一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法

摘要

一种水电富集电网大规模电站群短期计划编制方法，将电站进行分类简化处理，并局部优化少量平衡电站，大幅减少计算规模，实现合理高效编制电网日发电运行计划。根据电网预测负荷与实际负荷过程，采用相关分析方法优选计划参考日，确定电站初始计划；以此为基础，对水电站进行定出力计算，检验水库弃水或放空情况，以启发式增加或减少发电量；最后针对水电富集电网电源结构特点，按流域调节性能和火电站煤耗优选少量电站参与平衡计算，并采用等负荷率和节能原则分别优化水电站和煤电站出力，实现系统电力平衡。本发明方法可以兼顾不同电站运行特点，满足水电富集电网超百座特大规模电站群短期计划快速编制需求。

权利要求

1.一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法，其特征包括如下步骤：(1)电站分类，将所有电站按照参考计划、参考实际、电站上报、优化计算四种方式进行归类；

(2)设置电网日预测负荷过程；

(3)进行负荷分析，采用相关分析法比较计划日预测负荷与最近N天的实际负荷，计算二者的相关系数{COE1,COE2……COEN-1,COEN},其中COEn代表预测负荷与第n天实际负荷的相关系数，并将max{COE1,COE2……COEN-1,COEN}对应日期设置为参考日，其中N表示所有天数，1≤n≤N；

(4)设置初始计划，提取参考日出力作为电站初始计划，并考虑检修后限定出力上限；

(5)进行水电分析，在正常高水位、死水位、以及电站可用容量约束下，采用定出力方法确定各水电站的日96点水位过程和出库过程，并根据弃水和放空情况，均匀增加电站出力，或者按照负荷高低安排电站发电量；

(6)采用公式(1)计算电网各时段未平衡电力偏差；

式中：Dt为t时段电网未平衡电力值；Ct为t时段电网负荷；PHm,t，PTi,t，PWj,t，PSk,t分别为水电站、火电站、风电站、光伏电站在t时段的出力；MH，MT，MW，MS分别为水电站、火电站、风电站、光伏电站的数量；T，t分别是调度期时段总数和时段编号，1≤t≤T；

(7)选择平衡电站进行局部优化计算，以平衡电力偏差；

(8)若选择水电站作为平衡电站，采用等负荷率原则计算各电站需调整电量，并按照各时段负荷偏差，按照调整电量占未平衡电量比例确定各电站的时段出力；

(9)若选择火电站作为平衡电站，首先采用节能减排原则对其进行排序，并反比例分配各电站机组电量，进而采用改进切负荷方法确定机组日96点出力过程。

说明书

一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法

技术领域

[0001] 本发明涉及电力系统调度运行领域，特别涉及一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法。技术背景

[0002] 近些年，我国水电进入大规模集中建设、投产时期，西南地区形成了以云南电网、四川电网为代表的水电富集电网，其中云南、四川电网水电装机已经分别达到5643万kW和6293万kW，富可敌国，均超过世界水电排名第5的日本，且两省水电装机容量和发电量占全网的80％左右，统调水电站数量超过100座，再加之风电、光伏等大量不可控新能源电站，其调度管理极大不同于以火电为主的电网，发电协调控制面临很大难题与挑战。以云南电网为例，统调及以上水电站119座，分布在澜沧江、金沙江、怒江、红河、伊洛瓦底江、珠江多个流域，囊括了多年调节、年调节、季调节、周调节、日调节、径流式多种调节类型，运行特点互不相同，来水以及面临的电网控制需求也存在很大差异，而且需要与煤电、风电、光伏等性能各异电源进行协调控制，使得以往的统一建模方法很难适应如此特大规模电站群调度问题，特别是在每天的短期调度中，直接优化求解得到的调度结果以及计算效率均无法达到目前电网实际调度要求。因此，对具有不同特点和需求的电站进行差异化处理，在特大规模电网发电调度中就变得极为必要与关键，需要结合问题特点设计切实有效的实用化方法与策略。

[0003] 目前国内外这方面研究主要集中于数学建模方法，以数学规划和智能算法居多，目标大多采用发电量最大，这种思路具有一定理论研究价值，但与水电富集电网特大规模电站群调度工程实际不相适应，实用化难度很大。本发明成果依托国家自然科学基金委重大国际合作(51210014)，国家自然科学基金(51579029)，以云南电网统调水电站、火电站、风电站、光伏电站的多电源短期协调问题为背景，考虑电网日负荷需求，发明了具有很强实用性和广泛推广价值的特大规模电站群短期计划编制方法。

发明内容

[0004] 本发明要解决的技术问题是提供一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法，可根据水火风光多种电源类型和水电站调节性能，将电站进行分类简化处理，并局部优化少量平衡电站，大幅减少计算规模，实现合理高效编制电网日发电运行计划。

[0005] 本发明的技术方案为：本发明揭示了一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法，包括负荷分析、水电分析、平衡计算三大部分，按照下述步骤(1)-(9)完成电网日前计划编制过程：

[0006] (1)电站分类，将所有电站按照参考计划、参考实际、电站上报、优化计算四种方式进行归类；归类的基本原则是：对于风电站和光伏电站等新能源电站，受天气因素影响较大，考虑到电厂用户能更直接地了解和掌握当地天气，所以一般采用电站上报或者参考实际两种方式；对于火电站，由于机组启停速度和调节性能较差，不适宜频繁开关机和出力频繁波动，所以一般采用参考计划方式；对于大多数水电站，在来水变化不大的情况下，可以直接参考历史计划或实际出力，而少量调节性能较好的水电站，或者位置相对独立的水电站，可以根据电网的负荷需求参与平衡计算。

[0007] (2)设置电网日预测负荷过程；

[0008] (3)进行负荷分析，采用相关分析法比较计划日预测负荷与最近N天的实际负荷，计算二者的相关系数{COE1,COE2,COEN-1,COEN},其中COEn代表预测负荷与第n天实际负荷的相关系数，并将max{COE1,COE2,COEN-1,COEN}对应日期设置为参考日；

[0009] (4)设置初始计划，提取参考日出力作为电站初始计划，并考虑检修后限定出力上限；

[0010] (5)进行水电分析，在正常高水位、死水位、以及电站可用容量约束下，采用定出力方法确定各水电站的日96点水位过程和出库过程，并根据弃水和放空情况，均匀增加电站出力，或者按照负荷高低安排电站发电量；

[0011] (6)采用公式(1)计算电网各时段未平衡电力偏差；

[0012]

[0013] 式中：Dt为t时段电网未平衡电力值；Ct为t时段电网负荷；PHm,t，PTi,t，PWj,t，PSk,t分别为水电站、火电站、风电站、光伏电站在t时段的出力；MH，MT，MW，MS分别为水电站、火电站、风电站、光伏电站的数量；T，t分别是调度期时段总数和时段编号。

[0014] (7)选择平衡电站进行局部优化计算，以平衡电力偏差；

[0015] (8)若选择水电站作为平衡电站，采用等负荷率原则计算各电站需调整电量，并按照各时段负荷偏差，按照调整电量占未平衡电量比例确定各平衡电站的时段出力；

[0016] (9)若选择火电站作为平衡电站，采用节能减排原则对其进行排序，并反比例分配各电站机组电量，进而采用改进切负荷方法确定机组日96点出力过程。

[0017] 本发明对比现有技术有如下有益效果：本发明水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法，分三个阶段实现特大规模电站群短期计划快速编制目标；第一个阶段，首先采用相关分析方法，将预测负荷过程与历史实际负荷进行对比分析，按相关系数从大到小排序，确定系数最大的日期作为参考日；第二阶段，将参考日电站出力作为初始计划，进行定出力计算，检验水库弃水或放空情况，并以此为启发信息，均匀增加或减少发电量；第三阶段，针对水电富集电网电源结构特点，按流域调节性能和火电站煤耗优选少量电站参与平衡计算，并采用等负荷率和节能原则分别优化水电站和煤电站出力，满足电网电力平衡要求。对比现有技术，本发明可充分考虑各类电源及不同类型水电站特点和控制要求，快速得到比现有方法更加合理实用的发电运行计划，满足水电富集电网超百座特大规模电站群短期调度需求。

附图说明

[0018] 图1是本发明方法总体求解框图。

[0019] 图2是云南电网未平衡电力偏差过程图。

[0020] 图3是云南电网日负荷平衡图。

[0021] 图4(a)是小湾水电站日96点出力过程。

[0022] 图4(b)是漫湾水电站日96点出力过程。

[0023] 图4(c)是大朝山水电站日96点出力过程。

[0024] 图5(a)是雨汪火电站日96点出力过程。

[0025] 图5(b)是阳宗海火电站日96点出力过程。

[0026] 图5(c)是昆明火电站日96点出力过程。

具体实施方式

[0027] 下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

[0028] 水电富集电网特大规模电站群短期调度与以往的小规模梯级水电站调度以及以火电为主电网的调度问题有很大不同，由于水电站类型和面临的控制要求差异极大，且流域间来水也互不相同，给以往的统一建模求解方法带来很大难度，特别是在电网实际调度中，直接优化求解如此特大规模电站群调度问题，往往很难得到直接可用的优化结果，而已有的文献报道中鲜有针对水电富集电网电源结构特点和电网的实际调度需求，构建实用的求解方法与策略。本发明揭示一种水电富集电网特大规模电站群短期计划编制方法，将电网短期调度问题分解为三个关键子问题(一是进行电网负荷分析，确定负荷相似日，为确定电站初始计划提供基础；二是按照参考日出力确定电站初始计划，并对所有水电站进行分析，以适当调整不合理电站出力过程；三是选择少量平衡电站进行局部优化计算，实现电网电力平衡)，并针对这三个子问题，分阶段采用相关分析法、定出力计算和均匀策略、以及等负荷和改进切负荷方法分别求解，满足电网的负荷平衡要求。

[0029] 本发明由负荷分析、水电分析、平衡计算三个阶段方法组成。第一阶段相关分析法比较预测负荷与实际负荷过程，确定计划参考日；第二阶段以参考日的电站初始计划为基础，采用定出力方法计算水电站水位和出库过程，并根据弃水和放空情况，采用均匀策略调整计划出力；第三阶段选择少量水电站或者火电站进行平衡计算，其中水电站采用等负荷原则计算，火电站则采用节能减排原则进行发电排序，进而提供改进切负荷方法确定火电站机组出力过程，满足电网电力平衡。

[0030] 各阶段的具体操作方法按照下述过程(a)-(c)予以实现：

[0031] (a)负荷分析

[0032] 负荷分析旨在对比预测负荷与实际负荷过程，找出历史上与计划日负荷条件最相似的一天。本发明采用相关分析法计算二者的相关系数，并将相关系数最大的日期作为计划参考日，以提取参考日开机及出力计划，作为当前日期的初始计划值。主要求解步骤如下：

[0033] 步骤1：采用公式(2)计算预测负荷与实际负荷的相关系数；

[0034]

[0035] 式中：Ct′为t时段电网实际负荷； 分别为预测负荷与实际负荷的平均值。

[0036] 步骤2：对相关系数序列按从大到小排序；

[0037] 步骤3：将第一序位值对应的日期作为计划参考日，并提取参考日计划出力；

[0038] (b)水电分析

[0039] 水电分析旨在以参考日出力计划为条件，对所有水电站进行调节分析，采用定出力计算方法，确定初始的水位过程与出库决策，并对可能出现的弃水和水库放空情形进行分析和自动处理，其求解过程包括定出力计算和出力修正两个主要部分：

[0040] (1)定出力计算。对于任一时段t，以电站出力为控制目标，以最大和最小发电流量为边界条件，采用二分法进行迭代搜索，直至计算出力与给定出力满足收敛精度；在搜索过程中采用式(3)确定计算出力。

[0041] pm,t＝f(Zm,t-1,Qm,t,qm,t,Qlm,t,Δt)    (3)

[0042] 式中：f(·)表示电站的出力、水头、流量之间的函数关系；Zm,t-1为t-1时段m号水库的库水位；Qm,t为t时段m号水库的入库流量；qm,t为t时段m号水库的发电流量；Qlm,t为t时段m号水库的弃水流量；Δt为t时段的小时数。

[0043] (2)进行弃水或放空统计，并修正出力。

[0044] 对于任一电站m，采用式(4)计算其调度期内平均弃水流量 若 则找出电站第一个弃水时段，记为t2；同时将初始时段记为t1＝0；采用式(5)在t1～t2时段内均匀增加电站发电流量，并采用式(3)计算对应出力。

[0045]

[0046]

[0047] 采用式(6)分析电站是否放空；若是，则根据电站可发电量，按照电网负荷从高到低的顺序，以最大可用容量为限制条件，逐时段安排电站出力。

[0048]

[0049] 式中：Zm,dead为水库死水位。

[0050] (c)平衡计算

[0051] 根据电网未平衡负荷大小，以及水电站调节性能或火电站煤耗大小，选择少量电站进行平衡计算，实现电网负荷平衡。其求解过程主要包括以下三部分。

[0052] (1)平衡电站选择

[0053] 根据电网实际需求，确定选择水电站或者火电站作为平衡电站。

[0054] 若选择水电站，则优先选择调节性能好、装机比重较大的电站，或者分布位置相对独立的单个水电站，或者最下游水电站作为平衡电站。以云南电网为例，由于澜沧江中下游和金沙江中游梯级水电装机比重占全网水电站总比重超过80％，且调节性能较好，所以优先选择这上述两流域梯级电站作为平衡电站。

[0055] (2)水电站平衡计算

[0056] 考虑电网未平衡电量大小和平衡电站的可用容量，按照调度期发电负荷率尽量相等目标(见式(7))，采用式(8)计算确定各电站发电量。

[0057]

[0058]

[0059] 式中：C为平衡电站个数；pmc,max电站mc的最大可用容量； 为电站mc的平均出力。根据各电站发电量控制目标，按照从上游到下游顺序，采用下述步骤逐电站计算日96点出力过程，并采用定出力确定电站的水位过程和出库流量过程。

[0060] 步骤1：根据式(9)计算电站mc需要调整的电量值；

[0061]

[0062] 步骤2：根据式(10)逐时段计算调整后出力值；

[0063]

[0064] 步骤3：检验出力是否在合理范围内，若大于上边界值，则取为上限边界；若小于下边界值，则取为下边界。

[0065] 步骤4：进行定出力计算，确定时段水位和出库流量。

[0066] 步骤5：更新当前电站为下游电站，并转至步骤1。若c＝C，则计算结束。

[0067] (3)火电站平衡计算

[0068] 利用火电站进行平衡计算主要包括火电机组排序、确定机组发电量需求、以及确定机组出力过程三部分。

[0069] 第一部分：火电机组排序

[0070] 按照节能减排原则，即首先按照发电煤耗从小到大对所有机组进行排序，在此基础上，以煤耗相等为前提，前移具备脱硫设备的发电机组。

[0071] 第二部分：确定机组发电量需求

[0072] 采用煤耗反比例方法确定各机组发电量需求，见式(11)。

[0073]

[0074] 式中：Euj为j号机组的发电量控制目标；rj为j号机组的发电煤耗；Ju为机组台数；j为机组编号。

[0075] 第三部分：确定机组出力过程

[0076] 在电量已知的条件下，采用改进切负荷方法确定机组日96点出力过程。该方法主要是考虑火电机组的爬坡出力约束、出力波动控制约束、最小开停机持续时间约束，重构面临负荷曲线，进而采用逐次切负荷算法确定机组出力过程，见文献(王嘉阳，申建建,程春田,等.基于负荷重构策略的火电切负荷调峰方法,中国电机工程学报.2014,34(13):2684-2692.)

[0077] 根据上述思想，一次完整的优化调度过程，按照下述步骤(1)-(9)予以实现：

[0078] (1)电站分类，将所有电站按照参考计划、参考实际、电站上报、优化计算四种方式进行归类；

[0079] (2)设置电网日预测负荷过程；

[0080] (3)进行负荷分析，采用相关分析法比较计划日预测负荷与最近N天的实际负荷，计算相关系数{COE1,COE2,COEN-1,COEN},其中COEn代表预测负荷与第n天实际负荷的相关系数，将max{COE1,COE2,COEN-1,COEN}对应日期设置为参考日；

[0081] (4)设置初始计划，提取参考日出力作为电站初始计划，并考虑检修后限定出力上限；

[0082] (5)进行水电分析，在正常高水位、死水位、以及电站可用容量约束下，采用定出力方法确定各水电站的日96点水位过程和出库过程，并根据弃水和放空情况，均匀增加电站出力，或者按照负荷高低安排电站发电量；

[0083] (6)采用公式(1)计算电网各时段未平衡电力偏差；

[0084] (7)选择平衡电站进行局部优化计算，以平衡电力偏差；

[0085] (8)若选择水电站作为平衡电站，采用等负荷率原则计算各电站需调整电量，并按照各时段负荷偏差，按照调整电量占未平衡电量比例确定各平衡电站的时段出力；

[0086] (9)若选择火电站作为平衡电站，采用节能减排原则对其进行排序，并反比例分配各电站机组电量，进而采用改进切负荷方法确定机组日96点出力过程。

[0087] 现以云南电网为背景，以其统调119座水电站、11座火电站、44座风电站、11座光伏电站为对象，采用本发明方法制作电网的短期日前运行计划。按照上文技术背景中介绍，云南电网水电装机比重接近80％，是电网中最主要电源，对电网调度运行非常重要影响，在短期计划编制过程中，需要差异化考虑各类电站运行特点和面临的电网控制需求，以保证调度结果的合理性和实用性。以制作某日发电运行计划为例，采用参考计划、参考实际、电站上报、优化计算四种方式对所有电站进行归类，其中风电站、光伏电站具有不可控特点，一般采用电站上报或者参考实际方式；煤电站启停速度和调节性能较差，主要采用参考计划方式；大多数中小型水电站采用参考计划或参考实际，少量调节性能较好且装机较大的水电站进行平衡计算。通过负荷分析和水电分析，可以确定大多数电站的初始计划，进而计算得到电网未平衡电力偏差过程，见图2。

[0088] 考虑到澜沧江梯级和金沙江梯级占云南电网水电总装机比重达到80％以上，所以本例选择澜沧江下游部分梯级电站参与系统平衡计算；同时为验证本发明中的火电站平衡计算方法，也选择了雨汪、阳宗海、昆明火电站作为平衡电站；图3给出了采用水电站平衡后的电网负荷平衡图，图4、图5分别给出了两种平衡计算方案的电站和机组出力过程。由图可见，选择水电站或者火电站均能实现系统负荷平衡，其中小湾、漫湾、大朝山等主要水电站运行过程合理，水位和出力均在合理范围内，且发挥了很好的水电调峰作用；雨汪、阳宗海、昆明等火电站机组出力过程满足了爬坡和出力波动控制约束，结果合理；从表1的平衡结果也可以看出，电网一天96点均实现了电力供需平衡。另一方面，将本发明计算效率与以往的统一建模求解方法(目标为发电量最大，求解算法为逐步优化算法)进行了对比分析，从结果表2可见，本发明显著提高了短期计划编制效率。

[0089] 表1 (单位MW)

[0090]

[0091] 表2

[0092]