電網(wǎng)水電站群短期優(yōu)化調(diào)度模型體系及應(yīng)用分析

唐海華，張世欽，黃春雷，陸濤，沈笛

（1.南京南瑞集團(tuán)公司水利水電技術(shù)分公司，江蘇南京　211106；2.國(guó)網(wǎng)福建電力調(diào)度控制中心，福建福州　350003）

電網(wǎng)水電站群短期優(yōu)化調(diào)度模型體系及應(yīng)用分析

唐海華1，張世欽2，黃春雷1，陸濤1，沈笛1

（1.南京南瑞集團(tuán)公司水利水電技術(shù)分公司，江蘇南京211106；2.國(guó)網(wǎng)福建電力調(diào)度控制中心，福建福州350003）

立足電網(wǎng)水電站群短期優(yōu)化調(diào)度的業(yè)務(wù)特點(diǎn)及應(yīng)用需求，提出電網(wǎng)水電系統(tǒng)短期優(yōu)化調(diào)度的多模型轉(zhuǎn)化機(jī)制及其運(yùn)用準(zhǔn)則，為水電站群的日計(jì)劃方案編制提供決策支撐；以水電能源的高效利用和電力系統(tǒng)的電力電量平衡為基礎(chǔ)，建立了相互關(guān)聯(lián)的短期優(yōu)化模型體系，重點(diǎn)闡述了電網(wǎng)水電站群可用水量與水電負(fù)荷需求的協(xié)調(diào)關(guān)系。國(guó)網(wǎng)直調(diào)水電系統(tǒng)的計(jì)算結(jié)果表明，多模型轉(zhuǎn)化機(jī)制能準(zhǔn)確體現(xiàn)電網(wǎng)的不同調(diào)度意圖，并獲得對(duì)應(yīng)的水電站群負(fù)荷控制策略。

電網(wǎng)水電系統(tǒng)；短期優(yōu)化調(diào)度；多模型轉(zhuǎn)化機(jī)制；電力電量平衡

電網(wǎng)水電系統(tǒng)短期優(yōu)化調(diào)度涉及的因素復(fù)雜多變，其模型理論及優(yōu)化算法的研究成果頗多［1-3］。水電站群短期調(diào)度研究通常針對(duì)“以水定電”和“以電定水”分別建模，鮮于考慮其內(nèi)在關(guān)聯(lián)。文獻(xiàn)［4-5］首次綜合考慮了水電總負(fù)荷和可用水量，提出了水電系統(tǒng)短期負(fù)荷優(yōu)化分配的一般性準(zhǔn)則；文獻(xiàn)［6］在固定可用水量?jī)?yōu)化梯級(jí)總電量時(shí)，首次將負(fù)荷典型作為約束，增強(qiáng)了優(yōu)化結(jié)果的實(shí)用性；文獻(xiàn)［7］則將日負(fù)荷曲線轉(zhuǎn)化為約束，在給定可用水量追求發(fā)電量盡可能多時(shí)，滿足水電系統(tǒng)總出力過(guò)程與電力負(fù)荷曲線過(guò)程的殘差最??；文獻(xiàn)［8］分別構(gòu)建了無(wú)法滿足電網(wǎng)負(fù)荷要求下得短期發(fā)電效益最大模型、給定電力負(fù)荷圖及期末控制水位的調(diào)峰電量最大模型以及水電負(fù)荷平衡情況下的短期耗水能量最小模型，但模型之間缺乏理論聯(lián)系。綜上，現(xiàn)有調(diào)度模型雖在一定程度上考慮了電網(wǎng)水電系統(tǒng)的優(yōu)化協(xié)調(diào)，但優(yōu)化目標(biāo)相對(duì)單一，無(wú)法適應(yīng)水電站群調(diào)度目標(biāo)的多樣化需求。本文在前述研究基礎(chǔ)上，構(gòu)建了融合兩種模式、兼顧多重調(diào)度目標(biāo)的一體化短期優(yōu)化調(diào)度模型體系，各調(diào)度模型之間具有靈活的轉(zhuǎn)化機(jī)制，可有效協(xié)調(diào)水電能源高效利用與系統(tǒng)電力電量平衡的雙邊應(yīng)用需求。

1　短期優(yōu)化調(diào)度模型體系

1.1模型目標(biāo)的客觀需求

結(jié)合電網(wǎng)水電調(diào)度的節(jié)能增效原則及負(fù)荷平衡需求，電網(wǎng)水電系統(tǒng)短期優(yōu)化調(diào)度模型構(gòu)建時(shí)，其目標(biāo)函數(shù)應(yīng)能反映以下3方面的客觀要求：

1）水電系統(tǒng)需承擔(dān)的負(fù)荷過(guò)程與水電站群的可用水量。前者取決于電網(wǎng)負(fù)荷需求和其他電源的供電能力，后者則取決于水電站群中長(zhǎng)期調(diào)度運(yùn)行方式及來(lái)水情況。二者通常是矛盾的，需科學(xué)決策庫(kù)蓄電能充足時(shí)的空間分配問(wèn)題與不足時(shí)的協(xié)調(diào)控制策略。

2）水電系統(tǒng)可用電能與電網(wǎng)的調(diào)峰要求。豐水期水量充足，一方面水電系統(tǒng)受電網(wǎng)調(diào)峰要求，有可能強(qiáng)制棄水調(diào)峰；另一方面又由于低水頭導(dǎo)致容量受阻，有可能被迫壓電。

3）電力系統(tǒng)中“先火后水”與“先水后火”兩種負(fù)荷分配方式。前者主要體現(xiàn)在枯水期，水電系統(tǒng)主要用于平衡扣除火電及其他電源后的剩余負(fù)荷，其運(yùn)行方式取決于系統(tǒng)負(fù)荷圖；后者則主要體現(xiàn)在豐水期，首先根據(jù)可用水量確定水電系統(tǒng)的負(fù)荷過(guò)程，同時(shí)考慮電網(wǎng)調(diào)峰需求，使水電站群承擔(dān)一定的調(diào)峰任務(wù)。

1.2目標(biāo)函數(shù)

為全面體現(xiàn)電網(wǎng)水電調(diào)度的客觀規(guī)律，增強(qiáng)負(fù)荷分配的靈活性，在充分利用水能資源的前提下，充分發(fā)揮水電的調(diào)節(jié)優(yōu)勢(shì)，本文構(gòu)建了包含四元目標(biāo)函數(shù)群的短期優(yōu)化調(diào)度模型體系。

模型Ⅰ：能量協(xié)調(diào)均衡。給定水電系統(tǒng)應(yīng)承擔(dān)的負(fù)荷圖及目標(biāo)電站群可用水量，使目標(biāo)電站群在可用水量不足時(shí)增加的耗能比例盡可能均衡，或可用水量過(guò)剩時(shí)增加的蓄能比例盡可能均衡，數(shù)學(xué)描述如下：

式中：I為目標(biāo)電站的數(shù)目；k為能量協(xié)調(diào)比例；ECi、ETi（i=1，2，…，I）分別為i電站的協(xié)調(diào)能量（可用水量不足為耗能增量，過(guò)剩則為蓄能增量）與控制耗能量（調(diào)度期的入庫(kù)電能與庫(kù)蓄電能之差）。

模型Ⅱ：基荷增量最大。當(dāng)汛期水量豐沛，且受汛限水位嚴(yán)格控制，剩余水量不可留蓄時(shí)，應(yīng)在滿足電網(wǎng)調(diào)峰要求前提下，盡量承擔(dān)基荷電能：

式中：T為調(diào)度期總時(shí)段數(shù)；Nt、Pt（t=1，2，…，T）分別為t時(shí)段水電系統(tǒng)總出力及應(yīng)承擔(dān)的最小負(fù)荷（取決于調(diào)峰需求）；ΔN為水電系統(tǒng)多承擔(dān)的基荷。

模型Ⅲ：峰荷損失最大。水電系統(tǒng)可用水量不滿足負(fù)荷需求且水量不可超用時(shí)，盡可能穩(wěn)定基荷，按“削平頭”方式最大程度壓峰荷：

式中：ΔE為水電系統(tǒng)少承擔(dān)的峰荷；PXT，t為t時(shí)段水電系統(tǒng)需承擔(dān)的負(fù)荷，即水電負(fù)荷需求；Ns為水電系統(tǒng)實(shí)際承擔(dān)的最大負(fù)荷；αt為系數(shù)，當(dāng)PXT，t≤Ns時(shí)αt= 0；反之，αt=1。

模型Ⅳ：基荷損失最小。水電系統(tǒng)可用水量不滿足負(fù)荷需求且水量不可超用時(shí)，使壓基荷損失最?。?/p>

式中：ΔN′為水電系統(tǒng)少承擔(dān)的基荷，且ΔN′＞0。

1.3約束條件

1）水電系統(tǒng)功率平衡約束：

式中：Ni，t為i電站t時(shí)段的平均出力。

2）各水電站水庫(kù)水量平衡約束：

式中：QIi，t、QGi，t、QDi，t、QEi，t分別為i電站t時(shí)段的入庫(kù)流量、發(fā)電流量、棄水流量及其他出庫(kù)流量（包括航運(yùn)、灌溉、供水、流量損失等綜合利用需求）；Vi，t、Vi，t+1分別為i電站t時(shí)段初、末蓄水量。

3）各水電站水庫(kù)可用水量約束：

式中：Zi0、Ziend分別為i電站調(diào)度期初始水位與期末控制水位，反映了庫(kù)蓄水量變化，其差值與入庫(kù)來(lái)水疊加即為可用水量。

4）梯級(jí)流量傳播約束：

式中：Ωi，up為i電站入庫(kù)徑流依賴的上級(jí)水電站序號(hào)集合；ICi，t為i電站t時(shí)段的區(qū)間入庫(kù)流量；Qi，j為i電站依賴的上級(jí)水電站群出庫(kù)流量過(guò)程。

5）各水電站水庫(kù)庫(kù)容約束：

式中：Vi，min、Vi，max分別為i電站調(diào)度期內(nèi)的蓄水量下限與上限。

6）各水電站水庫(kù)出庫(kù)流量約束：

式中：Qi，min、Qi，max分別為i電站調(diào)度期期內(nèi)的出庫(kù)流量下限與上限。

7）各水電站平均出力約束：

式中：Ni，min、Ni，max分別為i電站調(diào)度期期內(nèi)的出力下限與上限。

8）各水電站機(jī)組單機(jī)出力約束：

式中：NEi，l，t為i電站l機(jī)組t時(shí)段出力；Ωi，l為i電站l機(jī)組振動(dòng)區(qū)或氣蝕區(qū)。

9）水電站靜態(tài)特性及機(jī)組發(fā)電約束：

式中：Zi，up，t為i電站t時(shí)刻壩上水位；Zi，down，t、Hi，t分別為i電站t時(shí)段平均下游水位、凈水頭；fZV，i（·）、fQZ，i（·）、fNQ，i，l（·）分別為i電站庫(kù)容曲線、下游水位流量關(guān)系及l(fā)機(jī)組的特性曲線。

10）典型負(fù)荷等比例約束：

式中：NTYi，t為i電站t時(shí)段典型負(fù)荷值。

1.4模型應(yīng)用準(zhǔn)則及目標(biāo)轉(zhuǎn)化機(jī)制

本文建立的水電站群短期優(yōu)化調(diào)度模型體系較為全面的反映了水電系統(tǒng)短期調(diào)度的客觀需求，給定總可用水量體現(xiàn)了水電站群的中長(zhǎng)期調(diào)度控制策略，給定水電系統(tǒng)負(fù)荷圖則體現(xiàn)了電網(wǎng)的電力電量平衡需求。模型Ⅰ給出了水電站群在可用水量與負(fù)荷圖雙重約束下，庫(kù)蓄電能增加或減少的協(xié)調(diào)原則，體現(xiàn)了公平調(diào)度思想，具有雙重含義，調(diào)度意圖轉(zhuǎn)換靈活，給定水量有余可均勻留蓄，給定水量不足則可均勻超用庫(kù)蓄水能，亦可轉(zhuǎn)化為模型Ⅲ或模型Ⅳ壓負(fù)荷，調(diào)度人員視電網(wǎng)需求靈活選擇；模型Ⅱ反映了豐水期電力系統(tǒng)的“先水后火”負(fù)荷分配方式，目標(biāo)函數(shù)值大小同時(shí)取決于調(diào)峰要求及水電系統(tǒng)的可用容量；模型Ⅲ與模型Ⅳ均體現(xiàn)了水電系統(tǒng)可用水量或可用容量不足時(shí)的負(fù)荷分配方式，以不改變目標(biāo)電站總水量為前提，分別采用不同的壓電方式減少系統(tǒng)負(fù)荷，無(wú)調(diào)峰需求時(shí)，按峰荷損失最大“削平頭”，反之則可采用基荷損失最小的“均勻壓電”方式緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力。

綜上，調(diào)度模型群可分為2類：能量協(xié)調(diào)均衡屬于給定水電系統(tǒng)負(fù)荷，優(yōu)化水電站群的實(shí)際用水量；另外3個(gè)目標(biāo)則是固定水電站群可用水量，優(yōu)化水電系統(tǒng)負(fù)荷過(guò)程。該模型體系下各優(yōu)化目標(biāo)彼此之間密切關(guān)聯(lián)，結(jié)合電網(wǎng)不同時(shí)期的電站來(lái)水特點(diǎn)及系統(tǒng)負(fù)荷需求，各模型優(yōu)化目標(biāo)之間存在如圖1所示的相互轉(zhuǎn)化機(jī)制。

圖1中：方向1代表站群電能有余；方向2代表庫(kù)蓄水量不能超用；方向3代表站群來(lái)水及容量富余；方向4代表電能充足但容量不足；方向5代表無(wú)調(diào)峰需求；方向6代表調(diào)峰形勢(shì)緊張。

2　模型求解關(guān)鍵技術(shù)

上述模型的目標(biāo)函數(shù)群及約束條件構(gòu)成了一個(gè)多元、高維、多階段、多約束的超大型非線性規(guī)劃極值問(wèn)題，本文采用雙層控制法進(jìn)行求解：上層控制4個(gè)目標(biāo)函數(shù)之間的轉(zhuǎn)換，協(xié)調(diào)下層模型的負(fù)荷和可用水量雙重約束；下層則尋求給定目標(biāo)函數(shù)與約束條件的最優(yōu)解。下層優(yōu)化由于同時(shí)受可用水量和負(fù)荷的雙重限制，可能造成模型無(wú)解，因此，需選取負(fù)荷平衡電站，松弛其期末水位控制約束，以確保系統(tǒng)負(fù)荷得以滿足。優(yōu)化策略不滿足模型約束的程度反映在負(fù)荷平衡電站調(diào)度期末庫(kù)蓄水量與其控制值的差別上。要使這一差別滿足精度要求，需靠上層模型進(jìn)行調(diào)控。算法結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖2。

圖2　模型求解雙層算法結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2　Double algorithm structure of solving the model

根據(jù)圖2的分層協(xié)調(diào)思想，本文模型可按如下步驟求解：

步驟1：確定負(fù)荷平衡電站，其負(fù)荷調(diào)整盡可能不影響其他電站入庫(kù)徑流，并具備較好調(diào)節(jié)能力；

步驟2：非負(fù)荷平衡電站根據(jù)可用水量按典型負(fù)荷等比例分配方式計(jì)算出力決策；

步驟3：由水電系統(tǒng)總負(fù)荷扣除上述出力決策得負(fù)荷平衡電站出力決策；

步驟4：計(jì)算負(fù)荷平衡電站期末狀態(tài)，判斷其是否滿足精度要求，若不滿足，則根據(jù)電網(wǎng)需求協(xié)調(diào)上層目標(biāo)，返回步驟2，直至負(fù)荷平衡電站的調(diào)度期末狀態(tài)收斂，計(jì)算結(jié)束。

3　應(yīng)用實(shí)例

目前，國(guó)網(wǎng)直調(diào)水電系統(tǒng)包括三峽、溪洛渡、向家壩、錦西、錦東、官地等大型水電站群，分布于長(zhǎng)江中游干流、金沙江下游和雅礱江下游等梯級(jí)，具有裝機(jī)容量大、發(fā)電水頭高、綜合耗水率低等特點(diǎn)。水電站群水力拓?fù)潢P(guān)系見(jiàn)圖3，基礎(chǔ)特性參數(shù)及計(jì)算邊界見(jiàn)表1。

以某汛后枯水日為例，選擇三峽作為負(fù)荷平衡電站，水電系統(tǒng)總負(fù)荷及各電站的典型負(fù)荷過(guò)程（不同時(shí)段間的負(fù)荷比例關(guān)系，表征調(diào)峰起止時(shí)間和相對(duì)調(diào)峰深度）見(jiàn)圖4。由于官地至溪洛渡、向家壩至三峽的傳播時(shí)間均超過(guò)了日計(jì)劃調(diào)度周期，溪洛渡和三峽應(yīng)視為龍頭電站，不考慮上游傳播影響，因此，表1中錦西、溪洛渡和三峽為入庫(kù)流量，其余則為區(qū)間流量。另，錦東為引水電站，調(diào)節(jié)庫(kù)容小，其典型負(fù)荷與錦西完全一致。按不同優(yōu)化模型計(jì)算的統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表2和表3，對(duì)應(yīng)的水電系統(tǒng)總負(fù)荷過(guò)程見(jiàn)圖5。

圖3　水電站群水力拓?fù)潢P(guān)系Fig.3　Topological relationship of the hydropower station group

圖4　水電系統(tǒng)負(fù)荷與電站典型負(fù)荷過(guò)程Fig.4　Process of hydropower system load and hydropower station typical load

表1　水電站群計(jì)算參數(shù)表Tab.1　Calculation parameters of the hydropower station group

表2　模型Ⅰ計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)Tab.2　Calculation result statistics of ModelⅠ

表3　模型Ⅲ和模型Ⅳ計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)Tab.3　Calculation result statistics of ModelⅢand ModelⅣ

圖5　不同優(yōu)化模型計(jì)算所得水電系統(tǒng)負(fù)荷過(guò)程Fig.5　Process of hydropower system load with different optimization models

表2中，模型Ⅰ因水電系統(tǒng)承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)，負(fù)荷需求不可調(diào)整，水電站群的期末控制水位均無(wú)法滿足，共超用水量8 668.74萬(wàn)m3，總耗能增加2 976.53萬(wàn)kW·h，平均增幅為3.978%。理論上，根據(jù)能量協(xié)調(diào)均衡原則，各電站的能量協(xié)調(diào)比例應(yīng)完全相等。本例中，因錦東調(diào)節(jié)庫(kù)容較小，期末已超用至死水位，實(shí)際耗能增幅僅為3.95%，其余各電站多承擔(dān)了部分調(diào)節(jié)任務(wù)，耗能增幅均為3.98%。

若可用水量不能超用，此時(shí)需轉(zhuǎn)化為模型Ⅲ或模型Ⅳ。當(dāng)水電系統(tǒng)調(diào)峰形勢(shì)緊張時(shí)，應(yīng)采用模型Ⅳ均勻壓基荷；反之，則可轉(zhuǎn)為模型Ⅲ逐級(jí)壓峰荷。

由表3可知，模型Ⅲ因水量不足導(dǎo)致的電量差為3 116萬(wàn)kW·h，峰荷差達(dá)471萬(wàn)kW；模型Ⅳ均勻壓基荷135萬(wàn)kW，對(duì)應(yīng)電量差為3 240萬(wàn)kW·h，比模型Ⅲ多損失124萬(wàn)kW·h。圖5直觀反映了固定可用水量后，按不同優(yōu)化模型進(jìn)行轉(zhuǎn)換的水電系統(tǒng)負(fù)荷過(guò)程對(duì)照關(guān)系，其中模型Ⅰ為水電系統(tǒng)的實(shí)際負(fù)荷需求，模型Ⅲ和模型Ⅳ分別體現(xiàn)了“削平頭”與“均勻壓電”兩種調(diào)整方式下的負(fù)荷變化。

綜上，模型Ⅰ固定負(fù)荷過(guò)程，普遍存在水量超用現(xiàn)象，實(shí)際耗能增大；固定可用水量后，轉(zhuǎn)化為模型Ⅳ的調(diào)峰效果最為理想，模型Ⅲ則水電負(fù)荷過(guò)渡更為平穩(wěn)。

4　結(jié)語(yǔ)

本文建立了電網(wǎng)水電系統(tǒng)的短期優(yōu)化調(diào)度模型體系，構(gòu)成了水電站群在電網(wǎng)調(diào)度中的通用模型框架。現(xiàn)有優(yōu)化模型群基本實(shí)現(xiàn)了電網(wǎng)水電調(diào)度意圖的靈活轉(zhuǎn)化，但僅考慮了水電系統(tǒng)可用水量與負(fù)荷需求之間的協(xié)調(diào)，未來(lái)還可結(jié)合火電、風(fēng)電、光伏、核電等多元電源的聯(lián)合調(diào)度需求橫向擴(kuò)充優(yōu)化模型，進(jìn)一步豐富和深化電網(wǎng)水電系統(tǒng)的調(diào)度任務(wù)及其多模型轉(zhuǎn)化內(nèi)涵。

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（編輯李沈）

Short-Term Optimal Scheduling Model System and Its Application of Electric Grid Hydro-Power Station Group

TANG Haihua1，ZHANG Shiqin2，HUANG Chunlei1，LU Tao1，SHEN Di1
（1.Water Conservancy and Hydro-Power Technology Branch，NARI Group Corporation，Nanjing 211106，Jiangsu，China；2.State Grid Fujian Electric Power Dispatching and Control Center，F(xiàn)uzhou 350003，F(xiàn)ujian，China）

According to the business characteristics and application requirements of the short-term optimal scheduling of the hydro-power station group in the power grid，this paper puts forward a multiple model conversion mechanism and its application in the short-term optimal scheduling of the electric grid hydro-power system.This model can provide decision supports for the daily plan scheming of the hydro-power system.Based on the efficient utilization of hydro-power energy and the balance of electric power and energy in power system，this paper builds the short-term optimization model system.It elaborates the coordination relationship of the available water and load demand of the hydro-power station group in the power grid，and the connotation of the multiple objective scheduling of the hydro-power system.The calculation results of the hydro-power system in SGCC show that，the multiple model conversion mechanism can accurately reflect different scheduling intent，and obtain the corresponding control strategy of the hydro-power station group.

electric grid hydro-power system；short-term optimal scheduling；multiple model conversion mechanism；balance of electric power and energy

1674-3814（2015）11-0126-05

TV697.1+2

A

2015-07-15。

唐海華（1982—），男，碩士，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)樗娔茉磧?yōu)化及調(diào)度自動(dòng)化。