一种考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法与流程

本发明属于电力系统经济调度技术领域，尤其涉及一种考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法。

背景技术：

随着沿海地区负荷峰谷差的持续增大，及陆上风电、海上风电和核电项目的建设发展，将严重加剧沿海地区电网的调峰压力。特别是由于风电可能呈现的反调峰特性，会迫使常规机组频繁启停，不符合电网经济调度原则，且导致严重弃风。对沿海地区含风电和核电电力系统，研究考虑核电参与调峰，并与风电、气电、煤电和抽蓄机组协调调度，对电网运行经济和促进风电消纳具有重要意义。

针对沿海地区含风电和核电电力系统的经济调度，涉及调度模型建立及求解方法。其中，调度模型建立的关键在于核电调度模型，需计及其附加调峰成本，并考虑与风电协调调度；在求解方法上，由于调度模型为非线性混合0-1整数规划问题，还需线性化模型目标函数及运行约束条件。针对调度模型，有研究将核电调峰引起的附加燃料成本和安全成本综合为调峰成本，以此建立火电-核电-抽水蓄能联合运行优化调度模型，但未考虑与风电的协调调度；针对求解方法，主要在于核电运行约束的线性化，有研究对核电采用固定档调峰深度，并基于此线性化描述核电出力，实现调度模型的求解，但核电固定档调峰深度不能精确优化核电出力，对运行经济性具有一定影响。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种以经济调度为原则，计及弃风成本和核电调峰成本，建立含多种电源的风核协调调度优化模型，并提出细分核电调峰深度的方法来线性化核电调峰约束的调试方法。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法，包括以下步骤：

步骤1、计及弃风成本和核电调峰成本，构建含多种电源的风核协调调度优化模型；

步骤2、采用细分核电调峰深度的方法线性化核电调峰约束，基于cplex求解调度模型，并制定调度计划。

在上述的考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法中，步骤1的实现包括以下子步骤：

步骤1.1、核电机组参与日调峰处理；针对多台调峰核电机组考虑其周、年和运行期内日调峰次数限制，调峰机组实际运行中实行轮流日调峰；为保证更长周期的日调峰次数约束，及分属不同利益体核电机组间的调峰弃电率均衡，将所有调峰核电机组等效为一台调峰核电机组并以此优化日前调度出力；计及核电调峰成本，等效核电机组运行成本可表示为：

式中：分别为等效核电机组的运行成本常数项和核燃料成本系数；分别为核电调度出力和额定出力；pn为核电调峰成本系数；

等效核电机组为多台核电机组聚合；与的核燃料成本系数相同，的运行成本常数项和额定出力则为的累加：

式中：nn为核电机组数量；分别为第i台核电机组的运行成本常数项和额定出力；

步骤1.2、以经济调度为原则，计及弃风成本和核电调峰成本，建立煤电、气电、核电、风电、抽水蓄能多源协调调度模型；

多源协调调度模型目标函数为：

c＝ct+ccc+cw+cn+cps

式中：ct、ccc、cn、cps分别为火电机组、燃气-蒸汽联合循环机组、核电机组和抽水蓄能机组运行成本，cw为风电弃风成本，计算方式如下：

cw＝pw,onδew,on+pw,offδew,off

式中：pw,on、pw,off分别为陆上风电和海上风电弃风成本系数；δew,on、δew,off分别为调度周期内陆上风电和海上风电弃电量；

弃风电量可由下式计算：

式中：nw,on为陆上风电场数量，分别为第i个陆上风电场预测出力和调度出力；nw,off为海上风电场数量，分别为第i个海上风电场预测出力和调度出力。

在上述的考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法中，步骤2的实现包括以下子步骤：

步骤2.1、采用细分核电调峰深度的方法线性化核电调峰约束；假设将核电安全调峰深度范围均分为nd档，则第m档调峰深度为：

式中：为等效核电机组所允许的最小出力；

低功率阶段的核电功率为：

一般情况下，核电机组升/降功率时间为1～3h，因而每档调峰深度下均有3个升/降功率状态：qm,1、qm,2、qm,3，其对应的核电功率为：

式中：j为升/降功率的状态标号；

则核电功率线性表示为：

式中：ht为核电机组t时刻额定功率运行标志；lm,t为核电机组在第m档调峰深度、t时刻的低功率运行标志；qm,j,t为核电机组在第m档调峰深度、第j个状态、t时刻的升降功率运行标志；

步骤2.2基于cplex求解调度模型，并制定调度计划；

基于商业优化求解器cplex高效求解考虑核电调峰的煤电、气电、核电、风电、抽水蓄能多源协调调度模型；若日前调度优化结果要求核电参与调峰，则在综合考虑近段时间内各核电机组参与日调峰情况基础上，由调度运行人员指定隔日实行调峰的核电机组，并依据等效核电机组日前出力优化结果，确定所指定调峰核电机组的日前调度计划；若日前调度优化结果无需核电参与调峰，则不指定核电机组参与调峰；针对非核电机组，无论核电是否调峰，其出力安排均取日前调度优化结果。

在上述的考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法中，步骤1.1所述核电调峰成本系数考虑调峰引起的附加燃料成本和安全成本，可表示为：

pn＝pn,f+σpn,s

式中：pn,f为调峰燃料成本系数；pn,s为调峰安全成本系数；σ为核电安全价值系数，用于平衡核电调峰安全性和经济性。

在上述的考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法中，步骤1.2所述火电机组，燃气-蒸汽联合循环机组运行成本计算方式如下：

1)火电机组运行成本包含燃煤成本和启停成本，表示为：

式中：nt为火电机组数量；为0-1变量，表征火电机组i在t时段运行状态，1表示运行，0表示停机；为燃煤费用系数；为火电机组i在t时段出力；为机组启停成本；

火电机组启停成本：

式中：为0-1变量，当火电机组i在t时段由停机状态转变为运行状态时，取1，否则取0；为0-1变量，当机组i在t时段由运行状态转变为停机状态时，取1，否则取0；分别为火电机组i启动、停机一次的费用；

2)燃气-蒸汽联合循环机组运行成本包含燃气成本和模式转换成本，表示为：

式中：ncc为联合循环机组数量；mcc为联合循环机组全部模式集合，为y模式下可转变的模式集合；为0-1变量，表征机组i在t时段y模式运行状态，1表示运行，0表示停机；为y模式下燃气费用系数；为机组i在模式y下的最小技术出力，为机组i在t时段y模式下高于的出力；为机组由模式y转换为模式z的转换成本；为0-1变量，表征机组i在t时段由y模式转换为z模式，1表示转变，0表示不转变；

3)多源协调调度模型约束条件为：

(1)系统约束；

功率平衡约束：

式中：为抽蓄机组i在t时段出力，为联合循环机组i在t时段出力，pt^l为系统t时刻负荷；

其中，

备用容量约束：

式中：第1项为系统正旋转备用约束，第2项为负旋转备用约束；ru,t、rd,t分别为系统在t时段的正、负旋转备用容量；lu％、wu,on％、wu,off％分别为负荷、陆上风电和海上风电所需的正旋转备用系数；ld％、wd,on％、wd,off％分别为负荷、陆上风电和海上风电所需的负旋转备用系数；分别为火电机组i最大、最小技术出力；分别为火电机组i上升和下降爬坡速率；t10为旋转备用响应时间，此处取10min；分别为联合循环机组i在y模式下的最大、最小技术出力；分别为联合循环机组i在y模式下的上升和下降爬坡速率；分别为抽蓄机组最大发电功率和固定抽水功率；将弃风功率作为正旋转备用容量；

(2)机组运行约束；

火电机组运行约束：

式中：依次为火电机组出力约束、爬坡速率约束和最小启停时间约束；分别为机组i最小运行时间和最小停机时间；

风电出力约束：

燃气-蒸汽联合循环机组运行约束：

式中：依次为联合循环机组出力约束、爬坡速率约束和最小启停时间约束；分别为机组模式间转换上、下爬坡速率；分别为机组y模式下最小运行时间和最小停机时间；

抽水蓄能机组运行约束：

式中：依次为抽蓄机组发电功率约束、上下库容约束和日抽发电量约束；为0-1变量，表征抽蓄机组发电状态，发电时为1，否则为0；为抽蓄机组i的发电调度出力，为其上、下限；vu,t为上水库t时刻库容，vu为其上、下限；vd,t为下水库t时刻库容，vd为其上、下限；ηi为机组效率；为0-1变量，表征抽蓄机组抽水状态，抽水时为1，否则为0。

在上述的考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法中，步骤2.1所述运行标志满足约束：

线性化核电机组额定功率、低功率运行时间约束为：

式中：分别为核电机组满功率最小持续运行时间和低功率最小持续运行时间；

升/降功率为2h时运行标志耦合约束：

升/降功率为3h时运行标志耦合约束：

本发明的有益效果：本调度方法计及弃风成本和核电调峰成本，将风电和核电纳入协调调度范畴，可极大缓解沿海地区电网调峰压力，减少常规机组的频繁启停，从而提升沿海地区含风电和核电电力系统运行经济性。所提出的通过细分核电调峰深度线性化核电调峰约束方法，可实现核电调峰运行约束的线性化，从而调度模型可基于商业优化求解器cplex高效求解，得到精确优化的调度方案，从而实现对核电调峰的精确优化，提升了系统运行经济性，并减少了弃风，有助于减少系统运行成本。

附图说明

图1为本发明一个实施例多源协调调度方法的总流程图；

图2为本发明一个实施例第m档调峰深度下核电功率及状态示意图；

图3为本发明一个实施例海上风电场日前短期预测出力图；

图4为本发明一个实施例日负荷曲线；

图5为本发明一个实施例常规机组承担出力；

图6为本发明一个实施例核电和风电总弃电调峰功率；

图7为本发明一个实施例4种调峰模式下的核电机组出力；

图8为本发明一个实施例总运行成本和核电调峰深度变化。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的实施方式进行详细描述。

本实施例以经济调度为原则，计及弃风成本和核电调峰成本，建立了含多种电源的风核协调调度优化模型，并提出细分核电调峰深度的方法来线性化核电调峰约束。本实施例的方法可实现对核电调峰运行的精确优化，所建模型可提升系统运行经济性，并减少弃风。

一、首先，介绍本实施例方法的原理：

本实施例一种考虑风电、核电、抽水蓄能协调的多源优化调度方法，其总流程如图1所示，包括以下步骤：

第一步：计及弃风成本和核电调峰成本，构建含多种电源的风核协调调度优化模型。详细如下：

1.1，核电机组参与日调峰处理。针对多台调峰核电机组由于其周、年和运行期内日调峰次数限制，调峰机组实际运行中实行轮流日调峰。为保证更长周期的日调峰次数约束，及分属不同利益体核电机组间的调峰弃电率均衡，本实施例将所有调峰核电机组等效为一台调峰核电机组并以此优化日前调度出力。

计及调峰成本，等效核电机组运行成本可表示为：

式中：分别为等效核电机组的运行成本常数项和核燃料成本系数；分别为核电调度出力和额定出力；pn为核电调峰成本系数。

等效核电机组由多台核电机组聚合而成。与的核燃料成本系数相同，的运行成本常数项和额定出力则为的累加：

式中：nn为核电机组数量；分别为第i台核电机组的运行成本常数项和额定出力。

核电调峰成本系数综合了调峰引起的附加燃料成本和安全成本，可表示为：

pn＝pn,f+σpn,s

式中：pn,f为调峰燃料成本系数；pn,s为调峰安全成本系数；σ为核电安全价值系数，用于平衡核电调峰安全性和经济性。

1.2以经济调度为原则，计及弃风成本和核电调峰成本，建立煤电-气电-核电-风电-抽水蓄能多源协调调度模型。

多源协调调度模型目标函数如下：

c＝ct+ccc+cw+cn+cps

式中：ct、ccc、cn、cps分别为火电机组、燃气-蒸汽联合循环机组、核电机组和抽水蓄能机组运行成本，cw为风电弃风成本。

i.火电机组运行成本。

火电机组运行成本包含燃煤成本和启停成本，可表示为：

式中：nt为火电机组数量；为0-1变量，表征火电机组i在t时段运行状态，1表运行，0表停机；为燃煤费用系数；为火电机组i在t时段出力；为机组启停成本。

火电机组启停成本：

式中：为0-1变量，当火电机组i在t时段由停机状态转变为运行状态时，取1，否则取0；为0-1变量，当机组i在t时段由运行状态转变为停机状态时，取1，否则取0；分别为火电机组i启动、停机一次的费用。

ii.燃气-蒸汽联合循环机组运行成本。

燃气-蒸汽联合循环机组运行成本包含燃气成本和模式转换成本，可表示为：

式中：ncc为联合循环机组数量；mcc为联合循环机组全部模式集合，为y模式下可转变的模式集合；为0-1变量，表征机组i在t时段y模式运行状态，1表运行，0表停机；为y模式下燃气费用系数；为机组i在模式y下的最小技术出力，为机组i在t时段y模式下高于的出力；为机组由模式y转换为模式z的转换成本；为0-1变量，表征机组i在t时段由y模式转换为z模式，1表转变，0表不转变。

iii.风电弃风成本。

风电弃风成本计算方式如下：

cw＝pw,onδew,on+pw,offδew,off

式中：pw,on、pw,off分别为陆上风电和海上风电弃风成本系数；δew,on、δew,off为调度周期内陆上风电和海上风电弃电量。

弃风电量可由下式计算：

式中：nw,on为陆上风电场数量，分别为第i个陆上风电场预测出力和调度出力；nw,off为海上风电场数量，分别为第i个海上风电场预测出力和调度出力。

iv.核电运行成本。

详见1.1。

多源协调调度模型约束条件如下：

i)系统约束。

a.功率平衡约束：

式中：为抽蓄机组i在t时段出力，为联合循环机组i在t时段出力，pt^l为系统t时刻负荷。

其中，

b.备用容量约束：

式中：第1项为系统正旋转备用约束，第2项为负旋转备用约束。ru,t、rd,t分别为系统在t时段的正、负旋转备用容量；lu％、wu,on％、wu,off％分别为负荷、陆上风电和海上风电所需的正旋转备用系数；ld％、wd,on％、wd,off％分别为负荷、陆上风电和海上风电所需的负旋转备用系数；分别为火电机组i最大、最小技术出力；分别为火电机组i上升和下降爬坡速率；t10为旋转备用响应时间，此处取10min；分别为联合循环机组i在y模式下的最大、最小技术出力；分别为联合循环机组i在y模式下的上升和下降爬坡速率；分别为抽蓄机组最大发电功率和固定抽水功率。需说明的是，以上考虑将弃风功率作为正旋转备用容量。

ii)机组运行约束。

a.火电机组运行约束：

式中：依次为火电机组出力约束、爬坡速率约束和最小启停时间约束。分别为机组i最小运行时间和最小停机时间。

b.风电出力约束：

c.燃气-蒸汽联合循环机组运行约束：

式中：依次为联合循环机组出力约束、爬坡速率约束和最小启停时间约束。分别为机组模式间转换上、下爬坡速率；分别为机组y模式下最小运行时间和最小停机时间。

d.核电机组运行约束：

由于核电出力约束非线性，此处不列写核电机组运行约束，详细可参照2.1内容。

e.抽水蓄能机组运行约束：

式中：依次为抽蓄机组发电功率约束、上下库容约束和日抽发电量约束。为0-1变量，表征抽蓄机组发电状态，发电时为1，否则为0；为抽蓄机组i的发电调度出力，为其上、下限；vu,t为上水库t时刻库容，vu为其上、下限；vd,t为下水库t时刻库容，vd为其上、下限；ηi为机组效率；为0-1变量，表征抽蓄机组抽水状态，抽水时为1，否则为0。

第二步：采用细分核电调峰深度的方法线性化核电调峰约束，基于cplex求解调度模型，并制定调度计划。

2.1采用细分核电调峰深度的方法线性化核电调峰约束。假设将核电安全调峰深度范围均分为nd档，则第m档调峰深度为：

式中：为等效核电机组所允许的最小出力。

如图2所示，为第m档调峰深度下核电各功率阶段及状态，低功率阶段的核电功率为：

一般情况下，核电机组升/降功率时间为1～3h，因而每档调峰深度下均有3个升/降功率状态：qm,1、qm,2、qm,3，其对应的核电功率为：

式中：j为升/降功率的状态标号。

则核电功率可线性表示为：

式中：ht为核电机组t时刻额定功率运行标志；lm,t为核电机组在第m档调峰深度、t时刻的低功率运行标志；qm,j,t为核电机组在第m档调峰深度、第j个状态、t时刻的升降功率运行标志。

运行标志满足约束：

类似火电机组，线性化核电机组额定功率、低功率运行时间约束为：

式中：分别为核电机组满功率最小持续运行时间和低功率最小持续运行时间。

升/降功率阶段，运行标志还存在时间耦合约束[。升/降功率为2h时运行标志耦合约束：

升/降功率为3h时运行标志耦合约束：

2.2基于cplex求解调度模型，并制定调度计划。

基于商业优化求解器cplex高效求解考虑核电调峰的煤电-气电-核电-风电-抽水蓄能多源协调调度模型。若日前调度优化结果要求核电参与调峰，则在综合考虑近段时间内各核电机组参与日调峰情况基础上，由调度运行人员指定隔日实行调峰的核电机组，并依据等效核电机组日前出力优化结果，确定所指定调峰核电机组的日前调度计划；若日前调度优化结果无需核电参与调峰，则不指定核电机组参与调峰。针对非核电机组，无论核电是否调峰，其出力安排均取日前调度优化结果。

以下为一个具体实施例：

构造算例进行仿真分析，系统基本情况为：28台燃煤火电机组，装机7785mw；2台燃气-蒸汽联合循环机组，装机480mw；1个陆上风电场，1个海上风电场，均装机1000mw；3台核电机组，装机2800mw；3台抽水蓄能机组，装机900mw。机组相关参数如表1至表4。

表1火电机组参数

表2燃气-蒸汽联合循环机组参数

表3抽水蓄能机组参数

表4核电机组参数

如图3所示，为海上风电场日前短期预测出力，如图4所示，为沿海某省夏季典型日负荷曲线。为简化处理，假设陆上风电场出力与海上风电场同步，且单位装机出力为海上风电场的0.9倍。参考国际可再生能源机构统计资料及风电上网标杆电价，选取陆上风电弃风成本342元/(mw·h)，海上风电弃风成本510元/(mw·h)；核电安全价值系数σ取1.5，核电最大调峰深度为70％调峰深度细分为100档；负荷备用系数lu％、ld％均取5％，风电备用系数wu,on％、wu,off％、wd,on％、wd,off％均取15％。

为分析所提调度模型的经济性，设置以下4种调度模型，基于场景3进行仿真对比。

1)模型1。核电均带基荷运行，且不允许弃风。

2)模型2。核电均带基荷运行，且允许弃风。

3)模型3。核电可以日负荷跟踪模式调峰，且不允许弃风。

4)模型4。核电可以日负荷跟踪模式调峰，且允许弃风，也即本文所提调度模型。

除以上所述区别，4种调度模型的目标函数及其余相关约束均相同，得到的优化结果如表5及图5、图6所示。

表54种调度模型优化结果

1)对比模型1、模型2和模型3优化结果可知，若系统完全消纳风电和核电，会导致常规机组频繁启停，引起高昂的启停费用，使调度周期内的总运行成本攀升。且如图5所示，随着风电/核电参与调峰，降低了常规机组调峰压力，避免了常规机组的频繁启停，从而大幅度降低了启停成本，使总运行成本分别下降32.6万元、87.58万元，提升了运行经济性。此外，由于单位电量弃风成本高，导致模型2弃电成本显著高出模型3，因而应尽量避免弃风。

2)对比模型2、模型3和模型4优化结果可知，运行经济性：模型4>模型3>模型2。结合图6分析，模型2具有弃风调峰灵活的特点，但弃风成本高；模型3核电调峰受自身运行安全约束，低功率阶段出力需保持恒定，但相对具有弃核成本低的优势；模型4风核协调调峰结合了模型2弃风调峰灵活和模型3弃核成本低两者优势，通过核电调峰和少量弃风，抬升了常规机组在负荷低谷时段出力，实现了火电机组和燃气-蒸汽联合循环机组的零启停，从而进一步提升了运行经济性。

可见，风、核调峰降低了常规机组调峰压力，避免了常规机组的频繁启停，且风核协调调度可兼顾调峰灵活性和调峰成本，提高了含风电和核电系统的调度经济性，并使弃风减少。

需说明的是，由于弃电成本系数海上风电>陆上风电>核电，因而风核协调调度主要由核电承担调峰，陆上风电承担很少，海上风电未承担。弃电调峰会使各利益体收益受损，因而还需制定合理的调峰补偿机制，以实现各利益体间的利益均衡。

为分析核电日调峰模式对调度优化结果的影响，设置以下4种核电日调峰模式进行仿真对比。

1)模式1，核电机组均带基荷运行，不参与日负荷调峰。

2)模式2，核电机组采用压出力100mw方式参与日调峰(日内功率恒定，但不满发)。

3)模式3，核电机组采用3档固定调峰深度(30％，50％，70％)进行日负荷跟踪调峰。

4)模式4，本实施例所采用模式，通过细分核电调峰深度，实现核电调峰的精确优化。

若核电调峰，假设2台900mw核电机组近期已参与日调峰，现均指定1000mw核电机组为调峰机组。基于场景3得到的调度优化结果如表6所示，调峰核电机组出力如图7所示。

表64种核电日调峰模式下的调度优化结果

由表6可知，模式1会引起大量弃风，且常规机组启停相对频繁，造成了高昂的运行成本。模式2虽减少了弃风电量，但并未降低弃电成本，且引起联合循环机组启停次数增加，反而使总运行成本上升。模式3和模式4均大幅度减少了弃风电量，降低了弃电成本，且模式4无需火电机组和联合循环机组启停调峰，因而总运行成本最低。

结合图7分析，模式2核电机组压出力运行，虽在负荷低谷时段缓解了向下调峰压力，但由于不能跟踪日负荷变化，也增加了负荷高峰时段的向上调峰压力，使得联合循环机组启停次数增加，降低了运行经济性。模式3核电出力跟踪日负荷变化，避免了模式2缺陷，因而降低了运行成本，但由于采用固定档核电调峰深度，不能精确优化核电低功率阶段出力，易造成核电“欠调”或“过调”，因而运行经济性不如模式4。

可见，核电机组采用日负荷跟踪模式参与日调峰，并对核电调峰深度精确优化，可有效降低总运行成本。

为进一步分析核电调峰深度细分程度对优化结果的影响，通过逐步增大核电调峰档数，得到总运行成本和核电调峰深度变化如图8所示。

可见，随着核电调峰档数的增加，核电调峰深度由21.00％逐步修正为20.30％，且误差限缩小至±0.7％，系统运行成本总体趋近最优。这是因为细分的固定调峰深度不断趋近最优调峰深度，因而使系统经济性总体趋优，且由于核电调峰深度误差的不断缩小，总运行成本的变化幅度也会越来越小。当档数为100时，调峰深度误差限为±0.7％，已趋近核电安全范围内任意调峰深度，且相对80档优化结果，运行成本仅变化0.06万元，相对变化率小于0.01％，因而可认为实现了核电调峰的精确优化。

应当理解的是，本说明书未详细阐述的部分均属于现有技术。

虽然以上结合附图描述了本发明的具体实施方式，但是本领域普通技术人员应当理解，这些仅是举例说明，可以对这些实施方式做出多种变形或修改，而不背离本发明的原理和实质。本发明的范围仅由所附权利要求书限定。