一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法与流程

本发明涉及电力调度领域，特别是涉及一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法。

背景技术：

抽水蓄能电站是一种启动快、爬坡能力强的特殊电站，它能够利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在次日白天和前半夜将水放出发电，并流入下水库，实现电能在时间上的转换。

抽水蓄能电站是保障电力系统的安全经济运行的重要电站，其对于电力系统的作用主要可体现为静态效益和动态效益。静态效益，即抽水蓄能电站在电网中由削峰填谷作用而产生的经济效益，包括：减小日出力变幅，使火电总平均煤耗下降的节煤效益；提高火电或其它类型电源负荷率，从而减少装机容量的容量效益；和将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能的能量转换效益。动态效益，即抽水蓄能机组承担调频、调相、负荷调整和紧急事故备用(旋转备用)任务，保证电网安全、稳定运行产生的经济效益。

当前，抽蓄的调度方式普遍依赖运行人员的经验，以南方电网抽蓄调度机制为例，广东电网调度管辖的抽水蓄能电站的日发电、抽水计划由南网总调和广东中调共同编制，首先广东中调根据次日广东统调负荷预测、西电东送计划、广蓄电厂水位、广东境内断面制约，编制广蓄a、b厂初始发电、抽水计划，其次南网总调根据次日广东统调负荷预测、西电东送计划、广蓄电厂按初始发电、抽水计划下的广东次日调峰需求，编制惠蓄电厂发电、抽水计划，最后广东中调再根据惠蓄电厂发电、抽水计划下的广东次日调峰需求，对广蓄电厂发电、抽水计划进行修改。

总之，当前抽蓄日出力曲线的制定主要参考相似日的出力曲线，以及综合考虑第二天的电力平衡、断面、蓄水量等因素。

当前抽水蓄能电站发电、抽水计划的编制要求计划编制人员对次日负荷曲线、联络线送受电计划、断面约束和电站机组特性等信息进行综合，而单靠人力对众多信息进行综合考量制定电能计划的过程较为繁琐，且无法排除编制人员主观的经验型调度，难以实现抽水蓄能的静态效益最大。

技术实现要素：

本发明提供的一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，以系统峰谷差最小为目标，制定抽水蓄能电站发电、抽水计划，从而实现抽蓄电站静态效益最大。

为实现上述目的，本发明提供的一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，包括以下步骤：

根据抽蓄机组的运行特性和调度原则，设置抽水蓄能机组的约束条件；

建立以电力系统剩余负荷的峰谷差最小为目标的抽蓄优化调度模型；

根据所述抽蓄优化调度模型的求解结果，制定抽水蓄能电站的发电、抽水计划。

可选的，所述目标函数进一步包括：

其中，lt表示时段t的剩余负荷值，单位为mw，dt表示总负荷，git表示机组i在时段t的发电出力，pit表示机组i在时段t的抽水功率，n表示抽蓄电站含有的机组数量。

可选的，所述约束条件进一步包括：

发电工况下出力约束、抽水工况下出力约束、工况状态转换约束、启动状态与工作状态变量间的关系约束、库容上下限约束、始末时段库容约束和机组启停次数约束。

可选的，所述发电工况下出力约束进一步包括：

其中，分别表示机组i的最大技术出力和最小技术出力，单位为mw，表示机组i在时段t的发电状态变量，git表示机组i在时段t的发电出力。

可选的，所述抽水工况下出力约束进一步包括：

其中，表示第i台机组的额定抽水功率，单位为mw；pit表示机组i在时段t的抽水功率，表示机组i在时段t的抽水状态变量。

可选的，所述工况状态转换约束进一步包括：

其中，表示机组i在时段t的发电状态变量，表示机组i在时段t的抽水状态变量，表示机组i在时段(t+1)的发电状态变量，表示机组i在时段(t+1)的抽水状态变量。

可选的，所述库容上下限约束进一步包括：

vmin≤vt≤vmax

其中，vmax、vmin分别表示上水库的最大和最小库容，单位为10⁶m³；分别表示抽蓄机组的发电和抽水效率，单位为mw/10⁶m³，表示在一个调度时段内10⁶m³的水量可以维持发电和抽水的功率；vt表示时段t的上水库库容，git表示机组i在时段t的发电出力，pit表示机组i在时段t的抽水功率。

可选的，所述机组启停次数约束进一步包括：

其中，n^g、n^p分别表示抽蓄机组在发电工况和抽水工况下的最大启停次数，表示机组i在时段t的发电启动状态变量，表示机组i在时段t的抽水启动状态变量。

可选的，建立以电力系统剩余负荷的峰谷差最小为目标函数的抽蓄优化调度模型之后还包括：设置辅助变量，对所述抽蓄优化调度模型进行线性处理。

可选的，调用matlab中的yalmip工具包及gurobi优化软件对所述抽蓄优化调度模型进行求解。

本发明提出一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，以系统峰谷差最小为目标，制定抽水蓄能电站发电、抽水计划，从而实现抽蓄电站静态效益最大，具体体现在：

容量效益：抽水蓄能电站可以“削峰填谷”,减少火电机组的日出力变幅，使火电机组在高效区运行，增加发电量，并使核电和大型火电机组稳定经济运行。抽水蓄能电站一般无防洪、灌溉、航运等综合利用要求，建设成本低。建设周期比常规水电站要短，运行费用比火电站要低。在电网中缺少调峰电源时，建设抽水蓄能电站可减少火电或其它类型电源的装机容量，改变能源结构，减少总的电力建设投资。

能量转换效益：在负荷高峰时段，作为水电站发电，担负电网尖峰容量；用电低谷时段，作为电网用户，吸收低谷电量抽水蓄能，通过能量转换，将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能。

节煤效益：抽水蓄能机组的投人，使电网负荷分配得到调整，火电尽量担负基荷和腰荷，从而使火电总平均煤耗下降。

附图说明

图1为本发明一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法的流程示意图。

图2为本发明实施例的四台机组输出曲线和总输出曲线图。

图3为本发明实施例的初始负荷曲线和剩余负荷曲线图。

具体实施方式

为了便于理解本发明，下面将参照相关附图对本发明进行更全面的描述。附图中给出了本发明的首选实施例。但是，本发明可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施例。相反地，提供这些实施例的目的是使对本发明的公开内容更加透彻全面。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“及/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

本发明实施例提供一种调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，建立以剩余负荷的峰谷差最小为目标的抽蓄优化调度模型，在本发明所建立的抽蓄优化调度模型中，使用如下的决策变量：

机组i在时段t的发电状态变量(0-1整数变量)：

机组i在时段t的抽水状态变量(0-1整数变量)：

机组i在时段t的发电启动状态变量(0-1整数变量)：

机组i在时段t的抽水启动状态变量(0-1整数变量)：

机组i在时段t的发电出力：git；

机组i在时段t的抽水功率：pit；

时段t的上水库库容：vt。

在本发明所建立的抽蓄优化调度模型中，目标函数为剩余负荷的峰谷差最小；

为了使抽蓄电站发挥最大的容量效益，抽蓄电站必须最大限度的发挥其削峰填谷的优势，即使电力系统剩余负荷的峰谷差尽可能小。

式中，lt表示时段t的剩余负荷值，即总负荷dt减去抽蓄机组输出功率后所剩下的负荷值，单位为mw，n表示抽蓄电站含有的机组数量。

在本发明所建立的抽蓄优化调度模型中，使用的约束条件有：发电工况下出力约束、抽水工况下出力约束、工况状态转换约束、启动状态与工作状态变量间的关系约束、库容上下限约束、始末时段库容约束、机组启停次数约束。

其中，发电工况下出力约束为：

抽水蓄能机组在发电工况下与一般的水电机组相同，出力可以连续调节，一般没有爬坡(滑坡)速度限制，也没有最小开停时间限制，但存在着最小出力和最大出力限制，具体约束如下：

式中，分别表示机组i的最大技术出力和最小技术出力，单位为mw。

其中，抽水工况下出力约束为：

抽水蓄能机组的抽水工况下的功率调节范围比较小，可以默认为定值，即额定抽水功率，具体约束如下：

式中，表示第i台机组的额定抽水功率，单位为mw。

其中，工况状态转换约束为：

抽蓄机组在同一时段只能运行在发电、停机、抽水三种工况下的一种，并且机组一般不直接在发电状态与抽水状态间进行转换，而是以停机状态作为两者的中间态，具体约束如下：

其中，启动状态与工作状态变量间的关系约束为：

抽蓄机组在某一时刻启动，意味着该时刻机组工作状态变量为1，上一时刻工作状态变量为0，具体约束如下：

其中，库容上下限约束为：

在抽蓄机组发电、抽水运行中，上水库和下水库的水量是动态平衡的，目前我国大多数电站是日调节电站，上水库水量较小，下水库水量较大，削峰填谷更多地取决于上水库水量情况，因此本文仅考虑上水库的库容约束，具体约束如下：

vmin≤vt≤vmax

式中，vmax、vmin分别表示上水库的最大和最小库容，单位为10⁶m³；分别表示抽蓄机组的发电和抽水效率，单位为mw/10⁶m³，表示在一个调度时段内10⁶m³的水量可以维持发电和抽水的功率。

其中，始末时段库容约束为：

时段初的库容v0事先给定，时段末的库容v96也是给定值，根据调度安排确定，通常与起始时段相差不大。

其中，机组启停次数约束为：

启停次数太多会影响抽蓄机组的使用寿命，在某一运行日中，机组的启停次数应该在一定数量内，具体约束如下：

式中，n^g、n^p分别表示抽蓄机组在发电工况和抽水工况下的最大启停次数。

以剩余负荷的峰谷差最小为目标的优化问题是一个最大值最小化问题，通过设置辅助变量lmax和lmin，可以将其转化为线性表达，如下所示：

min(lmax-lmin)

上述模型等价于

上述优化模型是一个混合整数规划模型，在matlab中的yalmip工具包上编写相关程序，并调用gurobi优化软件包进行求解，便能得到本发明实施例的四台抽水蓄能机组次日96个时段的发电、抽水计划。设定基本参数后，经过优化得到的四台机组输出曲线和总输出曲线如附图2所示；初始负荷曲线和剩余负荷曲线如附图3所示。

可见，本发明提出的调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，建立的抽蓄优化调度模型以剩余负荷的峰谷差最小为优化目标安排抽蓄发电、抽水计划，能够排除编制人员主观的经验型调度计划，最大限度的发挥抽蓄削峰填谷的优势，实现其静态效益最大。

抽蓄优化调度模型充分考虑了抽蓄机组的运行特性及调度原则，并以约束的形式将其一一体现，与实际情况的贴合度较高；能够很好地降低系统的峰谷差，带来良好的经济效益和社会效益。

抽蓄优化调度模型通过设置辅助变量，将以剩余负荷的峰谷差最小为优化目标的最值问题转化为线性表达式；调用matlab中的yalmip工具包及gurobi优化软件进行求解，能够加快求解速度和提高求解精度。

本发明实施例提供的调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，能够替代人力做出抽蓄日发电、抽水计划，实施步骤简单，同时降低了人力成本；建立的抽蓄优化调度模型以剩余负荷的峰谷差最小为目标函数，全面考虑了抽蓄机组的各项约束，能最大限度的发挥抽蓄削峰填谷的优势。

本发明实施例提供的调节电力系统峰谷差的抽蓄优化调度方法，容易被理解，算法较为简单，实际操作不需要大量人力的参与，计算速度可以满足实际应用的需要，具有广泛的推广前景。

本方法中建立的抽蓄优化调度模型中的抽蓄约束类型和日发电、抽水计划的时段可根据实际情况灵活设置，西电东送计划及断面约束等信息也可以以约束的形式添加到模型中，因此模型具有较强的可拓展性。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。