[发明专利]一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法

权利要求书

1.一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法，其特征在于，包括如下步骤：

(1)基于标准负荷曲线进行日电量分解，具体步骤如下：

Step1.1.电厂分类：将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂和具备调节能力电厂；分类的基本原则：部分水火电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即第一类电厂；对于径流式水电厂及新能源电厂，称为无调节能力电厂，即第二类电厂；对于其余火电厂及具备调节能力的水电厂，称为具备调节能力的电厂，即第三类电厂；

Step1.2.确定全网日负荷曲线：通过常用负荷预测方法或实际数据确定；

Step1.3.确定第一类电厂分解曲线：为优先电厂发电曲线，由调度部门通过预测得到；

Step1.4.确定第二类电厂分解曲线：包括风光等新能源电厂及径流式电厂，通过上报日发电能力曲线，并将日电量按上报发电曲线进行等比例分解，确定电厂发电曲线；具体分解方式见式(1)；

式中：PW_i,t为电站i在t时段分解的出力，MW；EW_i为电站i需要分解的日电量，MWh；为电站i在t时段上报的出力，MW；I^w为第二类电厂集合；t、T分别为调度时段索引和集合；

Step1.5.确定带曲线交易电量曲线：为在中长期交易合同中已明确电力曲线的电量，在现阶段指部分双边交易电量；

Step1.6.市场化电厂优先发电计划曲线：由调度中心确定，包括保安全火电计划、水电调节电量、协议内西电东送电量以及火电扶贫电量计划曲线；

Step1.7.确定标准负荷曲线：由Step1.3、Step1.4、Step1.5、Step1.6确定的优先电厂发电量曲线、无调节能力电量曲线、带曲线交易电量曲线、市场化电厂优先发电计划曲线依次叠加即为固定曲线；全网日负荷曲线扣减固定曲线后，剩余负荷曲线即为标准负荷曲线，通过公式(2)进行计算：

N_t＝D_t-PF_t-PS_t-PW_t-PM_t t∈T (2)

式中：N_t为t时段标准负荷值，MW；D_t为t时段总负荷值，MW；PF_t为t时段优先电厂总出力，MW；PS_t为t时段带曲线交易总出力，MW；PW_t为t时段无调节电厂总出力，MW；PM_t为t时段市场化电厂优先发电计划总出力，MW；

Step1.8.确定第三类电厂分解曲线；第三类电厂为大水电和火电，电量均按照标准负荷曲线分解，确定发电曲线；步骤如下：

Step1.8.1.计算剩余可分解电量；Step1.5、Step1.6中已确定部分第三类电厂分解曲线，需要从总电量中扣除；对于每个电站i，采用公式(3)计算剩余可分解电量：

式中：El′_i为电站i剩余可分解电量，MWh；El_i为电站i总日电量，MWh；PS_i,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PM_i,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；I′为第三类电厂集合；

Step1.8.2.计算剩余可分解电量的分解出力；对于电站i时段t，采用公式(4)计算分解出力：

式中：p′_i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；El′_i为电站i剩余可分解电量，MWh；N_t为t时段标准负荷值，MW；

Step1.8.3.确定电站总出力曲线；电站i在t时段总出力通过公式(5)确定：

p_i,t＝p′_i,t+PS_i,t+PM_i,t i∈I′ (5)

式中：p_i,t为电站i在t时段总出力，MW；p′_i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；PS_i,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PM_i,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；

(2)构建计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，目标函数数学表达式如下：

式中：F_i表示所有电站日分解电量与实际可执行电量偏差最大值；表示电站i在t时段的分解出力，MW；p_i,t表示电站i在t时段实际可发出力，MW；i和t分别为电站和时段的索引；I和T分别为电站和时段的集合；

(3)针对步骤(2)中的模型，求解步骤如下：

Step3.1.生成初始解；采用(1)中描述的基于标准负荷曲线的方法，计算所有电站的初始计划曲线；由全网负荷曲线依次扣除火电、风电、光伏及部分不需要计算的水电站出力曲线，剩余负荷曲线即为参与优化水电站需要满足的负荷，即：

式中：D_t为t时段总负荷，MW；D′_t为t时段部分优化电站需要满足的负荷值，MW；p_c,t为t时段火电站c出力，MW；p_w,t为t时段风电站w出力，MW；p_s,t为t时段光伏电站s出力，MW；p_oh,t为t时段不参与优化水电站oh出力，MW；c、w、s、oh分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站索引；C、W、S、OH分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站集合；

Step3.2.校核限制运行区；首先将电站出力分配至各台机组，采用实际调度中的二次调频上、下备用最均衡法确定机组开机方式，并将电站出力平均分配至开机机组，然后依次校核优化水电站的机组限制运行区，判断各时段出力是否满足限制运行区约束，若存在电站某机组某时段出力落入限制运行区，则依次采用Step3.2.1和Step3.2.2中的两种调整策略：

Step3.2.1.电厂出力自调整；各电站采用如下步骤调整出力：

Step3.2.1.1.确定出力落入限制运行区的时段集合Ω；逐时段遍历判断电站各机组出力是否落入限制运行区，若则将t加入集合Ω；否则，将t加入Θ；Ω为机组落入振动区的时段集合；Θ为机组为落入振动区的集合；ps_t,k为t时段第k个机组限制运行区下限，MW；为t时段第k个机组限制运行区上限，MW；

Step3.2.1.2.调整时段集合Ω出力；将集合Ω中时段出力修正为当前限制运行区上限或下限，具体修正方式如下：

式中：p′_t为t时段修正后出力，MW；p_t为t时段修正前出力，MW；

Step3.2.1.3.分配偏差出力；步骤Step3.2.1.2调整后，集合Ω中各时段出力发生变化，从而导致所有时段总出力与调整前总出力存在偏差Δp，需要将偏差出力分配至Θ中各时段，具体分配方式如下：

式中：为t时段可以下调的出力范围，MW；为t时段可以上调的出力范围；Δp为调整前后出力偏差，MW；

若通过Step3.2.1调整后，所有电站各机组各时段出力均未落入限制运行区，则校核限制运行区结束；否则，需要继续执行Step3.2.2；

Step3.2.2.平衡电厂出力调整；具体调整步骤如下：

Step3.2.2.1.确定Step3.2.1调整后所有电站出力与初始计划出力总偏差Δp′；

Step3.2.2.2.将Δp′按策略分配给平衡电厂；具体分配策略如(9)所示；

Step3.3.水量平衡计算；采用定出力计算，校验水量平衡关系，并考虑水流时滞、水位上下限、发电流量上下限以及出力上下限约束；若满足水量平衡，则跳至Step3.4；否则，根据定出力计算确定的电站实际出力，重新采用Step3.2中方式确定机组开机方式及机组出力，并对落入机组限制运行区的出力采用式(9)进行调整；

Step3.4.校核电量平衡；经过Step3.1-Step3.3后，部分时段总出力发生变化，不再满足负荷平衡约束，同时各电站分解电量完成情况也发生变化，需要重新调整不同电站各时段出力；首先通过式(10)确定各时段负荷偏差，然后由平衡电厂按照与公式(9)类似方式平衡负荷偏差；若负荷偏差被完全消除，则跳转至Step3.6；否则，跳转至Step3.5；

式中：ΔD_t为t时段负荷与电站总出力偏差值，MW；

Step3.5.计算各电站目标函数值F_i，并根据政ΔD_t正负进行排序；若ΔD_i＞0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从小到大排序，并按此顺序安排电站增加出力；若ΔD_i＜0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从大到小排序，并按此顺序安排电站减小出力；若在调整过程中破坏输电控制断面约束，则需要按照采用方式进行修正，直至满足为止；

式中：ΔS为断面越限功率，MW；p_i,t为电站i在t时段的出力，MW；p_i”_,t为电站i在t时段修正后的出力，MW；

Step3.6.转至Step3.3，重新校核水量平衡；

Step3.7.收敛条件，|ΔD_t|≤ω；ω为计算精度，MWh；

Step3.8.求解结束。