抽水蓄能電廠日前聯合優化調度策略研究

王科，劉愷，程哲，邱生敏

（中國南方電網電力調度控制中心，廣州 510663）

0 前言

抽水蓄能電站因具有雙倍的調峰和快速響應負荷變化的特點，其在電力系統中的主要作用可以歸結為以下幾點：承擔電力系統調峰填谷任務；改善煤電和核電站的運行工況，提高節煤效益；減少水電站的棄水；提供系統的事故備用、調相、調頻和和啟動等服務，是保障電力系統的安全經濟運行的重要電站[1]。

電力負荷迅速增長，峰谷差不斷加大，用戶對電力供應的安全和質量期望值也越來越高。為減少化石能源消耗，控制大氣污染物排放，應積極優化我國的電源結構。長遠來看，國家將大力發展核電、風電及其他可再生能源發電。從經濟與安全運行的角度，核電應當盡可能避免調峰，主要承擔基荷。風電等可再生能源發電的可控性較差，具有反調節特性，往往給調峰帶來更大的困難。因此，隨著核電、風電及其他可再生能源發電比重的不斷提高，為提高系統運行的安全性與靈活性，必須配置相應規模的調峰電源。因此大力發展電網調節器的抽水蓄能電站將具有十分重要的戰略意義[2-5]。

目前，南方電網已投產蓄能裝機容量548萬千瓦（其中廣蓄180萬千瓦，惠蓄240萬千瓦，清蓄128萬千瓦，不包括香港中華電力公司租賃廣蓄60萬千瓦容量），約占廣東電網系統裝機容量的5.2%，占南方電網總容量的2%。根據《南方電網電源優化研究》，預計至2020年，南方電網還將新增蓄能裝機360～600萬千瓦。同時總調、廣東中調、香港中華電力調度、深圳中調、海南中調都將開展蓄能調度運行管理工作。

從廣蓄、惠蓄和清蓄多年的調度經驗來看，目前南方電網在抽水蓄能電站調度方面主要存在不同蓄能電廠使用不均衡、精細化操作不夠以及經驗型調度長期占主導地位等問題，因此，亟需提出多蓄能電廠的聯合優化調度策略，為實現多蓄能電廠的精益化調度，充分利用網內蓄能資源提供技術支持。

1 日前計劃安排模式存在的問題

根據2016年惠蓄、清蓄和廣蓄的計劃電量來看，惠蓄計劃發電電量為17.4億千瓦時，計劃抽水電量為21.3萬千瓦時，清蓄計劃發電電量為9.3億千瓦時，計劃抽水電量為10.4萬千瓦時，而廣蓄計劃發電電量為16.2億千瓦時，計劃抽水電量為15.1億千瓦時。從惠蓄，廣蓄和清蓄的有效庫容來看，三個電廠上庫有效庫容比例為2.55:1.58:1，但是從計劃發電電量來看，三個電廠比例為1.87:1.74:1，發電量和電廠有效庫容不一致，造成資源利用不均衡。

考慮到2016年惠蓄、清蓄和廣蓄的開停機次數差別較大，加之未來多個抽蓄電廠的投產，急需在日前計劃安排階段引入日前計劃聯合優化安排，在滿足電力平衡、庫容約束、網絡約束等條件下，實現蓄能電廠使用的均衡性。

2 日前計劃聯合優化模型

2.1 日前計劃聯合優化目標

根據公平性原則，從充分利用抽蓄電廠有效庫容的角度出發，使的各抽蓄電廠的年發電量正比于其有效庫容。采用該策略，在滿足電網和抽蓄運行需求的情況下，可以使得各抽蓄電廠的剩余庫容保持均衡，一旦出現突發情況，需要緊急開出抽蓄出力，此種情況下可調用的抽蓄出力最大，避免因個別抽蓄電廠庫容使用過多，導致緊急情況下可開出機組較少。

為此，定義如下參數：

1)抽蓄電廠i年度電量理論進度因子其中，n為網內抽蓄電廠數目，Ci為抽蓄電廠i的有效庫容；

2)抽蓄電廠i實際發電進度因子其中Qi為抽蓄電廠i年度已發電量；

3)考慮當日發電計劃后抽蓄電廠i實際發電進度因子

4)抽蓄電廠i發電進度因子差值ΔSi，其中

基于上述參數，定義蓄能電廠日前計劃聯合優化目標如式（1）所示：

即：各抽蓄電廠發電進度因子差值ΔSi的方差最小，其中

采用該目標函數，通過考慮各抽蓄電廠已發電量，利用當日計劃電量，使得各抽水蓄能電廠發電量盡量正比于其有效庫容，實現抽水蓄能資源利用的均衡性。

2.2 日前計劃聯合優化約束條件

安排抽水蓄能電廠日前計劃時，主要從抽水蓄能電廠本身和斷面約束本身的限制，具體如下：

2.2.1 庫容約束[4]

抽蓄電廠所安排電量必須小于其可用庫容最大發電量，同時，也要大于因庫容原因需要發電的最小發電量，即：

其中：為抽蓄電廠i的日發電電量，和是有抽蓄電廠i的可用庫容確定的可發電量上下限，f()為抽蓄電廠i的庫容與發電量模型。

2.2.2 出力約束約束[5-6]

由于斷面限制和抽蓄電廠本身檢修或水頭等問題而導致的抽蓄電廠出力限制，即

其中：為抽蓄電廠i在t時刻的出力，和為在斷面約束下抽蓄電廠i的最小和最大出力。

2.2.3 年度已開機次數平衡性約束

由于頻繁的開停機會對機組造成損傷，因此，為了避免對同意抽水蓄能電廠頻繁啟停，建立年度已開機次數約束平衡性，要求各機組年度已開停機次數mi在所有抽蓄電廠平均開停機次數上下一定的范圍內，即：

其中：α1和α2為上下限閾值，根據實際情況確定。

2.2.4 開機一致性約束

不同抽蓄電廠出現機、泵同開是對電能資源的浪費，因此，在安排抽蓄機組日方式時，必須避免機組機、泵同開的現象，保持開機一致性，即：

其中：為選定的標桿抽蓄電廠在t時刻的出力。

2.2.5 電力平衡約束[7-15]

電力平衡約束為每個時刻點各抽水蓄能出力Δ之和等于抽水蓄能總出力要求ΔPt，即：2.2.6 電量平衡約束[7-15]

各抽蓄電廠每日電力積分值等于其當日所發電量，即：

2.2.7 開停機次數等式約束

各抽蓄電廠當日開停機次數Δmi為相鄰兩個時刻點電廠出力絕對值的異或值，即：

2.2.8 抽發電量平衡約束[16-20]

各抽蓄電廠當日抽發水量保持平衡，即：

其中：為抽水電量，為發電電量。

2.3 日前計劃聯合優化實施步驟

1）年初根據各抽蓄電廠的有效庫容容量，計算各抽蓄電廠年度電量理論進度因子；

2）南網總調計劃編制人員通過考慮廣東統調得到的負荷預測值、西電東送計劃及廣東省內機組的開機計劃，確定次日廣東省內抽蓄電廠的總日內曲線；

3）各抽蓄電廠在日前提交由于庫容因素導致的最大和最小發電量和出力限制；

4）各中調日前提交因斷面約束導致的抽蓄電廠最大和最小出力限制；

5）總調根據各抽蓄電廠年度已發電量，基于前述模型計算各抽蓄電廠次日計劃曲線；

6）總調將各抽蓄電廠初步曲線下發給各抽蓄調管機構，各抽蓄調管機構根據調管區域的調頻需求、調峰需求和備用需求等對抽蓄電廠的初步曲線進行修改，并將修改后的曲線、修改量和修改原因提交總調審核；

7）總調對各中調修改后的曲線進行審核，確定各抽蓄電廠的最終曲線并下發給各中調，各中調將最終曲線下發給所調管的各抽蓄電廠。

3 實例分析

以惠蓄、清蓄和廣蓄的原計劃發電情況作為已知信息，對1月11日利用本文所提方法對三個抽蓄電廠的計劃曲線進行編排，并和方式所編排的11日三個抽蓄電廠的曲線進行對比分析，結果如圖1-3所示：從三個抽蓄電廠的進度因子可以看出，惠蓄發電滯后，進度因子偏差為-0.21，廣蓄和清蓄超前，其中，清蓄超前較多，進度因子偏差為0.092，廣蓄為0.017，總的進度因子偏差方差為0.025。

對比1-11原計劃曲線和優化后計劃曲線的發電進度因子偏差方差可以看出，采用本方法所安排的1-11日計劃曲線的發電進度因子偏差方差為0.019，比原計劃曲線在降低惠蓄、清蓄和廣蓄電廠的發電進度因子偏差方面效果更好，證明了所提模型的有效性。

圖1 惠蓄1月11日計劃曲線優化前后對比

圖2 廣蓄1月11日計劃曲線優化前后對比

圖3 清蓄1月11日計劃曲線優化前后對比

從圖1至圖3的三個抽蓄電廠的計劃曲線優化前后對比可以看出，本文所提模型在1-10日發電量進度的情況上，相對于原計劃曲線，通過較大提高惠蓄發電量，相對維持廣蓄發電量和較大降低清蓄發電量來最大程度的平衡三個抽蓄電廠的發電進度，提高抽蓄利用的均衡性。

為了進一步驗證指標進度因子的適應性，以考慮AGC調節效果的惠蓄、清蓄和廣蓄1月11日實際運行曲線為優化對象，從1月11日三個抽蓄電廠的實際進度因子可以看出，由于廣蓄未按計劃運行，調整較大，導致1月11日發電進度因子偏差方差較10日進一步擴大，三個抽蓄電廠利用的均衡性進一步破壞。而利用本文所提模型對原計劃曲線進行日內修改后可以看出，1月11日的發電進度因子偏差方差由10日的0.024 8降為0.017 9，比11日的實際發電進度因子偏差方差更是降低了0.007 4,降幅達29.1%，較大程度的平衡了三個抽蓄電廠的發電進度，驗證了指標的有成效性。

從1月11日三個抽蓄電廠的實際進度因子可以看出，由于廣蓄未按計劃運行，調整較大，導致1月11日發電進度因子偏差方差較10日進一步擴大，三個抽蓄電廠利用的均衡性進一步破壞。而利用本文所提模型對原計劃曲線進行日內修改后可以看出，1月11日的發電進度因子偏差方差由10日的0.025降為0.018，比11日的實際發電進度因子偏差方差更是降低了0.007,降幅達29.1%，較大程度的平衡了三個抽蓄電廠的發電進度。

4 結束語

為了提高抽水蓄能資源的利用效率，提高抽蓄資源使用的均衡性，本文從日前計劃的角度多抽蓄電廠的協調優化調度進行了探討，提出了基于抽蓄電廠發電進度因子的多抽蓄電廠的協調優化調度方案，在保證電網安全和運行需求的前提下，解決經驗型調度長期占主導地位等問題，使得各抽水蓄能電廠發電量盡量正比于其有效庫容，實現抽水蓄能的精益化調度和抽蓄資源利用的均衡性。