抽水蓄能电厂日前联合优化调度策略研究

王科，刘恺，程哲，邱生敏

（中国南方电网电力调度控制中心，广州 510663）

0 前言

抽水蓄能电站因具有双倍的调峰和快速响应负荷变化的特点，其在电力系统中的主要作用可以归结为以下几点：承担电力系统调峰填谷任务；改善煤电和核电站的运行工况，提高节煤效益；减少水电站的弃水；提供系统的事故备用、调相、调频和和启动等服务，是保障电力系统的安全经济运行的重要电站[1]。

电力负荷迅速增长，峰谷差不断加大，用户对电力供应的安全和质量期望值也越来越高。为减少化石能源消耗，控制大气污染物排放，应积极优化我国的电源结构。长远来看，国家将大力发展核电、风电及其他可再生能源发电。从经济与安全运行的角度，核电应当尽可能避免调峰，主要承担基荷。风电等可再生能源发电的可控性较差，具有反调节特性，往往给调峰带来更大的困难。因此，随着核电、风电及其他可再生能源发电比重的不断提高，为提高系统运行的安全性与灵活性，必须配置相应规模的调峰电源。因此大力发展电网调节器的抽水蓄能电站将具有十分重要的战略意义[2-5]。

目前，南方电网已投产蓄能装机容量548万千瓦（其中广蓄180万千瓦，惠蓄240万千瓦，清蓄128万千瓦，不包括香港中华电力公司租赁广蓄60万千瓦容量），约占广东电网系统装机容量的5.2%，占南方电网总容量的2%。根据《南方电网电源优化研究》，预计至2020年，南方电网还将新增蓄能装机360～600万千瓦。同时总调、广东中调、香港中华电力调度、深圳中调、海南中调都将开展蓄能调度运行管理工作。

从广蓄、惠蓄和清蓄多年的调度经验来看，目前南方电网在抽水蓄能电站调度方面主要存在不同蓄能电厂使用不均衡、精细化操作不够以及经验型调度长期占主导地位等问题，因此，亟需提出多蓄能电厂的联合优化调度策略，为实现多蓄能电厂的精益化调度，充分利用网内蓄能资源提供技术支持。

1 日前计划安排模式存在的问题

根据2016年惠蓄、清蓄和广蓄的计划电量来看，惠蓄计划发电电量为17.4亿千瓦时，计划抽水电量为21.3万千瓦时，清蓄计划发电电量为9.3亿千瓦时，计划抽水电量为10.4万千瓦时，而广蓄计划发电电量为16.2亿千瓦时，计划抽水电量为15.1亿千瓦时。从惠蓄，广蓄和清蓄的有效库容来看，三个电厂上库有效库容比例为2.55:1.58:1，但是从计划发电电量来看，三个电厂比例为1.87:1.74:1，发电量和电厂有效库容不一致，造成资源利用不均衡。

考虑到2016年惠蓄、清蓄和广蓄的开停机次数差别较大，加之未来多个抽蓄电厂的投产，急需在日前计划安排阶段引入日前计划联合优化安排，在满足电力平衡、库容约束、网络约束等条件下，实现蓄能电厂使用的均衡性。

2 日前计划联合优化模型

2.1 日前计划联合优化目标

根据公平性原则，从充分利用抽蓄电厂有效库容的角度出发，使的各抽蓄电厂的年发电量正比于其有效库容。采用该策略，在满足电网和抽蓄运行需求的情况下，可以使得各抽蓄电厂的剩余库容保持均衡，一旦出现突发情况，需要紧急开出抽蓄出力，此种情况下可调用的抽蓄出力最大，避免因个别抽蓄电厂库容使用过多，导致紧急情况下可开出机组较少。

为此，定义如下参数：

1)抽蓄电厂i年度电量理论进度因子其中，n为网内抽蓄电厂数目，Ci为抽蓄电厂i的有效库容；

2)抽蓄电厂i实际发电进度因子其中Qi为抽蓄电厂i年度已发电量；

3)考虑当日发电计划后抽蓄电厂i实际发电进度因子

4)抽蓄电厂i发电进度因子差值ΔSi，其中

基于上述参数，定义蓄能电厂日前计划联合优化目标如式（1）所示：

即：各抽蓄电厂发电进度因子差值ΔSi的方差最小，其中

采用该目标函数，通过考虑各抽蓄电厂已发电量，利用当日计划电量，使得各抽水蓄能电厂发电量尽量正比于其有效库容，实现抽水蓄能资源利用的均衡性。

2.2 日前计划联合优化约束条件

安排抽水蓄能电厂日前计划时，主要从抽水蓄能电厂本身和断面约束本身的限制，具体如下：

2.2.1 库容约束[4]

抽蓄电厂所安排电量必须小于其可用库容最大发电量，同时，也要大于因库容原因需要发电的最小发电量，即：

其中：为抽蓄电厂i的日发电电量，和是有抽蓄电厂i的可用库容确定的可发电量上下限，f()为抽蓄电厂i的库容与发电量模型。

2.2.2 出力约束约束[5-6]

由于断面限制和抽蓄电厂本身检修或水头等问题而导致的抽蓄电厂出力限制，即

其中：为抽蓄电厂i在t时刻的出力，和为在断面约束下抽蓄电厂i的最小和最大出力。

2.2.3 年度已开机次数平衡性约束

由于频繁的开停机会对机组造成损伤，因此，为了避免对同意抽水蓄能电厂频繁启停，建立年度已开机次数约束平衡性，要求各机组年度已开停机次数mi在所有抽蓄电厂平均开停机次数上下一定的范围内，即：

其中：α1和α2为上下限阈值，根据实际情况确定。

2.2.4 开机一致性约束

不同抽蓄电厂出现机、泵同开是对电能资源的浪费，因此，在安排抽蓄机组日方式时，必须避免机组机、泵同开的现象，保持开机一致性，即：

其中：为选定的标杆抽蓄电厂在t时刻的出力。

2.2.5 电力平衡约束[7-15]

电力平衡约束为每个时刻点各抽水蓄能出力Δ之和等于抽水蓄能总出力要求ΔPt，即：2.2.6 电量平衡约束[7-15]

各抽蓄电厂每日电力积分值等于其当日所发电量，即：

2.2.7 开停机次数等式约束

各抽蓄电厂当日开停机次数Δmi为相邻两个时刻点电厂出力绝对值的异或值，即：

2.2.8 抽发电量平衡约束[16-20]

各抽蓄电厂当日抽发水量保持平衡，即：

其中：为抽水电量，为发电电量。

2.3 日前计划联合优化实施步骤

1）年初根据各抽蓄电厂的有效库容容量，计算各抽蓄电厂年度电量理论进度因子；

2）南网总调计划编制人员通过考虑广东统调得到的负荷预测值、西电东送计划及广东省内机组的开机计划，确定次日广东省内抽蓄电厂的总日内曲线；

3）各抽蓄电厂在日前提交由于库容因素导致的最大和最小发电量和出力限制；

4）各中调日前提交因断面约束导致的抽蓄电厂最大和最小出力限制；

5）总调根据各抽蓄电厂年度已发电量，基于前述模型计算各抽蓄电厂次日计划曲线；

6）总调将各抽蓄电厂初步曲线下发给各抽蓄调管机构，各抽蓄调管机构根据调管区域的调频需求、调峰需求和备用需求等对抽蓄电厂的初步曲线进行修改，并将修改后的曲线、修改量和修改原因提交总调审核；

7）总调对各中调修改后的曲线进行审核，确定各抽蓄电厂的最终曲线并下发给各中调，各中调将最终曲线下发给所调管的各抽蓄电厂。

3 实例分析

以惠蓄、清蓄和广蓄的原计划发电情况作为已知信息，对1月11日利用本文所提方法对三个抽蓄电厂的计划曲线进行编排，并和方式所编排的11日三个抽蓄电厂的曲线进行对比分析，结果如图1-3所示：从三个抽蓄电厂的进度因子可以看出，惠蓄发电滞后，进度因子偏差为-0.21，广蓄和清蓄超前，其中，清蓄超前较多，进度因子偏差为0.092，广蓄为0.017，总的进度因子偏差方差为0.025。

对比1-11原计划曲线和优化后计划曲线的发电进度因子偏差方差可以看出，采用本方法所安排的1-11日计划曲线的发电进度因子偏差方差为0.019，比原计划曲线在降低惠蓄、清蓄和广蓄电厂的发电进度因子偏差方面效果更好，证明了所提模型的有效性。

图1 惠蓄1月11日计划曲线优化前后对比

图2 广蓄1月11日计划曲线优化前后对比

图3 清蓄1月11日计划曲线优化前后对比

从图1至图3的三个抽蓄电厂的计划曲线优化前后对比可以看出，本文所提模型在1-10日发电量进度的情况上，相对于原计划曲线，通过较大提高惠蓄发电量，相对维持广蓄发电量和较大降低清蓄发电量来最大程度的平衡三个抽蓄电厂的发电进度，提高抽蓄利用的均衡性。

为了进一步验证指标进度因子的适应性，以考虑AGC调节效果的惠蓄、清蓄和广蓄1月11日实际运行曲线为优化对象，从1月11日三个抽蓄电厂的实际进度因子可以看出，由于广蓄未按计划运行，调整较大，导致1月11日发电进度因子偏差方差较10日进一步扩大，三个抽蓄电厂利用的均衡性进一步破坏。而利用本文所提模型对原计划曲线进行日内修改后可以看出，1月11日的发电进度因子偏差方差由10日的0.024 8降为0.017 9，比11日的实际发电进度因子偏差方差更是降低了0.007 4,降幅达29.1%，较大程度的平衡了三个抽蓄电厂的发电进度，验证了指标的有成效性。

从1月11日三个抽蓄电厂的实际进度因子可以看出，由于广蓄未按计划运行，调整较大，导致1月11日发电进度因子偏差方差较10日进一步扩大，三个抽蓄电厂利用的均衡性进一步破坏。而利用本文所提模型对原计划曲线进行日内修改后可以看出，1月11日的发电进度因子偏差方差由10日的0.025降为0.018，比11日的实际发电进度因子偏差方差更是降低了0.007,降幅达29.1%，较大程度的平衡了三个抽蓄电厂的发电进度。

4 结束语

为了提高抽水蓄能资源的利用效率，提高抽蓄资源使用的均衡性，本文从日前计划的角度多抽蓄电厂的协调优化调度进行了探讨，提出了基于抽蓄电厂发电进度因子的多抽蓄电厂的协调优化调度方案，在保证电网安全和运行需求的前提下，解决经验型调度长期占主导地位等问题，使得各抽水蓄能电厂发电量尽量正比于其有效库容，实现抽水蓄能的精益化调度和抽蓄资源利用的均衡性。