基于广东调峰需求的西电东送与抽水蓄能电厂协调优化调度策略研究

单政博，伍阳阳,2，陈亦平，方必武，杜旭，何剑军

（1.中国南方电网电力调度控制中心，广东 广州 510663； 2.云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南 昆明 650217）

0 前言

随着经济的不断发展和产业结构的深化调整，广东省内社会用电负荷不断增加，第二产业用电比例不断降低，第三产业用电比例逐步上升，广东电网负荷曲线在夏季呈现典型的三峰三谷特性，在冬季呈现典型的两峰两谷特性，峰谷差不断增大，在峰谷转换期间负荷升降幅度及速度陡增[1-4]。由于目前广东省内装机中以煤电机组为主，调节速率难以跟随负荷的剧烈变化，电网调峰面临巨大挑战。

近年来，为践行国家西电东送战略[5]，助力“双碳”目标达成，南方电网已建成“八交十一直”西电东送大通道，西电在广东电力供应中的占比近三成。西电计划通过日前方式安排和日内滚动修改确定，不具备传统发电机组的自动调节特性。若西电计划未能很好地与广东负荷特性匹配，将造成广东省内电源的频繁调节与无序调节，甚至会在负荷剧烈变化的峰谷转换期对南方电网的频率安全带来威胁。与此同时，为服务新型电力系统建设，缓解电网调峰调频压力，抽水蓄能电厂装机规模将在未来三个五年计划中显著增长[6-7]。实时调度运行中，充分利用蓄能机组的快速调节能力，协调优化网内各类型电源的调度策略，提升对电网负荷变化特点的适应性，将成为缓解电网的调峰压力的关键。文献[8]提出了直流联络线运行方式与多区域机组启停方式协调优化的发输电计划模式，但没有涉及蓄能机组的联合优化；文献[9-10]研究了风电、核电与抽水蓄能机组联合参与电网调峰的调度策略，但未涉及大规模网间送受电计划的协调优化。

为实现西电、抽水蓄能机组及广东省内电源计划的协调优化调度，本文首先对典型日内西电、蓄能电厂及广东省内电源的协调运行情况进行分析，针对上述3种类型电源在实际调度运行存在的问题，提出一种以广东省内电源无序调节程度最小为目标函数，西电与蓄能电厂联合参与广东调峰的混合整数规划模型，优化实际运行中西电、蓄能电厂与广东省内电源的协调配合，减少广东省内电源的频繁与无序调节，提升大电网运行的安全性与经济性。

1 典型日3种类型电源的协调运行情况

图1给出典型日广东负荷、西电、广东省内电源出力及西电占比变化曲线。

图1 广东负荷、西电、广东省内电源出力及 西电占比变化曲线

从全天来看，西电在广东电力供应中的占比较为稳定，夜间稍有下降，全天平均值为29.1%，在广东负荷中占有较大比重。在上午（8:45-10:00时段）广东负荷缓慢上升，广东省内电源出力却缓慢下降，呈现明显的反调峰现象。

图2 给出了当天西电变化速率和广东负荷变化速率的对比。在广东省内电源出现反调峰的时段，西电的变化速率明显大于广东负荷的变化速率，西电计划与广东负荷特性不匹配是造成广东省内电源反调峰的主要原因。

图2 广东负荷变化速率与西电变化速率曲线

在早晨8:00和中午12:00，广东负荷的变化速率达到最大，分别为439 MW/min、-584 MW/min。午间11:15-12:15时段，广东负荷在一个小时内下降12495 MW，西电下降3774 MW，尤其是在11:55-12:05这10分钟内，广东负荷下降5130 MW，西电下降1149 MW，西电调节速率无法匹配广东负荷的变化速率，调峰压力主要落在广东省内电源和蓄能机组。由于广东省内装机以煤电为主，广东省内电源快速调节能力不足（尤其在机组检修高峰期），快速调峰任务主要由蓄能机组承担。但在11:55之后，广东负荷迅速下降，蓄能机组确未能由停机工况快速转入泵工况，电网频率由50.01 Hz迅速上升至50.08 Hz；在12:02蓄能机组转为泵工况后，电网频率逐步恢复。由于当日抽水蓄能电厂计划未能和广东负荷特性很好匹配，蓄能机组的快速调节能力未能得到充分发挥，甚至对电网频率安全造成威胁。

以上分析表明，协调优化西电、蓄能电厂计划曲线与广东负荷特性的适应性，是有效降低避免广东省内电源无序与频繁调节程度，充分发挥蓄能机组快速调节能力，提升电网调度运行安全与经济的关键。在实际运行中，应该从日前计划与日内计划两方面进行调整。在日前，根据广东电网日前负荷预测数据，对三者的发电计划进行优化编排；在日内，根据广东负荷超短期预测，对三者的发电计划进行动态实时优化更新。

2 策略研究

西电东送与抽水蓄能电厂协调优化调度的关键在于让西电更大程度上地参与广东电网调峰，充分发挥蓄能电厂的快速调节能力，降低广东省内电源的无序与频繁调节程度。

本章以广东省内电源无序与频繁调节程度最小为目标，建立如下混合整数非线性规划模型解决西电、蓄能电厂联合参与广东电网调峰问题。该模型通过优化西电、蓄能电厂及广东省内电源的发电计划，使目标函数达到最优。在模型中，蓄能电厂选取广东境内的惠蓄、清蓄两家电厂作为本次优化对象。

模型中的符号说明如下：

1）模型的所有向量都是长度为T的向量，一般情况下T为96；

2）PGD、PXD、PHX、PQX、Pload分别代表广东省内电源、西电、惠蓄、清蓄在一天内的发电计划及广东负荷，PGDi为PGD中的第i个元素，为当天广东省内电源出力的平均值；

3）PHX_g、PQX_g分别代表一天中惠蓄、清蓄电厂在发电工况下的出力向量，为一个连续变量；

4）IHX_g、IHX_s、IHX_pi=1～M代表惠蓄电厂在一天中的运行状态向量，分别对应于发电、停机、泵状态（其中泵状态又分为M种状态），均为0-1变量；IQX_g、IQX_s、IQX_pi=1～M代表清蓄电厂在一天中的运行状态，分别对应于发电、停机、泵工况（其中泵状态又分为N种状态），均为0-1变量；

5）PHX_gmin、PHX_gmax、PQX_gmin、PQX_gmax、分别代表惠蓄、清蓄电厂在发电工况下出力的上下限；

6）PXDmin、PXDmax代表西电出力的上下限；PGDmin、PGDmax代表广东省内电源出力的上下限；Bmin、Bmax代表广东省内电源出力调节速率的上下限；Cmin、Cmax代表西电出力调节速率的上下限；

7）A代表广东省内电源出力、西电调节速率转化矩阵；

8）KHX、KQX代表惠蓄、清蓄电厂的发电抽水转化效率，一般为0.75；EXD为一天内的西电东送电量，为常数。

该模型中需要优化的变量为：PGD、PXD、PHX_g、PQX_g、PHX_g、PHX_S、IHX_pi=1～M、IQX_g、PQX_s、IQX_pi=1～M，均是长度为T的列向量。模型中包含16个约束条件，在2.1节中会有具体解释。

PGD、PXD、PQX、PHX_g、PQX_g为连续性变量，IHX_g、IHX_s、IHX_pi、IQX_g、IQX_s、IQX_pi为0-1变量。

2.1 模型分析

2.1.1 目标函数

目标函数分为两部分，第一部分衡量一天内广东省内电源出力偏离其均值的程度，近似于方差的概念，其大小反映一天内广东省内电源出力曲线的波动幅度。第二部分衡量一天内广东省内电源出力的调节量，其大小反映广东省内电源出力调节的整体幅度。

如果仅用第一部分作为目标函数，优化出的广东省内发电出力有可能存在反调峰现象。在优化求解中，当广东省内电源某时刻出力偏离其平均值时，算法会在下一个时刻对其进行修正，但修正的幅度有可能过大，导致反调峰现象，与实际不符。因此，将第二部分添加至目标函数中，可以对修正幅度进行一定限制，避免发生反调峰，使优化结果更符合实际。

2.1.2 抽水蓄能电厂及相关约束条件

模型涉及惠蓄、清蓄两个抽水蓄能电厂，故引入两套变量及相应的约束条件。惠蓄、清蓄的装机容量分别为8×300 MW、4×320 MW，各厂每台机组在发电工况下的出力范围分别为：150～300 MW、160～320 MW，每台机组在抽水工况下的出力为-300 MW、-320 MW。因此，惠蓄、清蓄电厂的发电出力在150～2400 MW、160～1280 MW范围内是连续的，而抽水工况下的出力是离散的，由其开泵台数决定。此外，根据蓄能电厂有关运行规定，惠蓄、清蓄电厂的发电工况、抽水工况存在互斥关系。

考虑上述因素，与抽水蓄能电厂相关的约束条件为式(2)～(11)。

1）蓄能电厂状态约束

以惠蓄电厂为例进行说明，引入0-1变量IHX_g、IHX_s、IHX_pi=1～M代表惠蓄电厂在一天中的发电、停机、泵工况所对应的时刻，列向量中元素为1的时刻代表蓄能电厂此时处于该列向量所代表的工况。泵工况所对应0-1向量的数目等于当日最大可开泵台数，一般由断面限制、机组检修及水头等因素决定。任何时刻惠蓄电厂只能处于三种工况中的一种，由此得到约束条件(4)。同理，可以得到清蓄电厂对应的约束条件(5)。

任何时刻，惠蓄、清蓄电厂的发电工况、抽水工况存在互斥关系，由此可得约束条件(6)、(7)。

2）蓄能电厂发电工况出力约束

引入连续变量PHX_g、PQX_g表示惠蓄、清蓄电厂在发电工况下的出力，其最大出力限制由断面约束、机组检修及水头等因素决定，最小出力限制一般为单台机组发电工况下的最小出力，由此可得约束条件(8)、(9)。

3）蓄能电厂总出力约束

引入PHX、PQX作为惠蓄、清蓄电厂一天中的出力。PHX、PQX等于3种工况下的出力之和，其中蓄能电厂在每个泵状态下具有相应的出力，由此得到约束条件(2)、(3)。

4）蓄能电厂水量约束

原则上，蓄能电厂在一天中抽水工况下的抽水量等与其发电工况下的放水量，考虑到蓄能电厂的能量转化效率，由此可得约束(10)、(11)。

2.1.3 西电及相关约束

1）电力约束

西电在一天内各时刻的出力应满足日方式中最大最小出力要求，由此可得约束条件(12)。

2）西电调节速率约束

该项约束对应于约束条件(13)，可根据实际统计数据给定。

3）电量约束

在对西电发电计划进行优化的同时，要保证一天内西电东送的电量满足要求，由此得到约束条件(14)。

2.1.4 广东省内电源及相关约束

1）电力约束

广东省内电源出力应满足日方式中的相关限制要求，由此得到约束条件(15)。

2）调节速率约束

广东省内装机大部分为煤电机组，限制了广东省内电源出力的调节速率，由此可得约束条件(16)。

2.1.5 广东省内电力平衡约束

广东电网负荷等于广东省内电源出力、西电出力及蓄能机组出力三者之和，由此得约束条件(1)。

2.2 模型求解方法

因目标函数中含有绝对值符号，本文所建立的模型属于混合整数非线性规划模型，直接求解难度较大。为便于求解，在原有约束条件中添加如下约束条件，将目标函数线性化。

目标函数被转换为：

经过上述等效转换后，原模型的求解变为一个混合整数线性规划模型，可通过相关数学算法进行求解[11]。

3 算例分析

在应用该模型到实际日前计划编制时，以广东负荷日前预测值作为模型的初始数据，得到西电、广东省内电源及蓄能电厂的日前优化发电计划；在日内进行滚动计划修改时，以广东负荷超短期预测数据动态更新广东负荷曲线，进而利用该模型滚动优化西电、广东省内电源及蓄能电厂日内发电计划。

本算例利用第2章中典型日的实际数据，进行西电、广东省内电源及蓄能电厂发电计划的二次优化编排，以此说明模型的优化效果。

图3给出了广东省内电源优化后的发电计划和原始计划、广东负荷曲线的对比。

图3 广东省内电源优化发电计划与原始计划、 广东负荷曲线对比

优化后的广东省内电源发电计划相比于原计划较为平滑，调整次数和幅度大幅减少；在上午广东负荷缓慢上升期间（8:45-10:00），没有出现反调峰。以模型中的目标函数值来衡量优化前后广东省内电源出力调整程度的变化，如表1所示。优化后的广东省内电源出力调整程度比优化前较大程度地减小。

表1 目标函数值在广东省内电源发电计划优化前后的变化

图4给出了优化后的西电发电计划与原始计划、广东负荷曲线的对比。

图4 西电的优化发电计划与原始计划、广东负荷曲线的对比

优化的西电发电计划和广东负荷特性匹配性更高。在负荷迅速变化（7:30-8:30、11:15-12:15）的时段，优化后的西电发电计划增大了其在该阶段的调节速率，更大程度上参与广东调峰。在上午负荷缓慢上升的时段，优化后的西电计划相比于原计划，降低了其调节速率，避免了广东省内电源的反调峰。

图5给出惠蓄、清蓄电厂发电计划在优化前后的对比。在中午负荷迅速下降时段（12:00左右），优化后的抽水蓄能电厂发电计划相较于原始计划，能够更早地转入泵工况，充分发挥蓄能机组的快速调节能力，在一定程度上保证电网的频率安全；在早晨负荷攀峰时段，优化的抽水蓄能电厂发电计划相较于原始计划更早停泵，并快速转入发电工况。从全天来看，优化后的抽水蓄能电厂发电计划更大程度上地参与电网调峰，充分发挥蓄能机组的快速调节能力，但会增加抽水蓄能机组的启停次数。

图5 蓄能电厂发电计划在优化前后的对比

算例分析表明，本文所建立的混合整数规划模型能够在一定程度上对西电、抽水蓄能电厂的发电计划进行优化，让两者更大程度上地参与电网调峰，降低广东省内电源的调整程度，避免广东省内电源反调峰，保证电网在负荷迅速变化时期的频率安全和机组运行经济性。

4 结束语

本文从典型日的实际数据出发，分析广东省内电源、西电、抽水蓄能电厂的发电计划与广东负荷的协调匹配情况及存在的问题。为解决上述问题，本文以广东省内电源无序与频繁调节程度最小为目标函数，考虑西电与抽水蓄能电厂联合参与广东电网调峰，建立用于优化西电、蓄能电厂及广东省内机组发电计划的混合整数规划模型，并给出相应的求解方法。本文以典型日的实际数据作为模型的基础数据，对典型日内的西电计划、抽水蓄能电厂及广东省内机组发电计划进行了二次编排优化。算例分析表明，上述三者的发电计划存在一定的优化空间，合理地协调西电、抽水蓄能电厂发电计划与广东负荷特性匹配，可以一定程度上地减轻广东省内机组的调峰压力。