基于廣東調峰需求的西電東送與抽水蓄能電廠協調優化調度策略研究

單政博，伍陽陽,2，陳亦平，方必武，杜旭，何劍軍

（1.中國南方電網電力調度控制中心，廣東 廣州 510663； 2.云南電力試驗研究院（集團）有限公司，云南 昆明 650217）

0 前言

隨著經濟的不斷發展和產業結構的深化調整，廣東省內社會用電負荷不斷增加，第二產業用電比例不斷降低，第三產業用電比例逐步上升，廣東電網負荷曲線在夏季呈現典型的三峰三谷特性，在冬季呈現典型的兩峰兩谷特性，峰谷差不斷增大，在峰谷轉換期間負荷升降幅度及速度陡增[1-4]。由于目前廣東省內裝機中以煤電機組為主，調節速率難以跟隨負荷的劇烈變化，電網調峰面臨巨大挑戰。

近年來，為踐行國家西電東送戰略[5]，助力“雙碳”目標達成，南方電網已建成“八交十一直”西電東送大通道，西電在廣東電力供應中的占比近三成。西電計劃通過日前方式安排和日內滾動修改確定，不具備傳統發電機組的自動調節特性。若西電計劃未能很好地與廣東負荷特性匹配，將造成廣東省內電源的頻繁調節與無序調節，甚至會在負荷劇烈變化的峰谷轉換期對南方電網的頻率安全帶來威脅。與此同時，為服務新型電力系統建設，緩解電網調峰調頻壓力，抽水蓄能電廠裝機規模將在未來三個五年計劃中顯著增長[6-7]。實時調度運行中，充分利用蓄能機組的快速調節能力，協調優化網內各類型電源的調度策略，提升對電網負荷變化特點的適應性，將成為緩解電網的調峰壓力的關鍵。文獻[8]提出了直流聯絡線運行方式與多區域機組啟停方式協調優化的發輸電計劃模式，但沒有涉及蓄能機組的聯合優化；文獻[9-10]研究了風電、核電與抽水蓄能機組聯合參與電網調峰的調度策略，但未涉及大規模網間送受電計劃的協調優化。

為實現西電、抽水蓄能機組及廣東省內電源計劃的協調優化調度，本文首先對典型日內西電、蓄能電廠及廣東省內電源的協調運行情況進行分析，針對上述3種類型電源在實際調度運行存在的問題，提出一種以廣東省內電源無序調節程度最小為目標函數，西電與蓄能電廠聯合參與廣東調峰的混合整數規劃模型，優化實際運行中西電、蓄能電廠與廣東省內電源的協調配合，減少廣東省內電源的頻繁與無序調節，提升大電網運行的安全性與經濟性。

1 典型日3種類型電源的協調運行情況

圖1給出典型日廣東負荷、西電、廣東省內電源出力及西電占比變化曲線。

圖1 廣東負荷、西電、廣東省內電源出力及 西電占比變化曲線

從全天來看，西電在廣東電力供應中的占比較為穩定，夜間稍有下降，全天平均值為29.1%，在廣東負荷中占有較大比重。在上午（8:45-10:00時段）廣東負荷緩慢上升，廣東省內電源出力卻緩慢下降，呈現明顯的反調峰現象。

圖2 給出了當天西電變化速率和廣東負荷變化速率的對比。在廣東省內電源出現反調峰的時段，西電的變化速率明顯大于廣東負荷的變化速率，西電計劃與廣東負荷特性不匹配是造成廣東省內電源反調峰的主要原因。

圖2 廣東負荷變化速率與西電變化速率曲線

在早晨8:00和中午12:00，廣東負荷的變化速率達到最大，分別為439 MW/min、-584 MW/min。午間11:15-12:15時段，廣東負荷在一個小時內下降12495 MW，西電下降3774 MW，尤其是在11:55-12:05這10分鐘內，廣東負荷下降5130 MW，西電下降1149 MW，西電調節速率無法匹配廣東負荷的變化速率，調峰壓力主要落在廣東省內電源和蓄能機組。由于廣東省內裝機以煤電為主，廣東省內電源快速調節能力不足（尤其在機組檢修高峰期），快速調峰任務主要由蓄能機組承擔。但在11:55之后，廣東負荷迅速下降，蓄能機組確未能由停機工況快速轉入泵工況，電網頻率由50.01 Hz迅速上升至50.08 Hz；在12:02蓄能機組轉為泵工況后，電網頻率逐步恢復。由于當日抽水蓄能電廠計劃未能和廣東負荷特性很好匹配，蓄能機組的快速調節能力未能得到充分發揮，甚至對電網頻率安全造成威脅。

以上分析表明，協調優化西電、蓄能電廠計劃曲線與廣東負荷特性的適應性，是有效降低避免廣東省內電源無序與頻繁調節程度，充分發揮蓄能機組快速調節能力，提升電網調度運行安全與經濟的關鍵。在實際運行中，應該從日前計劃與日內計劃兩方面進行調整。在日前，根據廣東電網日前負荷預測數據，對三者的發電計劃進行優化編排；在日內，根據廣東負荷超短期預測，對三者的發電計劃進行動態實時優化更新。

2 策略研究

西電東送與抽水蓄能電廠協調優化調度的關鍵在于讓西電更大程度上地參與廣東電網調峰，充分發揮蓄能電廠的快速調節能力，降低廣東省內電源的無序與頻繁調節程度。

本章以廣東省內電源無序與頻繁調節程度最小為目標，建立如下混合整數非線性規劃模型解決西電、蓄能電廠聯合參與廣東電網調峰問題。該模型通過優化西電、蓄能電廠及廣東省內電源的發電計劃，使目標函數達到最優。在模型中，蓄能電廠選取廣東境內的惠蓄、清蓄兩家電廠作為本次優化對象。

模型中的符號說明如下：

1）模型的所有向量都是長度為T的向量，一般情況下T為96；

2）PGD、PXD、PHX、PQX、Pload分別代表廣東省內電源、西電、惠蓄、清蓄在一天內的發電計劃及廣東負荷，PGDi為PGD中的第i個元素，為當天廣東省內電源出力的平均值；

3）PHX_g、PQX_g分別代表一天中惠蓄、清蓄電廠在發電工況下的出力向量，為一個連續變量；

4）IHX_g、IHX_s、IHX_pi=1～M代表惠蓄電廠在一天中的運行狀態向量，分別對應于發電、停機、泵狀態（其中泵狀態又分為M種狀態），均為0-1變量；IQX_g、IQX_s、IQX_pi=1～M代表清蓄電廠在一天中的運行狀態，分別對應于發電、停機、泵工況（其中泵狀態又分為N種狀態），均為0-1變量；

5）PHX_gmin、PHX_gmax、PQX_gmin、PQX_gmax、分別代表惠蓄、清蓄電廠在發電工況下出力的上下限；

6）PXDmin、PXDmax代表西電出力的上下限；PGDmin、PGDmax代表廣東省內電源出力的上下限；Bmin、Bmax代表廣東省內電源出力調節速率的上下限；Cmin、Cmax代表西電出力調節速率的上下限；

7）A代表廣東省內電源出力、西電調節速率轉化矩陣；

8）KHX、KQX代表惠蓄、清蓄電廠的發電抽水轉化效率，一般為0.75；EXD為一天內的西電東送電量，為常數。

該模型中需要優化的變量為：PGD、PXD、PHX_g、PQX_g、PHX_g、PHX_S、IHX_pi=1～M、IQX_g、PQX_s、IQX_pi=1～M，均是長度為T的列向量。模型中包含16個約束條件，在2.1節中會有具體解釋。

PGD、PXD、PQX、PHX_g、PQX_g為連續性變量，IHX_g、IHX_s、IHX_pi、IQX_g、IQX_s、IQX_pi為0-1變量。

2.1 模型分析

2.1.1 目標函數

目標函數分為兩部分，第一部分衡量一天內廣東省內電源出力偏離其均值的程度，近似于方差的概念，其大小反映一天內廣東省內電源出力曲線的波動幅度。第二部分衡量一天內廣東省內電源出力的調節量，其大小反映廣東省內電源出力調節的整體幅度。

如果僅用第一部分作為目標函數，優化出的廣東省內發電出力有可能存在反調峰現象。在優化求解中，當廣東省內電源某時刻出力偏離其平均值時，算法會在下一個時刻對其進行修正，但修正的幅度有可能過大，導致反調峰現象，與實際不符。因此，將第二部分添加至目標函數中，可以對修正幅度進行一定限制，避免發生反調峰，使優化結果更符合實際。

2.1.2 抽水蓄能電廠及相關約束條件

模型涉及惠蓄、清蓄兩個抽水蓄能電廠，故引入兩套變量及相應的約束條件。惠蓄、清蓄的裝機容量分別為8×300 MW、4×320 MW，各廠每臺機組在發電工況下的出力范圍分別為：150～300 MW、160～320 MW，每臺機組在抽水工況下的出力為-300 MW、-320 MW。因此，惠蓄、清蓄電廠的發電出力在150～2400 MW、160～1280 MW范圍內是連續的，而抽水工況下的出力是離散的，由其開泵臺數決定。此外，根據蓄能電廠有關運行規定，惠蓄、清蓄電廠的發電工況、抽水工況存在互斥關系。

考慮上述因素，與抽水蓄能電廠相關的約束條件為式(2)～(11)。

1）蓄能電廠狀態約束

以惠蓄電廠為例進行說明，引入0-1變量IHX_g、IHX_s、IHX_pi=1～M代表惠蓄電廠在一天中的發電、停機、泵工況所對應的時刻，列向量中元素為1的時刻代表蓄能電廠此時處于該列向量所代表的工況。泵工況所對應0-1向量的數目等于當日最大可開泵臺數，一般由斷面限制、機組檢修及水頭等因素決定。任何時刻惠蓄電廠只能處于三種工況中的一種，由此得到約束條件(4)。同理，可以得到清蓄電廠對應的約束條件(5)。

任何時刻，惠蓄、清蓄電廠的發電工況、抽水工況存在互斥關系，由此可得約束條件(6)、(7)。

2）蓄能電廠發電工況出力約束

引入連續變量PHX_g、PQX_g表示惠蓄、清蓄電廠在發電工況下的出力，其最大出力限制由斷面約束、機組檢修及水頭等因素決定，最小出力限制一般為單臺機組發電工況下的最小出力，由此可得約束條件(8)、(9)。

3）蓄能電廠總出力約束

引入PHX、PQX作為惠蓄、清蓄電廠一天中的出力。PHX、PQX等于3種工況下的出力之和，其中蓄能電廠在每個泵狀態下具有相應的出力，由此得到約束條件(2)、(3)。

4）蓄能電廠水量約束

原則上，蓄能電廠在一天中抽水工況下的抽水量等與其發電工況下的放水量，考慮到蓄能電廠的能量轉化效率，由此可得約束(10)、(11)。

2.1.3 西電及相關約束

1）電力約束

西電在一天內各時刻的出力應滿足日方式中最大最小出力要求，由此可得約束條件(12)。

2）西電調節速率約束

該項約束對應于約束條件(13)，可根據實際統計數據給定。

3）電量約束

在對西電發電計劃進行優化的同時，要保證一天內西電東送的電量滿足要求，由此得到約束條件(14)。

2.1.4 廣東省內電源及相關約束

1）電力約束

廣東省內電源出力應滿足日方式中的相關限制要求，由此得到約束條件(15)。

2）調節速率約束

廣東省內裝機大部分為煤電機組，限制了廣東省內電源出力的調節速率，由此可得約束條件(16)。

2.1.5 廣東省內電力平衡約束

廣東電網負荷等于廣東省內電源出力、西電出力及蓄能機組出力三者之和，由此得約束條件(1)。

2.2 模型求解方法

因目標函數中含有絕對值符號，本文所建立的模型屬于混合整數非線性規劃模型，直接求解難度較大。為便于求解，在原有約束條件中添加如下約束條件，將目標函數線性化。

目標函數被轉換為：

經過上述等效轉換后，原模型的求解變為一個混合整數線性規劃模型，可通過相關數學算法進行求解[11]。

3 算例分析

在應用該模型到實際日前計劃編制時，以廣東負荷日前預測值作為模型的初始數據，得到西電、廣東省內電源及蓄能電廠的日前優化發電計劃；在日內進行滾動計劃修改時，以廣東負荷超短期預測數據動態更新廣東負荷曲線，進而利用該模型滾動優化西電、廣東省內電源及蓄能電廠日內發電計劃。

本算例利用第2章中典型日的實際數據，進行西電、廣東省內電源及蓄能電廠發電計劃的二次優化編排，以此說明模型的優化效果。

圖3給出了廣東省內電源優化后的發電計劃和原始計劃、廣東負荷曲線的對比。

圖3 廣東省內電源優化發電計劃與原始計劃、 廣東負荷曲線對比

優化后的廣東省內電源發電計劃相比于原計劃較為平滑，調整次數和幅度大幅減少；在上午廣東負荷緩慢上升期間（8:45-10:00），沒有出現反調峰。以模型中的目標函數值來衡量優化前后廣東省內電源出力調整程度的變化，如表1所示。優化后的廣東省內電源出力調整程度比優化前較大程度地減小。

表1 目標函數值在廣東省內電源發電計劃優化前后的變化

圖4給出了優化后的西電發電計劃與原始計劃、廣東負荷曲線的對比。

圖4 西電的優化發電計劃與原始計劃、廣東負荷曲線的對比

優化的西電發電計劃和廣東負荷特性匹配性更高。在負荷迅速變化（7:30-8:30、11:15-12:15）的時段，優化后的西電發電計劃增大了其在該階段的調節速率，更大程度上參與廣東調峰。在上午負荷緩慢上升的時段，優化后的西電計劃相比于原計劃，降低了其調節速率，避免了廣東省內電源的反調峰。

圖5給出惠蓄、清蓄電廠發電計劃在優化前后的對比。在中午負荷迅速下降時段（12:00左右），優化后的抽水蓄能電廠發電計劃相較于原始計劃，能夠更早地轉入泵工況，充分發揮蓄能機組的快速調節能力，在一定程度上保證電網的頻率安全；在早晨負荷攀峰時段，優化的抽水蓄能電廠發電計劃相較于原始計劃更早停泵，并快速轉入發電工況。從全天來看，優化后的抽水蓄能電廠發電計劃更大程度上地參與電網調峰，充分發揮蓄能機組的快速調節能力，但會增加抽水蓄能機組的啟停次數。

圖5 蓄能電廠發電計劃在優化前后的對比

算例分析表明，本文所建立的混合整數規劃模型能夠在一定程度上對西電、抽水蓄能電廠的發電計劃進行優化，讓兩者更大程度上地參與電網調峰，降低廣東省內電源的調整程度，避免廣東省內電源反調峰，保證電網在負荷迅速變化時期的頻率安全和機組運行經濟性。

4 結束語

本文從典型日的實際數據出發，分析廣東省內電源、西電、抽水蓄能電廠的發電計劃與廣東負荷的協調匹配情況及存在的問題。為解決上述問題，本文以廣東省內電源無序與頻繁調節程度最小為目標函數，考慮西電與抽水蓄能電廠聯合參與廣東電網調峰，建立用于優化西電、蓄能電廠及廣東省內機組發電計劃的混合整數規劃模型，并給出相應的求解方法。本文以典型日的實際數據作為模型的基礎數據，對典型日內的西電計劃、抽水蓄能電廠及廣東省內機組發電計劃進行了二次編排優化。算例分析表明，上述三者的發電計劃存在一定的優化空間，合理地協調西電、抽水蓄能電廠發電計劃與廣東負荷特性匹配，可以一定程度上地減輕廣東省內機組的調峰壓力。