一种响应风电及负荷平衡需求的梯级水电现货市场水位控制方法

本发明涉及水力发电领域，特别涉及梯级水电站在电力现货市场中发电调度中的水位控制方法。

背景技术：

1、风电、太阳能等新能源天然的随机性、波动性和不可调度等特性对电力系统平衡提出高要求，其短时间大规模并网给电力系统带来巨大灵活性缺口，给电力系统运行带来重大安全隐患，亟需调节性能优良的清洁能源在电网中承担起日益紧迫的电力平衡和灵活性支撑任务。如何发挥水电对电力系统实时平衡的支撑作用，是当前新能源高速并网背景下亟需攻关的技术课题。

2、当前，电力现货市场即将成为电力供需平衡最主要的渠道。水电如何在现货市场中完成自身发电调度并响应新能源和电网负荷波动带来的平衡需求是水电发电运行领域亟需解决的关键技术难题，具体表现在如下三个方面：

3、其一，是梯级水电如何在新兴的现货市场中制定自身的发电调度计划。电力现货市场一般由日前电力市场（下文简称“日前市场”）和实时电力市场（下文简称“实时市场”）等组成：日前市场在交割日前一天通过电量供给-需求匹配确定供（发电站）、需（负荷）双方的基本发电量或用电量，起到稳定系统电量的作用；实时市场则在交割日实时进行，以日前市场合约为基础，通过实时交易保证电网供需在小时级别或更小时间尺度进一步平衡，实现电力供需的灵活性调整；二者在时间上相继进行。梯级水电如何在此复杂的电力体制环境下安排自身发电计划是新环境下面临的首要技术挑战。

4、其二，是梯级水电发电时如何考虑发用电平衡。传统由电网公司统一协调电力电量平衡的计划模式将被市场化模式逐步替代，水电发电问题已经从传统的仅安排机组生产转变为既要考虑自身发电特性、又要同时考虑发电计划可行性的复杂问题。如何将电网中新能源、负荷波动考虑到生产计划中，是水电顺利发电的新的重要因素。

5、其三，是如何确保自身发电计划具有较高可实施性。水电为支撑新能源和负荷的灵活性需求，必然会导致自身水位高频大幅度波动，这既不利于水电安全运行，也很难在工程上实施。因此，如何在发挥电网平衡作用的同时，确保自身水位变化稳定，提高水电调度计划的可实施性，是梯级水电在现货市场中发电生产面临的技术要求。

6、针对上述水电发电的技术难题，本发明构建了一种响应风电及负荷平衡需求的梯级水电现货市场水位控制方法，该方法旨在提供一种梯级水电在电力现货市场中发挥电力平衡作用的发电计划制定方法。本发明的核心内容是一个水力发电优化调度模型，该模型是由一个梯级水电在日前市场和实时市场中制定发电计划的双层优化模型转化而来，其中风电和负荷的波动特性通过随机场景样本表示，对水位的控制方式通过不同随机场景之间的水位相对波动约束来实现。以某地区大型梯级水电站为实际工程背景进行的模拟实验验证了本发明的有效性和合理性。

技术实现思路

1、本发明公开了一种在电力现货市场下梯级水电响应风电及负荷平衡需求并保持水位平稳的发电计划制定方法，其具体形式是一个以优化模型形式表达的应对电力现货市场中风电和负荷随机波动特性和水位控制约束的发电调度模型，该模型由一个双层优化模型通过最优性条件、线性化方法转化而来，其中，上层模型用于制定梯级各电站在24小时的水位计划和向日前市场及实时市场的发电计划；下层模型用于模拟日前市场和实时市场的出清过程和电力系统电力供需平衡；风电和负荷的波动特性通过随机场景样本表示，对水位的控制方式通过不同随机场景之间的水位相对波动约束来实现。

2、本发明技术方案：

3、一种响应风电及负荷平衡需求的梯级水电现货市场水位控制方法，是一种在电力现货市场下梯级水电响应风电及负荷平衡需求并保持水位平稳的发电计划制定方法。该发明首先采用双层优化模型形式构建一个考虑风电出力和负荷需求随机性的梯级水电发电计划制定模型，上层模型用于制定梯级各电站在24小时向日前市场及实时市场的发电计划及24小时的水位计划，下层模型用于模拟日前市场和实时市场的出清过程和电力系统电力供需平衡，其中风电和负荷的波动特性通过随机场景样本表示；随后根据实际工程需求，对不同随机场景下的梯级电站24小时水位过程进行联合约束，以达到应对风电和负荷随机波动时水位稳定变化的目的；然后根据下层模型的最优性条件将上述双层优化模型转化为单层优化模型；最后使用多种线性化技术对模型进行可解性转化并求解；最终得到梯级电站在24小时计划发电量和稳定的计划水位过程。包括如下步骤：

4、步骤1：构建梯级水电在电力现货市场中的发电调度模型；

5、所述的电力现货市场包括日前电力市场和实时电力市场，日前电力市场以下简称为日前市场，实时电力市场以下简称为实时市场；所述的梯级水电在电力现货市场中的发电调度模型是一个双层模型，上层模型用于决策梯级各电站在24小时各时段向日前市场及实时市场申报的发电计划及24小时的水位，下层模型用于模拟日前市场和实时市场出清过程及电力系统电力供需平衡。具体包括如下步骤：

6、步骤1.1：构建电力现货市场中发电调度的目标函数；

7、以梯级水电在日前市场和实时市场的期望发电效益最大为目标构建目标函数，如式(1)所示。

8、(1)

9、式中：为时段索引，取值为1到24的整数，每个时段对应一个日前市场和一个实时市场；为以正整数形式指代水电站，龙头水电站记为1，下游梯级依次递增；为日前市场申报段的索引，取值为正整数；为场景的索引，一个场景描述实时市场中风电出力和负荷需求的一种可能，场景是从预测案例中抽样而来；记抽样的场景数为，表示一个实时市场将同时应对种可能的供需波动情况；为场景发生的概率；为第时段日前市场的出清电价；为场景下第时段实时市场的出清电价；为水电站在第时段日前市场中第段申报段的计划发电量；和分别为场景下水电站在第时段实时市场的计划上调发电量和计划下调发电量。

10、步骤1.2：构建电力现货市场中的供给曲线；

11、步骤1.2.1：构建日前市场供给曲线；

12、受发电生产限制，每个水电站的总申报发电量应小于其最大可发电量，同时日前市场的供给曲线要满足非递减条件，分别构建约束条件为式(2)和式(3)。

13、(2)

14、(3)

15、式中：、分别为水电站在第时段日前市场第段申报段的申报发电量和申报电价；为水电站最大出力，取其中扣除检修容量后的电站机组总可用容量；为每个时段长度，即1小时对应的3600秒；为日前市场所允许的最高申报电价。

16、步骤1.2.2：构建实时市场供给曲线；

17、根据电力市场运行要求，实时市场的上调申报电价应大于日前市场申报电价并且不超过实时市场所允许的最高申报电价，构建约束条件为式(4)~式(6)；实时市场的下调申报电价应大于0且小于日前申报电价，构建约束条件为式(7)~式(9)。

18、(4)

19、(5)

20、(6)

21、(7)

22、(8)

23、(9)

24、式中：和分别为场景下水电站在第时段实时市场的上调申报发电量和下调申报发电量；和分别为场景下水电站在第时段实时市场上调申报电价和下调申报电价；为实时市场所允许的最高申报电价；和分别为水电站的在一个时段内的上调爬坡能力上限和下调爬坡能力上限；表示第时段日前市场的出清电价。

25、步骤1.3：构建水电运行约束；

26、步骤1.3.1：构建日前市场水电运行约束；

27、日前市场水电运行约束包括水量平衡方程、流量边界约束、库容边界约束、水位边界约束、水位－库容曲线、尾水位－泄流量曲线和出力特性曲线的函数关系描述，还包括表达日前市场中申报段计划发电量与总计划出力的关系，如式(10)所示。

28、(10)

29、式中：为水电站在第时段日前市场的总计划出力。

30、步骤1.3.2：构建实时市场水电运行约束；

31、实时市场水电运行约束包括水量平衡方程、流量边界约束、库容边界约束、水位边界约束、水位－库容曲线、尾水位－泄流量曲线和出力特性曲线的函数关系描述，还包括实时市场计划发电量与水电总计划出力的关系，建模如式(11)所示。

32、(11)

33、式中：为场景下水电站在第时段实时市场的总计划出力。

34、步骤2：构建日前市场出清模型；

35、对电力市场出清过程进行建模，以表达申报发电量与最终发电计划的关系、描述电力系统的电力平衡条件，所构建的日前市场出清模型是步骤1中发电调度模型的约束条件，构成双层模型中下层模型的组成部分，本步骤共构建24个下层模型。第时段日前市场出清模型构建步骤如下：

36、步骤2.1：构建第时段日前市场出清模型目标函数；

37、根据电力市场的基本原理，构建以社会福利最大的出清目标，如式(12)所示。日前市场出清模型用于计算第时段日前市场的出清电价、各发电主体的出清发电量及各负荷主体的出清用电量。

38、(12)

39、式中：为水电站在第时段日前市场中第段申报段的出清发电量；和分别为风电站在第时段日前市场的申报电价和出清发电量；和为除本方法施用的梯级水电和所考虑的风电以外的其他电站在第时段日前市场第段申报段的申报电价和出清发电量；下文将除本方法施用的梯级水电和所考虑的风电以外的其他电站简称“其他电站”；和分别为负荷在第时段日前市场第段申报段的申报电价和出清用电量；、分别是其他电站、负荷的申报段数编号，为正整数。

40、步骤2.2：构建第时段日前市场出清模型约束条件；

41、步骤2.2.1：构建第时段日前市场供需平衡关系；

42、构建日前市场的供需平衡关系，如式(13)所示。冒号后、竖线“|”前的变量表示该约束对应的对偶变量，式(13)的对偶变量是第时段日前市场的出清电价；竖线“|”后物理量表示给定的条件，即在该式中此物理量取值为已知。

43、(13)；

44、步骤2.2.2：构建第时段日前市场其他约束条件；

45、对于梯级水电、风电、其他电站、负荷四类市场主体，其每一申报段的出清发电量均不大于其申报发电量或其申报用电量，构建成交电量约束。

46、对于梯级水电，其在日前市场的计划发电量即为该市场的出清发电量，构建关系如式(14)所示。

47、(14)；

48、步骤3：构建实时市场出清模型；

49、实时市场的作用是对风电、负荷的波动在市场机制下进行再平衡。因此，实时市场的出清结果与对应场景下的风电、负荷数值有关，每个实时市场有种可能的供需波动情况，因此实时市场出清模型共24×个。所构建的实时市场出清模型是步骤1中发电调度模型的约束条件，构成双层模型中下层模型的组成部分，本步骤共构建24×个下层模型。场景下第时段实时市场出清模型构建步骤如下：

50、步骤3.1：构建场景下第时段实时市场出清模型目标函数；

51、由于实时市场要进行电力再调度，因此以实时市场再调度成本最小为目标，构建目标函数如式(15)所示。

52、(15)

53、式中：、分别为其他电站在第时段实时市场的上调、下调申报电价；、分别为场景下水电站在第时段实时市场的上调、下调出清发电量；、分别为场景下其他电站在第时段实时市场的上调、下调出清发电量；为场景下风电站在第时段实时市场的申报电价；为场景下在风电站在第时段实时市场的预测发电量；为场景下风电站在第时段实时市场的弃风电量；为场景下负荷在第时段实时市场的申报电价；为场景下负荷在第时段实时市场的出清用电量。

54、步骤3.2：构建场景下第时段实时市场出清模型约束条件；

55、步骤3.2.1：构建场景下第时段实时市场供需平衡条件；

56、构建场景下第时段实时市场的供需平衡关系，如式(16)所示，其中对偶变量是场景下第时段实时市场的出清电价。

57、(16)；

58、步骤3.2.2：构建场景下第时段实时市场梯级水电出清电量相关约束；

59、构建场景下第时段实时市场中梯级水电上调、下调出清发电量与对应申报发电量的约束关系，分别如式(17)和式(18)所示。

60、(17)

61、(18)

62、式中：、、、分别为对应约束的对偶变量，都是模型求解的辅助变量，表征对应变量的不等式条件是否取到等号。

63、梯级水电在实时市场的计划发电量即为该市场的出清发电量，构建关系如式(19)所示。

64、(19)；

65、步骤3.2.3：构建场景下第时段实时市场风电出清电量相关约束；

66、构建场景下第时段实时市场中风电的弃风电量约束，如式(20)所示。

67、(20)

68、式中：、为式(20)对应对偶变量，是模型求解的辅助变量，分别表征左、右两个不等式是否取到等号。

69、步骤3.2.4：构建场景下第时段实时市场其他电站出清电量相关约束；

70、构建场景下第时段实时市场中其他电站上调、下调出清电量与对应出力的约束关系，分别如式(21)和式(22)所示。

71、(21)

72、(22)

73、式中：、、、分别为对应约束的对偶变量，都是模型求解的辅助变量，表征对应变量的不等式条件是否取到等号。

74、步骤3.2.5：构建场景下第时段实时市场负荷出清电量相关约束；

75、构建场景下第时段实时市场中负荷出清电量约束，如式(23)所示。

76、(23)

77、式中：为场景下第时段实时市场中负荷的偏差量；、为式(23)对应的对偶变量，是模型求解的辅助变量，分别表征左、右两个不等式是否取到等号。

78、步骤4：对梯级水电发电计划添加水位控制；

79、步骤4.1：度量不同电力平衡需求下水位过程与日前计划水位过程的偏差；

80、构建各实时市场计划水位过程与日前市场计划水位的偏差度量，如式(24)所示，并将之作为水电发电调度模型的约束条件。

81、(24)

82、式中：为场景下梯级水电在实时市场的计划水位过程与日前市场的计划水位过程的偏差；为水电站在第时段日前市场的时段末水位；表示场景下水电站在第时段的水位。

83、步骤4.2：调整梯级水电发电调度模型的目标函数；

84、将水位偏差指标以相反数形式计入目标函数，即将目标函数式(1)改为目标函数式(25)。

85、(25)

86、式中：为系数，是预设的正实数，用于量纲转换和体现水位控制的重要程度。

87、步骤5：对模型结构进行等价转化；

88、步骤1~4给出的模型整体是一个双层模型，记为模型，具体而言，的上层模型包括式(2)~式(11)、式(24)、式(25)及日前市场、实时市场中的水量平衡方程、流量边界约束、库容边界约束、水位边界约束、水位－库容曲线、尾水位－泄流量曲线和出力特性曲线的函数关系；的下层模型包括两部分，其一为日前市场出清模型，由式(12)~式(14)表示，由于的取值为1~24的整数，故此部分具体包含24个下层模型；其二是实时市场出清模型，由式(15)~式(23)表示，由于的取值为1~24的整数、的数量为个，故此部分具体包含24×个下层模型。对的求解包括如下步骤：

89、步骤5.1：等价变量替代；

90、由式(14)和式(19)所示，上层模型的计划发电量与下层模型的市场出清发电量在数值上相等，故将该二等式关系代入到上层模型中，即将式(14)和式(19)等式关系对应代入到式(4)、式(7)、式(10)、式(11)、式(25)中，同时删除式(14)和式(19)。

91、步骤5.2：双层模型等价转化为单层模型；

92、模型的24×(+1)个下层模型中均为凸模型，故采用每个下层模型的最优性条件将对应下层模型进行转化，转化后得到每个下层模型的等价条件，包括每个下层模型对应的一阶最优性条件方程组和互补松弛条件不等式组。此时模型变为单层模型，记为模型。

93、步骤6：对模型进行线性化处理；

94、对模型中的非线性项进行线性化近似替代，包括如下步骤：

95、步骤6.1：对目标函数线性化；

96、步骤6.1.1对目标函数非线性项进行线性化；

97、由于日前市场出清模型为凸模型，故构建日前市场出清模型的强对偶关系，如式(26)所示。

98、(26)

99、其中，为风电站在第时段日前市场的申报发电量；为其他电站在第时段日前市场第段申报段的申报发电量；为负荷在第时段日前市场第段申报段的申报用电量；、、、分别为梯级水电、风电、其他电站、负荷四类市场主体对应的成交电量约束的对偶变量，是模型求解的辅助变量，表征相应成交电量约束条件是否取到等号。

100、由式(26)得到的线性化结果，如式(27)所示。

101、(27)；

102、步骤6.1.2对目标函数非线性项进行线性化；

103、由于实时市场出清模型为凸模型，故构建实时市场出清模型的强对偶关系，如式(28)所示。

104、(28)

105、其中，、分别为场景下其他电站在第时段实时市场的上调、下调申报电价。

106、进而得到的线性化结果，如式(29)所示。

107、(29)；

108、步骤6.2：对互补松弛条件的线性化；

109、采用大法对步骤5.2转化后得到的互补松弛条件进行线性化近似，各互补松弛条件的转化方法相同，其中，对于互补松弛条件，构建其线性化近似约束，如式(30)所示。

110、(30)

111、式中：为0-1整数变量，是辅助计算的中间变量；、为实数，取不等式中间分式的上确界或经验上界。

112、步骤6.3：对水电发电函数进行分段线性化；

113、水电发电函数中，水位－库容曲线、尾水位－泄流量曲线和出力特性曲线的函数均为非线性函数，采用分段线性化技术将其转为分段线性函数。

114、步骤7：求解模型；

115、采用gurobi、cplex或lingo求解器对模型进行求解，得到梯级水电在电力现货市场的计划发电量和计划水位过程。

116、本发明的有益效果是：本发明可以为梯级水电站在电力现货市场中安排合理的发电计划，响应风电和负荷随机波动的同时保持水位波动平稳，所提供的方法计算速度满足工程应用要求。