多重不确定性下水风光多能互补长期优化调度方法

如何应对水风光多重不确定性及其导致的高维优化求解难题是流域水风光多能互补长期调度面临的关键挑战。为此,提出基于马尔科夫链和Copula函数的水风光联合场景生成方法,并通过同步回代缩减法进行场景削减,量化表征水风光多重不确定性;以此为输入,构建流域水风光多能互补长期两阶段随机优化调度模型,并通过Benders分解算法和凸化线性化建模技术实现高维非线性优化问题的高效求解。最后以金沙江下游清洁能源基地为研究对象进行了仿真验证。通过对比分析,证明了所提方法能够有效提升长期调度方案对水风光不确定环境的适应性,提高了多能互补综合效益。在样本外检验中,所提方法比传统方法的发电量增加了0.552亿kWh,弃水量减少了1.694亿m~3,表现得更具可靠性。

考虑风电出力和电价不确定性的水风联合现货市场竞价策略

以风电为代表的新能源参与现货市场已是大势所趋,但出力不确定性导致其市场竞争力较弱,而电价的不确定性又进一步增大了其承担的收益风险。联合具有灵活调节能力的水电是有效的解决途径,而制定符合决策者风险意愿的竞价策略则是其中亟须解决的关键问题。为此,从价格接受者角度提出了水电联合风电参与现货市场的竞价模型。模型中采用笛卡尔积组合后的典型场景集描述风电出力、市场电价等多种不确定性,采用条件风险价值衡量不确定性导致的市场风险,并以风险因子作为决策者风险偏好纳入决策过程。通过引入0/1整数变量,将模型中的非线性函数转换为混合整数线性规划模型予以求解。以中国西南某省梯级水电站和风电场为背景,验证了模型的有效性,并进一步分析了风险偏好对竞价决策的影响。

水电支撑新型电力系统灵活性研究进展、挑战与展望

风光新能源发电的中长期季节性波动、短期随机性和间歇性波动使得新型电力系统面临巨大的灵活性需求和季节性保供挑战。为此,我国工业界和学术界提出“水电角色重塑和功能再造”的概念,目的是充分发挥我国独一无二的水电资源优势,重塑水电灵活性资源角色,支撑新能源大规模开发利用。这一理念和相关理论技术问题,受到政府部门、电力企业的充分重视和众多学者的广泛研究,且仍在发展之中。为了更好地总结和展望相关研究成果,该文归纳我国水电灵活性的重要现实基础,并从流域水风光综合基地、省级电网、区域电网3个层级,综述水电支撑新型电力系统灵活性的研究进展。在此基础之上,从理论方法和工程应用2个方面提炼亟待突破的关键挑战,并展望相关解决思路。

基于过程神经网络和量子免疫算法的油气评价

为评价我国目前油气资源的可持续发展能力,提出了一种将过程神经元网络与量子免疫算法相结合的评价方法。首先,在构建油气资源可持续发展能力评价指标体系的基础上,采用过程神经元网络建立评价指标体系与评价结果之间的映射关系;然后采用量子免疫算法完成网络的训练;最后,以2004年～2006年的油气资源经济可持续发展评价为例,验证了方法的有效性和可行性。

基于遗传程序设计的中长期径流预报模型研究与应用

应用遗传程序设计建立径流中长期预报模型，结合径流序列数据的特点通过自相关分析确定其滞时输入变量的个数。采用均方误差作为其适应度评价函数，以漫湾实测月径流序列（1953—2003年）和洪家渡实测月径流序列（1951～2004年）为例，通过与ARMA模型、人工神经网络模型的预报结果比较，显示该模型应用于径流中长期预报简单易行且精度较高。

基于粗糙集理论和遗传程序设计的短期负荷预测模型研究

利用粗糙集理论处理大数据量、消除冗余信息等方面的优势,找到了与负荷直接相关的因素。以利用遗传程序设计进行演化建模对贵州电网日96点负荷实例进行了预测,与BP神经网络法相比,本模型预测精度高,在短期负荷预测中具有有效性和可行性。

兼顾本地与直流受端电网调峰需求的水电站群短期优化调度模型

面对巨型水电站群高压直流送端电网和受端电网日益严峻的调峰压力,建立了一种兼顾本地与直流受端电网调峰需求的梯级水电站群短期优化调度模型。模型以多电网剩余负荷最大值最小为目标,考虑常规梯级水电站群水力、电力约束,以及复杂高压直流输电线路运行约束,并引入直流线路与水电站之间耦合运行约束。在模型求解阶段,引入辅助变量将目标函数、水电运行约束、直流运行约束线性化,并采用大M法对直流线路与水电站之间双向区间耦合约束进行线性化,将原模型转换为混合整数线性规划模型。以中国西南地区某巨型水电站群冬季和夏季典型日为实例研究,结果表明:送端电网负荷峰谷差降幅高达100%,受端电网负荷峰谷差降幅分别达28.1%和31.6%。所提模型能够利用高压直流输电线路共享水电灵活性,有效实现多电网调峰,并保证直流输电线路运行在安全区间,可以为巨型梯级水电站群短期多电网调峰提供参考和借鉴。

水电经济运行课程任务导向型教学模式探讨

针对研究生水电系统优化调度课程教学实践中的问题,应用任务导向型教学模式,以具体任务为中心,将教学过程与实践紧密结合,使学生在完成任务的过程中完成课程学习。在丰富的工程实践背景基础上,通过精细化的任务设计,授课与实验交插的教学计划,理论与实践相结合的教学方式,确保这一模式顺利实施。教学实践中,这种模式能够很大程度提高学生学习兴趣,加快入门的速度,提高教学质量,有助于提高水文学及水资源、水利水电专业研究生培养水平。

考虑时空相关性的流域水风光多能互补系统高维不确定性场景生成方法

受到变量维度高、时空随机关联等复杂因素影响,如何生成年周期的径流、风电光伏出力耦合场景序列是西南流域水风光一体化多能互补规划和长期调度面临的关键难题。该文提出一种考虑时空相关性的流域水风光高维耦合不确定性场景生成方法。以多年长序列历史数据为输入,首先,构建基于季节性马尔科夫链的时序相关性模型,分别捕捉径流、风光发电能力年内逐月时序状态转移特征;其次,构建基于混合Copula函数连接的C藤水风光空间相关性模型,表征流域内水风光异质能源的空间相关特性;以时空相关性建模结果为基础,结合蒙特卡洛抽样,提出水风光多能互补系统高维耦合场景集生成方法。最后,以我国金沙江下游梯级电站以及金沙江下游区域内风光电站为应用实例,对比验证了所提方法的有效性。

水风光综合基地多风险量化及长期多目标协调优化调度方法

水风光一体化运行可以发挥多种能源优势,提高综合效益。风光能源大规模并入水电基地,因不确定性增加致使系统能源消纳和电力供应问题更加突出,将面临更高弃水和缺电风险。针对该问题,提出了一种评估各时段蓄水状态的风险量化方法。基于该方法构建了考虑弃水量、发电量、弃水风险和缺电风险的多目标调度模型,基于双层优化,采用动态规划、离散微分动态规划和逐步优化相结合的算法进行高效求解,将分层序列法与线性加权和法嵌入算法中,以协调多目标矛盾。最后,以中国某水风光综合基地为工程背景模拟调度,并将所提模型与传统模型进行对比验证。研究结果表明,所提模型能较好地刻画运行风险,通过调整水电运行方式能合理消纳新能源,并获得更高稳定收益;模型能以较高效率完成求解,并满足实际调度时效性要求;在实际场景与预测场景出现偏差时,能显著降低弃水损失,通过改变水电运行方式以适应新能源日益增长带来的运行风险。

水电调度方向研究生“工程-教学”二元培养方案研究

我国水电经过20多年的高速发展,已经全面进入调度运行阶段,目前对调度和管理方面人才的需求量很大,要求很高。该文结合我国西南水电富集电网、特大流域梯级调度工程实际,针对现行的水电调度方向研究生偏重理论化培养问题,提出了"工程-教学"二元培养方案,并从课程教学内容方案设计、课外工程实践方案设计及二者协调机制等三方面进行了详细阐述。该方案在教学实际应用上,取得了良好的效果,验证了方案的可行性。

耦合出力破坏深度与弃电准则的梯级水风光互补调度规则研究

梯级水电调度规则是指导控制型水库发电蓄放水的重要依据。随机、波动、间歇性新能源的接入改变了梯级水电运行边界,增加了缺电、弃电风险,导致仅考虑径流季节性波动的调度规则不再适用。依托贵州某梯级水风光综合基地实际工程,剖析了导致缺电、弃电的因素,并从规则形式和模型构建角度给出解决方案。在标准调度规则的基础上,结合对冲规则、满蓄规则,并考虑输电通道容量限制与新能源消纳规则,提出梯级水风光六段式互补调度规则,以减少缺电、弃电;提出出力破坏深度指标度量缺电风险、提出弃电准则避免非必要弃电,并以规则参数为决策变量构建多目标参数模拟优化模型;采用目标优先级非支配排序遗传算法优化规则参数。设置多种新能源装机容量场景、输电通道容量场景和对比规则,从多角度验证本文方法的有效性。结果表明,本文方法能够显著降低梯级水风光综合基地缺电、弃电风险,提高发电量,其中出力破坏深度指标使缺电程度平均降低36.04%、弃电准则使弃电平均减少7.96%。最后,绘制更加简明、直观的梯级水风光互补调度图,以便于实际应用。

耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法

如何破解梯级上下游电站报价不匹配导致的竞争性弃水,是高比例水电现货市场出清中的基础性理论和实践难题。为此,基于节点电价出清机制,从弃水原因出发,提出一种耦合水电弃能消纳的多阶段日前现货市场出清方法。该方法第一阶段引入弃能电站报价修正策略,通过等比例调减弃能电站报价,实现市场优先出清;第二阶段引入上游电站电量控制策略,利用下游电站弃能反向推算上游电站应削减电量,构建了多时段耦合电量控制约束,通过减少上游放水削减下游弃能;第三阶段引入上游电站出力控制策略,考虑梯级滞时精细化推算上游电站各时段出力上限,构建了出力控制约束,进一步调减弃能;最后基于“谁获利、谁负责”的公平性原则,构建了多阶段结算补偿策略。实例分析表明,提出的方法能够有效协调上下游电站出清电量,避免报价不匹配导致的竞争性弃水,为高比例水电市场现货交易提供了新的思路。

考虑CCER机制的碳-电耦合市场水火电协同竞价模型

当前,全国统一电力市场体系和全国碳交易市场正在同步改革,发电企业面临着在电力市场和碳市场竞争的双重压力。如何适应新的市场环境,在碳-电耦合市场中统筹考虑市场细则及自身电源特征制定竞价计划,是当前发电企业亟须解决的实际问题。针对这一问题,提出了考虑国家核证自愿减排量(CCER)机制的碳-电耦合市场水火电协同竞价模型。该模型详细考虑了碳市场中的碳清缴、CCER抵消、违约惩罚等机制及电力市场特征,兼顾梯级水电站水力-电力的时空耦合联系及非凸非线性的发电运行特征,描述了水火电在耦合市场中的协同竞价要素。针对模型中的非凸及逻辑表达式,引入多种线性化方法将其转为混合整数二次规划问题予以求解。以中国澜沧江流域梯级水电站与火电厂为工程背景验证了模型的有效性,并分析了碳-电耦合市场机制的作用效果。

巨型水电站参与省内-省间电力市场竞价策略联合优化方法

西南巨型水电站如何参与省内-省间电力市场联合竞价是我国多层次电力市场建设面临的新问题,电价和径流的多重不确定性叠加时空耦合的水力电力联系使得该问题极为复杂。提出一种基于边际机会成本的水电站参与省内-省间月度集中市场投标曲线联合优化方法。考虑水电站在多层次多时段市场售电量的非线性耦合关系,构建随机规划模型,求解随机电价、径流下水电站多种售电量组合的增量成本,拟合水电站在省内-省间月度集中市场的边际机会成本曲线;引入偏差面积最小准则对曲线进行缩减,得到段数符合市场要求的分段投标曲线。以溪洛渡右岸电站参与云南省内市场和南方电网省间市场联合竞价为例,验证了所提方法的有效性,结果表明所得投标曲线符合水电站机会成本变化趋势,相较于传统投标电量优化模型,所建模型能够有效提高水电站售电收益,促进水电消纳。

不确定碳-电耦合市场下梯级水电双层竞价模型

随着电力市场和碳市场改革的不断深化,梯级水电在碳交易-电力交易(碳-电)耦合市场中的竞价问题亟待解决。如何在考虑自身非凸发电特性的同时解耦交易规则、应对市场不确定性是解决问题的关键。为此,构建了一种计及国家核证自愿减排量(CCER)市场供需不确定性的碳-电耦合市场下梯级水电站竞价的双层优化模型。上层模型以市场出清价为参数,决策梯级水电在电力市场和CCER市场中的发电计划和竞价曲线;下层模型以市场竞价信息为参数,计算不同时段、不同场景下的CCER市场出清结果。所提模型考虑了梯级水电非凸运行特性和碳-电耦合市场规则,采用多种可能的供需关系综合描述CCER市场的不确定性。运用强对偶理论、大M法、分段线性法等技术,将双层模型转化为混合整数线性规划模型并求解。以中国澜沧江干流两座梯级水电站为背景进行分析,结果表明考虑CCER市场不确定性可有效提高竞价计划的稳定性,耦合市场机制可引导发电企业根据两类市场需求调整发电计划,发电企业在提高自身收益的同时促进了系统资源合理配置。

复杂需求下巨型水电站跨省交易电量曲线分解方法

西南巨型水电站参与电力市场涉及多省、多品种、多时间尺度等多维电量曲线分解难题,给水电市场化运行带来很大挑战。该文依托溪洛渡右岸电站实际工程,考虑电网调峰与企业效益复杂需求,提出巨型水电站月度电量曲线分解多目标协调方法。以余荷均方差最小构建多电网调峰目标,利用多品种差异电价和峰平谷分段市场电价构建发电效益目标,引入理想点法实现目标分级进而将多目标优化转换为一系列差异约束边界的单目标问题;采用分段线性技术处理非线性水力约束、三角剖分技术处理电站出力特性曲线,利用混合整数线性规划(mixed integer linear programming,MILP)方法实现模型高效求解。采用溪右电站月度电量交易申报实际数据进行验证分析。结果表明,该文模型可以得到合理的月度电量分日、分时、分省、分品种的发电曲线过程,并通过两个实例分析不同来水和计划电量对调峰与收益的影响,发现汛期较枯期影响更大,且计划电量比例是协调调峰和发电收益的重要因素。

考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法

大规模水电跨省跨区输送涉及送受端多个差异电力市场,如何协调不同市场交易促进水电消纳是我国电力现货建设面临的关键问题之一。本文提出考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法,以直流联络线为协调因子,实现送、受端市场迭代出清框架的有效衔接;考虑直流外送计划确定巨型水电站发电能力、开停机、爬坡、上下游影响电量的边界条件,并耦合水电非线性特点和弃水控制要求,构建购电费用最小出清模型,优化送端全网日前现货出力;提出直流计划更新策略,依据电站弃水和电网断面控制,动态调整外送边界,实现受端市场迭代出清收敛。通过改进的IEEE300节点系统和云南电网实际工程验证,本文方法能够高效完成高比例水电市场现货出清,且能有效衔接市场出清结果与直流输送计划,实现流域梯级电量、水量精准匹配。

亿千瓦级时代中国水电调度问题及其进展

三峡工程和西电东送工程开启了中国和世界水电史上从未有过的最大规模水电工程建设,中国水电取得了1亿千瓦、2亿千瓦和3亿千瓦里程碑成就。截至2017底,中国水电装机容量达到了3.41亿kW,是排名第2美国3倍多,等同于紧随其后世界5个水电大国总和。中国水电区域电网水电装机规模超过1亿kW,有两个省级电网水电装机规模分别超过了7000万kW、6000万kW,超过排名第5的日本,紧随排名第4的加拿大;十四大水电基地中,有7个干流梯级水电装机容量超过了1000万kW,最大金沙江流域超过了3000万kW;西电东送"南通道"和"中通道"20条特高压直流和8条特高压交流跨省跨区域水电输送能力1.05亿kW。中国水电史无前例的系统规模和发展速度,极大改变了国内外现有的调度管理方式,对传统的水电系统调度方法提出了重大挑战,需要全新的调度方法。本文概述了中国水电发展历程,总结了水电系统新变化和面临的三大水电问题,梳理了最近10多年中国水电突出的理论和方法进展,最后指出未来需要开展能源结构转型中的中国水电问题研究。