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。

近60年金沙江流域雨季降水的时空变化及其环流特征

基于1961~2021年中国大陆格点化降水数据(CN05.1)分析了金沙江流域雨季(5~10月)降水的时空分布特征,发现金沙江流域上游南部、中游以及流域下游的南部(A区),雨季总降水量存在减少趋势,流域上游中部和下游的西北部地区(C区)雨季降水有显著增加趋势,而流域上游的北部(B区)雨季降水的长期变化趋势并不明显,表明流域不同分区在雨季降水长期变化趋势上存在显著的不同。在年际变化尺度上,1961~2012年期间A区与C区雨季降水变化存在显著正相关,呈同位相变化;但在2013年以后,A区和C区降水变化趋势呈反位相,且降水趋势变化的差异主要出现在6月。进一步合成分析表明,1961~2012年期间对应于A区和C区的降水偏多年(偏少年),金沙江流域上空对流层中低层为来自西太平洋的气旋性(反气旋)风场异常,而高层为反气旋(气旋性)风场异常,有利于流域大部地区降水异常偏多(偏少)。2013年之后,研究发现在流域上空的对流层中低层,来自孟加拉湾的西南气流在流域南部形成反气旋风场异常,并在流域北部与来自鄂霍茨克海的气旋性风场异常的偏北风辐合;对流层高层为反气旋风场异常,这有利于流域北部降水偏多,而南部降水偏少。

大数据视角下的水情水调数据治理方法研究

结合水情水调数据特征与常见问题,从大数据的视角提出数据治理的系统性实现方法,包括数据分类及资源体系构建步骤、数据治理关键过程技术手段和治理平台等,通过分层次实施数据治理,构建数据质量评价方法与标准,实现类型覆盖全面、质量满足业务的数据资源集构建。介绍数据资源体系建立过程中的数据质量问题,并给出数据治理关键过程及技术手段,以及数据治理分层实施办法和评价方法。同时,为提高大数据背景下的数据治理的有效性,指出带血缘追踪的元数据管理功能是持续进行数据治理的关键,可为推进大数据视角下的水情水调数据治理提供有效参考。

水风光互补系统灵活性需求量化及协调优化模型

利用水电等灵活性调节电源平抑间歇性风光发电是解决新能源规模化并网消纳的重要途径。依托云南电网实际工程,提出灵活性需求量化方法,采用分位点确定了风光电站集群出力概率分布的取值变化区间,生成不同概率的出力场景集,以量化描述面临计划的灵活性需求;集成6种灵活性调节指标,构建了灵活性裕量期望最大和不足期望最小模型,能够动态适应不同场景的水风光互补调度需求。通过实际数据分析了灵活性需求量化的准确性,以及不同来水条件、新能源接入比例、风光装机比例、水电机组特性、调峰需求对灵活性的影响,与预留备用容量方法相比,本文模型能够根据灵活性需求变化给出多类型电源互补调度方案。

基于C藤Copula理论的水风互补系统调峰方法

水电与风电是我国装机规模最大的两类清洁能源,准确描述风电出力场景是实施水风互补以解决间歇性新能源发电大规模消纳难题的重要途径。依托云南电网实际工程,提出基于C藤Copula理论的水风互补系统调峰方法。耦合风速等气象信息聚类风电出力样本,建立Copula联合分布以描述同地区风电场间的出力空间相关性,引入C藤Copula条件树确定不同地区的风电出力主导电站,将多维联合Copula函数等效描述为系列二维Copula函数,实现多电站高维联合分布的降维求解,并耦合风电出力场景构建了水风互补随机调峰模型。通过13座水电站与21座风电场构成的互补系统验证分析,所提方法可减少余荷峰谷差约67%;与确定性模型相比,在风电出力波动大的典型日调峰效果和运行可靠性更好,呈现出良好的实用性。

基于聚类分析和决策树的“一库多级”水电站日调度方法

一库多级"流域梯级因下游电站对上游水库发电放水的高敏感性使得梯级短期发电计划安排面临很大难度。该文从实用性出发,利用知识发现技术,提出耦合聚类分析和决策树的梯级水电站群短期发电调度方法。采用线性回归确定上下游电站间的电量匹配关系,以此为基础,从海量实际数据中聚类得到各电站的典型出力曲线,并将影响发电调度的日计划电量、库水位、电网特性等因子,与典型出力过程进行分类训练,构建梯级发电调度决策库,以便于采用决策树方法快速确定上下游水电站的联合调度方案,最后引入约束修正策略进行出力微调,以保证结果可行性。通过红水河干流天生桥"一库两级"电站日发电调度验证,结果表明该方法能够根据发电边界条件快速得到梯级水电站发电调度计划,并能够与实际出力过程保持较好的一致性。

基于起调水位上限优化策略的水库弃水控制方法

弃水控制是汛期水库发电调度的重要环节,降低水库起调水位进行预泄腾库可以有效控制梯级弃水,但如何确定水库起调水位是非常重要的技术问题。本文提出一种基于起调水位上限优化策略的弃水控制方法,以梯级弃水最小为目标,建立优化调度模型,并采用非线性全局优化方法进行求解;采用不同的起调水位策略优化获得特定组合洪水情景的梯级防弃水调度方案集,根据弃水量优选水库起调水位上限,最后采用该思路生成不同频率洪水场景对应的起调水位上限控制策略表。乌江流域构皮滩–思林–沙沱三库联合调度实例结果表明,当梯级遭遇历史最容易出现的洪水组合或者量级很大对水库调度极为不利的洪水组合时,都可以通过本文方法将梯级和各个水库的弃水控制在较低水平。

网省一体化电网计算数据平台设计及实现

针对电网规模日益扩大、电力系统的设备种类大幅增加,导致电网分析计算基础数据管理繁琐、上下级电网协同交互复杂的问题,设计并实现了网省一体化电网分析计算数据平台。该系统首先建设网省一体化基础数据管理平台,实现电网分析计算设备信息共享及分级、分层管理,并采用工作流实现多级审核机制确保数据准确性;在此基础上,实现电网运行方式下发、上传及方式自动合并闭环管理流程;通过对PSD-BPA计算结果信息的统计和挖掘,实现电网运行方式辅助决策分析。该系统在南方电网总调及所辖五省七个中调成功应用表明,系统智能、可靠,能有效提高电网分析计算数据管理效率,提升电网分析计算数据的准确性及网省两级电网一体化运行方式协同分析效率,为科学安排电网运行方式提供技术决策支持。

考虑日调峰需求的梯级水电站汛前优化调度模型

针对梯级水电站汛前调度中电站机组检修和发电计划安排与电网调峰需求间的矛盾关系,构建了梯级水电站机组检修与发电计划的汛前联合随机优化模型。该模型以梯级水电发电效益期望值最大为目标,通过电网对梯级水电的汛前日调峰需求确保水电机组检修计划的合理安排,避免了水电集中检修导致的调峰能力不足。同时,模型通过改进的K-means聚类方法构建了汛前梯级电站多种典型来水场景以表征汛前来水的随机性,并通过对大型水库的汛前水位消落控制约束及中长期合约电量约束保证了梯级水电汛前发电计划的可行性及实用性。通过有效的线性化方法将所建模型转换为混合整数规划实现高效求解。以我国贵州省北盘江流域梯级4座水电站的实例应用表明,所提模型可在满足电网汛前调峰能力的前提下,保证大型电站水位的平稳消落,实现机组检修计划和发电计划的双重优化制作。

考虑蓄水期弃水风险的水库长期发电调度方法

短期径流的大幅波动使得以平均径流为基础制定的水库长期调度方案面临较大弃水风险,是影响水库长期调度决策合理性的重要因素。本文考虑日尺度径流波动影响,提出一种蓄水期弃水风险量化方法,并建立了耦合弃水风险的水库长期发电调度模型。利用长系列日径流资料,结合风险最小蓄水规则,以不蓄弃水流量为指标量化蓄水期各月弃水风险;采用Copula函数构建月均入流与弃水风险的联合分布和条件概率分布,明晰了特定入流条件的风险置信区间;最后,将弃水风险以弃电损失函数融入优化模型,以获得更符合实际的长期调度方案。以澜沧江流域小湾水库为工程背景进行调度模拟分析,结果表明本文方法能够有效降低水库长期优化调度方案的弃水风险,有利于提高优化结果的可操作性,与传统方法相比,能够使多年平均弃水减少约4.76亿m^(3)、发电量增加约1.15亿kW·h。

网省两级电网运行方式可视化编制方法

PSD-BPA为我国广泛使用的电力系统仿真分析软件,但图形、参数交互困难,计算结果缺乏可视化,参数修改专业化要求高,影响了仿真分析效率和结果的可靠性。因此,基于某区域电网网省运行方式协调分析的实际需求,在分析电网网络拓扑结构的基础上,建立图形、设备可视化双向联动方法,实现了电网计算设备的可视化展示,结合PSD-BPA计算功能,实现了运行方式可视化仿真分析。实际应用表明,网省两级电网运行方式可视化编制方法可有效提高运行方式编制和仿真分析效率,为其他电网运行提供了参考。

青藏高原冬春季雪深异常对云南夏季降水的影响及可能机制

基于中国区域长时间序列雪深资料和CN05中国区域格点降水资料,利用奇异向量分解和相关分析方法考察了云南地区夏季降水与前期青藏高原雪深的联系。结果表明,冬、春季高原中西部雪深偏多对应云南大部夏季降水的偏多,特别是云南北部金沙江流域和西南部区域降水偏多显著;且这种影响关系独立于ENSO对云南夏季降水的影响。结合ERA5再分析资料进一步揭示了高原关键区雪深异常对云南夏季降水的影响机制,指出前期高原中西部关键区积雪偏多时,通过积雪的反照率效应可导致春季高原中西部及附近区域近地面气温偏低,有利于南亚夏季风爆发偏晚,南亚夏季风偏弱,对应南亚季风低压偏弱,高原南侧为异常西风,有利于云南大部地区降水偏多。此外,高原关键区前期积雪偏多还可激发高低空波列,影响到东亚及我国西南的大气环流异常,其中高层200 hPa波列沿中高纬西风急流传播,自高原西部经蒙古到达东北亚呈现明显的“负—正—负”位势高度异常传播,东北亚为气旋性环流异常,气旋性环流西侧的偏北气流有利于中高纬冷空气南下;850 hPa低层波列自高原西南侧往南海传播,南海为异常反气旋环流。高原南侧西风和南海反气旋西北侧的西南风在云南上空形成低空切变,有利于云南地区夏季降水;同时冷空气南下到云南地区,与暖湿气流汇合,也有利云南地区夏季降水偏多。

考虑电站集群与发电时变特性的风光出力描述方法

风光电站群“点多面广”及发电间歇性、波动性带来大规模并网消纳挑战,如何对风光电站合理分组并准确刻画风光集群出力特性是解决这一挑战的重要途径。依托云南电网实际工程,提出考虑电站集群与发电时变特性的风光出力描述方法。构建了电站群出力互补准则,采用凝聚层次聚类方法进行集群划分,刻画了互补性指标与集群数量二维关系,以确定合理的集群划分方式;引入时变特性,提出集群电站时序出力分段方差最小目标,利用分裂层次聚类确定最优分段及时段数量,建立了分段差异化集群出力概率密度分布函数。采用21座风、光电站实际工程数据进行验证,给出了单一类型电站集群和风光电站混合集群3个实例,结果表明90%置信区间的可靠性均超过92%,与单站调度方式相比,平均区间宽度分别减小29%、33%、43%,与全时段统一描述方式相比,前述区间宽度分别减小7%、34%、9%,呈现出较好的可靠性、集中度和实用性。

水电站群迎峰度夏顶峰能力分析方法

分析迎峰度夏期间水电的顶峰能力对于制定水电运行策略,缓解电网高峰供电压力,保证电力系统安全运行具有重要意义。本文提出水电站群中期顶峰能力分析方法:首先,根据电网下达的电量计划以及统调水电站的初始水位、来水预测情况,建立水电站顶峰发电调度模型,保证水电参与系统调峰时的电量供应;在此基础上,提出了基于水电站日内最大发电能力试算、水电站运行方式动态分类的快速求解方法,并利用电量分配滚动计算,实现水电顶峰问题的高效求解。以我国西南某地区电网水电站群中期顶峰为实例进行研究,结果表明,本文所提方法能够根据水电站发电能力动态调整工作位置,快速得到合理的水电顶峰运行结果,实现水电中期计划的合理安排,为地区电网水电站群迎峰度夏调度运行提供决策支持。

水电为主电网日前发电调度方法研究

针对水电为主电网短期调度问题,提出一种大规模电站群日前发电调度方法。基于电网预测负荷与实际负荷过程,采用相关分析法优选计划参考日,确定电站初始计划;考虑面临水位和来水等约束条件,进行水力校核以确定水库弃水或放空情况,并启发式调整发电量保证计划可行性;选择少量调节性能较好电站参与平衡计算,采用等负荷率方法优化水电站出力,实现系统电力平衡。通过实际仿真分析,本文方法能快速得到日前96点发电计划,满足以水电为主电网大规模电站群短期计划编制时效性和实用性要求。

多层次母线负荷预测方法研究

母线负荷预测不仅是推进调度精益化管理的重要手段,而且对于节能调度的推行、发电计划的制定、电力现货的交易等工作具有至关重要的作用。目前绝大多数短期负荷预测都是系统级的,母线负荷预测很难直接套用系统负荷预测的方法,因此提出一种基于挂接电源、终端用户及检修、气象等因素的多层次母线负荷预测方法。通过该方法可实现母线负荷预测的精细化分析预测,有效提高预测精度。

基于超额累进策略的乌江梯级弃水期水火电补偿机制

为促进水电等清洁能源的消纳而研究一种合理的利益补偿机制。笔者针对乌江梯级弃水问题,提出一种基于超额累进策略的水火电补偿机制,利用梯级发电、弃水以及电网负荷等实际数据分析了贵州水火电补偿空间,以现行水火发电权交易价格为基准,建立了低谷时段火电机组出力调减幅度与补偿价格的递增变化关系,采用超额累进策略和电量偏差确定火电系统的补偿费用及电站间分摊比例。最后给出了一种水火电补偿机制的具体实现方式,可以为实际应用提供参考。