考慮分時電價的水電站調度圖優化研究

楊峰峰

(遼寧省水利水電勘測設計研究院，遼寧 沈陽 110006)

考慮分時電價的水電站調度圖優化研究

楊峰峰

(遼寧省水利水電勘測設計研究院，遼寧 沈陽 110006)

本文以獅子灘水電站為例，將分時電價理論加入到水電站調度圖理論進行研究，建立了考慮分時電價的水電站優化調度模型，應用改進的遺傳算法進行優化模型計算。結果表明:考慮分時電價的水電站調度總發電量減少，峰電增加，可減少電力系統負擔，增加發電效益。

水電站；分時電價；調度

現有水電站優化調度圖中，往往僅考慮發電量最大化，而忽略了電價的影響。隨著工農業迅速發展，電力負荷中峰谷差越來越大，用電高峰時，電力負荷相當高，滿足需求難度大，相應電價高，而用電負荷低時，又有大量負荷剩余，此時，應制定分時電價，以發電最大效益為目標函數進行水電站調度。

1 分時電價

水電以其發電調節性能好的優勢，降低火電系統購電價格, 最大限度參與調峰，盡可能地保證火電機組持續運行，減少火電機組開停機次數。實時電價能真實地反映電力生產的成本，峰電的價格適當提高，谷電的價格適當降低，有利于引導人們用電方向及用經濟手段控制峰谷差距，是電價向市場化發展的趨勢。

水電站出力與電價是線性關系，發電時間越多，平均出力越大，對應的電價越小，現在水電站發電很少考慮峰谷電價的影響。根據水電站發電未來發展趨勢及負荷曲線特點，將一天24小時劃分為峰、平、谷三個時段。本文中，將高峰時段確定為9:00—17:00，低谷時段23:00—次日7:00；其余時間為平段。每個時段8h。水電站以裝機容量發電，先發峰電8h，然后再發平電，最后發谷電。

根據電價的不同，假定峰電價格為1元/(kW·h)，谷電價格為0.30元/(kW·h)，平電價格為0.50元/(kW·h)，時段電價C(t)和平均出力N的關系為：

(1)

式中C(t)——時段電價，元/(kW·h)；Nc——水電站裝機容量，kW。

2 優化模型與求解

2.1 優化模型

優化模型以調度線每個時段特征值作為優化變量進行優化，減少運算次數，提高運算速度。

2.1.1 目標函數

在一定的發電保證率約束下，使水電站多年平均發電效益最大：

(2)

Nm(Zm(t))——水電站第m年第t時段平均出力，kW；

ΔT(t)——t時段的時段長，h；

Ta——一個調節年度的總時段數；

C(t)——t時段的電價，元/(kW·h)，反映了峰谷電價差異。

2.1.2 約束條件

a. 水電站入庫、出庫水量平衡：

(3)

式中V(t)，V(t+1)——水電站初、末庫容，m3；

Qin(t)，Qp(t)——水電站來流量和下泄量，m3/s。

b. 水電站最大、最小庫容約束：

(4)

式中Vmin(t+1)——水電站死庫容，m3；Vmax(t+1)——汛期限制水位對應的庫容或正常蓄水位對應的庫容，m3。

c. 預想出力約束：

(5)

式中Ny——電站第t時段的可能最大出力，kW。

d. 水位—庫容關系約束：

(6)

e. 水電站下游水位—流量關系曲線：

(7)

f. 水頭損失與發電流量關系曲線：

(8)

式中α——水電站水頭損失系數；Qc(t)——水電站t時段實際發電流量。

g. 發電保證率約束條件：

(9)

式中Np——水電站的保證出力，kW；pb——水電站發電保證率。

h. 水電站初始、終止庫水位約束：

(10)

(11)

式中Z0——水電站初蓄水位，m，為給定值；Zend——水電站最終蓄水位，m，可以不給定。

2.2 優化模型求解

采用基于實數編碼的加速遺傳算法，此算法在加速循環計算時，以優秀個體的變化區間作為變量的新初始變化區間，在調度線優化計算中相當于取優秀調度線的上、下包線，隨著廊道的收縮而逐漸收斂。

3 工程實例

獅子灘水電站為大(2)型工程，主要建筑物為2級，設計洪水標準為100年一遇，校核洪水標準為2000年一遇。正常蓄水位347.00m，前汛期防洪限制水位346.30m，后汛期防洪限制水位346.80m，死水位328.50m 。發電保證率90%，保證出力15100kW，裝機容量54200kW。調節庫容7.30億m3，庫容系數49%，電站具有多年調節能力。

按本文所建模型，采用1958年5月—2005年4月總計48年逐月徑流資料對調度圖進行優化計算。 對于實數編碼的加速遺傳算法，設置種群個數為400個，最優個體數為30個。

目標函數采取2個方案，方案1目標函數為發電效益最大；方案2目標函數為發電量最大。各方案見下圖，計算結果見下表。

不同方案調度圖

方 案平均棄水/(m3/s)平均水位/m平均出力/kW年保證率/%原調度圖3.645342.7823586.7790方案12.960340.9724341.2790方案22.560341.0624556.9490

從上圖(a)可以看出，蓄水期方案1上調度線比常規調度圖要高許多，加大了經濟效益，增加了一定棄水風險，并且枯水期的保證出力區明顯比常規調度圖的保證出力區要大得多。

從上圖(b)可以看出，蓄水期時考慮分時電價影響的水電站基本調度線要比以發電量最大為目標函數的優化調度圖的基本調度線高一些，枯水期水位下降得要快一些，枯水期保證出力區間減小。

從上表中可以看出，方案1和方案2都比常規調度圖減少了棄水。方案1比方案2棄水要多，這是因為蓄水前期方案1水位蓄得高，后期增加了棄水，方案1平均出力比方案2要小一些，這是分時電價和發電規則造成的，方案1出力小，表明發電時間少，繼而峰電發的比例就增加了，因為規則給定是先發峰電再發平電和谷電，大大提高了發電效益。

4 結 語

本文制定了水電站分時電價，因為簡單劃分，只能反映整體規律，實際運用時，實時電價應用更復雜。制定分時電價是一個趨勢，水電站考慮分時電價的影響并進行合理的調度，增加峰電，減少谷電，可緩解、平衡電力市場的需求與壓力。

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[3] 王錫凡.關于電價制定方法的初步探討[J].中國電力，1999(6):3-5.

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Study on Optimization of Hydropower Station’s Dispatching Diagram Considering Time-of-use (TOU) Price

YANG Fengfeng

(InvestigationandDesignInstituteofWaterResourcesandHydropowerofLiaoningProvince,Shenyang110006,China)

Taking the Shizitan hydropower station as an example, this paper adds the theory of time-of-use price (TOU)to the theory of dispatching diagram of hydropower station, establishes the optimization dispatching model of hydropower station considering the time-of-use price, and applies the improved genetic algorithm in the calculation of optimization model. The results show that the total dispatching generated energy of the hydropower station decreases and the peak power increase, which can reduce the burden of the power system and increase the power generation efficiency.

hydropower station; time-of-use price(TOU); dispatching

10.16617/j.cnki.11-5543/TK.2017.01.010

TV737

A

1673-8241(2017)01- 0032- 03