水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置

技术领域

本发明属于电力市场技术领域，具体涉及一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置。

背景技术

目前，电力市场中月度成交电量是确定各电站全月的总发电量，但成交电量如何进行电网安全校核，直接关系到成交电量在实际运行中的可执行性。现有的适用于各自市场的电力市场安全校核方法，包括从多级电力市场协调角度对月竞价交易电量分解到日、日合约电量分配到各时段进行研究，也有研究了直购电对月度发电计划编制的影响。但现有研究中鲜有考虑水电富集环境下复杂的约束条件，同时研究验证方法大多基于抽象的小网络或IEEE标准算例进行分析，缺乏在实际工程中的验证和应用。

相关技术中，水电富集电网的系统安全稳定运行受电网关键断面极限输送能力、系统调峰需求及梯级水电站群运行方式影响较大。在电力市场改革前，发电计划的制定和调整是由调度员根据运行规则，充分考虑系统负荷需求、流域来水情况、机组检修计划、梯级水电时间及空间耦合约束等情况来制定的，以满足系统负荷需求、保证电网安全稳定运行。在电力市场环境下，电力工业打破由上至下的管制运行，各发电企业通过优化策略并在市场中竞价获得成交电量以最大化自身收益，此时系统安全性因素不但没有削弱，反而变得更加复杂和重要。在电力市场环境下水电富集电网实际运行中，经常出现发电企业在市场中形成成交电量，但在实际运行中由于安全断面越限、系统调峰需要、梯级水电站群运行限制等原因，导致市场交易电量可执行性辨识日趋复杂，市场化电站不能完成月度成交电量，电站经济利益受到损害，打击电站参与电力市场的信心，同时也极大地影响了电网的安全稳定运行。

发明内容

有鉴于此，本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置，以解决现有技术中水电富集电网环境下面临的市场交易电量可执行性辨识日趋复杂的问题。

为实现以上目的，本发明采用如下技术方案：一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法，包括：

对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力；

确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；

基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果满足，则输出平衡电站交易计划，否则，调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。

进一步的，所述对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，包括：

选取各梯级水电站中的代表水站作为历史流域库；

对所述历史流域库中的来水数据进行频率分析，得到频率曲线；

根据所述频率曲线确定所述历史流域库与历史平均来水的变化率；

根据所述变化率评估流域来水的不确定性；

考虑所述不确定性，得到来水方案。

进一步的，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力，包括：

基于所述来水方案选择相应的调度模型进行求解，得到各个流域中电站的发电能力；

所述调度模型包括常规调度模型和优化调度模型；

所述常规调度模型包括：均匀发电模型和均匀降水位模型；

所述优化调度模型包括：发电量最大模型和最小出力最大模型。

进一步的，所述确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线，包括：

根据一周内各日负荷和周最大负荷的比值确定周比例系数；

在历史负荷数据中选取交易月份中日峰谷差最大的一天，将日峰谷差最大的一天作为典型日负荷曲线；

根据典型日负荷曲线与月内各日对应的周比例系数计算对应的月度负荷曲线。

进一步的，所述基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析；

去除所述月度负荷曲线上的电站出力，得到初始剩余负荷曲线；

确定将要逐次进行的切负荷电站顺序；

基于电站交易月度内机组检修计划确定各时段电站的有效出力；

基于所述有效出力，判断月度发电量与所述月度成交电量之间的差值是否满足精度要求，当满足精度要求时，进行下一个电站的判断，直至所述电站判断完成。

进一步的，当月度发电量与所述月度成交电量之间的差值无法满足精度要求时，包括：

对比该电站月度总发电量与月度成交电量，如果月度成交电量小于月度总发电量，则在向上移动切负荷位置以减少月度总发电量，如果月度成交电量大于月度总发电量，则向下移动切负荷位置以增加月度总发电量。

进一步的，所述来水方案包括

特丰年来水频率、丰水年来水频率、平水年来水频率、枯水年来水频率以及特枯年来水频率。

本申请实施例提供一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析装置，包括：

评估模块，用于对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力；

确定模块，用于确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；

分析模块，用于基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果无法满足，则调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。

本发明采用以上技术方案，能够达到的有益效果包括：

本发明提供一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置，本申请在流域来水分析和发电能力评估的基础上，结合典型日负荷曲线与周比例系统模拟曲线，对月度平衡电站交易计划进行分析，实现了月度可交易电量可执行性的智能校验，保障市场交易电量满足电网安全稳定运行要求。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法的步骤示意图；

图2为本发明水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法的流程示意图；

图3为本发明提供的切负荷位置方法示意图；

图4为本发明水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析装置的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本发明所保护的范围。

下面结合附图介绍本申请实施例中提供的一个具体的水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置。

如图1所示，本申请实施例中提供的水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法，包括：

S101，对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力；

一些实施例中，所述对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，包括：

选取各梯级水电站中的代表水站作为历史流域库；

对所述历史流域库中的来水数据进行频率分析，得到频率曲线；

根据所述频率曲线确定所述历史流域库与历史平均来水的变化率；

根据所述变化率评估流域来水的不确定性；

考虑所述不确定性，得到来水方案。

本申请中具体是采用对各个流域梯级水电站入库流量分析，具体步骤是选取各梯级水电站中具有来水代表性的电站作为流域的“历史流域库”，对其来水数据进行频率分析得到频率曲线，在此基础上应用“相似年法”和“多年平均法”得到控制水库相比多年平均来水的变化，以此作为其所代表流域电站相比多年平均的来水变化情况。然后采取聚类数据分析选取基准方案及特丰年(P＝5％)、丰水年(P＝25％)、平水年(P＝50％)、枯水年(P＝75％)、特枯年(P＝95％)五种典型来水频率作为流域来水方案。基准来水方案则是考虑了更多的来水不确定性，在P＝5％、P＝25％、P＝50％、P＝75％、P＝95％五种典型来水预测基础上，分汛枯期考虑来水不确定性。

从而基于所述不确定性确定来水方案。

一些实施例中，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力，包括：

基于所述来水方案选择相应的调度模型进行求解，得到各个流域中电站的发电能力；

所述调度模型包括常规调度模型和优化调度模型；

所述常规调度模型包括：均匀发电模型和均匀降水位模型；

所述优化调度模型包括：发电量最大模型和最小出力最大模型。

具体的，在确定来水方案后，根据来水方案输入预设的调度模型中，评估各个流域中电站的发电能力。

对于均匀发电模型来说，其类似于传统的等流量和等出力模型，模拟调度人员经验和手工调度方案制定过程，使月度交易期内发电过程尽量均匀。设置月度交易初始时段为当前时段，由当前时段初水位、月度交易期末水位和当前时段至期末的入库水量也就是来水方案计算出平均出库流量，按照此流量进行当前时段的调节，遇到出力小于约束按照最小出力约束调节；而后依次更新当前时段为下一时段至结束；遇到水位达到上下限，将计算期依次时段分为两段重新进行调节，在后一阶段如果再次达到水位上下限，则将后一时段再次分为两段，以此类推进行递归计算。

对于均匀降水位模型，该模型固定始末水位并给定阶段水位目标，中间过程水位按照均匀升降模式设定。按照给定的水位值也就是来水方案，依据各时段升降值相等的原则设定时段末水位，按照这些末水位调节。在入库流量变化剧烈的时期，仍然可能出现类似于均匀发电模型中水位达到限制的情况，解决的方法也与均匀发电模型中类似。

对于发电量最大模型，给定交易月份入库流量过程和水库始末水位也就是来水方案，在考虑各种约束条件下，确定各个具有长期调节能力的水电站水库的调度过程，使得系统发电量最大。模型目标函数为：

其中：E表示系统发电量，T、t分别表示时段序号及总时段，m、M分别表示电站序号及电站总数，p

对于最小出力最大模型，给定交易月份期内入库流量过程和水库始末水位也就是来水方案，在考虑各种约束条件下，确定各个具有长期调节能力的水电站水库的调度过程，使得系统最小平均出力最大。该模型主要应用于水火电补偿调度的情况下，目的在于加大水电在枯期发电量，增大水电枯期调峰能力，从而减小水电站水库天然径流时空分配不均的不利影响。最小出力最大模型的目标函数为：

其中，P表示系统各时段最小出力。均匀发电模型和均匀降水位模型属于常规调度模型，可采用基本水电计算方法进行求解；最大发电量模型和最小出力最大模型属于优化调度模型，可采用POA算法求解，对于各时段子问题主要采用逐次逼近的状态逐密离散微分动态规划算法来求解。

S102，确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；

一些实施例中，所述确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线，包括：

根据一周内各日负荷和周最大负荷的比值确定周比例系数；

在历史负荷数据中选取交易月份中日峰谷差最大的一天，将日峰谷差最大的一天作为典型日负荷曲线；

根据典型日负荷曲线与月内各日对应的周比例系数计算对应的月度负荷曲线。

本申请确定周比例系数，周比例系数(是指一周内各日负荷与周最大负荷的比值。周内各日的负荷间通常具有恒定的比例关系，即周比例系数趋于定值。周内各日负荷值与周最大负荷值存在如下关系：

其中，

令设

然后，确定典型日负荷曲线：从电网近年真实负荷数据中选取交易月份所对应月份中日峰谷差最大的一天作为典型日负荷曲线，对典型日负荷曲线数据进行归一化处理得到典型日负荷曲线形状标幺值。

典型日负荷曲线形状乘以月内各日所对应的周比利系数就可以获得当月的负荷曲线，对负荷曲线进行归一化处理后就得到月度负荷曲线标幺值。

S103，基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果满足，则输出平衡电站交易计划，否则，调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。

可以理解的是，所述基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析；

去除所述月度负荷曲线上的电站出力，得到初始剩余负荷曲线；

确定将要逐次进行的切负荷电站顺序；

基于电站交易月度内机组检修计划确定各时段电站的有效出力；

基于所述有效出力，判断月度发电量与所述月度成交电量之间的差值是否满足精度要求，当满足精度要求时，进行下一个电站的判断，直至所述电站判断完成。

一些实施例中，当月度发电量与所述月度成交电量之间的差值无法满足精度要求时，包括：

对比该电站月度总发电量与月度成交电量，如果月度成交电量小于月度总发电量，则在向上移动切负荷位置以减少月度总发电量，如果月度成交电量大于月度总发电量，则向下移动切负荷位置以增加月度总发电量。

可以理解的是，本申请中在经过流域来水分析、发电能力评估、月度负荷曲线模拟后，进行交易计划分析时应满足电力平衡：

即在交易时段内通过平衡电站的负荷调节与分配后，使系统中任意时刻电源出力总和与负荷需求均相同。式中：nb、NB分别表示调节性能良好的平衡电站序号和总数；

具体的，如图2所示，步骤S104的具体实施流程为：

步骤一，首先确定剩余负荷曲线，运用步骤S102所提方法确定交易月份月度负荷曲线，并按下面公式在该负荷曲线上直接扣除已确定出力过程电站的出力(风电、光伏电、火电、非平衡水电站)确定初始剩余负荷曲线。

步骤二，然后，确定逐次切负荷电站顺序池，生成

步骤三，在顺序r中，令n＝1；

步骤四，根据电站交易月度内机组检修情况确定电站n在t时段的有效出力，并根据切负荷位置计算出力，同时计算月度总发电量。对比该电站月度总发电量与月度成交电量，如果月度成交电量E

步骤五，重复执行步骤四直至满足精度要求，继续步骤六；

步骤六，如果令n+1≤N，另n＝n+1并重新判断是否满足精度；否则进行步骤七；

步骤七，判断系统是否已实现电力平衡，如果已平衡，则完成月度平衡电站交易计划分析，继续步骤八；否则继续步骤九；

步骤八，利用以电定水原则逐时段确定电站的发电流量、弃水流量和末水位等水务计算变量，采用启发式负荷分配算法，沿日优化电量约束边界修正电站出力，保证计算结果可行有效；

步骤九，如果r+l>R，表明全部切负荷方案均不能满足电网逐小时电力平衡，无法生成满足电网安全稳定运行要求的交易计划，需返回交易中心调整各电站成交电量；否则令r＝r+1并返回步骤三。

如图4所示，本申请提供一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析装置，包括：

评估模块201，用于对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力；

确定模块202，用于确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；

分析模块203，用于基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果无法满足，则调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。

本申请实施例提供的水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析装置的工作原理为，评估模块201对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性，基于所述不确定性确定来水方案，根据所述来水方案评估各个流域中电站的发电能力；确定模块202确定周比例系数以及通过历史负荷数据确定典型日负荷曲线，基于所述周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；分析模块203基于所述发电能力、月度负荷曲线及获取的月度总发电量和月度成交电量对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果无法满足，则调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。

综上所述，本发明提供一种水电富集环境下水电平衡电站交易计划分析方法及装置，所述方法包括对获取的历史流域库来水数据进行来水变化分析，以评估流域来水的不确定性确定来水方案，根据来水方案评估各个流域中电站的发电能力；基于周比例和典型日负荷曲线，得到月度负荷曲线；对平衡电站交易计划进行分析，判断是否能够满足电力电量平衡，如果满足，则输出平衡电站交易计划，否则，调整各电站的月度成交电量，并重新对平衡电站交易计划进行分析。本发明在流域来水分析和发电能力评估的基础上，结合典型日负荷曲线与周比例系统模拟曲线的月度平衡电站交易计划分析，实现了月度可交易电量可执行性的智能校验，保障市场交易电量满足电网安全稳定运行要求。

可以理解的是，上述提供的方法实施例与上述的装置实施例对应，相应的具体内容可以相互参考，在此不再赘述。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器和光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令方法的制造品，该指令方法实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。