區(qū)域電網(wǎng)水火電系統(tǒng)短期協(xié)調(diào)控制方法及應用實踐

申建建 ，陸建宇 ，吳慧軍，程 雄 ，程春田

（1.大連理工大學 水電與水信息研究所，遼寧 大連 116024；2.國家電網(wǎng)華東電力調(diào)控分中心，上海 200122；3.三峽大學 水利與環(huán)境學院，湖北 宜昌 443000）

0 引言

大規(guī)模特高壓直流水電輸送給我國受端區(qū)域網(wǎng)省兩級協(xié)調(diào)運行帶來極大挑戰(zhàn)，在協(xié)調(diào)優(yōu)化理論和應用系統(tǒng)實用性、易用性、智能化等方面提出了更高要求［1-3］。華東電網(wǎng)作為中國最大區(qū)域電網(wǎng)以及特高壓直流水電輸送的主要受端，其發(fā)電調(diào)度和管理尤為復雜［4-6］，涉及區(qū)外特高壓直流水電和區(qū)內(nèi)電源在多個電網(wǎng)間的協(xié)調(diào)優(yōu)化，以及復雜的計劃編制流程，導致傳統(tǒng)的經(jīng)驗調(diào)度方式和計劃編制工具很難滿足目前的工程實際要求［7-8］，迫切需要實用的網(wǎng)省兩級協(xié)調(diào)方法和系統(tǒng)實現(xiàn)技術以指導各類電源和大規(guī)模區(qū)外直流聯(lián)絡線科學、高效地運行。

華東電網(wǎng)網(wǎng)內(nèi)包含了水電、火電、核電、風電等多種電源，也包括我國最大規(guī)模的抽水蓄能電站（簡稱抽蓄電站）群，以及6條跨區(qū)特高壓直流聯(lián)絡線，在實際運行中這些電源與區(qū)外大規(guī)模直流水電需要通過網(wǎng)省協(xié)調(diào)共同滿足華東5個?。ㄊ校┘夒娋W(wǎng)的用電負荷需求。華東電網(wǎng)網(wǎng)省兩級協(xié)調(diào)極大不同于單一的省級電網(wǎng)［9-10］，也有別于其他區(qū)域電網(wǎng)，具有其明顯的特點，表現(xiàn)在電源結構復雜、?。ㄊ校╅g負荷特性差異大、跨區(qū)受電規(guī)模大等方面，給電網(wǎng)的調(diào)度和管理運行帶來很大難題，主要包括以下2個方面。

（1）更加復雜的調(diào)峰問題：華東全網(wǎng)目前最大峰谷差已經(jīng)超過了69300MW，超過全網(wǎng)負荷的30%，但優(yōu)質(zhì)調(diào)峰電源比重不足10%，需要通過跨省互聯(lián)電力平臺協(xié)調(diào)優(yōu)質(zhì)電源在省際間的電力分配，以同時響應多個?。ㄊ校┘夒娋W(wǎng)差異極大的峰值負荷需求，例如網(wǎng)調(diào)直接管理的2座水電站、6座火電站、4座抽蓄電站、2座核電站，以及6條區(qū)外直流聯(lián)絡線均承擔多電網(wǎng)送電調(diào)峰任務。

（2）大規(guī)模特高壓直流水電的輸送方式問題：目前的“直線”或者“反調(diào)峰”輸送計劃大幅增加了低谷饋入電力，未能有效發(fā)揮西南巨型水電站群對華東電網(wǎng)的負荷調(diào)節(jié)作用，反而加劇了受端調(diào)峰壓力，隨著華東電網(wǎng)消納區(qū)外來電突破 126.5 TW·h（2015年），特高壓直流水電已成為影響華東電網(wǎng)調(diào)度運行的重要外部電源。

在這樣的背景下，如何利用區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)多個省級電網(wǎng)間負荷特性差異、電源間互劑特點，進行區(qū)外大規(guī)模直流水電與區(qū)內(nèi)各種類型電站的有效協(xié)調(diào)，確定科學合理的直流輸送計劃和發(fā)電運行計劃，及其在多個省級電網(wǎng)間的電力分配過程，對于提升大規(guī)模區(qū)外水電的負荷調(diào)節(jié)作用，緩解受端電網(wǎng)嚴峻調(diào)峰壓力，是非常關鍵和重要的。

筆者已針對華東電網(wǎng)網(wǎng)省兩級協(xié)調(diào)面臨的關鍵理論和技術問題深入研究，并在區(qū)域電網(wǎng)直調(diào)電廠發(fā)電調(diào)度方面取得一些初步的理論和應用成果［11-12］。本文在此基礎上，進一步考慮跨區(qū)直流聯(lián)絡線，結合最新的電網(wǎng)實際運行需求和資料，總結提出了適用于區(qū)域電網(wǎng)的特高壓直流水電和區(qū)內(nèi)多電源混聯(lián)的水火電系統(tǒng)短期協(xié)調(diào)控制方法，細述了最新發(fā)明的特高壓直流水電多電網(wǎng)協(xié)調(diào)分配方法和抽蓄電站狀態(tài)交替搜索方法，簡要介紹了筆者團隊研發(fā)的區(qū)域電網(wǎng)水火電短期協(xié)調(diào)優(yōu)化系統(tǒng)和應用情況，并給出本文方法的應用結果，驗證其實用性和高效性。

1 區(qū)域電網(wǎng)水火電短期協(xié)調(diào)模型

1.1 目標函數(shù)

區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)省兩級調(diào)度的主要任務之一是利用多個省級電網(wǎng)間的負荷互補特性，對區(qū)域電網(wǎng)直接調(diào)管的水電、抽蓄、火電等電力資源進行省際間的電力和電量優(yōu)化分配，以同時滿足多個省級電網(wǎng)調(diào)峰要求，減小各電網(wǎng)余荷峰谷差，使各電網(wǎng)余荷盡量平滑，最終實現(xiàn)減少調(diào)節(jié)性能較差的火電等電源頻繁開停機，保證電網(wǎng)安全、節(jié)能、經(jīng)濟運行。為此，以系統(tǒng)中各電網(wǎng)余荷均方差之和最小作為優(yōu)化目標：

其中，Cg，t、C′g，t分別為 g 號電網(wǎng)在時段 t的原始負荷和余留負荷，MW；Ni，g，t為第 i類電源向 g 號電網(wǎng)輸送的電力之和，若 Ni，g，t為負值，則表示抽蓄電站在時段t抽水時從g號電網(wǎng)消耗的電力，MW；n為電源類型總數(shù)；T為調(diào)度周期時段總數(shù)；G為電網(wǎng)總數(shù)。

1.2 約束條件

上述目標需要滿足抽蓄、水電、火電、直流聯(lián)絡線等各類電源的運行約束，以及電網(wǎng)間的電力電量控制約束，下文將逐一給出各類約束條件。

1.2.1 系統(tǒng)和直流聯(lián)絡線約束條件

（1）直流聯(lián)絡線送電量控制約束。

其中，Δt為單一時段小時數(shù)；Pdi，g，t為 i號聯(lián)絡線在時段t輸送給g號電網(wǎng)的電力；Edi為i號聯(lián)絡線的輸送電量；Rdi，g為i號聯(lián)絡線輸送給g號電網(wǎng)的電量比例；i=1，2，…，I，I為直流聯(lián)絡線總數(shù)。

（2）直流聯(lián)絡線單時段電力平衡約束。

其中，Pdi，t為i號聯(lián)絡線在時段t輸送的電力值。

（3）直流聯(lián)絡線出力波動控制約束。

其中，α=1，2，…，tei，tei為 i號聯(lián)絡線輸送給 g 號電網(wǎng)的電力在一輪升降過程中最高或最低點需持續(xù)的最少時段數(shù)，tei＞1。

1.2.2 抽蓄電站約束條件

（1）上下庫水量平衡約束。

其中分別為 j號抽蓄電站上庫時段 t末的庫容、下庫時段t末的庫容、時段t的發(fā)電流量或抽水流量。

（2）上下庫水位限制。

其中分別為 j號抽蓄電站上庫時段t 末水位及其下限和上限分別 為 j號抽蓄電站下庫時段t末水位及其下限和上限。

（3）發(fā)電量和抽水耗電量約束。

其中分別為j號抽蓄電站的發(fā)電量及其控制目標分別為j號抽蓄電站的抽水耗電量及其控制目標。

（4）發(fā)電和抽水容量約束。

其中，PPj，t為j號抽蓄電站的發(fā)電出力或抽水功率；分別為 j號抽蓄電站的發(fā)電出力下限值和上限值；Ωj，head為j號抽蓄電站在抽水工況時特定水頭的抽水功率取值集合。

（5）發(fā)電和抽水流量約束。

其中分別為 j號抽蓄電站在時段 t發(fā)電流量下限值和上限值；Ψj，head為j號抽蓄電站在抽水工況時特定水頭的抽水流量取值集合。

（6）開停機最小持續(xù)時段數(shù)約束。

當j號抽蓄電站在時段運行時，有：

當j號抽蓄電站在時段停機時，有：

其中分別為j號抽蓄電站開機與停機的最小持續(xù)時段數(shù)

1.2.3 常規(guī)水電站約束條件

（1）水量平衡約束。

其中，Wm，t為 m 號水電站在時段 t的庫容；Qm，t為 m號水電站在時段 t的入庫流量為m號水電站上游電站的總個數(shù)為考慮滯時后上游電站k在時段t流入m號水電站的流量；Qnm，t為 m 號水電站在時段 t的區(qū)間流量；qm，t、Qdm，t分別為m號水電站在時段t的發(fā)電和棄水流量。

（2）庫水位約束條件。

其中，Zm，T、Z′m，T分別為 m 號水電站在調(diào)度周期末的水位及其控制目標。

（3）發(fā)電流量上下限。

其中分別為 m 號水電站在時段 t的發(fā)電流量上、下限。

（4）出庫流量上下限。

其中分別為 m 號水電站在時段 t的出庫流量及其上、下限。

（5）出力上下限。

其中分別為 m 號水電站在時段 t的平均出力及其下限、上限。

（6）水位上下限。

其中分別為 m 號水電站在時段 t的上游水位及其上、下限。

（7）開停機最小持續(xù)時段數(shù)約束。

該約束與抽蓄電站第6條約束類似，可參考式（11）、（12）。

（8）出力爬坡約束。

其中，ΔPHm為m號水電站相鄰2個時段的出力增減最大限制。

1.2.4 火電站約束條件

（1）日發(fā)電量需求。

其中，u 為機組編號，u=1，2，…，U，U 為參與計算的機組臺數(shù)；PTu，t為u號機組在時段t的出力；ETu為u號機組在調(diào)度周期內(nèi)的電量需求。

（2）最小技術出力約束。

其中，PTu為u號機組的最小技術出力。

（3）可用容量上限。

其中為u號機組在時段t的出力上限。

（4）出力爬坡約束。

其中，RTu為u號機組的單時段出力爬坡上限。

（5）出力波動控制約束。

該約束與直流聯(lián)絡線第3條約束類似，可參考式（4）。

2 模型求解方法

2.1 總體求解思路

區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)省兩級協(xié)調(diào)問題是涉及多種類型電源的復雜非線性優(yōu)化問題，直接優(yōu)化求解的難度很大，參考常用的復雜問題解決思路，可將原問題分解為多個子問題進行協(xié)調(diào)優(yōu)化求解［14-17］。結合電源類型，原問題可分解為直流水電、抽蓄、常規(guī)水電、火電、核電等子問題，本文根據(jù)各子問題特點設計了適合的求解方法，其中直流水電子問題的求解方法同樣適用于解決單一電站在多個電網(wǎng)間的負荷分配問題，最后耦合這些方法建立了特高壓直流水電與受端多種電源混聯(lián)協(xié)調(diào)求解框架，具體步驟如下：

a.在一次迭代中，選擇某子問題作為面臨求解問題，并從原始負荷中扣除其余子問題對應電站出力得到各電網(wǎng)余留負荷過程，將其作為面臨子問題的負荷條件；

b.以式（1）為優(yōu)化目標，根據(jù)面臨子問題類型選擇適合的求解算法優(yōu)化確定相應電源的出力過程；

c.采用網(wǎng)間電力分配方法確定該子問題各電站在電網(wǎng)間的電力分配過程；

d.按上述步驟，逐一優(yōu)化求解其余子問題，即完成一次迭代；

e.重復上述過程，直到2次迭代的目標差值滿足給定的精度要求，即優(yōu)化結束。

在協(xié)調(diào)求解過程中，區(qū)外直流水電的日電力過程一般由電網(wǎng)間的多邊合同確定，核電站也按給定出力過程運行，所以這2類電源直接采用網(wǎng)間電力分配方法確定分配過程即可；常規(guī)水電、火電子問題分別采用逐次關聯(lián)搜索方法、改進切負荷調(diào)峰方法優(yōu)化出力過程。文獻［13，18］對前者做了詳細介紹，文獻［19］給出了后者的基本原理和求解過程。下文重點細述特高壓直流水電子問題和抽蓄電站子問題的求解算法和相關約束處理策略。

2.2 直流水電子問題求解方法

對于直流水電子問題，主要考慮在已知聯(lián)絡線輸電過程的條件下，如何確定輸送給各電網(wǎng)的電力分配過程，實質(zhì)就是解決網(wǎng)間電力分配問題。解決思路是利用省級電網(wǎng)間的負荷差異，優(yōu)化其在各受端電網(wǎng)的分配過程，滿足各電網(wǎng)調(diào)峰需求。本文在文獻［12］所提方法的基礎上，進一步考慮電網(wǎng)受電過程波動控制約束，提出改進的網(wǎng)間電力分配方法。為滿足直流水電約束式（2）—（4），首先利用受電過程波動控制約束重構負荷曲線，進而采用逐次切負荷得到各電網(wǎng)的初始受電過程，將其作為初始解；以電網(wǎng)負荷高低作為啟發(fā)信息，對初始解進行迭代修正，迭代調(diào)整多個時段聯(lián)絡線在受端電網(wǎng)間的電力分配大小，直至收斂到問題的可行解。

對于受電過程波動控制約束，采用2種策略進行耦合處理：第一種是負荷重構策略，即利用該約束中電力在一輪升降過程中最高或最低點需持續(xù)的最少時段數(shù)預先修正面臨的負荷曲線，以削減相鄰時段負荷毛刺，保證切負荷得到的電力過程是切實可行的，具體修正方法見式（24）和（25）；第二種是多時段關聯(lián)搜索策略，在多個電網(wǎng)間協(xié)調(diào)受電過程中，為避免單時段調(diào)整破壞該約束，引入多時段關聯(lián)搜索策略，實現(xiàn)多個時段受電電力同增或同減，以滿足約束條件中的出力持續(xù)性要求。

對于直流聯(lián)絡線輸送某電網(wǎng)的電量控制約束，在求解中采用逐次切負荷可以保證初始解滿足該約束，并在每一次搜索中采用等步長反向調(diào)整不同時段出力，調(diào)整方式見下文式（28）和（29），以確保搜索過程中始終不違反該約束。

對于時段電力平衡約束，以時段電力偏差從大到小的順序，逐次修正電網(wǎng)受電電力，直至所有時段都達到平衡，修正策略在前期成果［12］中已有詳細介紹，此處不再贅述。

對于任一i號直流聯(lián)絡線，詳細求解步驟如下。

a.將 i號直流聯(lián)絡線面臨的負荷曲線分為 S 段，其中為受電過程中電力極值點的最小持續(xù)時段要求。

b.計算每一分段s的負荷均值。

其中，Ωs為負荷分段s中包含的時段編號集合。

c. 采用式（25）確定修正后的負荷過程

d.以步驟c得到的負荷過程為需求，以i號直流聯(lián)絡線的輸送能力為出力上限，以電網(wǎng)受電量Edi為約束條件，采用切負荷方法確定每一個電網(wǎng)的初始受電過程。

e.采用與文獻［12］相同的策略確定需要減小出力的時段編號t1和需要修正出力的電網(wǎng)編號g′。

f.判斷時段t1出力是否為極值點，若是，需要找出相鄰出力值在精度范圍內(nèi)的關聯(lián)時段編號，并標記這些時段集合為ψ1；采用同樣思路找出對應電網(wǎng)中需要增加出力的時段集合，標記為γ1。

g.采用式（26）和（27）分別確定減小出力和增加出力的步長大小，并分別采用式（28）和（29）對集合ψ1和γ1中的所有時段進行減出力和加出力。

其中，C（·）表示某集合中包含的元素個數(shù)；Dt、D′t分別為出力正、負偏差序列；pD為給定的出力增減幅度上限值。

h.重新計算g′號電網(wǎng)的余留負荷，并重復上述步驟，直至電力分配過程滿足約束式（2）—（4）。

2.3 抽蓄電站子問題求解方法

結合抽蓄電站調(diào)峰填谷運行特點，以負荷高低為啟發(fā)因子，以發(fā)電量和抽水耗電量為約束條件，提出狀態(tài)交替搜索算法，迭代逼近給定的雙電量控制目標，確定電站日運行計劃。對于任一m號抽蓄電站，考慮面臨負荷曲線｛Cm，1，Cm，2，…，Cm，T｝，按照下述方法交替對發(fā)電和抽水工況進行搜索。

a.電站初始發(fā)電和抽水工況出力分別為定義k%2=0時搜索電站的抽水功率，否則搜索發(fā)電出力，初設迭代次數(shù)k=0。

b. 當 k%2=0（k≥1）時，此時為抽水狀態(tài)，計算當前抽水耗電量與給定的目標需求之間的差值是否滿足精度要求，若滿足，轉至步驟c；否則，分以下2種情況處理。

第一，當計算值小于目標值時，找出負荷序列的最小值及其對應時段 t2，采用式（30）增加該時段電站抽水功率，并判斷結果是否滿足開停機最小持續(xù)時段數(shù)要求，若不滿足，找出時段t2左右相鄰負荷較高的多個時段，并標記為［t′2，t″2］，采用式（31）修正其出力，以滿足約束要求。

其中，QEm為m號電站最小抽水單位出力，MW為m號電站第k次搜索在時段t2的出力，MW。

第二，當計算值大于目標值時，找出所有抽水時段中的負荷序列最大值及其對應時段t3，采用式（32）減少該時段電站抽水功率，若時段t3的抽水功率仍大于0，則結果滿足開停機最小持續(xù)時段數(shù)要求；若抽水功率降為0，則需要判斷左右開停機最小持續(xù)時段數(shù)約束并采用與前述類似方法進行修正。

c. 當 k%2≠0（k≥1）時，此時為發(fā)電狀態(tài)，計算當前發(fā)電量與給定的目標需求之間的差值是否滿足精度要求，若滿足，轉至步驟d；否則找出負荷序列的最大值或最小值及其對應時段t1，采用式（33）增加或減少該時段電站發(fā)電出力，并采用與上一步類似方法處理時間耦合約束。

其中，PEm為m號電站最小發(fā)電單位出力，MW；a為系數(shù)，a=1表示增加出力，a=-1表示減小出力為m號抽蓄電站第k次搜索在時段t1的出力，MW。

d.令k=k+1，若滿足所有給定控制要求，則計算結束；若滿足發(fā)電量要求，不滿足抽水耗電量要求，則轉至步驟b；若滿足抽水耗電量要求，不滿足發(fā)電量要求，則轉至步驟c。

3 應用實踐

3.1 區(qū)域電網(wǎng)水火電短期協(xié)調(diào)系統(tǒng)

上文提出的模型和方法已經(jīng)集成到筆者研發(fā)的華東電網(wǎng)水火電協(xié)調(diào)優(yōu)化系統(tǒng)，該系統(tǒng)涉及華東網(wǎng)調(diào)14座電站和6條跨區(qū)直流聯(lián)絡線，可以滿足電網(wǎng)日常發(fā)電調(diào)度分析和計劃編制需求。在未采用本文所提方法和應用系統(tǒng)前，電網(wǎng)更多地是依靠豐富的調(diào)度經(jīng)驗和網(wǎng)省之間的協(xié)議確定直流聯(lián)絡線和主要電廠的發(fā)電計劃，并按照合同規(guī)定的電量比例在電網(wǎng)間進行各時段電力分配，并未細致考慮省級電網(wǎng)間負荷差異和互補規(guī)律，所以很多情況下難以給出與電網(wǎng)負荷需求一致的發(fā)電計劃。采用該應用系統(tǒng)及本文提出的特高壓直流水電與受端多電源協(xié)調(diào)方法，一般在20 s內(nèi)可以生成合理的日前96點發(fā)電計劃建議方案，并能充分響應多個轄屬省級電網(wǎng)的調(diào)峰需求，切實提高了電網(wǎng)精細化調(diào)度水平和計算分析的效率。

本文重點聚焦區(qū)域電網(wǎng)水火電發(fā)電調(diào)度系統(tǒng)的理論部分，即特高壓直流水電與受端多電源短期協(xié)調(diào)方法，關于應用系統(tǒng)的架構和技術實現(xiàn)細節(jié)，將在后續(xù)成果中進行總結和細述。

3.2 應用實例分析

本文提出的模型和方法已通過華東電網(wǎng)某年365 d實際數(shù)據(jù)的試調(diào)度運行得到驗證，下面結合某日的調(diào)度結果和全年運行的總體情況2個方面，對比分析方法的合理性和高效性。

采用本文方法得到的某日各省級電網(wǎng)調(diào)峰結果和部分電站發(fā)電出力過程分別如圖1、2所示。表1為系統(tǒng)負荷平衡過程的調(diào)峰統(tǒng)計指標?？梢钥闯觯麟娬境隽Y果在滿足給定的控制目標和爬坡等約束條件下，都盡可能地響應電網(wǎng)的峰值負荷需求，尤其抽蓄電站發(fā)揮了明顯的調(diào)峰填谷作用，其抽水主要集中在03:00—06:00負荷低谷時段，發(fā)電則集中在09:00—12:00、18:00—19:00等主要負荷高峰時段，與華東電網(wǎng)總負荷需求保持一致，反映了結果的合理性。對各電網(wǎng)余荷峰谷差進行分析，經(jīng)過直調(diào)抽蓄、水電和火電站的調(diào)節(jié)，上海、江蘇、浙江、安徽的余留負荷峰谷差較原始負荷大幅度下降，平均降幅高達61.3%，浙江和上海2個受電量較大的電網(wǎng)，調(diào)峰幅度分別達到了77.6%和64.6%，調(diào)峰效果更為明顯；另一方面，從余荷均方差可知，各電網(wǎng)全天余荷變化過程均比較平滑，與原負荷過程相比，4個電網(wǎng)余荷均方差的平均減小率達到52.1%，負荷平滑效果也非常顯著。通過上述分析，可以說明本文提出的水火電協(xié)調(diào)調(diào)峰理論方法能夠充分利用多個省級電網(wǎng)間的負荷差異，有效協(xié)調(diào)電網(wǎng)間的電力電量分配，較好地實現(xiàn)多?。ㄊ校┕餐{(diào)峰，進而有利于保障火電低煤耗平穩(wěn)運行并減少機組啟停損失，達到水火互濟。

圖1 華東電網(wǎng)直調(diào)電源調(diào)峰結果Fig.1 Results of peak-load regulation for straight adjustable power sources of ECPG

圖2 部分電站計算結果Fig.2 Outputs of some power stations

表1 調(diào)峰統(tǒng)計指標Table 1 Statistic index of peak-load regulation

為進一步驗證本文提出的理論方法，以華東電網(wǎng)某年1—12月實際96點負荷和運行控制要求為計算條件，采用該方法進行試調(diào)度運行，并與實際采用的經(jīng)驗調(diào)度結果進行比較分析，統(tǒng)計結果見表2。結果表明，系統(tǒng)得到的發(fā)電計劃可以提高華東全網(wǎng)調(diào)峰率約 20%，降低煤耗 0.9 g／（kW·h），按照總火電發(fā)電量計算，相當于全年可節(jié)約標煤9.15×105t左右，減少CO2排放2.405×105t，節(jié)能減排效益非常顯著，充分驗證了本文短期協(xié)調(diào)控制方法可以得到比以往經(jīng)驗調(diào)度方式更合理的發(fā)電運行計劃。

表2 本文方法與經(jīng)驗調(diào)度結果對比Table 2 Comparison of dispatch results between proposed method and experiential method

4 結論

隨著我國水電跨區(qū)跨省輸送規(guī)模急劇擴大，特高壓直流水電在受端電網(wǎng)所占比重也在不斷增加，如何進行大規(guī)模區(qū)外直流水電與受端區(qū)域內(nèi)多種常規(guī)電源協(xié)調(diào)運行，以在多個省網(wǎng)間合理高效配置優(yōu)質(zhì)電力資源，是我國水電大規(guī)模輸送消納面臨的全新問題和挑戰(zhàn)，亟需研發(fā)與之適應的理論方法和決策支持工具。本文結合我國水電最主要受端華東電網(wǎng)實際工程，以華東網(wǎng)調(diào)14座電站和6條跨區(qū)直流聯(lián)絡線為對象，建立了特高壓直流水電和多種常規(guī)電源協(xié)調(diào)求解框架，并細述了最新提出的直流水電多電網(wǎng)配置方法和抽蓄電站狀態(tài)交替搜索方法。這些理論成果已經(jīng)集成到華東電網(wǎng)水火電短期協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，能夠有效滿足網(wǎng)調(diào)電站和區(qū)外直流聯(lián)絡線日運行計劃的分析和編制要求，增強應用系統(tǒng)的實用性和結果的可用性，為電網(wǎng)日常調(diào)度和管理運行提供了非常便利的工具。

本文提出的協(xié)調(diào)優(yōu)化模型和求解方法可以極大緩解受電端負荷中心地區(qū)省級電網(wǎng)調(diào)峰壓力，減少火電開機并保障火電機組低煤耗平穩(wěn)運行，為我國跨省區(qū)水電站以及多電源系統(tǒng)協(xié)調(diào)調(diào)度提供了理論方法和技術手段。

參考文獻：

［1］吳萍，徐式蘊，趙兵，等.面向風火打捆的特高壓直流輸電工程弱送端強直弱交耦合特性研究［J］. 電力自動化設備，2016，36（1）：60-66.WU Ping，XU Shiyun，ZHAO Bing，etal.Research ofweak sending-end couplingcharacteristicsforbundled wind-thermal power transmission of UHVDC project［J］.Electric Power Automation Equipment，2016，36（1）：60-66.

［2］王瑩，劉兵，劉天斌，等.特高壓直流閉鎖后省間緊急功率支援的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度策略［J］.中國電機工程學報，2015，35（11）：2695-2702.WANG Ying，LIU Bing，LIU Tianbin，et al.Coordinated optimal dispatching of emergency power support among provinces after UHVDC transmission system block fault［J］.Proceedings of the CSEE，2015，35（11）：2695-2702.

［3］張育英.探討全國電力系統(tǒng)安全、可靠運行的基礎——評“特高壓電網(wǎng)安全對策研究”［J］.電力自動化設備，2007，27（6）：122-124.ZHANG Yuying.On foundation of safe and reliable operation of national power system［J］.Electric Power Automation Equipment，2007，27（6）：122-124.

［4］帥軍慶.華東電網(wǎng)技術創(chuàng)新和發(fā)展展望［J］.電網(wǎng)技術，2005，29（19）：18-22.SHUAIJunqing.The technique innovation and development prospect in East China Grid［J］.Power System Technology，2005，29（19）：18-22.

［5］黃琳.智能電網(wǎng)發(fā)展對華東地區(qū)能源供需格局的影響［J］.華東電力，2011，39（4）：543-546.HUANG Lin.Effects of smart grid development on patterns of energy supply and demand［J］.East China Electric Power，2011，39（4）：543-546.

［6］潘敬東，韓福坤，李運平，等.華北電網(wǎng)多區(qū)域自動發(fā)電控制與在線經(jīng)濟調(diào)度的研究［J］. 電力自動化設備，2004，24（11）：87-89.PAN Jingdong，HAN Fukun，LI Yunping，et al.Study of multiarea automatic generation control and on-line economic dispatch in North China Power Grid［J］.Electric Power Automation Equipment，2004，24（11）：87-89.

［7］劉擁軍，王亮，王強，等.華東電網(wǎng)抽水蓄能電站電能計劃安排方式優(yōu)化算法［J］. 電力系統(tǒng)自動化，2009，33（3）：104-107.LIU Yongjun，WANG Liang，WANG Qiang，et al.An optimization algorithm for determining pumped storage power stations energy schedule in the East China Grid［J］.Automation of Electric Power Systems，2009，33（3）：104-107.

［8］陸建宇，王安明，吳劍鋒，等.華東電網(wǎng)水電調(diào)度節(jié)能減排措施［J］. 水電能源科學，2008，26（1）：168-170.LU Jianyu，WANG Anming，WU Jianfeng，et al.Energy saving and pollution reduction measures for hydro-power dispatching in East China Power Grid［J］.Water Resources and Power，2008，26（1）：168-170.

［9］張東曉，王靜，范煒，等.基于并行遺傳算法的水電站群中期優(yōu)化調(diào)度［J］.電力自動化設備，2012，32（12）：87-91.ZHANG Dongxiao，WANG Jing，F(xiàn)AN Wei，et al.Midterm optimal operation based on parallel genetic algorithm for hydropwower stations［J］.Electric Power Automation Equipment，2012 ，32（12）：87-91.

［10］艾琳，華棟.基于模糊優(yōu)化和內(nèi)點法的水火電系統(tǒng)短期經(jīng)濟調(diào)度［J］. 電力自動化設備，2008，28（8）：46-50.AI Lin，HUA Dong.Short term economic dispatch of hydrothermal coordinated system based on fuzzy optimization and inter ior point method ［J］.Electric Power Automation Equipment，2008，28（8）：46-50.

［11］陸建宇，王強，申建建，等.華東電網(wǎng)直調(diào)多電源短期聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度方法［J］. 華東電力，2013，41（5）：931-937.LU Jianyu，WANG Qiang，SHEN Jianjian，etal.Optimized direct dispatching method for East China Grid with multipower short-term joint［J］.East China Electric Power，2013，41（5）：931-937.

［12］申建建，程春田，李衛(wèi)東，等.多電網(wǎng)調(diào)峰的水火核電力系統(tǒng)網(wǎng)間出力分配方法［J］. 中國電機工程學報，2014，34（7）：1041-1051.SHEN Jianjian，CHENG Chuntian，LI Weidong，et al.Solution method for power generation allocation among multiple power grids in the peak load operation of hydro，thermal，and nuclear plants［J］.Proceedings of the CSEE，2014，34（7）：1041-1051.

［13］申建建，程春田，李衛(wèi)東，等.復雜時段耦合約束水電站群短期變尺度優(yōu)化方法［J］. 中國電機工程學報，2014，34（1）：87-95.SHEN Jianjian，CHENG Chuntian，LI Weidong，et al.A mutativescale optimization method for short-term operation of hydropower plants with complex temporal coupling constraints ［J］.Proceedings of the CSEE，2014，34（1）：87-95.

［14］SALAM M S，NOR K M，HAMDAM A R，et al.Hydrothermal scheduling based Lagrangian relaxation approach to hydrothermal coordination［J］.IEEE Transactions on Power Systems，1998，13（1）：226-235.

［15］ZAMBON R C，BARROSM T L，LOPESJE G，etal.Optimization of large-scale hydrothermal system operation ［J］.Journal of Water Resources Planning and Management，2012，138（2）：135-143.

［16］袁曉輝，袁艷斌，張勇傳.用改進遺傳算法求解水火電力系統(tǒng)的有功負荷分配［J］.電力系統(tǒng)自動化，2002，26（23）：33-36.YUAN Xiaohui，YUAN Yanbin，ZHANG Yongchuan. Active power dispatch of hydrothermal power system using refined genetic algorithms［J］.Automation of Electric Power Systems，2002，26（23）：33-36.

［17］TAKIGAWA F Y K，DA SILVA E L，F(xiàn)INARDI E C，et al.Solving the hydrothermal scheduling problem considering network constraints［J］.Electric Power Systems Research，2012，88（1）：89-97.

［18］程春田，武新宇，申建建，等.大規(guī)模水電站群短期優(yōu)化調(diào)度方法 I：總體概述［J］. 水利學報，2011，42（9）：1017-1024.CHENG Chuntian，WU Xinyu，SHEN Jianjian，et al.Short-term optimal operation methods of large-scale hydropower plants I：general overview［J］.Journal of Hydraulic Engineering，2011，42（9）：1017-1024.

［19］王嘉陽，申建建，程春田，等.基于負荷重構策略的火電切負荷調(diào)峰方法［J］.中國電機工程學報，2014，34（16）：2684-2691.WANG Jiayang，SHEN Jianjian，CHENG Chuntian，et al.A load shedding method for thermal power plants with peak regulation based on load reconstruction strategy ［J］.Proceedings of the CSEE，2014，34（16）：2684-2691.