CN109167367A - 基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，包括以下步骤：获取初始调度过程；确定负荷调整时刻t*，计算当日上下级水电站负荷匹配系数R；制定基于单边匹配机制的负荷调整策略；进行全周期调度计算，并实施运行水位和河道防汛预警判断；输出满足预警要求的负荷调整方案，分析梯级水电站调整前后负荷过程匹配性；评估所得方案在水库调度和电网运行两方面的安全性。本发明的目的就是针对现有技术不足，提供一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，提高上游与下游梯级负荷过程的匹配性，促进水电站调节能力对来水及负荷过程不确定性的适应，保障水电站运行安全。

Description

基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法

技术领域

本发明属水利工程管理和水电能源调度技术领域，具体涉及一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法。

背景技术

水电从输出到并网的过程需要电网调度部门和水库调度部门的协调配合。对于串联结构的梯级水电站，当上下级水电站归属不同电网调度部门时，区域电网负荷特征的差异会导致两座水电站的出力过程出现不匹配的情况。

不匹配的负荷过程给下游水电站的调度运行带来了极大压力，特别是当下级水电站的调节库容较小、调节能力较弱时，库水位变化幅度大且波动频繁，极易造成库容被拉空或者溢水漫坝等潜在风险，威胁水库调度安全；同时，为保证水库运行安全频繁弃水，造成出库流量的陡涨陡落，引起下游河道水位的剧烈变化，对沿程区域民生安全带来严重影响。

因此，在电网负荷变幅安全接受范围内，实施负荷调整以提高梯级水电站负荷运行方式的匹配性，对保障水库调度安全具有重要的实际意义，也是水电站实时运行与管理中的迫切需要。

专利文献CN107528348A公开一种基于来水不确定性的梯级水电站负荷调整方法。该发明耦合了来流分析、计划制定和负荷调整三个模块，重点分析来水的不确定性对水电站水库运行安全的影响，并提出相应调整策略，以此解决来水不确定性导致的电站被迫降低出力运行或水库弃水等问题。专利文献CN104636830A公开了一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法。分别针对来水增加和减少两种工况，从梯级水电站补偿效益最大和蓄能效应最优的角度，来合理安排和调整水电站出力过程，解决了不同水情变化引起的网内水电与火电负荷过程动态协调配置的问题。上述两项发明将来水不确定性作为重要影响因素，从不同侧重提出了水电站负荷调整策略，可作为本发明的技术参考。但解决工程问题的主要关注点在于消除来水不确定性对水库调度带来的不利影响，在梯级水电站负荷运行方式不匹配导致的调度风险问题上考虑较少。

整体来看，现有相关技术多是针对来水预报不准确或者区间来水变化等不利情形，通过打捆梯级水电站的处理方式实施整体负荷调整，有效降低来水不确定性对水电站运行带来的不利影响。事实上，不利工况多数情况发生在调节能力较弱的下级水电站，问题的本质体现了下级水电站在两个方面的不适应：一是水电站自身负荷、入库流量和水库调节能力三者的相互不适应；二是上游与下游梯级负荷过程的相互不适应。现有技术中的整体处理方式难以周全反映所述问题本质，技术效果的丰富性有待提升。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术的不足，提供一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，提高上游与下游梯级负荷过程的匹配性，促进水电站调节能力对来水及负荷过程不确定性的适应，保障水电站运行安全。

本发明提供了一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，包括以下步骤：

步骤1，根据调节能力较弱的下级水电站当日入库流量、发电计划以及控制水位信息，获取初始调度过程；

步骤2，根据水库调度工况不利情形确定负荷调整时刻t*；

步骤3，计算当日上下级水电站负荷匹配系数R；

步骤4，制定负荷调整策略；

步骤5，进行全周期调度计算；

步骤6，根据水库运行水位预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断；

步骤7，根据水库泄洪预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断；

步骤8，输出满足水库调度安全需求的负荷调整方案，并采用匹配度指标评估负荷调整前后梯级水电站负荷过程的匹配性；

步骤9，从水库调度工况和电网运行状态两方面，评估所制定负荷调整方案的安全性。

上述技术方案中，步骤2中的负荷调整时刻t*的运行水位Z(t*)低于预警水位下限，或者高于预警水位上限；数学表达式为：

Z(t^*)＜ZWarning_lower or Z(t^*)＞ZWarning_upper (1)

式中：ZWarning_lower为预警水位下限，应高于死水位(Zdead)；ZWarning_upper为预警水位上限，应低于正常蓄水位(Z_normal)；

[Z_dead,ZWarning_lower]或[ZWarning_upper,Z_normal]一般取死水位至正常蓄水位范围的10％～20％；

上述技术方案中，步骤3包括以下步骤：

令上下级水电站当日负荷过程分别为N_上,t和N_下,t(t＝1,2,…,T)，负荷匹配系数R的计算公式为：

式中：T为调度期时段数，若按15min为一个时段，则T为96；R_上,t为上级水电站在t时刻的负荷匹配系数；R_下,t为下级水电站在t时刻的负荷匹配系数。

经上述处理后，上下级水电站负荷过程的时间信息和空间信息被放在了同一尺度，可直接进行匹配性分析。

上述技术方案中，步骤4中的负荷调整策略，关键参数包括下级水电站出力及其入库流量：

其中，

式中：N*_下,t为下级水电站在t时刻调整后的负荷；ζ为匹配修正系数；θ为变幅修正系数；T_W为时间平移参数，对应2×T_W为负荷调整周期，一般为整小时的倍数；Qⁱⁿ _下,t为下级水电站在t时刻的入库流量；q_t为t时刻的区间入流；Qo^ut _上,t为上级水电站在t时刻的出库流量；τ为水流滞时。

上述技术方案中，步骤5中以保障水库调度安全为目标，在水量平衡、运行水位控制范围、出库流量控制范围、出力平衡的约束条件下，遵循“以电定水”模式对调整后的下级水电站出力过程进行全周期优化调度计算，获取水库调度信息，水库调度信息包括库水位过程、出库流量过程、弃水流量过程；

其中寻优方程为：

式中：fabs(·)为绝对值函数；Q_out,t为水库在时段t的出库流量；λ_t为水库在时段t的防汛预警系数；V_t-1 ^m1表示第t时段初离散点取为m1时的库容值，V_t ^m2表示第t时段末(t+1时段初)离散点取为m2时的库容值，且m1＝0,1,…,M；m2＝0,1,…,M；M为库容离散点数；f_t ^*(V_t-1 ^m1)表示从第t时段初库容为V_t-1 ^m1出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；f^* _t+1(V_t ^m2)表示从第t+1时段初库容为V_t ^m2出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；Ω_t为决策变量，表示出库流量Q_out,t在库容V_t-1已给定时满足水电站水库各项约束的决策集合。

上述技术方案中，步骤6包括以下步骤：

若时刻t*的水库水位超出预警阈值，表明水库自身存在库容被拉空或者溢水漫坝的风险；此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N*_下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；最后，进行运行水位预警判断，直至满足预警要求。

上述技术方案中，步骤7包括以下步骤：

若时刻t*的水库出库流量变幅超出预警阈值，表明不利的水库调度工况将给下游河道防汛带来风险；此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N*_下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；再者，遵循步骤6进行运行水位预警判断，获取满足水位运行要求的调度过程；最后，进行河道防汛预警判断，直至满足预警要求。

上述技术方案中，步骤8中的匹配度用以下公式进行计算：

其中，

式中：MD为上下级水电站的负荷匹配度，表示了两种负荷过程(两种变量)间的匹配关系。MD取值范围为[0,1]，值越大，表明两种负荷过程越匹配。

上述技术方案中，步骤9中评估负荷调整方案的安全性指标包括：

(1)水库调度安全评价指标：库水位越预警水位上限以及下限次数、库水位日变幅。

(2)电网运行安全评价指标：负荷时间变动率、负荷空间变动率。两项指标表征含义及计算公式如下：

负荷时间变动率：负荷调整方案中，调整后的出力过程N^*(t)和调整前出力过程N(t)不一致的时间T^*与运行周期T的比值，即

其值越小，表明调整后出力过程与调整前出力过程的一致性越高，电网运行的可靠性越强，该指标从时间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的不利影响；

负荷空间变动率：调整后发电量E^*与调整前发电量E的差值占调整前发电量E的比重，即

其值越小，表明负荷调整前后电量差别越小，对电网的干扰性越小，该指标从空间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的干扰程度。

本发明提供了一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法。针对梯级水电站运行中因负荷不匹配导致的大坝运行安全受威胁的实际工程问题，该方法运用单边匹配机制，制定了适用于调节能力较弱的下级水电站的负荷调整策略。运用本发明方法制定的调度方案可有效提高梯级水电站负荷过程的匹配性，为安全高效的水电站实时运行与管理提供了一种技术支撑。以某梯级水电站为例，选取日常运行数据，运用本发明方法对负荷过程不匹配导致调节能力较弱的下级水电站出现库容被拉空或者溢水漫坝等潜在风险时的两种不利工况进行计算，获取负荷调整方案。相比于负荷调整前的运行工况，该方案规避了水位日变幅过大、水位过低或者过高等不利风险，并且有效改善了水库出库流量的水流形态，沿河水位变化稳定，进一步保障了下游沿河民生安全。本发明方法的有效性在具体工程应用中得以验证。

附图说明

图1为本发明的整体设计流程图；

图2为预警水位上下限及不同运行区域示意图；

图3为不利工况一调整前后负荷过程；

图4为不利工况一调整前后水位过程；

图5为不利工况一调整前后出库流量及其变幅过程；

图6为不利工况一调整前后弃水流量及其变幅过程；

图7为不利工况二调整前后负荷过程；

图8为不利工况二调整前后水位过程；

图9为不利工况二调整前后出库流量及其变幅过程；

图10为不利工况二调整前后弃水流量及其变幅过程。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。

本发明下面结合具体事例对发明做详细介绍：

如图1所示，本发明提供了一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，包括以下步骤

步骤1，获取初始调度过程。根据调节能力较弱的下级水电站当日入库流量、发电计划以及控制水位信息，获取初始调度过程。

步骤2，确定负荷调整时刻。根据水库调度工况不利情形确定负荷调整时刻t^*，即：时刻t^*的运行水位Z(t^*)低于预警水位下限，或者高于预警水位上限。数学表达式为：

Z(t^*)＜ZWarning_lower or Z(t^*)＞ZWarning_upper (1)

式中：ZWarning_lower为预警水位下限，应高于死水位(Z_dead)；ZWarning_upper为预警水位上限，应低于正常蓄水位(Z_normal)。

受来水预报误差、负荷不确定等因素的综合影响，调节能力较弱的水电站若长时间逼近正常蓄水位或者死水位运行，调度工作的灵活性会大幅降低，水电站的运行风险会大幅增加。基于安全考虑，常常在正常蓄水位之下和死水位之上分别预留一定水位空间应对紧急情况。所以，ZWarning_lower和ZWarning_upper是适应水电站实时运行需求提出的，具体数值需综合考虑水电站水库运行调度规范以及调度人员的实际管理经验进行确定。不同水电站设置的ZWarning_lower和ZWarning_upper有所不同，此处给出一般性确定原则：预留空间一般取死水位至正常蓄水位范围的10％～20％。对ZWarning_lower和ZWarning_upper以及不同运行区域(如图2所示)的表征含义进行解释：

①[ZWarning_lower,ZWarning_upper]为安全运行区域(绿色区域)，水电站可按发电计划运行；

②[Z_dead,ZWarning_lower]或[ZWarning_upper,Z_normal]为警戒运行区域(黄色区域)，表示水电站运行工况接近危险状态，水库调度人员应与电网调度部门沟通协商，适时启动负荷调整程序，解决梯级水电站负荷不匹配导致的库容被拉空或者溢水漫坝等潜在风险问题；

③低于Z_dead或者超出Z_normal范围为危险运行区域(红色区域)，应立即启动紧急预案，如运行机组紧急切机或者泄水建筑物全部参与泄洪等。

本发明方法重点解决库水位处于警戒运行区域的问题。

步骤3，计算当日上下级水电站负荷匹配系数R。令上下级水电站当日负荷过程分别为N_上,t和N_下,t(t＝1,2,…,T)，R的计算公式为：

式中：T为调度期时段数，若按15min为一个时段，则T为96；R_上,t为上级水电站在t时刻的负荷匹配系数；R_下,t为下级水电站在t时刻的负荷匹配系数。

经上述处理后，上下级水电站负荷过程的时间信息和空间信息被放在了同一尺度，可直接进行匹配性分析。

步骤4，制定负荷调整策略。上级水电站依靠较强的调节能力可有效降低来水或负荷等不确定性因素对水电站运行带来的不利影响，基于电网运行安全考虑，非紧急情况一般不改变其负荷过程。因此，调整下级水电站出力以适应上级水电站负荷过程特点在匹配主体上只有一方在改变，为此设计基于单边匹配机制的负荷调整策略，关键参数包括下级水电站出力及其入库流量：

其中，

式中：N^* _下,t为下级水电站在t时刻调整后的负荷；ζ为匹配修正系数；θ为变幅修正系数；T_W为时间平移参数，对应2×T_W为负荷调整周期，一般为整小时的倍数；Qⁱⁿ _下,t为下级水电站在t时刻的入库流量；q_t为t时刻的区间入流；Q^out _上,t为上级水电站在t时刻的出库流量；τ为水流滞时；

对式(3)表征含义进行解释：实施负荷调整时，上下级水电站存在电力联系和水力联系。

①电力联系方面，上级水电站负荷过低而下级水电站负荷过高容易造成下级水电站库容被拉空，反之则易导致下级水电站溢水漫坝。N_下,t×R_上,t/R_下,t表示在时刻t下级水电站向上级水电站进行负荷匹配的过程，它是一个倍比缩放的过程。上级水电站负荷匹配系数R_上,t(t＝1,2,…,T)包含了电站的负荷过程特征，由于未改变上级水电站的负荷过程，因而R_上,t为确定的参数序列。调整后负荷N^* _下,t受对应时刻上级水电站匹配系数R_上,t的约束，经多次循环计算后，其值有时会陷入某一区域而导致现有不利工况未能得到有效改善，故乘以匹配修正系数ζ进行动态调整，同时增加变幅修正系数θ来避免下级水电站匹配系数R_下,t为0时N^* _下,t始终为0的局限。

②水力联系方面，上级水电站出库流量传播至下级水电站存在水流滞时，不考虑水流滞时的调度过程与实际情况存在偏差。

步骤5，全周期调度计算。以保障水库调度安全为目标，在水量平衡、运行水位控制范围、出库流量控制范围、出力平衡的约束条件下，遵循“以电定水”模式对调整后的下级水电站出力过程进行全周期优化调度计算，获取水库调度信息(包括库水位过程、出库流量过程、弃水流量过程等)。寻优方程为：

式中：fabs(·)为绝对值函数；Q_out,t为水库在时段t的出库流量；λ_t为水库在时段t的防汛预警系数；V_t-1 ^m1表示第t时段初离散点取为m1时的库容值，V_t ^m2表示第t时段末(t+1时段初)离散点取为m2时的库容值，且m1＝0,1,…,M；m2＝0,1,…,M；M为库容离散点数；f_t ^*(V_t-1 ^m1)表示从第t时段初库容为V_t-1 ^m1出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；f^* _t+1(V_t ^m2)表示从第t+1时段初库容为V_t ^m2出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；Ω_t为决策变量，表示出库流量Q_out,t在库容V_t-1已给定时满足水电站水库各项约束的决策集合。

步骤6，运行水位预警判断。根据水库运行水位预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断。若时刻t^*的水库水位超出预警阈值，表明水库自身存在库容被拉空或者溢水漫坝的风险。此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N^* _下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；最后，进行运行水位预警判断，直至满足预警要求。

具体计算时，为避免负荷大幅改变对电网运行带来的破坏，允许中间时段的水库水位在正常蓄水位和死水位控制区域内适当突破预警水位上限ZWarning_upper或者下限ZWarning_lower运行。但是，调度期末水位Z_end必须严格控制在[ZWarning_lower,ZWarning_upper]的安全运行区域内，避免当日运行工况对次日运行产生的不利影响。换言之，以加大水电站次日运行风险为代价换取当日运行安全的负荷调整策略难以真正形成有效的安全保障机制。

步骤7，河道防汛预警判断。根据水库泄洪预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断。若时刻t^*的水库出库流量变幅超出预警阈值，表明不利的水库调度工况将给下游河道防汛带来风险。此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N^* _下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；再者，遵循步骤6进行运行水位预警判断，获取满足水位运行要求的调度过程；最后，进行河道防汛预警判断，直至满足预警要求。

步骤8，输出满足水库调度安全需求的负荷调整方案，并采用匹配度指标评估负荷调整前后梯级水电站负荷过程的匹配性。

其中，

式中：MD为上下级水电站的负荷匹配度，表示了两种负荷过程(两种变量)间的匹配关系。MD取值范围为[0,1]，值越大，表明两种负荷过程越匹配。

步骤9，从水库调度工况和电网运行状态两方面，评估所制定负荷调整方案的安全性。

(1)水库调度安全评价指标：库水位越预警水位上限以及下限次数、库水位日变幅。

(2)电网运行安全评价指标：负荷时间变动率、负荷空间变动率。两项指标表征含义及计算公式如下：

负荷时间变动率：负荷调整方案中，调整后的出力过程N^*(t)和调整前出力过程N(t)不一致的时间T^*与运行周期T的比值，即

其值越小，表明调整后出力过程与调整前出力过程的一致性越高，电网运行的可靠性越强，该指标从时间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的不利影响。

负荷空间变动率：调整后发电量E^*与调整前发电量E的差值占调整前发电量E的比重，即

其值越小，表明负荷调整前后电量差别越小，对电网的干扰性越小，该指标从空间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的干扰程度。

以某梯级水电站A-B为例，采用本发明方法计算调节能力较弱的下级水电站B的负荷调整方案。水电站B的死水位和正常蓄水位分别为1010.0m和1015.0m，根据前述预警水位一般性确定原则，电站预警水位上限取1014.5m，预警水位下限取1011.0m。

分别选取日常运行中出现的两种不利典型工况进行方法应用。具体实施方式如下：

(1)不利工况一：库容拉空风险

依次执行步骤1～步骤9，直至获取满足水库调度安全要求的水电站B的负荷调整方案。表1为调整前后发电负荷方案的各项评价指标值，图3～图6为相应调度过程。

表1不利工况一调整前后负荷方案指标结果

经计算：

①电网运行状态分析：水电站B在11:00～16:45共24个时段进行了负荷调整，占全天总时段的25％。调整后，水电站B当日发电量增加了118万kW·h，负荷空间变动率为25％。调整前后梯级水电站的负荷匹配度分别为：调整前MD＝0.79，调整后MD＝0.86，两座水电站的负荷过程匹配程度有了一定程度提高。负荷调整时间段以及变化幅度的波动会对电网运行带来影响，但影响程度不大，可依靠区域电网多电源调度予以协调。

②水库调度工况分析：图4显示，实施负荷调整后，水位一直处于安全运行区域，规避了调整前水位过低易造成拉空库容的风险。同时评价指标显示，调整后的日变幅为0.68m/d，大大降低了调整前水位变幅过大给库岸边坡带来的潜在不利影响。

综上，针对水电站B运行水位过低带来的水库库容容易被拉空的不利情形，运用本发明方法对水电站B进行了负荷动态调整，获取了与上级水电站A负荷过程匹配度更高的调度方案，应用结果表明了所得方案有效地提高水库调度的安全性。

(2)不利工况二：溢水漫坝风险

同理，对不利工况二依次执行步骤1～步骤9，直至获取满足水库调度安全要求的水电站B的负荷调整方案。表2为调整前后发电负荷方案的各项评价指标值，图7～图10为相应调度过程。

表2不利工况二调整前后负荷方案指标结果

经计算：

①电网运行状态分析：水电站B在5:45～9:45共17个时段进行了负荷调整，占全天总时段的18％。调整后，水电站B当日发电量增加了79万kW·h，负荷空间变动率为12％。调整前后梯级水电站的负荷匹配度分别为：调整前MD＝0.85，调整后MD＝0.86。负荷调整时间段以及变化幅度对电网稳定运行的影响在安全接受范围内。

②水库调度工况分析：图8显示，实施负荷调整后，水位一直处于安全运行区域，且尚有0.5m的缓冲区域，有效规避了调整前水位过高易造成水库漫坝的风险。同时，库水位日变幅也有显著降低。图9和图10显示，实施负荷调整后，出库流量过程和弃水流量过程的平稳性相比于调整前有所提高，有效缓解了调节能力较弱水库在逼近水位上限运行时给下游河道防汛工作带来的压力。

综上，针对水电站B运行水位过高带来的漫坝风险和弃水工况加重，以及出库流量过程不稳定对下游河道防汛带来的压力等不利情形，运用本发明方法对水电站B进行了负荷调整。虽然调整后梯级水电站负荷过程的匹配度较调整前提升不明显，但关键时段采取的负荷调整策略在保障水库调度安全方面发挥了积极作用，同时也有效提高了水能资源的利用率。

本说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。

Claims (9)

1.一种基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于包括以下步骤：

步骤1，根据调节能力较弱的下级水电站当日入库流量、发电计划以及控制水位信息，获取初始调度过程；

步骤2，根据水库调度工况不利情形确定负荷调整时刻t*；

步骤3，计算当日上下级水电站负荷匹配系数R；

步骤4，制定负荷调整策略；

步骤5，进行全周期调度计算；

步骤6，根据水库运行水位预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断；

步骤7，根据水库泄洪预警要求，对调整后的水库调度过程进行预警判断；

步骤8，输出满足水库调度安全需求的负荷调整方案，并采用匹配度指标评估负荷调整前后梯级水电站负荷过程的匹配性；

步骤9，从水库调度工况和电网运行状态两方面，评估所制定负荷调整方案的安全性。

2.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤2中的负荷调整时刻t*的运行水位Z(t*)低于预警水位下限，或者高于预警水位上限；数学表达式为：

Z(t^*)＜ZWarning_lower or Z(t^*)＞ZWarning_upper (1)

式中：ZWarning_lower为预警水位下限，应高于死水位(Zdead)；ZWarning_upper为预警水位上限，应低于正常蓄水位(Z_normal)；

[Z_dead,ZWarning_lower]或[ZWarning_upper,Z_normal]一般取死水位至正常蓄水位范围的10％～20％。

3.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤3包括以下步骤：

令上下级水电站当日负荷过程分别为N_上,t和N_下,t(t＝1,2,…,T)，负荷匹配系数R的计算公式为：

式中：T为调度期时段数，若按15min为一个时段，则T为96；R_上,t为上级水电站在t时刻的负荷匹配系数；R_下,t为下级水电站在t时刻的负荷匹配系数。

经上述处理后，上下级水电站负荷过程的时间信息和空间信息被放在了同一尺度，可直接进行匹配性分析。

4.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤4中的负荷调整策略，关键参数包括下级水电站出力及其入库流量：

其中，

式中：N*_下,t为下级水电站在t时刻调整后的负荷；ζ为匹配修正系数；θ为变幅修正系数；T_W为时间平移参数，对应2×T_W为负荷调整周期，一般为整小时的倍数；Qⁱⁿ _下,t为下级水电站在t时刻的入库流量；q_t为t时刻的区间入流；Q^out _上,t为上级水电站在t时刻的出库流量；τ为水流滞时。

5.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤5中以保障水库调度安全为目标，在水量平衡、运行水位控制范围、出库流量控制范围、出力平衡的约束条件下，遵循“以电定水”模式对调整后的下级水电站出力过程进行全周期优化调度计算，获取水库调度信息，水库调度信息包括库水位过程、出库流量过程、弃水流量过程；

其中寻优方程为：

式中：fabs(·)为绝对值函数；Q_out,t为水库在时段t的出库流量；λ_t为水库在时段t的防汛预警系数；V_t-1 ^m1表示第t时段初离散点取为m1时的库容值，V_t ^m2表示第t时段末(t+1时段初)离散点取为m2时的库容值，且m1＝0,1,…,M；m2＝0,1,…,M；M为库容离散点数；f_t ^*(V_t-1 ^m1)表示从第t时段初库容为V_t-1 ^m1出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；f^* _t+1(V_t ^m2)表示从第t+1时段初库容为V_t ^m2出发到第T时段的最优出库流量变幅之和；Ω_t为决策变量，表示出库流量Q_out,t在库容V_t-1已给定时满足水电站水库各项约束的决策集合。

6.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤6包括以下步骤：

若时刻t*的水库水位超出预警阈值，表明水库自身存在库容被拉空或者溢水漫坝的风险；此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N*_下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；最后，进行运行水位预警判断，直至满足预警要求。

7.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤7包括以下步骤：

若时刻t*的水库出库流量变幅超出预警阈值，表明不利的水库调度工况将给下游河道防汛带来风险；此时，首先执行步骤3，根据下级水电站当前负荷过程N*_下,t(t＝1,2,…,T)，由式(2)获取最新负荷匹配系数序列R_下,t(t＝1,2,…,T)；其次，执行步骤4，基于单边匹配机制在负荷调整周期内制定新的负荷调整策略；然后，根据步骤5进行全周期调度计算，获取新一轮水库调度过程；再者，遵循步骤6进行运行水位预警判断，获取满足水位运行要求的调度过程；最后，进行河道防汛预警判断，直至满足预警要求。

8.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤8中的匹配度用以下公式进行计算：

其中，

式中：MD为上下级水电站的负荷匹配度，表示了两种负荷过程(两种变量)间的匹配关系。MD取值范围为[0,1]，值越大，表明两种负荷过程越匹配。

9.根据权利要求1所述的基于单边匹配机制的水电站负荷动态调整方法，其特征在于步骤9中评估负荷调整方案的安全性指标包括：

(1)水库调度安全评价指标：库水位越预警水位上限以及下限次数、库水位日变幅。

(2)电网运行安全评价指标：负荷时间变动率、负荷空间变动率。两项指标表征含义及计算公式如下：

负荷时间变动率：负荷调整方案中，调整后的出力过程N^*(t)和调整前出力过程N(t)不一致的时间T^*与运行周期T的比值，即

其值越小，表明调整后出力过程与调整前出力过程的一致性越高，电网运行的可靠性越强，该指标从时间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的不利影响；

负荷空间变动率：调整后发电量E^*与调整前发电量E的差值占调整前发电量E的比重，即

其值越小，表明负荷调整前后电量差别越小，对电网的干扰性越小，该指标从空间尺度上衡量了负荷调整方案对电网稳定运行的干扰程度。