CN114254937A - 以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明的实施例提供了一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和系统，涉及清洁能源技术领域。所述方法包括：基于预测的光伏电站的出力数据，以一天为调度周期，构建梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型；进行所述模型转换及求解。这样，以机组为最小调度单位，精细化考虑互补系统面临的电站约束、机组约束和电网约束，构建了梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度模型，通过梯级水电的水力和电力再分配，提升互补系统的整体电量消纳水平及调度计划可执行性。

Description

以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和 系统

技术领域

本发明涉及清洁能源技术领域，具体而言，涉及一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和系统。

背景技术

构建含风电、光伏的多能互补系统是解决新能源并网灵活性的重要途径。国内外对于互补系统优化运行的研究成果，主要集中于互补系统的出力波动、系统调峰、互补特性分析等方面，这些模型大多以电站为最小调度单元，没有精细化考虑机组和电网的复杂运行约束，使得各电站在执行计划时存在偏差，甚至难以执行。例如，同一电站可能包含多台不同类型的机组，不同类型的机组具有不同的爬坡能力、振动区、启停次数等约束限制，不能一概而论；同一电站的不同机组、梯级上下游之间的不同电站可能通过不同的分区断面逐级并网，受到多级分区断面输送容量约束限制。

此外，为了实现与光伏、风电等波动性电源互补，可能导致水电出力频繁地波动，造成水电机组损耗。如何在短期多能互补调度中充分考虑水电机组运行约束、梯级上下游水力联系以及电网网架约束，提升互补系统发电水平及调度计划可执行性，是水风光互补系统调度运行需要重点考虑及解决的切实技术问题。

发明内容

本发明的目的包括提供一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和系统，其能够避免因以电站为最小调度单元带来的机组振动、网架约束不满足等，提升互补系统的整体电量消纳水平及调度计划可执行性。

本发明的实施例可以这样实现：

第一方面，本发明提供一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，所述方法包括：

基于预测的光伏电站的出力数据，以一天为调度周期，构建梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型；

进行所述模型转换及求解。

在可选的实施方式中，所述模型将预测的光伏电站的出力数据作为确定值，以梯级水光互补系统的可消纳电量最大为优化目标，并考虑水量平衡、末水位控制、出入库流量、水位-库容、尾水位-泄流量、机组振动区、机组爬坡、机组出力波动、机组开停机持续时间、梯级电站发电计划、输电断面约束在内的梯级水电站、机组及电网约束。

在可选的实施方式中，以梯级水光互补系统的可消纳电量最大为优化目标的表达式如下：

式中，PH_i,t、PV_j,t分别为水电站i和光伏电站j在t时段的出力；

表示第g个约束断面在时段t的弃电量。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

将所述模型中非线性约束转换为线性约束；

采用约束松弛方法将模型中线性等式约束转换为线性不等式约束；

将梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型转换为标准的混合整数线性规划模型，并通过在JAVA调用CPLEX优化软件实现模型求解及模型数据的输入与结果分析。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

线性化处理水位-库容与尾水位-泄流量关系，采用水位离散和分段线性插值的方式进行处理，分别在初始坝前水位、初始尾水位采用线性函数表示水位库容关系及尾水位泄流量关系。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

线性化处理机组振动区约束，基于机组存在的K个振动区，可在最大最小出力范围内划分出机组K+1个非连续的安全运行区间

引入0-1变量Vib_i,n,t,k表示机组出力所处的安全区间，将机组振动区约束转变为K+1个线性化约束及1个整型变量等式约束：

式中，

分别代表为第k个振动区对应的安全运行区间出力上、下限；u_i,n,t为电机组开停机状态变量。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

线性化处理机组动力特性关系，机组的动力特性是机组出力关于发电水头、发电流量的二维非线性关系，采用三角形权值技术进行线性化处理，以初始水头对应曲线及其邻近的两条水头线为边界，划分出9个三角形区域，将

的非线性关系转换为下式替代：

Z_{i，n，t，l}∈{0，1}，l＝1，2，3，…，9

式中：l为所划分的三角形的编号，l＝1，2，3，…，9；ind为三角形顶点的编号，ind＝1，2，3；z_{i，n，t，l}为指示变量，z_{i，n，t，l}＝1表示电站i的第n台机组在时段t的机组动力特性关系在第l个三角形内；

表示第l个三角形的第ind个顶点所占的权重；

分别表示第l个三角形的第ind个顶点所对应的发电水头、发电流量和发电出力。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

线性化处理水电机组出力波动限制约束，引入调节指标变量处理机组出力波动限制约束：

(P_i，n，t-P_{i，n，t-σ-1})(P_i，n，t-P_i，n，t-1)≥0，σ＝1，2，…，t_e-1

-α_i，n，t·≤P_i，n，t+1-P_i，n，t≤β_i，n，t·ΔP_i，n

式中：t_e为机组在一轮出力升降过程中需持续的最少时段数，t_e＞1；α_i，n，t∈{0，1}、β_i，n，t∈{0，1}为机组功率向上、向下调节指标变量，α_i，n，t＝1表示时段t+1功率向下调节；β_i,n,t＝1表示时段t+1功率向上调节；当功率不发生变化时，α_i,n,t＝0或β_i,n,t＝0；MAX_αβ表示功率调整时段数上限。

在可选的实施方式中，所述进行所述模型转换及求解包括：

水电机组出力持续时段约束，用于保证水电机组在每次出力调整之后，保持出力时段t_e：

第二方面，本发明提供一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度系统，所述系统用于实现前述实施方式所述的方法，所述系统包括：

数据输入模块，用于实现梯级水电、光伏及电网相关数据的自动读入与修改；

模型构建模块，用于构建短期互补系统可消纳电量最大目标函数，设置电站、机组及电网相关约束；

模型线性化转换模块，用于将构建的非线性模型转换为标准的MILP模型，根据不同约束类型采用不同的线性化处理方法；

模型求解模块，通过在JVAV环境中编码调用CPLEX优化软件实现模型求解，获得优化调度结果；

结果输出与分析模块，用于生成输出梯级水电出力过程、机组出力过程、断面输电过程相关图形报表，对比不同模型调度结果，分析调度结果合理性和模型实施效果。

本发明实施例提供的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法和系统的有益效果包括：

以机组为最小调度单位，精细化考虑互补系统面临的电站约束、机组约束和电网约束，构建了梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度模型，通过梯级水电的水力和电力再分配，提升互补系统的整体电量消纳水平及调度计划可执行性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。

图1为本实施例提供的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法的流程示意图；

图2为三角形权值线性化处理方法示意图；

图3为水电机组出力上调、下调状态变化示意图；

图4为梯级电站水力关系和网架拓扑示意图；

图5为梯级水电站出力过程示意图；

图6为部分水电机组出力过程示意图；

图7为分区断面输电过程示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例中的特征可以相互结合。

请参考图1，本实施例提供了一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，包括以下步骤：

S1：基于预测的光伏电站的出力数据，以一天为调度周期，构建梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型。

梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型，将预测的光伏电站的出力数据作为确定值，以梯级水光互补系统的可消纳电量最大为优化目标：

式中，PH_i,t、PV_j,t分别为水电站i和光伏电站j在t时段的出力；

表示第g个约束断面在时段t的弃电量。

精细化考虑了：水量平衡、末水位控制、出入库流量、水位-库容、尾水位-泄流量、机组振动区、机组爬坡、机组出力波动、机组开停机持续时间、梯级电站发电计划、输电断面约束等在内的梯级水电站、机组及电网约束。各种约束的表达式如下。

(1)电站相关约束

式(19)-(25)分别为水量平衡约束、水库水位约束、始末水位控制约束、出库流量约束、电站出力约束、水位-库容关系和尾水位-泄流量关系约束。

式中，V_i,t为电站i在时段t末的库容；I_i,t电站i在时段t的入库流量；τ为电站i与其上游电站i-1的水流滞时；Q_i-1,t-τ为考虑水流滞时后电站i-1在t-τ时段的流量；R_i,t为电站i-1和电站i之间的区间流量；

分别为电站i在时段t的发电流量和弃水流量；

分别电站i所在水库在时段t的坝前水位及其上下限；

分别为电站i所在水库调度期始末的目标控制水位；ΔZ为允许的调度期末水位偏差；Q_i,t、

Q_i,t分别电站i在时段t的出库流量及其上下限。

(2)机组相关约束

-ΔP_i，n≤P_i，n，t+1-P_i，n，t≤ΔP_i，n (30)

P_i，n，t-P_{i，n，t-σ-1})(P_i，n，t-P_i，n，t-1≥0，σ＝1，2，…，t_e-1 (31)

式(26)-(33)分别为机组出力约束、机组发电流量约束、机组振动区约束、机组开停机持续时间约束、机组爬坡约束、水电机组出力波动限制约束、机组发电水头约束、机组动力特性关系约束。

式中，P_i，n，t、

P_i，n 分别为电站i的第n台机组的出力及其上下限制；

分为电站i的第n台机组发电流量及其上下限制；

和

分别为电站i的第n台机组的第k个振动区的出力上、下限；u_i，n，t为电站i的第n台机组在时段t的开停机状态变量，1表示开机状态，0表示停机状态；

为电站i的第n台机组在时段t的启动操作变量，1表示启动操作；

为电站i的第n台机组在时段t的停机操作变量，1表示停机操作；

分别为电站i的第n台机组的最小开机、停机持续时间；

代表调度期内的最大开机次数；ΔP_i,n为电站i的第n台机组的爬坡能力；t_e为机组在一轮出力升降过程中需持续的最少时段数；H_i,n,t、

分别为电站i的第n台机组在时段t的发电水头和水头损失。

(3)电网相关约束

式(34)-(35)分别为梯级水电发电约束、输电断面约束。

式中，P_t ^plan为电网下达的梯级水电发电计划，由电网和流域梯级集控中心共同协调编制；

CO_g,t分别表示第g个约束断面在时段t的弃电量和输电容量上限；P_g,t、L_g,t分别表示第g个约束断面下的所有机组出力和负荷，各节点负荷可通过母线负荷预测系统得到。

S2：进行模型转换及求解。

模型转换主要指对模型中涉及的非线性约束和等式约束进行转换。

模型转换及求解的方法，首先将模型中非线性约束转换为线性约束，其次采用约束松弛方法将模型中线性等式约束转换为线性不等式约束，将梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型转换为标准的混合整数线性规划(MILP)模型，并通过在JAVA调用CPLEX优化软件实现模型求解及模型数据的输入与结果分析。进行模型转换及求解具体包括以下步骤：

S2.1：水位-库容与尾水位-泄流量关系的线性化处理。

式中，

V_i,t、Q_i,t分别代表水库坝前水位、尾水位、水库库容、出库流量；f_i ^zv(·)、f_i ^zq(·)分别代表水位-库容非线性关系曲线函数及尾水位与泄流量的非线性关系曲线函数。采用水位离散和分段线性插值的方式进行处理，考虑一天内水库水位变化幅度较小，分别在初始坝前水位、初始尾水位附近采用线性函数近似表示水位库容关系及尾水位泄流量关系，既可满足精度要求，又减少决策变量个数，提高求解效率。

S2.2：机组振动区约束线性化处理。

出于安全考虑，机组应避免运行在振动区内或频繁跨越振动区。基于机组存在的K个振动区，可在最大最小出力范围内划分出机组K+1个非连续的安全运行区间

引入0-1变量Vib_i,n,t,k表示机组出力所处的安全区间，将机组振动区约束转变为如式(4)的K+1个线性化约束及式(5)的整型变量等式约束：

式中，

分别代表为第k个振动区对应的安全运行区间出力上、下限；u_i,n,t为电机组开停机状态变量。

S2.3：机组动力特性关系线性化处理。

机组的动力特性是机组出力关于发电水头、发电流量的二维非线性关系：

式中，P_i,n,t、

H_i,n,t分别代表机组出力、机组发电流量及机组发电水头；

代表机组的出力-水头-流量的非线性关系函数，表示以发电流量为横坐标、出力为纵坐标的二维曲线簇。多条曲线直接采用分段线性化处理，需引入大量整型变量、降低求解效率。采用三角形权值技术进行线性化处理，减少整型变量规模，以初始水头对应曲线及其邻近的两条水头线为边界，划分出9个三角形区域，如附图2所示，将式(6)的非线性关系转换为式(7)-(13)替代：

z_{i，n，t，l}∈{0，1}，l＝1，2，3，…，9 (7)

式中：l为所划分的三角形的编号，l＝1，2，3，…，9；ind为三角形顶点的编号，ind＝1，2，3；z_{i，n，t，l}为指示变量，z_{i，n，t，l}＝1表示电站i的第n台机组在时段t的机组动力特性关系在第l个三角形内；

表示第l个三角形的第ind个顶点所占的权重；

分别表示第l个三角形的第ind个顶点所对应的发电水头、发电流量和发电出力。

S2.4：水电机组出力波动限制约束线性化处理。

如式(15)-(16)所示，引入调节指标变量处理机组出力波动限制约束，避免机组在相邻时段频繁变换调节方向：

(P_i，n，t-P_{i，n，t-σ-1})(P_i，n，t-P_i，n，t-1)≥0，σ＝1，2，…，t_e-1 (14)

-α_i，n，t·ΔP_i，n≤P_i，n，t+1-P_i，n，t≤β_i，n，t·ΔP_i，n (15)

式中：t_e为机组在一轮出力升降过程中需持续的最少时段数，t_e＞1；α_i，n，t∈{0，1}、β_i，n，t∈{0，1}为机组功率向上、向下调节指标变量，α_i，n，t＝1表示时段t+1功率向下调节；β_i，n，t＝1表示时段t+1功率向上调节；当功率不发生变化时，α_i，n，t＝0或β_i，n，t＝0；MAX_αβ表示功率调整(向上和向下)时段数上限。

此外，为了保证水电机组在每次出力调整之后，能够保持稳定出力一定时段t_e，引入式(17)的持续时段约束，可减少机组频繁调整带来的损耗，更重要地是可以减少下泄流量的频繁波动，有利于保证生态流量的稳定性。

水电机组出力上调、下调状态变化示意图如附图3所示。

S2.5：采用松弛法将模型中线性等式约束转换为线性不等式约束。具体如下：

式中：ε为梯级发电计划的允许偏差，由上式替代模型中式(34)的等式约束。

S2.6：基于S2.1-S2.5的处理方法，得到标准化MILP模型，整理模型输入数据，通过在JAVA调用CPLEX优化软件实现模型求解及与结果分析。

以西南地区某流域梯级的4个水电站15台机组、以及2个光伏群所构成的互补系统为实际工程背景，对本实施例提供的方法进行检验，简化的梯级水力关系以及网架拓扑如附图4所示。梯级水电和光伏群并网后，通过逐级升压送出，面临不同电压等级的断面约束，既存在同一电站的不同机组的送出断面不同，也存在不同电站的机组同一断面送出的情况。选取枯水期典型日场景，以1d为调度周期，15min为调度时段，区间流量、梯级水电站负荷以及光伏预测出力、电网参数均参考电网实际情况设置，暂不考虑光伏预测的不确定性。采用JAVA1.7编码，计算环境为4核8线程、8.0G内存、主频3.6GHz的Dell工作站。MILP模型计算参数包括9680个变量(包括引入的辅助变量)，11410个约束数目，收敛精度设置为默认的1.0e-4，计算时间为27.28s，收敛得到最优解，完全能够满足互补系统的短期优化调度时效性。附图5-7分别给出了梯级水电出力过程、部分水电机组出力过程及各分区断面输电过程。可以直观地看出，利用本实施例提供的方法所得各电站出力很好满足了梯级的发电计划要求，实际出力过程与发电计划的平均偏差为0.84％，满足实际运行要求；各机组出力均有效避开了振动区，满足机组爬坡能力约束要求，保证了机组的安全运行，且满足机组的稳定出力持续时间(1h)和最小开停机持续时间(2h)要求，保证了机组出力的稳定；充分利用梯级水电调节能力和断面输电能力，实现电力电量的时空再分配，降低了高峰时段的水电机组出力，促进了光伏的消纳水平，降低弃电量的同时提升调度结果的可执行性。

与以往单一梯级水电和光伏系统独立运行方式相比，独立运行方式以给定梯级负荷下的耗水量最小为目标。对比发现，本实施例提供的方法在增加整体消纳电量和减少弃水电量方面均有所提升，更好的促进了光伏电源消纳。对比结果如表1所示。

表1本实施例提供的方法与水光独立运行方式对比

为实现上述以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，本实施例还提供一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度系统，系统包括：

数据输入模块，用于实现梯级水电、光伏及电网相关数据的自动读入与修改。

模型构建模块，用于构建短期互补系统可消纳电量最大目标函数，设置电站、机组及电网相关约束。这里的模型即为上述梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型。

模型线性化转换模块，用于将构建的非线性模型转换为标准的MILP模型，根据不同约束类型采用不同的线性化处理方法，具体转换过程请参阅S2。

模型求解模块，通过在JVAV环境中编码调用CPLEX优化软件实现模型求解，获得优化调度结果，具体求解过程请参阅S2。

结果输出与分析模块，用于生成输出梯级水电出力过程、机组出力过程、断面输电过程等相关图形报表，对比不同模型调度结果，分析调度结果合理性和模型实施效果。

与现有技术对比，本实施例提供的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法及系统的有益效果包括：

(1)以机组为最小调度单元，实现了每个机组的精细化建模，结果表明，机组运行不仅能够满足开停机持续时段、爬坡能力、非连续振动区等各项约束，还能够避免频繁的出力波动，提高了互补系统发电计划的可执行性，更契合实际调度需求，

(2)通过采用分段线性逼近、引入0-1整数变量、发电水头离散、三角形权值技术、约束松弛等线性化方法和建模技巧，实现了原MINLP模型到标准MILP模型的转换，适用于成熟商业求解工具，大幅提高了求解效率，满足短期优化调度要求；

(3)能够充分发挥流域梯级水电的调节能力，有效提高水光互补系统整体可消纳电量，为“双碳”目标下，风光等新能源与水电的互补调度运行提供参考。

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，可轻易想到的变化或替换，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。

Claims (10)

1.一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述方法包括：

基于预测的光伏电站的出力数据，以一天为调度周期，构建梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型；

进行所述模型转换及求解。

2.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述模型将预测的光伏电站的出力数据作为确定值，以梯级水光互补系统的可消纳电量最大为优化目标，并考虑水量平衡、末水位控制、出入库流量、水位-库容、尾水位-泄流量、机组振动区、机组爬坡、机组出力波动、机组开停机持续时间、梯级电站发电计划、输电断面约束在内的梯级水电站、机组及电网约束。

3.根据权利要求2所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，以梯级水光互补系统的可消纳电量最大为优化目标的表达式如下：

式中，PH_i,t、PV_j,t分别为水电站i和光伏电站j在t时段的出力；

表示第g个约束断面在时段t的弃电量。

4.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

将所述模型中非线性约束转换为线性约束；

采用约束松弛方法将模型中线性等式约束转换为线性不等式约束；

将梯级水光互补系统可消纳电量最大短期优化调度的模型转换为标准的混合整数线性规划模型，并通过在JAVA调用CPLEX优化软件实现模型求解及模型数据的输入与结果分析。

5.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

线性化处理水位-库容与尾水位-泄流量关系，采用水位离散和分段线性插值的方式进行处理，分别在初始坝前水位、初始尾水位采用线性函数表示水位库容关系及尾水位泄流量关系。

6.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

线性化处理机组振动区约束，基于机组存在的K个振动区，可在最大最小出力范围内划分出机组K+1个非连续的安全运行区间

引入0-1变量Vib_i,n,t,k表示机组出力所处的安全区间，将机组振动区约束转变为K+1个线性化约束及1个整型变量等式约束：

式中，

分别代表为第k个振动区对应的安全运行区间出力上、下限；u_i,n,t为电机组开停机状态变量。

7.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

线性化处理机组动力特性关系，机组的动力特性是机组出力关于发电水头、发电流量的二维非线性关系，采用三角形权值技术进行线性化处理，以初始水头对应曲线及其邻近的两条水头线为边界，划分出9个三角形区域，将

的非线性关系转换为下式替代：

z_{i，n，t，l}∈{0，1}，l＝1，2，3，…，9

式中：l为所划分的三角形的编号，l＝1，2，3，…，9；ind为三角形顶点的编号，ind＝1，2，3；z_{i，n，t，l}为指示变量，z_{i，n，t，l}＝1表示电站i的第n台机组在时段t的机组动力特性关系在第l个三角形内；

表示第l个三角形的第ind个顶点所占的权重；

分别表示第l个三角形的第ind个顶点所对应的发电水头、发电流量和发电出力。

8.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

线性化处理水电机组出力波动限制约束，引入调节指标变量处理机组出力波动限制约束：

(P_i，n，t-P_{i，n，t-σ-1})(P_i，n，t-P_i，n，t-1)≥0，σ＝1，2，…，t_e-1

-α_i，n，t·ΔP_i，n≤P_i，n，t+1-P_i，n，t≤β_i，n，t·ΔP_i，n

α_i，n，t+β_i，n，t≤1，

式中：t_e为机组在一轮出力升降过程中需持续的最少时段数，t_e＞1；α_i，n，t∈{0，1}、β_i，n，t∈{0，1}为机组功率向上、向下调节指标变量，α_i，n，t＝1表示时段t+1功率向下调节；β_i,n,t＝1表示时段t+1功率向上调节；当功率不发生变化时，α_i,n,t＝0或β_i,n,t＝0；MAX_αβ表示功率调整时段数上限。

9.根据权利要求1所述的以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度方法，其特征在于，所述进行所述模型转换及求解的步骤包括：

水电机组出力持续时段约束，用于保证水电机组在每次出力调整之后，保持出力时段t_e：

10.一种以机组为调度单元的梯级水电及光伏短期互补调度系统，其特征在于，所述系统用于实现权利要求1所述的方法，所述系统包括：

数据输入模块，用于实现梯级水电、光伏及电网相关数据的自动读入与修改；

模型构建模块，用于构建短期互补系统可消纳电量最大目标函数，设置电站、机组及电网相关约束；

模型线性化转换模块，用于将构建的非线性模型转换为标准的MILP模型，根据不同约束类型采用不同的线性化处理方法；

模型求解模块，通过在JVAV环境中编码调用CPLEX优化软件实现模型求解，获得优化调度结果；

结果输出与分析模块，用于生成输出梯级水电出力过程、机组出力过程、断面输电过程相关图形报表，对比不同模型调度结果，分析调度结果合理性和模型实施效果。

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