CN114386760A - 一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法 - Google Patents

一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，考虑梯级水电站接入光伏后对关键控制水位的影响，确定不同来水水平下的关键控制水位；确定梯级水库汛期和枯期的蓄能边界，分别建立汛期和枯期蓄能调度模型；求解不同来水条件下的汛期和枯期蓄能调度模型，绘制梯级蓄能调度图；应用梯级蓄能调度图进行梯级蓄能控制，确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略。本发明确定了水光互补调度中长期水位控制方式，降低了输送通道容量竞争风险；分别构建了汛期和枯期调度模型，确定不同来水条件下的梯级水光互补系统的蓄能控制过程，确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略以指导梯级水电站实际运行，保证了水光互补系统在较长时间上的效益。

Description

一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法
技术领域
本发明属于能源综合利用技术领域，特别是涉及一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法。
背景技术
光电与水电互补调度的核心思想是风光电站产生电力通过水电站并网线路连接电网，以水电调节其随机性和间歇性，从而平抑风光不稳定性出力对电网的冲击，解决大规模风光集中上网的消纳难题，提高清洁能源的综合利用水平，是一种创新型、探索式的可再生能源开发运行模式。
在水光互补系统中，由于光伏发电的不可调度性，水光互补系统调度运行的实质是在光电接入边界条件下水电站水库的优化调度。当光伏发电接入梯级水电站后会对原来的水电站运用方式造成影响，尤其是是在汛期，通道容量竞争风险大幅提升。从长期来看，光伏给水电带来的电量补偿使水电站蓄能增大，造成了水电站汛期“丰水减发”现象，增加了弃电风险；短期调度中，由于通道容量限制，水光打捆增加了通道容量竞争风险，进而增加弃电风险。如何充分发挥流域梯级水电站的调节能力，减少输送通道容量竞争风险，降低弃电概率，提高水光互补系统效益问题亟待解决。目前有关水光互补系统中长期调度的研究大多数以发电量最大为目标，对于弃电风险的考虑不充分。事实上，水电站可以通过汛期水位调整降低由通道竞争带来的弃电风险，保证水光互补系统的效益。
综上，水光互补调度系统需综合考虑优化调整流域水库的水位控制运用方式，降低通道容量竞争风险，以保证水光互补系统的效益。
发明内容
发明目的：为解决现有技术的不足，提供一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，通过考虑光伏接入条件下关键性水位的控制来降低通道容量竞争风险。
技术方案：本发明提出一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，具体包括以下步骤：
(1)考虑梯级水电站接入光伏后对关键控制水位的影响，确定不同来水水平下的关键控制水位；
(2)确定梯级水库汛期和枯期的蓄能方式和蓄能边界，分别建立汛期和枯期蓄能调度模型；所述汛期蓄能调度模型以汛期梯级发电量最大为目标；所述枯期蓄能调度模型以控制调度期末的水位为目标；
(3)划分调度时段，以动态规划法求解汛期蓄能调度模型，以试算法求解枯期蓄能调度模型，并绘制梯级蓄能调度图；
(4)应用梯级蓄能调度图进行梯级蓄能控制，确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略。
进一步地，所述步骤(1)中包含以下步骤：
(11)基于不同丰枯程度的径流过程以及水电站实际水位过程，通过“以水定电”获取水电出力；
(12)改变水库的水位控制过程，减少通道容量竞争风险：水电站出力的基础上直接叠加光伏出力作为水光总出力，若水光总出力满足输送通道约束，水电出力和光伏出力均可送出；若水光总出力超过输送通道，水光存在通道竞争，优先送出光伏出力，水电相应降低出力，使水光总出力满足通道要求；运用“以电定水”计算水电发电流量与水库水位，逆序计算汛期末至汛期初的水位变化过程；
(13)根据梯级水力联系，减少梯级弃水：若梯级电站中下级电站通过自身调节后仍存在接入光伏造成的弃水，则将此部分弃水反馈给龙头水库，使龙头水库电站进一步降低出力，减少龙头水库的出库流量，从而降低下级电站的入库流量，减少弃水；
(14)对比梯级接入光伏出力前后光照的水位变化情况。
进一步地，步骤(11)所述“以水定电”实现过程如下：
根据实际水位变化过程确定库容变化过程：
Vi,t＝f(Zi,t) (1)
式中，Vi,t为水电站i第t时段库容，f(*)为水位-库容关系约束，Zi,t为水电站i第t时段上游水位；
根据水电站实际水位过程和缩放后的入库径流过程、区间径流过程，确定下泄流量：
Qi,t＝Ii,t-(Vi,t-Vi,t-1)/△t (2)
式中，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Ii,t为水电站i第t时段入库流量，Vi,t为水电站i第t时段库容，△t为时段间隔；
计算平均发电水头：
Figure BDA0003401380620000031
式中，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头，f(*)为水位-库容关系约束，g(*)为尾水位-流量关系约束,Vi,t为水电站i第t时段库容，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量；
计算出力过程：
Figure BDA0003401380620000032
式中，
Figure BDA0003401380620000033
为水电站i第t时段出力，η为水能到电能的转化效率，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头。
进一步地，步骤(12)所述“以电定水”的实现过程如下：
设定发电流量上下限区间，初始化发电流量寻值区间，并假定发电流量值；
Figure BDA0003401380620000034
式中，[Qmin,Qmax]为发电流量上下限区间，[Qleft,Qright]为发电流量寻值空间，
Figure BDA0003401380620000035
为假定发电流量值。
进一步地，所述步骤(2)实现过程如下：
汛期调度模型目标函数为：
Figure BDA0003401380620000041
式中：F为调度期的发电量；t为调度时段编号；T为调度周期包含的时段总数；Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure BDA0003401380620000042
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure BDA0003401380620000043
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔；
汛期调度模型需满足：水量平衡约束、水库水位约束、下泄流量约束、发电流量约束、调度期末库水位约束、电站出力约束、输送通道约束、水力联系约束；
枯期调度模型目标函数为：
|ZT-Zend|≤ξ (7)
式中：ZT，Zend分别为水库枯期的计算末水位和预控末水位，ξ为模型试算精度要求；
枯期调度模型约束条件在汛期约束条件的基础上，还需梯级风光互补系统发电的形状约束。
进一步地，步骤(3)所述以动态规划法求解汛期蓄能调度模型实现过程如下：
①划分水库调度期为t个时段，离散龙头水库蓄水库容为m-1个网络；
②令时段t＝T，龙头水库时段末库容Vt+1＝Vend，根据离散网格，求解该时段龙头水库的平均水头、下泄流量；下级电站保持出入库平衡，通过出力计算计算水光互补系统出力：
Figure BDA0003401380620000044
式中：Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure BDA0003401380620000045
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure BDA0003401380620000046
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔；
③求解第t时段的最优发电量：
Figure BDA0003401380620000051
其中，
Figure BDA0003401380620000052
是龙头水库在第t时段、初库容是Vt l的最优发电量；
Figure BDA0003401380620000053
是梯级水库在第t时段、龙头初库容是Vt l、末库容是
Figure BDA0003401380620000054
的时段发电量；
Figure BDA0003401380620000055
即第T时段的余留期效益为0；
④令t＝t-1，重复步骤②、③，求得各时段的最大余留期效益，并保存各时段各离散点对应的最优库容，直至t＝1；
⑤由初库容及其调度期最大效益所对应的末库容，可依次求得最优时段出力、流量过程，回代至t＝T，运算结束。
进一步地，步骤(3)所述以试算法求解枯期蓄能调度模型实现过程如下：
S1：设定均匀出力上下限区间，初始化均匀出力寻值区间并假定均匀出力值：
Figure BDA0003401380620000056
式中，
Figure BDA0003401380620000057
为均匀出力上下限区间，
Figure BDA0003401380620000058
为均匀出力寻值空间，Nh为假定均匀出力值；
S2：设定发电流量上下限区间，初始化发电流量寻值区间并假定发电流量值；
S3：计算发电水头和水电出力；
S4：判断计算出力值是否符合出力精度要求，若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并继续计算水电出力；
S5：若遍历所有时段，则结束“以电定水”试算过程；根据得到的枯期计算末水位是否满足模型目标函数；若满足，则整个试算过程并输出水电站的出力、水位；若不满足，折半缩减均匀出力寻值区间，并转入S2；
根据发电流量、水库来水、水电出力及时段初水库库容，通过泄流量、平均发电水头、出力计算水电出力；
判断计算出力值是否符合出力精度要求ε；若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量等；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并继续计算水电出力；若计算水电出力小于给定的出力要求，改变发电流量区间下限值；若计算水电出力大于负荷，改变发电流量区间上限值。
进一步地，所述步骤(4)实现过程如下：
当梯级蓄能位于正常蓄能区，对于枯水期，梯级水库根据当前所处的蓄能状态、入库径流预报和接入的光伏出力预报，根据调度时段末的蓄能要求，以梯级水库均匀发电为原则进行蓄能控制；对于汛期，则基于入库径流预报、防洪要求和电网要求等动态控制蓄能过程；
当梯级蓄能处于降低蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△增加梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区；其中△为一定倍数的基准电量；
当梯级蓄能处于增大蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△减少梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区。
有益效果：与现有技术相比，本发明的有益效果：
(1)充分发挥梯级电站调节作用，有效提高风光互补效益：本发明通过梯级水电站与光伏互补协调，充分利用梯级水电站水力联系与调蓄能力，挖掘大规模光电集中上网的消纳潜力，使得资源利用最大化，提高清洁能源的综合利用水平；
(2)提供更科学的水位控制决策：本发明量化了光伏接入后来水条件和梯级水库关键水位的关系。基于不同丰枯程度的径流过程以及水电站实际水位过程，确定了不同来水水平下接入光伏后的梯级水库汛前水位，可直接用于指导水库水位控制，有效提高水库调度运行水平；
(3)减轻输送通道容量竞争：本发明在不同来水水平下模拟光伏接入之后的水电站运行过程的基础上，增加了通道容量限制，调整了流域水库的水位控制运用方式避免通道容量竞争带来的弃电，再以梯级水库间水力联系调整了流域水库的水位控制运用方式满足水位目标，从而减少了输送通道容量竞争风险；
(4)实用性强：本发明分别构建了汛期和枯期调度模型以满足不同时期的调度诉求，并求解了在不同来水水平下的汛期和枯期模型绘制调度图，可直接用于指导中长期梯级水库调度，保证水光互补系统在较长时间上的效益。
附图说明
图1是本发明方法流程图；
图2是汛期水位递推流程图；
图3是汛期调度模型动态规划离散示意图；
图4是枯期调度模型求解流程图；
图5是梯级蓄能调度图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
本发明量化了接入光伏对关键控制水位的影响，确定了不同来水水平下的关键控制水位，尝试利用关键性水位控制降低弃电风险，并建立汛期和枯期调度模型计算不同来水水平下的梯级水库蓄能过程绘制梯级蓄能调度图，应用梯级蓄能调度图确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略指导梯级水库中长期调度。
本发明提出一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，如图1所示，包括以下步骤：
(1)考虑梯级水电站接入光伏后对关键控制水位的影响，确定不同来水水平下的关键控制水位。
(1.1)基于不同丰枯程度的径流过程以及水电站实际水位过程，通过“以水定电”获取水电出力。为考虑不同来水水平对水位控制过程的影响，分别入库径流和区间径流过程进行缩放得到偏枯20％、10％，多年平均，偏丰10％、20％、30％、40％的径流过程，即每个来水形式对应多个流量水平，进一步，采用对应年份的实际水位控制过程通过“以水定电”获取接入光伏之前的水电出力。
“以水定电”计算流程如下：
采用“以水定电”方法获计算不同来水水平下的水电出力过程，首先以水位-库容曲线将实际水位变化过程转变为库容变化过程，根据缩放后的入库径流过程和区间径流过程确定水库下泄过程，然后推导出出力过程，具体计算过程如下：
①根据实际水位变化过程确定库容变化过程：
Vi,t＝f(Zi,t) (1)
式中，Vi,t为水电站i第t时段库容，f(*)为水位-库容关系约束，Zi,t为水电站i第t时段上游水位。
②根据水电站实际水位过程和缩放后的入库径流过程、区间径流过程，确定下泄流量，计算公式如下：
Qi,t＝Ii,t-(Vi,t-Vi,t-1)/△t (2)
式中，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Ii,t为水电站i第t时段入库流量，Vi,t为水电站i第t时段库容，△t为时段间隔。
③计算平均发电水头：
Figure BDA0003401380620000081
式中，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头，f(*)为水位-库容关系约束，g(*)为尾水位-流量关系约束,Vi,t为水电站i第t时段库容，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量。
④计算出力过程：
Figure BDA0003401380620000082
式中，
Figure BDA0003401380620000083
为水电站i第t时段出力，η为水能到电能的转化效率，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头，
(1.2)改变水库的水位控制过程，减少通道容量竞争风险。
在水电站出力的基础上直接叠加光伏出力作为水光总出力。若水光总出力满足输送通道约束，水电出力和光伏出力均可送出；若水光总出力超过输送通道，水光存在通道竞争，优先送出光伏出力，水电相应降低出力，使水光总出力满足通道要求。运用“以电定水”计算水电发电流量与水库水位，逆序计算汛期末至汛期初的水位变化过程。
“以电定水”计算流程如下：
采用“以电定水”方法改变水库的水位控制过程，由于出库流量和发电水头均未知且相互作用，需采用试算法进行求解，计算步骤如下：
①设定发电流量上下限区间，初始化发电流量寻值区间，并假定发电流量值；
Figure BDA0003401380620000091
式中，[Qmin,Qmax]为发电流量上下限区间，[Qleft,Qright]为发电流量寻值空间，
Figure BDA0003401380620000093
为假定发电流量值。
②根据发电流量、水库来水、水电出力及时段初水库库容，通过公式(2)、(3)、(4)计算水电出力。
③判断计算出力值是否符合出力精度要求ε。若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量等；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并转入②。具体方法为：若计算水电出力小于给定的出力要求，改变发电流量区间下限值；若计算水电出力大于负荷，改变发电流量区间上限值。
(1.3)根据梯级水力联系，减少梯级弃水。
若一库多级电站中下级电站通过自身调节后仍存在接入光伏造成的弃水，则将此部分弃水反馈给龙头水库，使龙头水库电站进一步降低出力，减少龙头水库的出库流量，从而降低下级电站的入库流量，减少弃水。进一步，对比梯级接入光伏出力前后光照的水位变化情况。
(2)确定梯级水库汛期和枯期的蓄能方式和蓄能边界，分别建立汛期和枯期蓄能调度模型。
汛期蓄能调度需保证水光互补系统在汛期的发电效益，故以汛期梯级发电量最大为目标。枯期蓄能调度以控制调度期末的水位为目标，水光系统均匀发电。
汛期调度模型目标函数可表示为：
Figure BDA0003401380620000092
式中：F为调度期的发电量；t为调度时段编号；T为调度周期包含的时段总数；Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure BDA0003401380620000101
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure BDA0003401380620000102
为光伏电站j第t时段预测光伏出力。
枯期调度模型目标函数可表示为：
|ZT-Zend|≤ξ (7)
式中：ZT，Zend分别为水库枯期的计算末水位和预控末水位。ξ为模型试算精度要求。
汛期调度模型需满足：水量平衡约束、水库水位约束、下泄流量约束、发电流量约束、调度期末库水位约束、电站出力约束、输送通道约束、水力联系约束；枯期调度模型约束条件在汛期约束条件的基础上，还需梯级风光互补系统发电的形状约束。
汛期调度模型包含的约束条件如下：
①水量平衡约束：
Vi,t+1＝Vi,t+(Ii,t-Qi,t)△t (8)
式中：Vi,t+1,Vi,t分别为水电站i第t+1、t时段末库容；Qi,t为水电站i第t时段下泄流量；Ii,t为水电站i第t时段入库流量；△t为时段间隔。
②水库水位约束：
Figure BDA0003401380620000103
式中：Zi,t为水电站i第t时段水库水位；
Figure BDA0003401380620000104
分别为水电站i第t时段水库水位上下限。
③下泄流量约束：
Figure BDA0003401380620000105
式中：
Figure BDA0003401380620000106
分别为水电站i第t时段下泄流量上下限。
④发电流量约束：
Figure BDA0003401380620000111
式中：
Figure BDA0003401380620000112
为水电站i第t时段发电流量；
Figure BDA0003401380620000113
分别为水电站i发电流量上下限。
⑤调度期末库水位约束：
Figure BDA0003401380620000114
式中：
Figure BDA0003401380620000115
为水电站i第t时段调度期末水库预控水位；
⑥电站出力约束：
Figure BDA0003401380620000116
式中：
Figure BDA0003401380620000117
为水电站i第t时段水电出力下限，在本研究中为电站保证出力；
Figure BDA0003401380620000118
为水电站i第t时段水电出力上限，一般为输送通道上限；
Figure BDA0003401380620000119
分别为光伏站i第t时段光伏出力上下限。
⑦输送通道约束：
Figure BDA00034013806200001110
式中：i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure BDA00034013806200001111
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure BDA00034013806200001112
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔，Nmax为水光互补系输送通道上限，在本研究中为水电现有输送通道上限。
⑧水力联系约束为：
Ii+1,t＝Qi,t-τ+Bi+1,t (15)
式中：Ii+1,t为第i+1电站第t时段入库流量；Qi,t-τ为第i电站在第t-τ时段下泄流量；τ为水流滞时；Bi+1,t第i+1电站第t时段区间入流。
枯期调度模型包含的约束条件如下：
枯期调度模型约束条件在汛期约束条件的基础上，再加入梯级风光互补系统发电的形状约束。
Figure BDA0003401380620000121
式中：
Figure BDA0003401380620000122
分别为第i电站分别在第t时段和t+1时段的水电出力。
汛期调度模型以步骤(1)提供的汛前控制水位为蓄能初始条件，枯期调度模型以步骤(1)提供的汛前控制水位为蓄能终止条件，确定水库的水位控制过程，减少汛期通道容量竞争风险，保障风光互补调度的安全和效益。
(3)求解不同来水水平下的汛期和枯期蓄能调度模型，绘制梯级蓄能调度图。根据所划分的调度时段，以动态规划法求解汛期调度模型，以试算法求解枯期调度模型。
(3.1)汛期调度模型求解步骤如下：
为使汛期的发电量在全局最优，汛期蓄能控制过程求解方法采用动态规划算法具体流程如图2所示：
①如图3所示，划分水库调度期为t个时段，离散龙头水库蓄水库容为m-1个网络。
②令时段t＝T，龙头水库时段末库容Vt+1＝Vend。根据离散网格，通过公式(2)、(3)求解该时段龙头水库的平均水头、下泄流量。下级电站保持出入库平衡，通过出力计算算公式(4)计算水光互补系统出力：
Figure BDA0003401380620000123
式中：Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure BDA0003401380620000124
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure BDA0003401380620000125
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔。
③求解第t时段的最优发电量：
Figure BDA0003401380620000126
其中，
Figure BDA0003401380620000131
是龙头水库在第t时段、初库容是Vt l的最优发电量；
Figure BDA0003401380620000132
是梯级水库在第t时段、龙头初库容是Vt l、末库容是
Figure BDA0003401380620000133
的时段发电量；
Figure BDA0003401380620000134
即第T时段的余留期效益为0。
④令t＝t-1，重复步骤②、③，求得各时段的最大余留期效益，并保存各时段各离散点对应的最优库容；直至t＝1。
⑤由初库容及其调度期最大效益所对应的末库容，可依次求得最优时段出力、流量过程，回代至t＝T，运算结束。
(3.2)枯期调度模型求解步骤如下：
因枯期存在均匀发电的形状约束，故需不断迭代试算水电站枯期出力以满足枯期末的预控水位约束。假定水库枯期的均匀出力，通过“以电定水”方法求解得到枯期末水位，判断枯期末水位是否满足式，若不满足，则重新假定枯期均匀出力。其中以电定水过程一般采用试算法进行求解，即通过假定下泄流量，计算出力值，并判断出力值是否满足精度要求，进而确定水库调度过程。均匀出力的具体试算过程引入二分法，对试算值进行逐次折半查找，如图4所示，枯期调度求解流程包括以下步骤：
①设定均匀出力上下限区间，初始化均匀出力寻值区间并假定均匀出力值：
Figure BDA0003401380620000135
式中，
Figure BDA0003401380620000136
为均匀出力上下限区间，
Figure BDA0003401380620000137
为均匀出力寻值空间，Nh为假定均匀出力值。
③设定发电流量上下限区间、通过公式(5)初始化发电流量寻值区间并假定发电流量值。
④通过公式(3)计算发电水头，并通过水电出力计算公式(4)计算水电出力。
⑤判断计算出力值是否符合出力精度要求。若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量等；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并继续计算水电出力。具体方法为：若计算水电出力小于给定的出力要求，改变发电流量区间下限值；若计算水电出力大于负荷，改变发电流量区间上限值。
⑥若遍历所有时段，则结束“以电定水”试算过程；根据得到的枯期计算末水位是否满足模型目标函数。若满足，则整个试算过程并输出水电站的出力、水位等；若不满足，折半缩减均匀出力寻值区间，并转入②。具体方法为：若计算末水位小于预控末水位，改变均匀出力区间下限值；若计算末水位大于预控末水位，改变均匀出力区间上限值。
梯级蓄能调度图的绘制需分别求解不同来水水平下的梯级汛期和枯期的调度模型，获得汛期和枯期的蓄能调度过程。将不同来水水平下的蓄能调度过程汇集得到多条梯级蓄能调度过程线，其上包线和下包线之间的区域作为水库正常蓄能区，正常蓄能区以上为降低蓄能区，正常蓄能区以下为加大蓄能区，根据其上下包线即可得到梯级蓄能调度图。
(4)应用梯级蓄能调度图进行梯级蓄能控制，确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略。
图5为梯级蓄能调度图，其应用方法为：通过梯级蓄能控制，安排具体的梯级电站发电运行方式，使梯级蓄能尽量在正常蓄能区，形成相应的梯级蓄能控制过程和发电运行策略。具体运用方式如下：
当梯级蓄能位于图5中的正常蓄能区，对于枯水期，梯级水库根据当前所处的蓄能状态、入库径流预报和接入的光伏出力预报，根据调度时段末的蓄能要求，以梯级水库均匀发电为原则进行蓄能控制；对于汛期，则基于入库径流预报、防洪要求和电网要求等动态控制蓄能过程。
当梯级蓄能处于图5中的降低蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△(一定倍数的基准电量)增加梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长(适当增大或减小)重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区。
当梯级蓄能处于图5中的增大蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△(一定倍数的基准电量)减少梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长(适当增大或减小)重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区。
通过以上方式，最终得出年内梯级合理蓄能过程线和相应的梯级发电量，结合机组负荷率要求和最优运行区域研究成果，推算不同时期梯级蓄能对应的各电站水位组合，从而编制梯级年发电计划。

Claims (8)

1.一种考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)考虑梯级水电站接入光伏后对关键控制水位的影响，确定不同来水水平下的关键控制水位；
(2)确定梯级水库汛期和枯期的蓄能方式和蓄能边界，分别建立汛期和枯期蓄能调度模型；所述汛期蓄能调度模型以汛期梯级发电量最大为目标；所述枯期蓄能调度模型以控制调度期末的水位为目标；
(3)划分调度时段，以动态规划法求解汛期蓄能调度模型，以试算法求解枯期蓄能调度模型，并绘制梯级蓄能调度图；
(4)应用梯级蓄能调度图进行梯级蓄能控制，确定梯级蓄能控制过程和电站发电运行策略。
2.根据权利要求1所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，所述步骤(1)中包含以下步骤：
(11)基于不同丰枯程度的径流过程以及水电站实际水位过程，通过“以水定电”获取水电出力；
(12)改变水库的水位控制过程，减少通道容量竞争风险：水电站出力的基础上直接叠加光伏出力作为水光总出力，若水光总出力满足输送通道约束，水电出力和光伏出力均可送出；若水光总出力超过输送通道，水光存在通道竞争，优先送出光伏出力，水电相应降低出力，使水光总出力满足通道要求；运用“以电定水”计算水电发电流量与水库水位，逆序计算汛期末至汛期初的水位变化过程；
(13)根据梯级水力联系，减少梯级弃水：若梯级电站中下级电站通过自身调节后仍存在接入光伏造成的弃水，则将此部分弃水反馈给龙头水库，使龙头水库电站进一步降低出力，减少龙头水库的出库流量，从而降低下级电站的入库流量，减少弃水；
(14)对比梯级接入光伏出力前后光照的水位变化情况。
3.根据权利要求2所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，步骤(11)所述“以水定电”实现过程如下：
根据实际水位变化过程确定库容变化过程：
Vi,t＝f(Zi,t) (1)
式中，Vi,t为水电站i第t时段库容，f(*)为水位-库容关系约束，Zi,t为水电站i第t时段上游水位；
根据水电站实际水位过程和缩放后的入库径流过程、区间径流过程，确定下泄流量：
Qi,t＝Ii,t-(Vi,t-Vi,t-1)/△t (2)
式中，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Ii,t为水电站i第t时段入库流量，Vi,t为水电站i第t时段库容，△t为时段间隔；
计算平均发电水头：
Figure FDA0003401380610000021
式中，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头，f(*)为水位-库容关系约束，g(*)为尾水位-流量关系约束,Vi,t为水电站i第t时段库容，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量；
计算出力过程：
Figure FDA0003401380610000022
式中，
Figure FDA0003401380610000023
为水电站i第t时段出力，η为水能到电能的转化效率，Qi,t为水电站i第t时段下泄流量，Hi,t为水电站i第t时段平均发电水头。
4.根据权利要求2所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，步骤(12)所述“以电定水”的实现过程如下：
设定发电流量上下限区间，初始化发电流量寻值区间，并假定发电流量值；
Figure FDA0003401380610000024
式中，[Qmin,Qmax]为发电流量上下限区间，[Qleft,Qright]为发电流量寻值空间，
Figure FDA0003401380610000025
为假定发电流量值。
5.根据权利要求1所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，所述步骤(2)实现过程如下：
汛期调度模型目标函数为：
Figure FDA0003401380610000031
式中：F为调度期的发电量；t为调度时段编号；T为调度周期包含的时段总数；Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure FDA0003401380610000032
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure FDA0003401380610000033
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔；
汛期调度模型需满足：水量平衡约束、水库水位约束、下泄流量约束、发电流量约束、调度期末库水位约束、电站出力约束、输送通道约束、水力联系约束；
枯期调度模型目标函数为：
|ZT-Zend|≤ξ (7)
式中：ZT，Zend分别为水库枯期的计算末水位和预控末水位，ξ为模型试算精度要求；
枯期调度模型约束条件在汛期约束条件的基础上，还需梯级风光互补系统发电的形状约束。
6.根据权利要求1所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，步骤(3)所述以动态规划法求解汛期蓄能调度模型实现过程如下：
①划分水库调度期为t个时段，离散龙头水库蓄水库容为m-1个网络；
②令时段t＝T，龙头水库时段末库容Vt+1＝Vend，根据离散网格，求解该时段龙头水库的平均水头、下泄流量；下级电站保持出入库平衡，通过出力计算计算水光互补系统出力：
Figure FDA0003401380610000034
式中：Pt union为第t时段水光互补系统总出力；i为水电站编号；M为梯级水电站总数；
Figure FDA0003401380610000035
为水电站i第t时段水电出力；j为光伏电站编号；L为光伏电站总数；
Figure FDA0003401380610000036
为光伏电站j第t时段预测光伏出力；△t为时段间隔；
③求解第t时段的最优发电量：
Figure FDA0003401380610000041
其中，ft(Vt l)是龙头水库在第t时段、初库容是Vt l的最优发电量；Pt(Vt l)是梯级水库在第t时段、龙头初库容是Vt l、末库容是
Figure FDA0003401380610000042
的时段发电量；
Figure FDA0003401380610000043
即第T时段的余留期效益为0；
④令t＝t-1，重复步骤②、③，求得各时段的最大余留期效益，并保存各时段各离散点对应的最优库容，直至t＝1；
⑤由初库容及其调度期最大效益所对应的末库容，可依次求得最优时段出力、流量过程，回代至t＝T，运算结束。
7.根据权利要求1所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，步骤(3)所述以试算法求解枯期蓄能调度模型实现过程如下：
S1：设定均匀出力上下限区间，初始化均匀出力寻值区间并假定均匀出力值：
Figure FDA0003401380610000044
式中，
Figure FDA0003401380610000045
为均匀出力上下限区间，
Figure FDA0003401380610000046
为均匀出力寻值空间，Nh为假定均匀出力值；
S2：设定发电流量上下限区间，初始化发电流量寻值区间并假定发电流量值；
S3：计算发电水头和水电出力；
S4：判断计算出力值是否符合出力精度要求，若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并继续计算水电出力；
S5：若遍历所有时段，则结束“以电定水”试算过程；根据得到的枯期计算末水位是否满足模型目标函数；若满足，则整个试算过程并输出水电站的出力、水位；若不满足，折半缩减均匀出力寻值区间，并转入S2；
根据发电流量、水库来水、水电出力及时段初水库库容，通过泄流量、平均发电水头、出力计算水电出力；
判断计算出力值是否符合出力精度要求ε；若满足，则结束试算并输出水电站水库的出力值、水位、发电流量等；若不满足，折半缩减发电流量寻值区间，并继续计算水电出力；若计算水电出力小于给定的出力要求，改变发电流量区间下限值；若计算水电出力大于负荷，改变发电流量区间上限值。
8.根据权利要求1所述的考虑光伏接入条件下的梯级水电站蓄能调度方法，其特征在于，所述步骤(4)实现过程如下：
当梯级蓄能位于正常蓄能区，对于枯水期，梯级水库根据当前所处的蓄能状态、入库径流预报和接入的光伏出力预报，根据调度时段末的蓄能要求，以梯级水库均匀发电为原则进行蓄能控制；对于汛期，则基于入库径流预报、防洪要求和电网要求等动态控制蓄能过程；
当梯级蓄能处于降低蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△增加梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区；其中△为一定倍数的基准电量；
当梯级蓄能处于增大蓄能区，以梯级所处时期的实际运行规则对应的发电量为基准，按照步长△减少梯级发电量进行调整，若调整后的梯级蓄能仍未落在正常蓄能区或较正常蓄能区上下调度线附近，则需改变步长重新调整，直至梯级蓄能落在正常蓄能区。
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