CN116799872B - 一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法及系统，包括建立混合式抽水蓄能电站并与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于多阶段恒功率输出的水光泵联合调峰调度规则；利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估。本发明提出了基于常规梯级水电功能改造的水光泵互补系统调度规则，并构建了日前‑实时嵌套的调度模型，可为风光新能源消纳和国家能源结构改革提供技术参考。
Description
技术领域
本发明涉及水库调度技术及新能源互补技术，特别是涉及一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法。
背景技术
在现有能源体系中，大力发展风力发电、太阳能发电等新能源是促进能源低碳转型的重要手段。但是由于风电、光伏具有强烈的波动性、随机性和间歇性的特点，大规模并网会对电网的稳定运行造成冲击，难以满足电力负荷实际变动和保障电网安全可靠运行，新能源发展面临既要大规模开发、又要高水平消纳、更要保障电力系统安全可靠供应的形势，电网亟需发展大规模灵活性调节资源。
储能具有能量时移、快速响应及灵活布置等特点，是促进新能源消纳、提升新能源主动支撑能力的重要技术手段。常见储能大致可分为电化学储能、机械储能、热储能、电磁储能等，受开发技术及经济成本的影响，抽水蓄能是目前公认的最优储能方式。目前，针对抽水蓄能和新能源互补调度的技术，大多聚焦于偏远地区纯抽水蓄能与风光新能源组成的混合发电系统。纯抽水蓄能电站一般没有或只有少量天然来水进入上水库(以补充蒸发、渗漏损失)，且所有机组均为抽水蓄能机组。虽然其能承担调峰填谷、系统事故备用等任务，但其建设受水源、地质、水头影响较大，开发成本高，不能满足新能源快速发展对灵活性调节电源的需求。为进一步挖掘传统梯级水电站的灵活性调节能力，增加电网灵活性调节电源容量以促进新能源的有效消纳，中国提出要充分发挥梯级水电站规模优势，将合适的常规梯级水电站改建为混合式抽水蓄能电站。然而，常规梯级水电站改建为混合式抽水蓄能电站后，系统水力-电力联系更加复杂，如何协调水泵机组、水轮机组的调度运行，以在保证系统供电质量的同时提升系统经济效益是亟待解决的难题。
综上，如何实现常规梯级水电站的功能改造，以及改造后与新能源集成的互补系统如何运行，是制约大型流域周边新能源建设的两大难题。
发明内容
发明目的：本发明的目的是结合电网分时电价政策并考虑光伏的天然不确定性和预报不确定性，提出一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法。
技术方案：本发明的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法，包括以下步骤：
以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；
考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则；“多阶段恒功率”输出是指将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能；水光泵联合调峰调度规则包括基本出力模式、降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式，降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式均以基本出力模式为基础转换而得；
利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；当光伏实测值低于预测值时，利用混合式抽水蓄能电站补偿其预报误差，保证系统供电可靠性；当光伏实测值高于预测值且存在弃能时，利用该弃能为水泵供电抽水，减小光伏弃电率；
构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估；日前调度模型用于为实时调度模型申请发电计划，实时调度模型用于指导梯级水光泵互补系统的实际运行，并将水位反馈给日前调度模型，实现日前-实时调度模型的嵌套耦合。
进一步的，基本出力模式各时段水光总出力计划为：当夜间光伏出力为零时，系统总出力等于水电站最小生态出力；当白天光伏出力大于零时，水光总出力等于水电站最小生态出力与光伏电站预测出力最大值之和；
降低出力模式各时段水光总出力计划为：当光伏预测出力等于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值；当光伏预测出力大于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值与因缺水导致的出力减小值之差；
“峰”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在低谷时段，水光总出力等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力等于系统最大发电能力或外送通道容量；在平段时段，水光总出力等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平-谷”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非低谷时段，水光总出力计划等于系统最大发电能力或外送通道容量；在低谷时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值。
进一步的，水泵站的工作时段设定为：
基本出力模式和降低出力模式时，水泵站优先设置在电价平、谷时段工作抽水；
“峰”段抬升模式时，水泵站优先设置在电价平、谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,2，Wf,2为梯级水光泵互补系统在峰段达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，则水泵站按平段优于谷段、后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，为水泵站计划工作序列；/>为日内电价平段时段集合；/>为日内电价低谷时段集合；B为水泵站减小的工作时间；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；Amax为外送通道输电容量限制；
“峰-平”段抬升模式时，水泵站优先设置全谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,3，Wf,3为梯级水光泵互补系统在峰段和平段均达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，系统按后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，/>为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划；
“峰-平-谷”段抬升模式时，水泵站全天停机。
进一步的，优先确定基本出力模式下系统的调度过程及其临界用水量Wf,1，然后计算当日水库可用水量Wf，当Wf>Wf,1转入“峰”段抬升模式，否则转入降低出力模式；
“峰”段抬升模式时，当“峰”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,2，when/>其中，kf为第f级水电站的综合出力系数；Hf,t为第f级水电站在t时段的发电水头；/>为第f级水电站在t时段的出力计划；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；
“峰-平”段抬升模式时，当“峰-平”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平-谷”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,3，when/>其中，kf为第f级水电站的综合出力系数；Hf,t为第f级水电站在t时段的发电水头；/>为第f级水电站在t时段的出力计划；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；/>为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划；
“峰-平-谷”段抬升模式时，当全天水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量且水库仍有存蓄能力时，将多余水量存储起来以供后期使用，否则产生弃水，此临界状态水库用水量为Wf，4，
进一步的，各调峰模式根据水库可用水量自动切换，具体步骤如下：
步骤1：初始化水泵站工作时间为然后基于光伏功率预测、入库径流等数据，按基本出力模式初拟系统工作计划并计算该工作计划下各水库临界用水量Wf，1；
步骤2：计算水库日可用水量Wf并比较其与Wf，1的大小，如Wf<Wf,1转入降低出力模式(步骤3)，否则转入峰段抬升模式(步骤4)；
步骤3：按降低出力模式制定系统工作计划并输出结果；
步骤4：按峰段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,2，如水库可用水量Wf<Wf,2，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,2，则转入峰-平段抬升模式(步骤5)；
步骤5：按“峰-平”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰-平段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,3，如水库可用水量Wf<Wf,3，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,3，转入峰-平-谷段抬升模式(步骤6)；
步骤6：按“峰-平-谷”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在全天达到最大发电能力时的临界用水量Wf,4及水库可用水量Wf，输出结果，当Wf>Wf,4时，水电站产生弃水。
在实时调度中，梯级水光泵互补系统根据不断更新的光伏功率实测信息，调整水电站出力以使系统总出力满足日前出力计划，保证系统供电可靠性；
当系统由于光伏预测精度低存在弃光时，利用系统弃电为水泵站供电抽水，以减小电能损失，提升互补系统效益；水泵实际工作时间为：
其中，为水泵站实际工作序列；/>为水泵站计划工作序列；/>为梯级水光泵互补系统存在弃光的时间序列；
当水泵站按计划时间工作时，其应向电网购电抽水，但若此时系统存在弃电，则优先利用系统弃光供能，水泵站工作功率为系统弃光功率。
进一步的，水光泵日前调度模型的目标函数为：
其中，maxE为互补系统综合效益；n为梯级水电站个数；m为混合系统水泵站个数；t为调度时段编号；f为水电站编号；i为水泵站编号；Δt为调度时段时长； 分别为第f级水电站在第t时段的出力，配套光伏电站的功率，以及第i级水泵站的输入功率；分别为第t时段水电、光伏的上网电价和水泵向电网的购电电价；
水光泵实时调度模型的目标函数为：
其中，为实时调度模型下第f级水光电源组第t时段的实际出力值；为第f级水光电源组第t时段的水光总出力计划；T为调度期；
水光泵日前调度模型和实时调度模型的约束条件均包括：梯级水电站调度约束、水泵站运行约束和电网外送通道容量约束。
基于相同的发明构思，本发明的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度系统，包括：
系统搭建模块，用于以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；
调度规则构建模块，用于考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则；“多阶段恒功率”输出是指将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能；水光泵联合调峰调度规则包括基本出力模式、降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式，降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式均以基本出力模式为基础转换而得；
系统弃能再利用模块，用于利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；当光伏实测值低于预测值时，利用混合式抽水蓄能电站补偿其预报误差，保证系统供电可靠性；当光伏实测值高于预测值且存在弃能时，利用该弃能为水泵供电抽水，减小光伏弃电率；
调度模块，用于构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估；日前调度模型用于为实时调度模型申请发电计划，实时调度模型用于指导梯级水光泵互补系统的实际运行，并将水位反馈给日前调度模型，实现日前-实时调度模型的嵌套耦合。
基于相同的发明构思，本发明的一种电子设备，包括存储器和处理器，其中：
存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；
处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如上述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤。
基于相同的发明构思，本发明的一种存储介质，所述存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被至少一个处理器执行时实现如上述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤。
有益效果：与现有技术相比，本发明的显著技术效果为：
(1)构建的梯级水光泵互补系统有效缓解了新能源快速发展对灵活性调节电源的需求。通过在常规梯级水电站间增设泵站的方式实现梯级水电功能再造不仅能将流域水能资源重复利用，进一步提升梯级水电调节能力，促进光伏消纳；还能实现供电系统与电网的电力互换，使供电系统由原本的调峰角色向调峰、填谷的复合角色转变，进而促进供电系统的功能多元化，保证电网的安全稳定运行。
(2)基于水库可用水量的五种调峰方式满足了电源测的生态效益、光伏消纳、发电效益的综合要求和电网测“跨区域，长距离”的输电要求。基本出力模式满足了梯级水库下游最小生态流量需求和光伏消纳要求；降低出力模式考虑了水库缺水情况下，可通过水电站、水泵站的协同运行保证水库的最低用水需求；抬升出力模式则在满足水库生态需水及光伏消纳的基础上将水库有限水量集中至电价较高时段发电，提升系统运行经济效益。
(3)由于大型流域电能输送能力大多与其梯级水电站发电能力配套，风光新能源的爆发式增长将使流域水风光系统存在大量弃电。对此，通过增设泵站的方式不仅可以进一步挖掘梯级水电灵活性调节能力，还能利用水泵对系统弃电实现再利用，进而减少能源损失，促进能源供给的低碳转型。
附图说明
图1是本发明方法流程图；
图2是梯级水光泵互补系统概况图；
图3是分时电价趋势图；
图4是调峰模式示意图；
图5是调峰模式切换机制图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
如图1所示，本发明的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法，包括以下步骤：
S1、以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统。
常见的梯级水电站改造方式包括扩机增容、增设储能泵站、改建可逆式机组等。考虑改建投资及技术可行性，本发明选取在常规梯级水电站间修建水泵站的方式构建梯级水光泵互补系统。该梯级水光泵互补系统至少包括一个光伏电站、具有复杂水力联系的两级梯级水电站、连接梯级水电站上下库的水泵站、一个终端用户(电网)和一个控制中心(见图2)。控制中心负责整个梯级水光泵互补系统的负荷管理与能量分配，它既可调节梯级水电站的出力以平滑光伏电站随机、间歇的功率输出，为电网输送优质可靠的电能，也可指导水泵站利用梯级水光泵互补系统弃电或电网剩余电能工作抽水，所抽水量在电价较高时通过梯级水电站放水发电，为梯级水光泵互补系统带来额外收益。
为保证上述梯级水光泵互补系统的安全稳定运行，本发明设置如下调度原则：
1)光伏电站可视为原梯级水电站的一台虚拟机组，与梯级水电站被打捆成同一电源组，共同向电网申报并执行发电计划。
2)为促进光伏高比例消纳，当水光总出力超过外送通道容量时优先送出光伏。
3)混合式抽水蓄能电站采用“低抽高停，抽发异步”的调度原则。
4)梯级水光泵互补系统应不改变原水电站单独运行在电网中承担的调峰角色，即水光联合出力应优先满足早晚高峰用电需求。
5)水泵站设置系统弃光供能和电网购电供能两种供能方式，且系统弃光供能优先于电网购电供能。
S2、考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则。
为满足国家特高压输电技术对传输电能的要求，本发明提出“多阶段恒功率”输出的系统出力原则，即将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能。在此基础上，为了提高水电站、水泵站和光伏电站联合调度、打捆送出的综合收益，梯级水光泵互补系统需要利用电力市场分时电价合理安排各阶段的电力输出，以减小系统抽水成本、提高系统发电收益，分时电价趋势见图3。而梯级水电调节能力主要受其水库可用水量影响，对此，本发明根据水库可用水量大小提出以下五种调峰模式，各调峰模式调度过程如图4所示。
(1)基本出力模式；
该模式调度过程如图4(a)所示，当夜间光伏出力为零时，系统总出力等于水电站最小生态出力；当白天光伏出力大于零时，水光总出力等于水电站最小生态出力与光伏电站预测出力最大值之和。各时段水光总出力计划如式(1)所示，此时水库临界用水量Wf,1(见式(4))刚好满足光伏消纳和下游生态需水量需求，且水光联合出力满足“多阶段恒功率”输出的总体原则。当水库可用水量大于Wf,1时，系统将转入“峰”段抬升模式；当水库可用水量小于Wf,1时，系统将转入降低出力模式。为便于后文叙述，本发明将该出力模式定义为基本出力模式(见式(2))，其余出力模式均以其为基础转换而得。
其中，分别为第f级水光电源组在t时段的总出力计划和基本出力计划，kW；/>为第f级水电站对应光伏电站日前预测出力最大值，kW；/>为第f级水电站最小出力需求，kW；/>为第f级水电站配套光伏电站在t时段的预测出力值，kW；/>为第f级水电站在t时段的出力值，kW；kf为第f级水电站综合出力系数；Hf,t为第f级水电站在t时段的发电水头，m；Δt为调度时段时长，此处取1h；T为调度期。
为最大限度发挥水泵站、水电站的“低抽高发”优势，本发明优先设定水泵站在电价平、谷段工作。需要说明的是：在水泵站的调度计划中，本发明仅确定其工作时间安排(见式(5))。其工作功率则由其供能方式决定，当利用弃光电能为水泵站供电抽水时，水泵站输入功率为弃光功率；当向电网购电抽水时，水泵站输入功率为额定功率，如受泵送流量限制不能达到额定功率工作则按实际所需功率向电网购电供能。
其中，为水泵站计划工作序列；/>为日内电价平段时段集合；/>为日内电价低谷时段集合。
(2)降低出力模式；
当水库日可用水量Wf小于Wf,1时，水电站调节能力有限，为保证水电站安全运行及后期下游最小用水需求，只能消纳部分光伏。该模式调度过程如图4(b)所示，各时段水光总出力计划如式(6)所示，当光伏预测出力等于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值；当光伏预测出力大于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值与因缺水导致的出力减小值(见式(7))之差。
其中，为第f级水光电源组出力计划相较于基本出力模式的减小值，kW；/>为光伏预测出力大于零的时长，h；/>为第f级水电站在Td时段的净水头，m。
由于此模式由基本出力模式转换而来，水泵站已优先设定在电价平、谷段工作。此时水库水量为其最大可用水量，尚不能满足光伏消纳用水需求，为保证下游最低用水需求，水泵站应在电价平、谷时段工作抽水(见式(8))。
(3)“峰”段抬升模式；
当水库日可用水量Wf大于Wf,1时，系统在满足基本出力过程的基础上，为缓解电网调峰压力和提升系统运行效益，应将水库多余水量用于早晚负荷高峰时段发电。该模式调度过程如图4(c)所示，各时段水光总出力计划如式(9)所示，在非高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值(见式(10))之和。特别地，当高峰时段水光总出力达到系统最大发电能力或外送通道容量时，如水库仍有多余水量，则转入“峰-平”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,2，具体如式(11)所示。
其中，Tp为电价高峰时段；为第f级水光电源组在电价高峰时段抬升出力值，kW；/>为第f级水电站在电价高峰时段净水头，m；/>为电价高峰时段时长，h；Wf，2为第f级水电站对应的水光电源组在电价高峰时段出力刚好达到最大发电能力或外送通道容量时的用水量，m3；Amax为外送通道输电容量限制，kW；Δt为调度时段时长，此处取1h；T为调度期；kf为第f级水电站综合出力系数；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；/>为第f级水电站在t时段的出力计划。
当系统外送通道在峰段仍有剩余容量时，为充分发挥水泵站、水电站的“低抽高发”优势，水泵站优先设置在电价平、谷段工作。如此时水库可用水量Wf大于Wf,2，多余水量本应用于电价平段的出力抬升，但考虑到水泵站、水电站抽水发电的能量损失，为降低系统运行成本，水泵站应按平段优于谷段、后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足式(12)的条件。
其中，B为水泵站减小的工作时间，以1h为步长，h。
(4)“峰-平”段抬升模式；
当水库日可用水量Wf大于Wf,2，系统高峰时段水光总出力已达到系统最大发电能力或外送通道容量时，为提升系统效益缓解电网调峰压力，多余水量应用于抬升电价较高的平段出力。该模式调度过程如图4(d)所示，各时段水光总出力计划如式(13)所示，在低谷时段，水光总出力等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力等于系统最大发电能力或外送通道容量；在平段时段，水光总出力等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值(见式(14))之和。特别地，当“峰-平”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，如水库仍有多余水量，则转入“峰-平-谷”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,3，具体如式(15)所示。
其中，Ts为电价平段时段；为第f级水光电源组在电价平段时段抬升出力值，kW；/>为第f级水电站在电价平段的净水头，m；/>为电价平段时长，h；Wf，3为第f级水电站对应的水光电源组在电价峰段和平段出力刚好达到最大发电能力或外送通道容量时的用水量，m3；/>为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划。
此时水库富余水量用于平段时段出力抬升，考虑到水泵站、水电站的抽水发电能量损失，水泵站优先设置全谷段工作。如水库可用水量Wf大于Wf,3，则会出现谷段抽水，谷段发电的现象，系统运行成本增加。此时，系统应按后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足式(16)的条件。
式中：为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划。
(5)“峰-平-谷”段抬升模式；
当水库日可用水量Wf大于Wf,3时，系统在峰、平段的水光总出力均已达到最大发电能力，为减少弃水，提升效益，多余水量可用于抬升夜间低谷时段出力。该模式调度过程如图4(e)所示，各时段水光总出力计划如式(17)所示，在非低谷时段，水光总出力计划等于系统最大发电能力或外送通道容量；在低谷时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值。特别地，当全天水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，如水库仍有多余水量且水库仍有存蓄能力时，可将多余水量存储起来以供后期使用，否则产生弃水，此临界状态水库用水量为Wf，4，具体如式(19)所示，其调度过程如图4(f)所示。
其中，Tv为电价低谷时段；为第f级水光电源组在电价低谷时段抬升出力值，kW；/>为第f级水电站在电价低谷时段净水头，m；/>为电价低谷时段时长，h。
由于此模式主要抬升系统谷段出力，考虑到水泵站、水电站的工作能量损失，为降低系统运行成本，水泵站应全天停机。
上述五种调峰模式的选择主要受来水大小的影响，为提升后期模型计算速度，本发明提出如图5所示的调峰模式切换机制流程。各调峰模式可根据水库可用水量自动切换，具体步骤如下：
步骤1：初始化水泵站工作时间为然后基于光伏功率预测、入库径流等数据，按基本出力模式初拟系统工作计划并计算该工作计划下各水库临界用水量Wf，1；
步骤2：计算水库日可用水量Wf并比较其与Wf，1的大小，如Wf<Wf,1转入降低出力模式(步骤3)，否则转入峰段抬升模式(步骤4)；
步骤3：按降低出力模式制定系统工作计划并输出结果；
步骤4：按峰段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,2，如水库可用水量Wf<Wf,2，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,2，则转入峰-平段抬升模式(步骤5)；
步骤5：按“峰-平”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰-平段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,3，如水库可用水量Wf<Wf,3，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,3，转入峰-平-谷段抬升模式(步骤6)；
步骤6：按“峰-平-谷”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在全天达到最大发电能力时的临界用水量Wf,4及水库可用水量Wf，输出结果，当Wf>Wf,4时，水电站产生弃水。
S3、利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用。
在实时调度中，由于光伏功率预报具有不确定性，梯级水光泵互补系统需根据不断更新的光伏功率实测信息，调整水电站出力以使系统总出力满足日前出力计划，保证系统供电可靠性。对水泵站而言，为保证水库有足够水量执行日前发电计划，其应按日前既定时间向电网购电抽水；当系统由于光伏预测精度低存在弃光时，可利用系统弃电为水泵站供电抽水，以减小电能损失，提升互补系统效益，水泵实际工作时间见式(21)。当水泵站按计划时间工作时，其应向电网购电抽水，工作功率则由可泵送水量及工作水头决定。但如此时系统存在弃电，则优先利用系统弃光供能，水泵站工作功率为系统弃光功率。
其中，为水泵实际工作序列；/>为梯级水光泵互补系统存在弃光的时间序列；/>为第i水泵站实际工作功率，kW；/>为第i水泵站最大工作功率，kW；为梯级水光泵互补系统弃电功率，kW。
光伏的预测不确定性要求水电能实时调整出力以满足日前发电计划，这将使水电实际运行过程和计划出力过程有很大差别，进而导致水库实际日末水位与计划日末水位不相符。当水库实际用水量低于计划用水量且水库仍有存蓄能力时，可将多余水量储存以保证后期用水需求，如水库水位达到上限无存蓄能力时，可向电网申请负荷调增，以减少弃水弃电；当水库实际用水量高于计划用水量时，在不影响水库安全运行和下游基本需水量的条件下可调用水库库容发电以保证系统供电可靠性，否则应向电网申请负荷调减，降低电网失负荷风险。
S4、构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估。
在步骤S2中，本发明已根据水库可用水量大小介绍了对应的调峰出力模式。尽管其能根据水库可用水量实现调峰模式的自动切换，但各调峰模式下水电站出力、水泵站工作时间如何优化尚不确定。对此，以上述调峰模式为基础，建立日前调度模型，以指导水电站、光伏电站、水泵站制定合理的工作计划。
(1)目标函数：日前调度目标为系统总效益最大，具体目标函数如下式：
其中，maxE为互补系统综合效益；n为梯级水电站个数；m为混合系统水泵站个数；t为调度时段编号；f为水电站编号；i为水泵站编号；Δt为调度时段时长，本文取1h；分别为第f级水电站在第t时段的出力，配套光伏电站的功率，以及第i级水泵站的输入功率，kW；/>分别为第t时段水电、光伏的上网电价和水泵站向电网的购电电价。
水电站出力计算式：
/>
其中，为第f级水电站在第t时段的出力，kW；/>为第f级水电站第t时段发电流量，m3/s；/>为第f级水电站第t时段水电站发电水头，m。
光伏电站出力计算式：
其中，为第f级水电站配套的光伏电站在第t时段的出力，kW；Pstc为标准条件下光伏电池板的出力，kW；Istc为标准条件所对应的辐照度，1000W/m2；Tstc为标准条件下所对应的温度，25℃；If,t为第t时段实测的辐照度，W/m2；/>为光伏电池板的功率温度系数，晶硅电池一般取-0.4％～-0.45％；Tf,t为光伏电池板第t时段的温度，℃。
水泵站工作计算式：
其中，为第i级水电站在第t时段的输入功率，kW；/>为第i级水泵站在第t时段泵送流量，m3/s；/>为第i级水泵站在第t时段水泵工作扬程，m；ρ为泵送液体密度，本发明取水的密度，1000kg/m3；g为重力加速度，9.81m2/s；/>为第i级水泵站能量转换效率。
(2)约束条件；
模型除了需要满足常规梯级水电站调度的水量平衡、库容上下限、出库流量上下限、发电出力上下限、水库特征曲线等约束外，还需要满足水泵站运行及电网外送通道容量等约束。具体如下：
1)梯级水电站调度约束：
水量平衡约束：
其中，Vf,t+1，Vf,t分别为第f级水电站在第t+1、t时段的初库容，m3；If,t为第f级水电站第t时段入库流量，m3/s；Qf,t为第f级水电站在第t时段下泄流量，m3/s； 分别为第f级水电站第t时段通过水泵站泵入、泵出的流量，m3/s。
发电流量约束：
其中，为第f级水电站在第t时段的发电流量，m3/s；/>为第f级水电站最大允许发电引用流量，m3/s。
下泄流量约束：
Qf,s≤Qf,t≤Qf,max (29)
其中，Qf,t为第f级水电站在第t时段下泄流量，m3/s；Qf,s为第f级水电站下游最小生态需水流量，m3/s；Qf,max为第f级水电站最大允许下泄流量，m3/s。
水电站库容约束：
Vf min≤Vf,t≤Vf max (30)
其中，Vf,t分别为第f级水电站在第t时段的末库容，m3；Vf min为第f级水电站水库死库容，m3；Vf max为第f级水电站水库最大允许库容，m3，汛期为防洪限制水位对应的库容，其它时期为正常蓄水位对应的库容。
水力联系约束：
其中，If,t为第f级水电站第t时段入库流量，m3/s；为第f级水电站第t时段区间径流，m3/s；Φf为与第f级水电站有直接水力关系的上级水库集合；Ql,t为上游l级电站在第t时的下泄流量，m3/s；/>为第f级电站在第t时段的泵入流量，m3/s。
水电站出力约束：
其中，为第f级水电站在第t时段的出力，kW；/>分别为第f级水电站最小、最大出力约束，kW。
库水位变幅约束：
ΔZf,t≤ΔZf,max (33)
其中，ΔZf,t为第f级水电站第t时段水位变幅，m；ΔZf,max为第f级水电站最大允许水位变幅，m。
日末水位约束：
其中，为第f级水电站水库调度日末水位，m；/>为第f级水电站中长期优化所得的水库日末水位边界，m；ξ为水位控制精度，m。
2)水泵站运行约束：
水泵泵送流量约束：
其中，分别为第i级水泵站的泵送流量、最大泵送流量，m3/s；/> 分别为第i级水泵站机组允许的最小、最大泵送流量，m3/s；/>别为第i级水泵站在第t时段对应的上下游水库最大可存储、可泵送流量，m3/s；/>分别为第i级水泵站在第t时段对应的上下游水库的入库径流，m3/s；/>分别为第i级水泵站对应的上下游水库的最大、最小下泄流量，m3/s；/>分别为第i级水泵站在第t时段对应的上下游水库的最大、最小允许库容，m3；/>分别为第t时段第i级水泵站对应的上下游水库的初库容，m3。
水泵功率约束：
其中，为第i级水电站在第t时段的输入功率，kW；/>分别为第i级水泵站最小、最大功率限制，kW
3)电网外送通道容量约束：
其中，为第f级水电站在第t时段的出力，kW；/>为第f级水电站配套的光伏电站在第t时段的出力，kW；Amax为外送通道输电容量限制，kW。本研究假定光伏发电通过水电站的现有输电线路传输到电网，输电容量取水电站装机容量。同时，根据国家清洁能源消纳政策，在水光总出力大于输送通道容量上限时，优先将光伏新能源并网。
(3)求解步骤；
由于步骤(2)中的五种调峰模式已考虑分时电价影响，现在只需根据水库水位边界条件模拟系统调度过程，再结合步骤(2)中的调峰模式切换机制即可确定综合效益最大化下的水电、光伏、水泵的调度过程。求解步骤具体如下：
步骤1：设置最小日末水位允许偏差ξ，水泵站工作时间确定该模式基础出力过程/>初始化优化时段内系统出力变化范围/>抬升出力模式中：降低出力模式中：/>设置其变化范围最小阈值δ。
步骤2：优化时段内取系统水光总出力值为非优化时段取/>水电出力/>
步骤3：通过“以电定水”模拟水电站调度过程，得到水库运行日末水位如输出水电站、光伏电站出力计划/>及水泵站工作时间安排否则当/>时转入步骤4，当/>时转入步骤5。
步骤4：如减小水泵站工作时间/>否则增大水电出力，即令/>然后转回步骤2。
步骤5：如系统出力降至最低发电需求，输出结果 否则降低水电出力，即令/>然后转回步骤2。
其中：为第f级水光电源组基础出力过程；/>分别为第f级水光电源组最小、最大出力约束；δ为出力寻优变化范围的最小阈值。
而在实时调度中，由于光伏功率预报具有不确定性，梯级水光泵互补系统需根据不断更新的光伏功率实测信息，调整水电站出力以使系统总出力满足日前出力计划。梯级水光泵互补系统实时调度的目标为各时段水光实际总出力与计划总出力的差值最小：
其中，为实时调度模型下第f级水光电源组第t时段的实际出力值，kW；为第f级水光电源组第t时段的水光总出力计划，kW；T为调度期。
在实际调度过程中，由于光伏出力不可调控，为满足上述实时调度目标，需要调整水电出力以保证系统能实时满足日前出力计划，当光伏电站实际出力大于预测出力时，水电站减发，反之水电站增发，具体地，水电站实际出力由式(42)确定。
其中，为第f级水电站第t时段的实际出力值，kW；/>为第f级水电站对应的光伏电站在第t时段实际出力值，kW。
实时调度模型应满足与日前调度模型相同的约束条件，其日前、实时调度模型可根据发电计划和水库水位实现耦合嵌套，以指导水光泵系统调度过程的滚动更新。
另一实施例中，本发明的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度系统，包括：
系统搭建模块，用于以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；
调度规则构建模块，用于考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则；“多阶段恒功率”输出是指将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能；水光泵联合调峰调度规则包括基本出力模式、降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式，降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式均以基本出力模式为基础转换而得；
系统弃能再利用模块，用于利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；当光伏实测值低于预测值时，利用混合式抽水蓄能电站补偿其预报误差，保证系统供电可靠性；当光伏实测值高于预测值且存在弃能时，利用该弃能为水泵供电抽水，减小光伏弃电率；
调度模块，用于构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估；日前调度模型用于为实时调度模型申请发电计划，实时调度模型用于指导梯级水光泵互补系统的实际运行，并将水位反馈给日前调度模型，实现日前-实时调度模型的嵌套耦合。
再一实施例中，本发明的一种电子设备，包括存储器和处理器，其中：
存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；
处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如上述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤，并能达到上述方法所述的技术效果。
又一实施例中，本发明的一种存储介质，所述存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被至少一个处理器执行时实现如上述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤，并能达到上述方法所述的技术效果。
Claims (6)
1.一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；
考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则；“多阶段恒功率”输出是指将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能；水光泵联合调峰调度规则包括基本出力模式、降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式，降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式均以基本出力模式为基础转换而得；
利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；当光伏实测值低于预测值时，利用混合式抽水蓄能电站补偿其预报误差，保证系统供电可靠性；当光伏实测值高于预测值且存在弃能时，利用该弃能为水泵供电抽水，减小光伏弃电率；
构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估；日前调度模型用于为实时调度模型申请发电计划，实时调度模型用于指导梯级水光泵互补系统的实际运行，并将水位反馈给日前调度模型，实现日前-实时调度模型的嵌套耦合；
基本出力模式各时段水光总出力计划为：当夜间光伏出力为零时，系统总出力等于水电站最小生态出力；当白天光伏出力大于零时，水光总出力等于水电站最小生态出力与光伏电站预测出力最大值之和；
降低出力模式各时段水光总出力计划为：当光伏预测出力等于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值；当光伏预测出力大于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值与因缺水导致的出力减小值之差；
“峰”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在低谷时段，水光总出力等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力等于系统最大发电能力或外送通道容量；在平段时段，水光总出力等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平-谷”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非低谷时段，水光总出力计划等于系统最大发电能力或外送通道容量；在低谷时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值；
水泵站的工作时段设定为：
基本出力模式和降低出力模式时，水泵站优先设置在电价平、谷时段工作抽水；
“峰”段抬升模式时，水泵站优先设置在电价平、谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,2，Wf,2为梯级水光泵互补系统在峰段达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，则水泵站按平段优于谷段、后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，为水泵站计划工作序列；/>为日内电价平段时段集合；/>为日内电价低谷时段集合；B为水泵站减小的工作时间；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；f为水电站编号；Amax为外送通道容量限制；
“峰-平”段抬升模式时，水泵站优先设置全谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,3，Wf,3为梯级水光泵互补系统在峰段和平段均达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，系统按后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，/>为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划；
“峰-平-谷”段抬升模式时，水泵站全天停机；
优先确定基本出力模式下系统的调度过程及其临界用水量Wf,1，然后计算当日水库可用水量Wf，当Wf>Wf,1时，转入“峰”段抬升模式，否则转入降低出力模式；
“峰”段抬升模式时，当“峰”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,2，when/>其中，kf为第f级水电站的综合出力系数；Hf,t为第f级水电站在t时段的发电水头；/>为第f级水电站在t时段的出力计划；t为调度时段编号；△t为调度时段时长；T为调度期；
“峰-平”段抬升模式时，当“峰-平”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平-谷”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,3，when/>
“峰-平-谷”段抬升模式时，当全天水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量且水库仍有存蓄能力时，将多余水量存储起来以供后期使用，否则产生弃水，此临界状态水库用水量为Wf，4，
各调峰模式根据水库可用水量自动切换，具体步骤如下：
步骤1：初始化水泵站工作时间为然后基于光伏功率预测、入库径流数据，按基本出力模式初拟系统工作计划并计算该工作计划下各水库临界用水量Wf，1；
步骤2：计算水库日可用水量Wf并比较其与Wf，1的大小，如Wf<Wf,1，则转入降低出力模式步骤3，否则转入峰段抬升模式步骤4；
步骤3：按降低出力模式制定系统工作计划并输出结果；
步骤4：按峰段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,2，如水库可用水量Wf<Wf,2，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,2，则转入峰-平段抬升模式步骤5；
步骤5：按“峰-平”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰-平段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,3，如水库可用水量Wf<Wf,3，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,3，转入峰-平-谷段抬升模式步骤6；
步骤6：按“峰-平-谷”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在全天达到最大发电能力时的临界用水量Wf,4及水库可用水量Wf，输出结果，当Wf>Wf,4时，水电站产生弃水。
2.根据权利要求1所述的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法，其特征在于，实现对系统弃能的再利用的方法为：
在实时调度中，梯级水光泵互补系统根据不断更新的光伏功率实测信息，调整水电站出力以使系统总出力满足日前出力计划，保证系统供电可靠性；
当系统由于光伏预测精度低存在弃光时，利用系统弃电为水泵站供电抽水，以减小电能损失，提升互补系统效益；水泵实际工作时间为：
其中，为水泵实际工作序列；/>为水泵计划工作序列；/>为梯级水光泵互补系统存在弃光的时间序列；
当水泵站按计划时间工作时，其应向电网购电抽水，但若此时系统存在弃电，则优先利用系统弃光供能，水泵站工作功率为系统弃光功率。
3.根据权利要求1所述的一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法，其特征在于，水光泵日前调度模型的目标函数为：
其中，E为互补系统综合效益；n为梯级水电站个数；m为混合系统水泵站个数；i为水泵站编号；分别为第f级水电站在第t时段的出力，配套光伏电站的功率，以及第i级水泵站的输入功率；/>分别为第t时段水电、光伏的上网电价和水泵站向电网的购电电价；
水光泵实时调度模型的目标函数为：
其中，为实时调度模型下第f级水光电源组在第t时段的实际出力值；/>为第f级水光电源组第t时段的水光总出力计划；
水光泵日前调度模型和实时调度模型的约束条件均包括：梯级水电站调度约束、水泵站运行约束和电网外送通道容量约束。
4.一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度系统，其特征在于，包括：
系统搭建模块，用于以常规梯级水电站为基础，通过增设水泵站的形式将其改建为混合式抽水蓄能电站，然后与光伏电站集成，形成梯级水光泵互补系统；
调度规则构建模块，用于考虑新能源长距离、跨区域消纳需求，利用水泵站、水电站的“低抽高发”运行优势，提出基于“多阶段恒功率”输出的水光泵联合调峰调度规则；“多阶段恒功率”输出是指将一日分为多个时段，各时段按同一恒定功率输出电能；水光泵联合调峰调度规则包括基本出力模式、降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式，降低出力模式、“峰”段抬升模式、“峰-平”段抬升模式和“峰-平-谷”段抬升模式均以基本出力模式为基础转换而得；
系统弃能再利用模块，用于利用混合式抽水蓄能电站的灵活调节能力和储能优势对冲光伏预报不确定性，实现对系统弃能的再利用；当光伏实测值低于预测值时，利用混合式抽水蓄能电站补偿其预报误差，保证系统供电可靠性；当光伏实测值高于预测值且存在弃能时，利用该弃能为水泵供电抽水，减小光伏弃电率；
调度模块，用于构建以经济效益最大为目标的水光泵日前调度模型，以及以供电可靠性最高为目标的水光泵实时调度模型，对水光泵的调度运行过程进行模拟评估；日前调度模型用于为实时调度模型申请发电计划，实时调度模型用于指导梯级水光泵互补系统的实际运行，并将水位反馈给日前调度模型，实现日前-实时调度模型的嵌套耦合；
基本出力模式各时段水光总出力计划为：当夜间光伏出力为零时，系统总出力等于水电站最小生态出力；当白天光伏出力大于零时，水光总出力等于水电站最小生态出力与光伏电站预测出力最大值之和；
降低出力模式各时段水光总出力计划为：当光伏预测出力等于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值；当光伏预测出力大于零时，水光总出力计划等于基本出力模式的对应值与因缺水导致的出力减小值之差；
“峰”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在低谷时段，水光总出力等于基本出力模式对应值；在高峰时段，水光总出力等于系统最大发电能力或外送通道容量；在平段时段，水光总出力等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值之和；
“峰-平-谷”段抬升模式各时段水光总出力计划为：在非低谷时段，水光总出力计划等于系统最大发电能力或外送通道容量；在低谷时段，水光总出力计划等于基本出力模式对应值与富余水量带来的出力抬升值；
水泵站的工作时段设定为：
基本出力模式和降低出力模式时，水泵站优先设置在电价平、谷时段工作抽水；
“峰”段抬升模式时，水泵站优先设置在电价平、谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,2，Wf,2为梯级水光泵互补系统在峰段达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，则水泵站按平段优于谷段、后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，为水泵站计划工作序列；/>为日内电价平段时段集合；/>为日内电价低谷时段集合；B为水泵站减小的工作时间；/>为第f级水光电源组在电价高峰时段的总出力计划；f为水电站编号；Amax为外送通道容量限制；
“峰-平”段抬升模式时，水泵站优先设置全谷段工作，若水库可用水量Wf大于Wf,3，Wf,3为梯级水光泵互补系统在峰段和平段均达到最大发电能力或外送通道容量时的水库临界用水量，系统按后序时段优于前序时段的原则依次减少水泵站工作时间，直至满足条件式：其中，/>为第f级水光电源组在电价平段时段的总出力计划；
“峰-平-谷”段抬升模式时，水泵站全天停机；
优先确定基本出力模式下系统的调度过程及其临界用水量Wf,1，然后计算当日水库可用水量Wf，当Wf>Wf,1时，转入“峰”段抬升模式，否则转入降低出力模式；
“峰”段抬升模式时，当“峰”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,2，when/>其中，kf为第f级水电站的综合出力系数；Hf,t为第f级水电站在t时段的发电水头；/>为第f级水电站在t时段的出力计划；t为调度时段编号；△t为调度时段时长；T为调度期；
“峰-平”段抬升模式时，当“峰-平”时段水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量，则转入“峰-平-谷”段抬升模式，此临界状态水库用水量为Wf,3，when/>
“峰-平-谷”段抬升模式时，当全天水光总出力均达到系统最大发电能力或外送通道容量时，若水库仍有多余水量且水库仍有存蓄能力时，将多余水量存储起来以供后期使用，否则产生弃水，此临界状态水库用水量为Wf，4，
各调峰模式根据水库可用水量自动切换，具体步骤如下：
步骤1：初始化水泵站工作时间为然后基于光伏功率预测、入库径流数据，按基本出力模式初拟系统工作计划并计算该工作计划下各水库临界用水量Wf，1；
步骤2：计算水库日可用水量Wf并比较其与Wf，1的大小，如Wf<Wf,1，则转入降低出力模式步骤3，否则转入峰段抬升模式步骤4；
步骤3：按降低出力模式制定系统工作计划并输出结果；
步骤4：按峰段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,2，如水库可用水量Wf<Wf,2，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,2，则转入峰-平段抬升模式步骤5；
步骤5：按“峰-平”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在峰-平段达到最大发电能力时的临界用水量Wf,3，如水库可用水量Wf<Wf,3，则输出结果；否则判断是否成立，如果不成立，则按1小时步长依次减小水泵站工作时间，并重新计算水库可用水量Wf，当/>时，水库可用水量Wf仍旧大于Wf,3，转入峰-平-谷段抬升模式步骤6；
步骤6：按“峰-平-谷”段抬升模式制定系统工作计划并计算系统水光总出力在全天达到最大发电能力时的临界用水量Wf,4及水库可用水量Wf，输出结果，当Wf>Wf,4时，水电站产生弃水。
5.一种电子设备，其特征在于，包括存储器和处理器，其中：
存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；
处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如权利要求1-3任一项所述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤。
6.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被至少一个处理器执行时实现如权利要求1-3任一项所述一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法的步骤。
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Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| CN202310763099.XA CN116799872B (zh) | 2023-06-26 | 2023-06-26 | 一种基于梯级水电功能改造的水光泵互补调度方法及系统 |
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|---|---|
| CN116799872A CN116799872A (zh) | 2023-09-22 |
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Citations (3)
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|---|---|---|---|---|
| KR20150037281A (ko) * | 2013-09-30 | 2015-04-08 | 한국전력공사 | 에너지 저장 시스템을 이용한 전력 판매 수익 개선 장치 및 그 방법 |
| CN106981888A (zh) * | 2017-05-10 | 2017-07-25 | 西安理工大学 | 基于多源互补的风蓄水火电力系统的多目标动态调度方法 |
| CN111555355A (zh) * | 2020-05-26 | 2020-08-18 | 南京工程学院 | 水光蓄联合发电的调度策略及其优化方法 |
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- 2023-06-26 CN CN202310763099.XA patent/CN116799872B/zh active Active
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