CN117013535B - 一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法。它包括以下步骤：基础资料收集与分析；径流调节计算并生成水电出力调节空间；生成水电站生态调度出力限制集合；制定火电机组运行出力调整规则；分析风电光伏出力特性及制定上网出力分配原则；确定输电外送通道容量限制及利用小时数范围；生成不同季节典型日负荷需求过程；构建水风光火互补容量配置优化模型；采用优化算法求解模型，得到水风光火互补系统最优容量配置方案。本发明有效提升水电站参与多能互补系统的综合利用效益。

Description

一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法
技术领域
本发明属于多能源互补发电系统电源容量配置技术领域，具体涉及一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法。
背景技术
水电作为具有灵活调节能力的互补电源，在水风光火多能互补系统起到关键作用。由于梯级水电站水库在承担发电任务以外，通常还兼顾生态调度的综合利用任务，使得实际互补运行过程中水电调节能力受到下游生态流量、水位变幅等调度相关约束限制，无法充分发挥应有调节能力，从而影响水电对互补系统中其他电源的补偿效果，产生弃风、弃光电量。因此，需要在规划层面进行各电源容量配置时考虑水库生态调度需求的影响。目前有关水风光火互补容量配置的研究主要从电网侧角度出发，针对互补系统供电稳定性、可靠性、经济性开展研究，鲜有考虑水电站水库综合利用需求的影响因素。因此，有必要提出一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法。
发明内容
本发明的目的就是针对水风光火互补容量配置方法研究中鲜有考虑水库生态调度需求对容量配置影响的问题，提供一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法。目的在于填补现有技术的不足，实现在明确火电装机、水电装机、火电机组出力特性及水电站水库调节性能的条件下，考虑互补系统中水电站水库生态调度需求及响应电力负荷调峰需求，制定水风光火多能互补系统的最优容量配置方案，为流域可再生能源一体化及其他水风光火互补系统的规划、开发、建设提供技术支撑。
本发明采用的技术方案是：一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，包括如下步骤：
步骤1：
收集研究区域内水电站水库长系列径流过程、水库下游生态流量过程、水电站发电特性曲线；
收集已建火电站机组台数、装机容量及发电运行特征参数；
收集已建风电场、光伏电站历史实测8760小时逐时出力过程及区域内风光资源开发规模潜力上限、风光新能源弃电率要求；
收集研究区域所在电网的电源结构及历史实测负荷曲线；
收集拟研究区域电力外送输电线路的送电特性、最大通道容量限制、历史年利用小时数；
步骤2：根据水电站水库长系列径流过程进行径流调节计算，基于电力电量平衡原则，生成不同时间尺度水电运行的出力调节空间和相应的特征参数；根据水库下游生态流量过程，生成不同时间尺度最小生态流量限制集合，利用水电站发电特性曲线，将其转化为水电站生态调度出力限制集合；
步骤3：根据已建火电站机组台数、装机容量及发电运行特征参数，生成已建火电站参与多能互补运行的出力调整规则和相应的特征参数集合；
步骤4：根据研究区域内已建风电场、光伏电站历史实测8760小时逐时出力过程，转化生成区域内风电场、光伏装机利用率特性曲线；根据风光新能源弃电率要求，制定风电、光伏上网出力分配原则；
步骤5：根据研究区域电力外送输电线路的送电特性、最大通道容量限制、历史年利用小时数，确定水风光火互补系统输电外送的容量限制及年利用小时数变化范围；
步骤6：将研究区域所在电网的电源结构和历史实测负荷曲线按季节进行分类，分别生成不同季节的典型日负荷场景模型；根据拟研究区域电力外送输电线路的送电特性、最大通道容量限制及风光资源开发规模潜力上限，生成响应电力负荷调峰需求的水风光火互补系统负荷需求过程曲线；
步骤7：基于响应电力负荷调峰需求的目标，构建水风光火多能互补系统容量配置优化模型；
步骤8：将由步骤2所得的水电出力调节空间和相应的特征参数、生态调度出力限制集合、步骤3所得的火电参与多能互补运行的出力调整规则和相应的特征参数、步骤4所得的风电、光伏装机利用率特性曲线及风电、光伏上网出力分配原则、步骤5所得的水风光火互补系统输电外送的容量限制及年利用小时数变化范围、步骤6所得的互补系统负荷需求过程曲线作为步骤7构建的水风光火多能互补系统容量配置优化模型的输入参数，采用优化算法求解模型得到该互补系统的最优容量配置方案，并计算得到该方案下各电源出力过程。
上述步骤2具体包括以下内容：
2.1）按照月/旬时间尺度划分若干个时段，采用水库长系列径流资料进行径流调节计算，得到每个时段内的水电出力总电量，采用预想出力、强迫出力、平均出力作为特征参数，表征不同时段内水电的出力调节空间，得到月/旬水电出力特征参数集合；将月/旬水电出力特征参数推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时出力调节空间；
2.2）根据水库下泄生态流量过程曲线，按照月/旬时间尺度划分为若干个时段，每个时段内的生态调度总水量为定值，采用月/旬最小生态流量表征时段内生态调度需求，计算该时段相应的水电站维持下游生态流量的生态限制出力，再将月/旬水电生态限制出力推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时生态限制出力过程。
上述步骤3具体包括以下内容：
根据火电机组运行时的最大技术出力、最小技术出力、爬坡出力、开停机操作状态、最小连续开停机时间参数，制定火电参与多能互补系统运行的出力调整规则，即：互补运行中火电出力在最大、最小技术出力之间调整变化，相邻时段内出力变化幅度不得超过机组爬坡出力，机组开停机状态转换需要满足最小连续开停机时间要求。
上述步骤4具体包括以下内容：
4.1）将研究区域内所有已建风电、光伏电站分别作为一个虚拟风电站和一个虚拟光伏电站，将历史实测8760小时出力过程折算成虚拟风电场和虚拟光伏电站的装机利用率特性曲线，用于描述该区域光伏、风电出力特性；
4.2）以不大于5%作为互补系统中风电、光伏实际出力过程的弃电率限制；在某时段出现弃风、弃光时，制定风电、光伏上网出力分配原则，即根据风电、光伏装机容量之比重新分配弃风、弃光电量。
上述步骤5具体包括以下内容：
水风光火互补系统通常利用已建的水电站或火电站外送输电线路接入电网，因此受到输电通道的容量限制和年利用小时数限制。应根据研究区域电力外送输电线路特性，确定互补系统外送的容量上限、年利用小时数上限和下限。
上述步骤6具体包括以下内容：
6.1）根据春、夏、秋、冬四个季节划分历史实测电力负荷过程，得到各季节的日负荷过程场景集，将季节内每日的最大负荷进行排频，选取频率为50%的一天为典型日，得到各季节典型日负荷过程，再将其转化为典型日负荷率变化曲线；
6.2）根据外送输电通道容量和互补系统风光资源开发规模潜力上限，采用倍比法确定水风光火互补系统参与调峰的负荷需求上限，利用各季节典型日负荷率曲线分时段生成互补系统8760小时的调峰负荷需求曲线，以此作为互补系统响应电网负荷需求的典型负荷过程。
上述步骤7构建的水风光火多能互补系统容量配置优化模型，由目标函数、决策变量、约束条件构成，具体包括以下内容：
7.1）目标函数：
剩余负荷方差最小：
；
；
式中：
、/>分别为时段t电力系统负荷和剩余负荷，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段水电出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段光伏出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段风电出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段火电出力，（MW）；
代表剩余负荷的均值，（MW）；
T代表时段总数，其中T=8760小时；
7.2）决策变量：
选择水风光火互补系统中水电出力、光伏装机容量()、风电装机容量(/>)、光伏出力、风电出力、火电机组出力作为决策变量；
7.3）约束条件：
a.水电出力约束：
；
b.水电日电量平衡约束：
；
c.水电生态调度出力限制约束：
；
d.光伏装机容量约束：
；
e.风电装机容量约束：
；
f.光伏出力约束：
；
g.风电出力约束：
；
h.风电光伏弃电率约束：
；
i.火电机组出力约束：
；
；
j.机组爬坡出力约束：
；
k.火电机组启停相关约束：
；
；
；
；
；
；
l.输电通道容量约束：
；
m.输电通道利用小时数约束：
；
；
式中：
代表互补系统中第t个时段的水电强迫出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段的水电预想出力，（MW）；
代表互补系统中第k天水电的平均出力，（MW）；
代表互补系统中第k天第i个时段的水电出力，（MW）；
I为每天的时段总数，取24小时；
代表互补系统中第t个时段的生态调度出力限制，（MW）；
代表互补系统中光伏装机容量，（MW）；
代表互补系统中风电装机容量，（MW）；
代表研究区域内光伏开发规模上限，（MW）；
代表研究区域内风电开发规模上限，（MW）；
代表研究区域内光伏第t个时段的装机利用率；
代表研究区域内风电第t个时段的装机利用率；
代表互补系统中风电、光伏最大弃电率；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组的最大技术出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组的最小技术出力，（MW）；
代表互补系统中第n个火电机组的最大爬坡出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行开机操作，0否1是；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行关机操作，0否1是；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否处在开机状态，0否1是；
代表互补系统中第n个火电机组的最小连续开机时间，（h）；
代表互补系统中第n个火电机组的最小连续停机时间，（h）；
代表互补系统外送输电通道容量，（MW）；
代表互补系统外送输电通道年利用小时数最大值；
代表互补系统外送输电通道年利用小时数最小值；
代表时段长度，（h）。
上述步骤8中所述的优化算法为混合整数线性规划，采用免费开源的GLPK工具包建模求解，最终得到水风光火互补系统的最优容量配置方案。
本发明的有益效果是：本发明考虑了生态调度需求对水风光火互补系统容量配置方案的影响，在保证互补系统充分响应电力负荷需求的前提下，分析了各电源参与互补系统运行的出力特性，建立水风光火互补系统容量配置数学模型，并采用优化算法求解，得到兼顾生态调度需求的水风光火多能互补系统最优容量配置方案。后续可以为流域可再生能源一体化及其他水风光火互补系统的规划、开发、建设提供技术支撑，有效提升水电站参与多能互补系统的综合利用效益。
附图说明
图1为本发明步骤流程图；
图2分别为步骤2中得到的逐旬水电出力特征曲线示意图；
图3分别为步骤2中得到的水电生态调度出力限制曲线示意图；
图4分别为步骤4中得到的风电利用率变化曲线示意图（以某典型日为例）；
图5分别为步骤4中得到的光伏装机利用率变化曲线示意图（以某典型日为例）；
图6为步骤6中得到的春、夏、秋、冬各季节典型日负荷率变化曲线示意图；
图7为春季典型日水风光火互补系统各电源出力过程和负荷过程示意图；
图8为夏季典型日水风光火互补系统各电源出力过程和负荷过程示意图；
图9为秋季典型日水风光火互补系统各电源出力过程和负荷过程示意图；
图10为冬季典型日水风光火互补系统各电源出力过程和负荷过程示意图。
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。
本实例以某地区水电站、火电站（机组2台，装机为2*1000MW）及周边可开发风光资源为例，如图1所示，一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，具体实施步骤如下：
（1）收集水电站水库长系列径流过程、水库下游生态流量过程、水电站发电特性曲线；收集已建火电站机组台数、装机容量及发电运行特征参数（具体取值见步骤7中约束条件）；收集研究区域内已建风电场、光伏电站历史实测8760小时出力过程及区域内风光资源开发规模潜力上限（具体取值见步骤7中约束条件）；收集研究区域所在电网历史实测8760小时负荷过程曲线；收集外送输电线路通道容量限制、历史年利用小时数（具体取值见步骤7中约束条件）。
（2）以旬为时间尺度划分为若干个时段，采用水库长系列径流资料进行径流调节计算，得到每个时段内的水电出力总电量，采用预想出力、强迫出力、平均出力作为特征参数表征不同时段内水电的出力调节空间，得到逐旬水电出力特征参数集合（见图2）。将逐旬水电出力特征参数推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时出力调节空间。
根据水库下泄生态流量过程曲线，以旬时间尺度划分为若干个时段，每个时段内的生态调度总水量为定值，采用旬最小生态流量表征时段内生态调度需求，计算逐旬水电站维持下游生态流量的水电生态调度出力限制曲线（见图3），再将月/旬水电生态限制出力推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时生态限制出力过程。
（3）根据火电机组运行时的最大技术出力、最小技术出力、爬坡出力、开停机操作状态、最小连续开停机时间等特征参数（具体取值见步骤7中约束条件），制定火电参与多能互补系统运行的出力调整规则，即：互补运行中火电出力在最大、最小技术出力之间调整变化，相邻时段内出力变化幅度不得超过机组爬坡出力，机组开停机状态转换需要满足最小连续开停机时间要求。
（4）将研究区域内所有已建风电、光伏电站分别作为一个虚拟风电站和一个虚拟光伏电站，将历史实测8760小时出力过程折算成虚拟风电场和虚拟光伏电站的典型装机利用率变化曲线（见图4、图5），用于描述该区域光伏、风电出力特性。
以5%作为互补系统中风电、光伏实际出力过程的弃电率限制；在某时段出现弃风弃光时，制定风电、光伏上网出力分配原则，即根据风电、光伏装机容量之比重新分配弃风、弃光电量。
（5）水风光火互补系统通常利用已建的水电站或火电站外送输电线路接入电网，因此受到输电通道的容量限制和年利用小时数限制。应根据水风光火互补系统外送输电通道特性，确定互补系统外送的容量上限、年利用小时数上限和下限（具体取值见步骤7中约束条件）。
（6）根据春、夏、秋、冬四个季节划分历史实测日负荷过程，得到各季节的日负荷过程场景集，将季节内每日的最大负荷进行排频，选取频率为50%的一天为典型日，得到各季节典型日负荷过程，再将其转化为典型日负荷率变化曲线（见图6）。
根据外送输电通道容量和互补系统电源总装机潜力，采用倍比法确定水风光火互补系统参与调峰的负荷需求上限，利用各季节典型日负荷率曲线分时段生成互补系统8760小时的调峰负荷需求曲线，以此作为互补系统响应电网负荷需求的典型负荷过程。
（7）构建水风光火多能互补系统容量配置优化模型，由目标函数、决策变量、约束条件构成：
A、目标函数：
剩余负荷方差最小：
；
；
式中：
、/>分别为时段t电力系统负荷和剩余负荷，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段水电出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段光伏出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段风电出力，（MW）；
代表水风光火互补系统第t个时段火电出力，（MW）；
代表剩余负荷的均值，（MW）；
T代表时段总数，其中T=8760小时。
B、决策变量：
选择水风光火互补系统中水电出力、光伏装机容量()、风电装机容量(/>)、光伏出力、风电出力、火电机组出力作为决策变量。
C、约束条件：
①水电出力约束：
；
②水电日电量平衡约束：
；
③水电生态调度出力限制约束：
；
④光伏装机容量约束：
；
⑤风电装机容量约束：
；
⑥光伏出力约束：
；
⑦风电出力约束：
；
⑧风电光伏弃电率约束：
；
⑨火电机组出力约束：
；
；
火电机组爬坡出力约束：
；
火电机组启停相关约束：
；
；
；
；
；
；
⑩输电通道容量约束：
；
输电通道利用小时数约束：
；
；
式中：
代表互补系统中第t个时段的水电强迫出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段的水电预想出力，（MW）；
代表互补系统中第k天水电的平均出力，（MW）；
代表互补系统中第k天第i个时段的水电出力，（MW）；
I为每天的时段总数，取24小时；
代表互补系统中第t个时段的生态调度出力限制，（MW）；
代表互补系统中光伏装机容量，（MW）；
代表互补系统中风电装机容量，（MW）；
代表研究区域内光伏第t个时段的装机利用率；
代表研究区域内风电第t个时段的装机利用率；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组出力，（MW）；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行开机操作，0否1是；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行关机操作，0否1是；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否处在开机状态，0否1是；
代表时段长度，（h）。
（8）将由步骤2所得的水电出力调节空间及生态调度出力限制集合、步骤3所得的火电出力调整规则及特征参数、步骤4所得的风光出力特性曲线及上网出力分配原则、步骤5所得的外送输电通道年利用小时数变化范围、步骤6所得的互补系统负荷需求过程作为步骤7构建的水风光火多能互补系统容量配置优化模型的输入参数，采用优化算法求解模型得到该互补系统的最优容量配置方案：水电2600MW、风电399MW、光伏2159MW、火电2000MW，并计算得到该方案下不同季节典型日各电源出力过程（见图7、图8、图9、图10），计算结果：输电通道年利用小时数为6238小时，风电上网电量8.54亿kWh；光伏上网电量23.53亿kWh；水电上网电量123.80亿kWh；风光总弃电率为4.9%。
本说明书中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 (7)

1.一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤1：收集研究区域内水电站水库长系列径流过程、水库下游生态流量过程、水电站发电特性曲线；
收集已建火电站机组台数、装机容量及发电运行特征参数；
收集已建风电场、光伏电站历史实测8760小时逐时出力过程及区域内风光资源开发规模潜力上限、风光新能源弃电率要求；
收集研究区域所在电网的电源结构及历史实测负荷曲线；
收集拟研究区域电力外送输电线路的送电特性、最大通道容量限制、历史年利用小时数；
步骤2：根据水电站水库长系列径流过程进行径流调节计算，基于电力电量平衡原则，生成不同时间尺度水电运行的出力调节空间和相应的特征参数，所述特征参数为：预想出力、强迫出力、平均出力；根据水库下游生态流量过程，生成不同时间尺度最小生态流量限制集合，利用水电站发电特性曲线，将其转化为水电站生态调度出力限制集合；
步骤3：根据已建火电站机组台数、装机容量及发电运行特征参数，生成已建火电站参与多能互补运行的出力调整规则，所述发电运行特征参数为：最大技术出力、最小技术出力、爬坡出力、开停机操作状态、最小连续开停机时间；
步骤4：根据研究区域内已建风电场、光伏电站历史实测8760小时逐时出力过程，转化生成区域内风电场、光伏装机利用率特性曲线；根据风光新能源弃电率要求，制定风电、光伏上网出力分配原则；
步骤5：根据研究区域电力外送输电线路的送电特性、最大通道容量限制、历史年利用小时数，确定水风光火互补系统输电外送的容量限制及年利用小时数变化范围；
步骤6：将研究区域所在电网的电源结构和历史实测负荷曲线按季节进行分类，分别生成不同季节的典型日负荷场景模型；根据最大通道容量限制及风光资源开发规模潜力上限，采用倍比法确定水风光火互补系统参与调峰的负荷需求上限，利用各季节典型日负荷率曲线分时段生成响应电力负荷调峰需求的水风光火互补系统负荷需求过程曲线；
步骤7：基于响应电力负荷调峰需求的目标，构建水风光火多能互补系统容量配置优化模型；
步骤8：将由步骤2所得的水电出力调节空间和相应的特征参数、生态调度出力限制集合、步骤3所得的火电参与多能互补运行的出力调整规则、步骤4所得的风电、光伏装机利用率特性曲线及风电、光伏上网出力分配原则、步骤5所得的水风光火互补系统输电外送的容量限制及年利用小时数变化范围、步骤6所得的互补系统负荷需求过程曲线作为步骤7构建的水风光火多能互补系统容量配置优化模型的输入参数，采用优化算法求解模型得到该互补系统的最优容量配置方案，并计算得到该方案下各电源出力过程；
上述步骤7构建的水风光火多能互补系统容量配置优化模型，由目标函数、决策变量、约束条件构成，具体包括以下内容：
7.1)目标函数：
剩余负荷方差最小：
式中：
Lt、分别为时段t电力系统负荷和剩余负荷，(MW)；
代表水风光火互补系统第t个时段水电出力，(MW)；
代表水风光火互补系统第t个时段光伏出力，(MW)；
代表水风光火互补系统第t个时段风电出力，(MW)；
代表水风光火互补系统第t个时段火电出力，(MW)；
代表剩余负荷的均值，(MW)；
T代表时段总数，其中T＝8760小时；
7.2)决策变量：
选择水风光火互补系统中水电出力、光伏装机容量(CS)、风电装机容量(CW)、光伏出力、风电出力、火电机组出力作为决策变量；
7.3)约束条件：
a.水电出力约束：
b.水电日电量平衡约束：
c.水电生态调度出力限制约束：
d.光伏装机容量约束：
e.风电装机容量约束：
f.光伏出力约束：
g.风电出力约束：
h.风电光伏弃电率约束：
i.火电机组出力约束：
j.机组爬坡出力约束：
k.火电机组启停相关约束：
l.输电通道容量约束：
m.输电通道利用小时数约束：
式中：
代表互补系统中第t个时段的水电强迫出力，(MW)；
代表互补系统中第t个时段的水电预想出力，(MW)；
代表互补系统中第k天水电的平均出力，(MW)；
代表互补系统中第k天第i个时段的水电出力，(MW)；
I为每天的时段总数，取24小时；
代表互补系统中第t个时段的生态调度出力限制，(MW)；
CS代表互补系统中光伏装机容量，(MW)；
CW代表互补系统中风电装机容量，(MW)；
代表研究区域内光伏开发规模上限，(MW)；
代表研究区域内风电开发规模上限，(MW)；
代表研究区域内光伏第t个时段的装机利用率；
代表研究区域内风电第t个时段的装机利用率；
α代表互补系统中风电、光伏最大弃电率；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组出力，(MW)；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组的最大技术出力，(MW)；/>代表互补系统中第t个时段第n个火电机组的最小技术出力，(MW)；/>代表互补系统中第n个火电机组的最大爬坡出力，(MW)；
代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行开机操作，0否1是；/>代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否进行关机操作，0否1是；
σn，t代表互补系统中第t个时段第n个火电机组是否处在开机状态，0否1是；
βn代表互补系统中第n个火电机组的最小连续开机时间，(h)；
γn代表互补系统中第n个火电机组的最小连续停机时间，(h)；
NChannal代表互补系统外送输电通道容量，(MW)；
hmax代表互补系统外送输电通道年利用小时数最大值；
hmin代表互补系统外送输电通道年利用小时数最小值；
Δt代表时段长度，(h)。
2.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤2具体包括以下内容：
2.1)按照月/旬时间尺度划分若干个时段，采用水库长系列径流资料进行径流调节计算，得到每个时段内的水电出力总电量，采用预想出力、强迫出力、平均出力作为特征参数，表征不同时段内水电的出力调节空间，得到月/旬水电出力特征参数集合；将月/旬水电出力特征参数推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时出力调节空间；
2.2)根据水库下泄生态流量过程曲线，按照月/旬时间尺度划分为若干个时段，每个时段内的生态调度总水量为定值，采用月/旬最小生态流量表征时段内生态调度需求，计算该时段相应的水电站维持下游生态流量的生态限制出力，再将月/旬水电生态限制出力推广应用到以小时为步长的水电互补运行，生成水电站8760小时生态限制出力过程。
3.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤3具体包括以下内容：
根据火电机组运行时的最大技术出力、最小技术出力、爬坡出力、开停机操作状态、最小连续开停机时间参数，制定火电参与多能互补系统运行的出力调整规则，即：互补运行中火电出力在最大、最小技术出力之间调整变化，相邻时段内出力变化幅度不得超过机组爬坡出力，机组开停机状态转换需要满足最小连续开停机时间要求。
4.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤4具体包括以下内容：
4.1)将研究区域内所有已建风电、光伏电站分别作为一个虚拟风电站和一个虚拟光伏电站，将历史实测8760小时出力过程折算成虚拟风电场和虚拟光伏电站的装机利用率特性曲线，用于描述该区域光伏、风电出力特性；
4.2)以不大于5％作为互补系统中风电、光伏实际出力过程的弃电率限制；在某时段出现弃风、弃光时，制定风电、光伏上网出力分配原则，即根据风电、光伏装机容量之比重新分配弃风、弃光电量。
5.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤5具体包括以下内容：
水风光火互补系统通常利用已建的水电站或火电站外送输电线路接入电网，因此受到输电通道的容量限制和年利用小时数限制，应根据研究区域电力外送输电线路特性，确定互补系统外送的容量上限、年利用小时数上限和下限。
6.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤6具体包括以下内容：
6.1)根据春、夏、秋、冬四个季节划分历史实测电力负荷过程，得到各季节的日负荷过程场景集，将季节内每日的最大负荷进行排频，选取频率为50％的一天为典型日，得到各季节典型日负荷过程，再将其转化为典型日负荷率变化曲线；
6.2)根据外送输电通道容量和互补系统风光资源开发规模潜力上限，采用倍比法确定水风光火互补系统参与调峰的负荷需求上限，利用各季节典型日负荷率曲线分时段生成互补系统8760小时的调峰负荷需求曲线，以此作为互补系统响应电网负荷需求的典型负荷过程。
7.根据权利要求1所述的一种兼顾生态调度需求的水风光火互补容量配置方法，其特征在于：上述步骤8中所述的优化算法为混合整数线性规划，采用免费开源的GLPK工具包建模求解，最终得到水风光火互补系统的最优容量配置方案。
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