一种考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法与流程

本发明涉及水电调度技术领域，更具体地，涉及一种考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法。

背景技术：

当前在风-水电系统联合调度运行中，决策者往往侧重考虑电力系统安全稳定运行而忽略水电站运行响应过程，导致实际运行过程中易出现水电站调度期末水位与安全水位严重不匹配的问题，进而影响水电站完成电网下达的计划电量，甚至对水电站安全经济运行造成恶劣影响。

现有风-水电系统联合调度通常由电网根据负荷预测与风电预测曲线向水电站下达次日的时段计划，然而，风功率长中短期预测结果均存在不同程度偏差。当实际风功率大于预测风功率时，为满足电网负荷平衡需求，水电站削减出力调度虽可提高电网所利用的风电总量，但将面临调度期末水位高于安全水位的风险；相反地，当实际风功率小于预测风功率时，为弥补系统功率缺口，水电站需加大出力运行，大大加快了可用水量消耗速度，进而将面临后期无电可发的风险。

技术实现要素：

针对现有技术的缺陷，本发明的目的在于解决现有风-水电系统联合调度未考虑风功率长中短期预测结果均存在不同程度偏差，导致实际运行过程中易出现水电站调度期末水位与安全水位严重不匹配的问题，进而影响水电站完成电网下达的计划电量，甚至对水电站安全经济运行造成恶劣影响的技术问题。

为实现上述目的，本发明提供一种考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法，包括以下步骤：

s100，在当前时间段，根据系统余留期负荷任务与当前时间段风功率预测结果，计算风功率变化后的梯级水电站净负荷曲线，并根据梯级水电站净负荷曲线确定当前时间段以后的各个时间段各水电站的水位；

s200，若当前时间段计算得到的下一时间段至调度期末的净负荷总量相比上一时间段计算得到的当前时间段的下一时间段至调度期末的净负荷总量减小，则根据各个水电站的调度期末水位与调度期末要求水位的大小将各个水电站分类，将水电站分为高水位电站和相对低水位电站，或将水电站分为低水位电站和相对高水位电站；若高水位电站集不为空集，增加高水位电站的出力且减小相对低水位电站的出力，若高水位电站集为空集，减小低水位电站的出力且增大相对高水位电站的出力，增加的总出力值等于减小的总出力值，所述各个水电站的调度期末水位为根据梯级水电站净负荷曲线计算得到的当前调度期最后一个时间段各水电站的水位；

s300，若当前时间段计算得到的下一时间段至调度期末的净负荷总量相比上一时间段计算得到的当前时间段的下一时间段至调度期末的净负荷总量增加，则根据各个水电站的调度期末水位与调度期末要求水位的大小将各个水电站分类，将水电站分为低水位电站和相对高水位电站，或将水电站分为高水位电站和相对低水位电站；若低水位电站集为空集，增加高水位电站的出力且减小相对低水位电站的出力，若低水位电站集不为空集，减小低水位电站的出力且增大相对高水位电站的出力，增加的总出力值等于减小的总出力值。

可选地，步骤s100包括：

步骤1，在当前时间段，根据系统余留期负荷任务与当前时间段风功率预测结果，计算风功率变化后的梯级水电站净负荷曲线；

步骤2，将所述梯级水电站净负荷曲线作为余留期负荷任务，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程。

可选地，步骤s200包括：

步骤3，若当前时间段计算得到的下一时间段至调度期末的净负荷总量相比当前时间段的上一时间段计算得到的当前时间段的下一时间段至调度期末的净负荷总量减小，执行步骤4；

步骤4，按照从上游到下游的顺序，根据各个水电站的调度期末水位与调度期末要求水位大小关系将各个水电站列入第一类高水位安全电站集、第一类高水位电站集、第一类低水位安全电站集以及第一类低水位电站集中的一个集合，并确定第一类高水位安全电站集和第一类低水位安全电站集中每个水电站的安全裕度，以及第一类高水位电站集和第一类低水位电站集中每个水电站的风险程度；

步骤5，如果第一类高水位电站集或第一类低水位电站集不为空集，执行步骤6，否则，结束步骤；

步骤6，若第一类高水位电站集不为空集，增大第一类高水位电站集中电站的出力，并按照所述安全裕度和风险程度以一定优先级顺序以及比例减少第一类相对低水位电站集中各个电站的出力，各高水位电站增大的出力总和与各个相对低水位电站减小的出力总和相等，所述第一类相对低水位电站集及优先级顺序为：第一类低水位电站集、第一类低水位安全电站集以及第一类高水位安全电站集；

若第一类高水位电站集为空集，减小第一类低水位电站集中电站的出力，并按照所述安全裕度以一定优先级顺序以及比例增大第一类相对高水位电站集中各个相对高水位电站的出力，各低水位电站减小的出力总和与各个相对高水位电站增大的出力总和相等，所述第一类相对高水位电站集及优先级顺序为：第一类高水位安全电站集、第一类低水位安全电站集。

可选地，所述步骤s200还包括：

步骤7，在增大各第一类高水位电站出力和减小各第一类相对低水位电站出力后，或在减小各第一类低水位电站出力和增大各第一类相对高水位电站出力后，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程；

步骤8，将步骤7确定的各个水电站最后一个时间段的水位更新为各个水电站的调度期末水位，执行步骤4。

可选地，步骤s300包括：

步骤9，若当前时间段计算得到的下一时间段至调度期末的净负荷总量相比上一时间段计算得到的当前时间段的下一时间段至调度期末的净负荷总量增加，按照从上游到下游的顺序，根据各个水电站的调度期末水位与调度期给定末水位将各个水电站列入第二类高水位安全电站集、第二类高水位电站集、第二类低水位安全电站集以及第二类低水位电站集中的一个集合，并确定第二类高水位安全电站集和第二类低水位安全电站集中每个水电站的安全裕度，以及第二类高水位电站集和第二类低水位电站集中每个水电站的风险程度：

步骤10，如果第二类高水位电站集或第二类低水位电站集不为空集，执行步骤11，否则，结束步骤；

步骤11，若第二类低水位电站集为空集，增大第二类高水位电站集中电站的出力，并按照所述安全裕度和风险程度以一定优先级顺序以及比例减少第二类相对低水位电站集中各个电站的出力，各高水位电站增大的出力总和与各个相对低水位电站减小的出力总和相等，所述第二类相对低水位电站集及优先级顺序为：第二类低水位电站集、第二类低水位安全电站集以及第二类高水位安全电站集；

若第二类低水位电站集不为空集，减小第二类低水位电站集中低水位电站的出力，并按照所述安全裕度以一定优先级顺序以及比例增大第二类相对高水位电站集中各个电站的出力，各低水位电站减小的出力总和与各个相对高水位电站增大的出力总和相等，所述第二类相对高水位电站集及优先级顺序为：第二类高水位安全电站集、第二类低水位安全电站集。

可选地，所述步骤s300还包括：

步骤12，在增大各第二类高水位电站出力和减小各第二类相对低水位电站出力后，或在减小各第二类低水位电站出力和增大各第二类相对高水位电站出力后，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程；

步骤13，将步骤12确定的各个水电站最后一个时间段的水位更新为各个水电站的调度期末水位，执行步骤9。

可选地，在步骤6中，若第一类相对低水位电站集为空集，各水电站按给定控制水位上限值运行，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为各电站水位风险量转化得到的弃风电量或火电压缩量；或

在步骤6中，若第一类相对高水位电站集为空集，按照给定的控制水位下限值，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为联调系统各时段的功率缺口；

将各个水电站最后一个时间段的水位更新为各个水电站的调度期末水位，执行步骤4；

可选地，在步骤11中，若第二类相对低水位电站集为空集，按照给定的控制水位上限值，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为各电站水位风险量转化得到的弃风电量或火电压缩量，或

在步骤11中，若第二类相对高水位电站集为空集，按照给定的控制水位下限值，根据水电站系统的约束条件，确定各水电站在当前时间段以后的各个时间段的出力，水位以及流量过程，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为联调系统各时段的功率缺口；

将此时确定的各个水电站最后一个时间段的水位更新为各个水电站的调度期末水位，执行步骤9。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，具有以下有益效果：

本发明提供的考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法，根据风功率预测偏差值分两种情况制定水电站非实时出力调整策略，将电量偏差值转换为调度期末水位偏差值，在不同前提下依据计划期末水位将水电站分为高水位、低水位、高水位安全、低水位安全四种类型电站并提出风险程度与安全裕度两个指标，根据各电站指标均衡地在梯级间进行水位补偿与流量重新分配，充分利用了梯级水电站的库容补偿调节效益。

本发明提供的考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法，该方法对其它含水电站的多源联合调度水电站非实时调整策略同样具有借鉴意义，且有利于开展多源电站综合调度决策和发电可靠性评估等工作。

附图说明

图1为本发明提供的考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法总体流程图；

图2为本发明提供的余留期风功率减小的修正方法流程图；

图3为本发明提供的余留期风功率增大的修正方法流程图；

图4为本发明提供的基于weibull分布运用monte-carlo模拟方法随机抽样10000次产生的一组全时段风功率出力场景示意图；

图5为本发明提供的基于weibull分布运用monte-carlo模拟方法随机抽样10000次产生的另一组全时段风功率出力场景示意图；

图6为本发明提供的区域内风功率减小水布垭电站计划出力调整方案示意图；

图7为本发明提供的区域内风功率减小隔河岩电站计划出力调整方案示意图；

图8为本发明提供的区域内风功率减小高坝洲电站计划出力调整方案示意图；

图9为本发明提供的区域内风功率增大水布垭电站计划出力调整方案示意图；

图10为本发明提供的区域内风功率增大隔河岩电站计划出力调整方案示意图；

图11为本发明提供的区域内风功率增大高坝洲电站计划出力调整方案示意图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

本发明目的在于提供一种考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法，当风功率预测值存在偏差时，通过判断净负荷变化趋势和控制期末水位值，将水电站分为风险电站与安全电站，计算风险程度与安全裕度两个指标，在梯级电站间均衡进行水位补偿与流量重新分配，在保证水电站安全运行的前提下消纳风电并完成计划电量。

图1所示为本发明一种考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法总体流程图，具体包括以下步骤：

步骤1根据余留期δt(tnow为当前时段，t为调度期总时段数)系统负荷任务f(pl(t))与风功率最新预测结果f'(pw(t))，计算风功率变化后的梯级水电站净负荷曲线f(pnet(t))，即将风功率看作负负荷，与系统日负荷曲线叠加；如公式(1)所示：

f(pnet(t))＝f(pl(t))-f'(pw(t))t∈δt(1)

步骤2将步骤1得到的净负荷曲线作为余留期负荷任务，梯级水电站采用余留期时段“以电定水”模式，计算各电站出力pi,t，水位zi,t，流量qi,t过程。其中，下标i表示水电站的编号，t表示时段编号。

目标函数如下公式(2)所示：

约束条件如公式(3)～(8)所示：

负荷平衡约束：

上游水位约束：zi,end-δi≤zi,t≤zi,end+δi(4)

电站出库流量约束：qi,t^min≤qi,t≤qi,t^max(5)

电站出力约束：pi,t^min≤pi,t≤pi,t^max(6)

水量平衡：ii,t＝qi-1,t-τ+si-1,t-τ+ri,t(7)

其中，n表示总时段，n表示总水电站数，pi(t)表示i号水电站t时刻的出力，pnet(t)表示t时刻的净负荷，zi,end为i号水电站调度期给定末水位，qi,t^min表示出库流量最小值，qi,t^min表示出库流量最大值，δi为i号水电站调度期末水位允许变幅；ii,t为i电站t时段的入库流量，pi,t^min表示出力最小值，pi,t^max表示出力最大值，qi-1,t-τi为i-1电站t-τi时段发电流量，si-1,t-τ为i-1电站t-τ时段的弃水流量，τ为i-1与i电站间水流时滞，ri,t为i-1与i电站之间的区间入流。

电站出库流量变幅约束：qi,t-qi,t-1≤qchi(8)

式中，qchi为i电站允许的时段最大出库流量变幅。

水位变幅约束：zi,t-zi,t-1≤zchi(9)

式中，zchi为i电站允许的时段最大库水位变幅。

步骤3若更新后的净负荷总量判断为第ⅰ类情况，执行步骤4；否则判断为第ⅱ类情况，执行步骤11；

表示当前时间段计算得到的下一时间段至调度期末的净负荷总量，表示上一时间段计算得到的当前时间段的下一时间段至调度期末的净负荷总量。

如图2所示，步骤4按照从上游到下游的顺序以1～n(共n个电站)依次为水电站编号，逐个电站比较调度期末水位zi,t与调度期末要求水位zi,end(i＝1,2…n)。

1)若zi,t＞zi,end(i＝1,2…n)，即调度期末水位高于安全水位。当0≤zi,t-zi,end≤δi时，将i电站列入高水位安全电站集计算安全裕度sⅰ,i＝zi,t-zi,end；反之则列入高水位电站集sh，因此产生的风险定义为第ⅰ类高水位风险，其风险程度为rⅰ,i＝zi,t-zi,end。

2)若zi,t＜zi,end(i＝1,2…n)，即调度期末水位低于安全水位。当0≤zi,end-zi,t≤δi时，将i电站列入低水位安全电站集计算安全裕度sⅰ,i＝zi,end-zi,t；反之则列入低水位电站集sl，因此产生的风险定义为第ⅰ类低水位风险，其风险程度为rⅰ,i＝zi,end-zi,t。

步骤5若执行步骤6；否则，结束。

步骤6在梯级电站间进行负荷调整。

1)若按步长δp,i逐步增大高水位电站出力，累加各高水位电站增加出力根据水位安全裕度将按照低水位电站集sl、低水位安全电站集高水位安全电站集(统称为相对低水位电站集lⅰ)的优先级顺序按比例分配至各相对低水位电站，即i号相对低水位电站需减少出力执行步骤7；若相对低水位电站集均为空集，即此时梯级水电站均处于高水位状态，采用“以水定电”模式，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为各电站水位风险量转化得到的弃风电量或火电压缩量，执行步骤8；

2)若按步长δp,i逐步减小低水位电站出力，累加各低水位电站减少出力根据水位安全裕度将按照高水位安全电站低水位安全电站(统称为相对高水位电站hⅰ)的优先级顺序按比例分配至各相对高水位电站，即i号相对高水位电站需增大出力执行步骤7；若相对高水位电站集均为空集，即此时梯级水电站均处于低水位状态，则按给定控制水位下限值zi,end-δi采用“以水定电”模式(与步骤8相同)，计算此时净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为联调系统各时段的功率缺口，如公式(10)所示，结束。

步骤7对梯级水电站采用“以电定水”模式，计算各电站出力、水位、流量，执行步骤10；

步骤8各水电站按给定控制水位上限值ziend+δi运行，采用“以水定电”模式，计算各电站出力、水位、流量过程；

目标函数如公式(11)所示：

约束条件如下所示：

末水位控制约束：zi,t＝zi,end+δi(12)

电站出力约束：pi,t^min≤pi,t≤pi,t^max(13)

水量平衡：ii,t＝qi-1,t-τ+si-1,t-τ+ri,t(14)

电站出库流量约束：qi,t^min≤qi,t≤qi,t^max(15)

电站出库流量变幅约束：qi,t-qi,t-1≤qchi(16)

步骤9累加各梯级水电站时段出力，根据负荷平衡，计算弃风电量owind，如公式(17)所示，结束。

步骤10依据各电站末水位对各类电站集进行更新，执行步骤5；

如图3所示，步骤11按照从上游到下游的顺序以1～n依次为水电站编号，逐个计算比较各水电站调度期末水位zit(i＝1,2…n)与调度期末要求水位zi,end(i＝1,2…n)大小：

1)若zi,t＞zi,end，即调度期末水位高于安全水位。当0≤zi,t-zi,end≤δi时，将i电站列入高水位安全电站集计算安全裕度sⅱ,i＝zi,t-zi,end；反之则列入高水位电站集ph，因此产生的风险定义为第ⅱ类高水位风险，其风险程度为rⅱ,i＝zi,t-zi,end。

2)若zi,t＜zi,end，即当实际风功率小于预测风功率时，水电站为弥补功率缺口而加大出力导致调度期末水位低于安全水位。当0≤zi,end-zi,t≤δi时，将i电站列入低水位安全电站集计算安全裕度sⅱ,i＝zi,end-zi,t；反之则列入低水位电站集水电站pl，此时水电站面临可用水量提前耗尽、甚至后期无电可发的风险，定义为第ⅱ类低水位风险，其风险程度为rⅱ,i＝zi,end-zi,t；

步骤12若执行步骤13；否则，结束。

步骤13在梯级电站间进行负荷调整。

1)若按步长δp,i逐步增大高水位电站出力，累加各高水位电站增加出力根据水位安全裕度将按照低水位电站集pl、低水位安全电站集高水位安全电站集(统称为相对低水位电站lⅱ)的优先级顺序按比例分配至各相对低水位电站，即i号相对低水位电站需减少出力执行步骤14；若相对低水位电站集均为空集，即此时梯级水电站均处于高水位状态，采用“以水定电”模式，计算此净负荷曲线下各时段净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为各电站水位风险量转化得到的弃风电量或火电压缩量，执行步骤15；

2)若按步长δp,i逐步减小低水位电站出力，累加各低水位电站减少出力根据水位安全裕度将按照高水位安全电站低水位安全电站(统称为相对高水位电站hⅱ)的优先级顺序按比例分配至各相对高水位电站，即i号相对高水位电站需增大出力执行步骤14；若相对高水位电站集均为空集，即此时梯级水电站均处于低水位状态，则按给定控制水位下限值ziend-δi采用“以水定电”模式(与步骤8相同)，计算此时净负荷与梯级各水电站各时段出力之和的差值，为联调系统各时段的功率缺口，如公式(18)所示，结束。

步骤14对梯级水电站采用“以电定水”模式，计算各电站出力、水位、流量，执行步骤15；

步骤15依据各电站末水位对各类电站集进行更新，执行步骤12。

本发明针对华中区域内风功率预测偏差问题，以华中电网辖下清江梯级水电站群对预测偏差进行非实时补偿调度为实施例，按照图1所示考虑风功率预测误差的水电站非实时滚动修正方法总体流程图进行计划方案滚动修正，以体现本发明达到的效果。

本发明以天为调度周期，15分钟为调度步长，基于weibull分布，采用monte-carlo方法生成风功率场景。

此外，为模拟风功率预测带来的误差，以第60时段为余留期起始时段，重新生成余留期风功率出力场景，分为风功率增大与风功率减小两种场景类型。针对上述两类场景，采用本发明所提方法对清江梯级水电站群日计划进行修正。

技术方案实施后的结果见图4、5、6、7、8、9、10、11。图4、5为基于weibull分布，运用monte-carlo模拟方法随机抽样10000次，在90％的置信区间下产生的2组全时段风功率出力场景，并针对余留期提取风功率减小与风功率增大场景来模拟风功率预测结果出现不同程度偏差的情景，并用所选场景验证在风功率预测存在不同误差时，所提修正方法有效性。

如图6、7、8所示为针对图4给出的风功率变化场景下余留期风功率减小时，各电站出力计划修正方案。在当前时刻，隔河岩电站为低水位安全电站，水布垭为高水位电站，高坝洲为低水位电站。结果表明，为减小余留期内因风电出力预测偏差导致的水电站群调度期末水位过低风险，采用所提策略，通过隔河岩电站减出力，水布垭加大出力，同时高坝洲电站减出力的方式，修正了原电站出力计划，保证了水电站安全经济运行，对实际工程运用具有指导意义。

图9、10、11为针对图5给出的风功率变化场景下余留期风功率增大时，各电站非实时出力计划调整方案，此时水布垭为低水位安全电站，减出力运行；隔河岩为高水位电站，增大出力运行；高坝洲为低水位电站，减出力运行，进而减小了水电站末水位越界风险。分析可知，在风功率预测误差普遍存在的情况下，采用本发明提供的水电站非实时滚动修正方法对水电站安全经济运行有着重要意义。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。