一种水光互补调度大系统分解协调优化方法

1.本发明涉及水库调度技术，特别是涉及一种水光互补调度大系统分解协调优化方法。


背景技术：

2.水电与光伏作为清洁能源的重要组成部分，虽然光伏发展迅速，但光伏出力存在“间歇性、随机性和波动性”等人为不可控的特性，会在光伏发电高峰时段，因富余的光电无法储存而出现大量弃光现象，限制了光伏产业的发展。在风光水三类主要清洁能源中，具有水库调蓄能力的水能，不仅在调度方式上易于调节水电出力，而且水电规模效应可观，能够作为各类不可控能源的中间媒介，用以配合光电出力，该情况下，通过建立大型水光互补清洁能源基地，水电与光伏共用输电通道，利用梯级库群水电机组容量及调节能力，优化电网对水光的消纳能力，这对于清洁能源发展具有重要意义。


技术实现要素：

3.发明目的：本发明的目的是提供一种水光互补调度大系统分解协调优化方法，将调度过程分为年内逐月、月内逐日调度，明确各个时间尺度的调度规则，指导水光互调度运行。
4.技术方案：本发明的一种水光互补调度大系统分解协调优化方法，包括以下步骤：
5.量化分析水光发电量的消纳情况：包括根据光伏整体波动周期内的水电平均出力与光伏出力叠加，计算水光叠加出力；进一步计算光伏整体波动周期内的水光叠加出力超出输电通道的电量，得到溢容g；光伏整体波动周期内的水光叠加出力未超出输电通道的时段，计算该光伏整体波动周期内剩余的可增加出力的空间，得到水容f；
6.根据光伏整体波动周期内的溢容g和水容f情况，计算水电临界出力信息；
7.判断水电最优长期调度判断是否发生弃水现象，若发生弃水现象，则采用以全年水电消纳电量最优的中长期调度方式获得水光系统中长期调度边界；若未发生弃水现象，则在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内逐月互补、月内逐日互补后获得水光系统中长期调度边界。
8.进一步的，水光叠加出力的计算式为：
[0009][0010]
其中，nh为水电平均出力；为光伏第t时段平均出力，t＝1
…
t，t为日内小时数；
[0011]
溢容g的计算式为：
[0012][0013]
其中，nc为输电通道最大负荷；
[0014]
水容f的计算式为：
[0015][0016]
其中，为水电出力上限，
△
t为计算步长。
[0017]
进一步的，光伏整体波动周期内的溢容g等于水容f时，获得水电临界出力n
lj
，计算式为：
[0018]
g＝f
[0019]
其中，nh为水电平均出力。
[0020]
更进一步的，输电通道发电空间优先配给水电发电量，光伏发电量占用剩余空间，结合对水光发电量消纳情况的量化分析，分为以下3种情况：
[0021]
(1)光伏整体波动周期内的水电平均出力＝水电临界出力，则溢容g＝水容f，水光发电量刚好占满输电通道内的全部可发电空间，不产生弃光；
[0022]
(2)光伏整体波动周期内的水电平均出力》水电临界出力，则溢容g》水容f，水电发电量占用输电通道内的发电空间后，剩余可发电空间不足以容纳所有光伏发电量，产生弃光；
[0023]
(3)光伏整体波动周期内的水电平均出力《水电临界出力，则溢容g《水容f，水电发电量占用输电通道内的发电空间后，剩余可发电空间足以容纳所有光伏发电量，不产生弃光。
[0024]
进一步的，水电最优长期调度以年为调度周期，月为计算步长，目标为全年水电消纳电量最优，通过水电最优长期调度获得各月水电平均出力，具体包括：
[0025][0026][0027]
其中，wh为全年水电消纳电量，为第m月水电消纳电量，为第m月水电平均出力，m为该年内的月数，dm为第m月内的天数，t为日内小时数，
△
t为计算步长。
[0028]
进一步的，水光年内逐月互补具体为：
[0029]
(21)在水光年内逐月互补前，水库按全年水电消纳电量最优方式运行，未考虑各月光伏消纳情况，需要在该过程基础上进一步判断发生弃光的月份，当时，该月出现弃光现象，为第m月水电平均出力，为第m月水电临界出力，
[0030]
(22)从调度期内首个弃光月份开始进行水光年内逐月互补调节，降低当月水电发电流量，直至当月水电平均出力尽可能小于水电临界出力，降低光伏弃电量，并更新各月水电平均出力；
[0031]
(23)在调度期内首个弃光月份水光互补调节完成后，按调度期从前向后的时间顺序依次选取下一个弃光月份，重复步骤(22)，直至各月水电平均出力都尽可能小于水电临界出力。
[0032]
更进一步的，步骤(22)具体为：
[0033]
水光互补调节采用径流计算，以发电流量作为变量进行调节，该过程中需要满足下泄流量约束、弃水约束、弃光约束、出力约束，具体如下：
[0034]
(221)调度期内首个弃光月份为n月，表示n月水电平均出力大于该月水电临界出
力，需要通过降低n月水电平均出力，为光伏发电量让出输电通道的发电空间，n月通过降低水电发电流量，降低水电平均出力；
[0035]
(222)若n月出现弃水，表示n月因为降低水电发电流量，水库蓄水超过库容限制，需要通过依次加大n月之前月份的水电发电流量，通过水库调节能力提前腾出库容，避免n月出现弃水，与此同时，加大n月之前月份的发电流量即加大水电平均出力，该过程需要满足各月水电出力约束、水电临界出力的约束条件，该过程从n-1月依次往前进行，直到步骤(221)中n月水电平均出力小于水电临界出力，则步骤(22)中n月水电平均出力取该水电平均出力；
[0036]
(223)若步骤(222)一直进行到调度期首月，已经调用n月前全部的水库调节能力，步骤(221)中n月水电平均出力依旧无法降低至水电临界出力，则步骤(22)中n月水电平均出力取该水电平均出力。
[0037]
进一步的，水光月内逐日互补具体为：
[0038]
(31)根据各月水电临界出力与水电平均出力，计算各月缩放系数km，具体包括：
[0039][0040]
其中，为第m月水电临界出力；为第m月水电平均出力，m＝1，2
…
，12；
[0041]
(32)根据典型年光伏逐时出力序列各月水电平均出力计算各月逐日水电临界出力具体包括：
[0042][0043][0044][0045]gm,d
＝f
m,d
[0046]
其中，为第m月d天t时段的水光叠加出力；g
m,d
为第m月d天的溢容；nc为输电通道最大负荷；f
m,d
为第m月d天的水容；为为第m月d天的水电出力上限；为第m月d天水电临界出力；为第m月d天水电平均出力，m＝1，2
…
，12，d＝1,2,
…
,dm，dm为第m月内的天数；
[0047]
(33)根据各月缩放系数km与该月逐日水电临界出力进一步指导该月逐日水电平均出力过程，具体包括：
[0048][0049]
其中，m＝1，2
…
，12，d＝1,2,
……
,dm，dm为第m月内的天数；
[0050]
(34)根据水光年内逐月互补获得的各月水位节点，根据获得的各月逐日水电平均出力过程，采用“以电定水”计算方式，推算月内逐日水位过程，通过修正系数δ调整各月缩放系数km，直到通过月内逐日水电平均出力推算的水位过程中的月末水位，与水光年内逐月互补获得的各月水位节点小于设定误差后，完成水光月内逐日互补过程，具体包括：
[0051][0052][0053]
其中，为修正缩放系数。
[0054]
本发明的一种水光互补调度大系统分解协调优化系统，包括：
[0055]
数据采集模块，用于采集光伏整体波动周期内的光伏出力过程，水电平均出力、水电出力上限和水电出力下限，输电通道最大负荷；
[0056]
数据处理模块，用于量化分析水光发电量的消纳情况，计算水电临界出力信息，水光发电量的消纳情况包括溢容g和水容f，溢容g为光伏整体波动周期内的水光叠加出力超出输电通道的电量，水容f为光伏整体波动周期内的水光叠加出力未超出输电通道的时段，该光伏整体波动周期内剩余的可增加出力的空间；
[0057]
模型调度模块，根据水电最优长期调度判断是否发生弃水现象，采用不同的调度模型，具体为：若发生弃水现象，则采用以全年水电消纳电量最优的中长期调度方式获得水光系统中长期调度边界；若未发生弃水现象，则在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内互补、月内互补后获得水光系统中长期调度边界。
[0058]
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上述一种水光互补调度大系统分解协调优化方法的步骤。
[0059]
有益效果：与现有技术相比，本发明通过对水光发电量的消纳情况进行量化分析，在此基础上引入水电临界出力信息，进一步在水电长期最优调度过程的基础上进行水光年内逐月互补、月内逐日互补过程，在保障水电年发电量的基础上，实现中长期内的水电电量转移，光伏大则让出通道、光伏小则补偿通道，实现充分降低弃光电量，达到水光消纳电量最优的效果。
附图说明
[0060]
图1是本发明方法流程图；
[0061]
图2是水光互补前长期优化调度结果图；
[0062]
图3是水光互补后长期优化调度结果图；
[0063]
图4是水光互补后中期优化调度结果图；
[0064]
图5水光互补中长期优化调度结果图。
具体实施方式
[0065]
下面结合附图和具体实施例，对本发明作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
[0066]
本实施例选用某清洁能源基地，水电装机规模为952.5万kw，光伏装机规模为1000万kw，输电通道最大负荷1000万kw，其中水电有梯级电站群组成，共计6个水电站，具体信息见表1，其中水库
②
为控制性水库，以下梯级水库调度过程均采用水库
②
上游水位过程予以表示，另外，该地区光伏年纪变化较稳定，选用典型年光伏出力序列作为计算依据。
[0067]
表1梯级水电站规模参数
[0068][0069]
如图1所示，本发明的一种水光互补调度大系统分解协调优化方法，通过对不同径流来水量的分析判断，采用相对应的优化调度方式，在保障水电量的基础上降低弃光电量，提高光伏消纳率，实现水光电量消纳的整体效益上升，具体包括以下步骤：
[0070]
s1、量化分析水光发电量的消纳情况，水光发电量的消纳情况包括“溢容g”和“水容f”，计算水电临界出力信息；具体为：
[0071]
s11、光伏出力昼发夜息，在一天24h周期内具有整体波动性的特点，该周期称为光伏整体波动周期，获得光伏整体波动周期内光伏出力过程，水电平均出力、水电出力上限和水电出力下限，输电通道最大负荷；
[0072]
s12、光伏整体波动周期内的水电平均出力与光伏出力叠加，计算水光叠加出力得到水光系统互补前出力方式；水光叠加出力的计算式为：
[0073][0074]
式中，nh为水电平均出力，见表2第1列数据；为光伏第t时段平均出力，见表2第2列数据，t＝1
…
t，t为日内小时数，t＝24；
[0075]
s13、光伏整体波动周期内的水光叠加出力超出输电通道的电量，称为溢容g，见
[0076]
表2第6列数据，计算式为：
[0077][0078]
式中，nc为输电通道最大负荷，见表2第4列数据，t＝1
…
t，t＝24；
[0079]
s14、光伏整体波动周期内的水光叠加出力未超出输电通道的时段，该周期内，水电平均出力距离水电出力上限、水光叠加出力距离输电通道最大负荷，还有剩余的可增加出力的空间，该空间称为水容f，计算式为：
[0080][0081]
式中，为水电出力上限，见表2第3列数据；nh、分别为水电、光伏第t时段平均出力，见表2第1～2列数据，t＝1
…
t，t＝24；
[0082]
s15、光伏整体波动周期内的溢容g等于水容f时，获得水电临界出力n
lj
，具体包括：
[0083]
g＝f
[0084]
式中，n
lj
为光伏整体波动周期内的水电临界出力，见表2第8列数据，水电临界出力下的溢容g、水容f见表2第9～10列数据，，t＝1
…
t，t＝24。
[0085]
进一步的，步骤s15还包括：
[0086]
输电通道电量消纳方式采用水电优先原则，即输电通道发电空间优先配给水电发电量，光伏发电量占用剩余空间，结合对水光发电量消纳情况的量化分析，分为以下3种情
况：
[0087]
①
光伏整体波动周期内的水电平均出力＝水电临界出力，则溢容g＝水容f，水光发电量刚好占满输电通道内的全部可发电空间，不产生弃光；
[0088]
②
光伏整体波动周期内的水电平均出力》水电临界出力，则溢容g》水容f，水电发电量占用输电通道内的发电空间后，剩余可发电空间不足以容纳所有光伏发电量，产生弃光；
[0089]
③
光伏整体波动周期内的水电平均出力《水电临界出力，则溢容g《水容f，水电发电量占用输电通道内的发电空间后，剩余可发电空间足以容纳所有光伏发电量，不产生弃光。
[0090]
表2光伏整体波动周期内水光发电量的消纳情况
[0091][0092]
s2、根据水电最优长期调度判断是否发生弃水现象，采用不同的调度模型进行优化调度；具体的：
[0093]
s21、水电最优长期调度以年为调度周期，月为计算步长，目标为全年水电消纳电量最优，通过水电最优长期调度获得各月水电平均出力，如图2所示；具体包括：
[0094][0095][0096]
式中：wh为全年水电消纳电量，为第m月水电消纳电量，为第m月水电平均出力，m为该年内的月数，m＝12，dm为第m月内的天数，dm＝31、30、29或28，t为日内小时数，t＝24，
△
t为计算步长，
△
t＝1，h。
[0097]
s22、根据水电最优长期调度判断是否发生弃水现象，具体包括：
[0098]
①
发生弃水现象：水光系统中长期调度边界，采用以全年水电消纳电量最优的中长期调度方式获得；
[0099]
②
未发生弃水现象：水光系统中长期调度边界，在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内逐月互补、月内逐日互补后获得。
[0100]
本实施例为第
②
类情况，表示可以通过水库调节能力，通过中长期内的水电量转移，降低光伏弃电量，该过程需要进一步进行水光年内逐月互补、月内逐日互补，具体如下：
[0101]
s23、结合典型年光伏出力序列，计算各月水电临界出力，具体包括：
[0102][0103][0104][0105][0106]gm
＝fm[0107]
式中，为第m月内光伏平均出力；为典型年光伏逐时出力序列；为第m月水电平均出力，通过水电长期最优调度计算获得；为第m月水光合计出力；gm为第m月溢容；fm为第m月水容；为第m月水电平均出力上限；为第m月水电临界出力，t＝1
…
t，t＝24。
[0108]
经过计算，通过水电长期最优调度，其中7、9月水电平均出力分别为917.62万kw、878.18万kw，对应的水电临界出力为829.66万kw、803.52万kw，即7、9月水电平均出力超出水电临界出力，发生弃光现象，计算光伏消纳率分别为39％、56％，需要在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内逐月互补，具体包括：
[0109]
如图3所示，从首个弃光月份7月开始进行水光互补调节，水光互补调节采用径流计算，以发电流量作为变量进行调节，该过程中需要满足下泄流量约束、弃水约束、弃光约束、出力约束，以7月水电平均出力调整为例：
[0110]
逐步减小7月水电发电流量，随水电发电流量减小，7月水电平均出力下降，与此同时，水库蓄水位上升，为避免7月出现弃水，进一步增加6月发电流量，通过电量转移将7月的水电量调配至6月，若6月加大水电平均出力后，不满足水电出力约束或超过6月水电临界出力，造成6月弃光，则以水电优先原则，得到7月水光互补后水电平均出力；
[0111]
通过上述过程，得到7月水电平均出力与水电临界出力基本一致，均为825.35万
kw，进一步按上述过程进行9月水光互补调整，并更新各月水电平均出力与水电临界出力，通过水光年内逐月互补后，各月水电平均出力均小于或等于水电临界出力，各月光伏消纳率达到为100％，即在月尺度上光伏电量全部消纳；通过水光年内逐月互补获得各月水电平均出力、各月水电临界出力、各月水位节点，该过程，水电发电量下降0.48％，光伏发电量上升9.04％，水光系统总效益提升1.64％。
[0112]
s24、在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内逐月互补，具体包括：
[0113]
s241、在水光年内逐月互补前，水库按全年水电消纳电量最优方式运行，未考虑各月光伏消纳情况，需要在该过程基础上进一步判断发生弃光的月份，当时，该月出现弃光现象，为第m月水电平均出力，为第m月水电临界出力，
[0114]
s242、从调度期内首个弃光月份开始进行水光年内逐月互补调节，降低当月水电发电流量，直至当月水电平均出力尽可能小于水电临界出力，降低光伏弃电量，并更新各月水电平均出力；
[0115]
水光互补调节采用径流计算，以发电流量作为变量进行调节，该过程中需要满足下泄流量约束、弃水约束、弃光约束、出力约束，具体如下：
[0116]
(1)调度期内首个弃光月份为n月，表示n月水电平均出力大于该月水电临界出力，需要通过降低n月水电平均出力，为光伏发电量让出输电通道的发电空间，n月通过降低水电发电流量，降低水电平均出力；
[0117]
(2)若n月出现弃水，表示n月因为降低水电发电流量，水库蓄水超过库容限制，需要通过依次加大n月之前月份的水电发电流量，通过水库调节能力提前腾出库容，避免n月出现弃水，与此同时，加大n月之前月份的发电流量即加大水电平均出力，该过程需要满足各月水电出力约束、水电临界出力的约束条件，该过程从n-1月依次往前进行，直到步骤(1)中n月水电平均出力小于水电临界出力，则步骤s242中n月水电平均出力取该水电平均出力；
[0118]
(3)若步骤(2)一直进行到调度期首月，已经调用n月前全部的水库调节能力，步骤(1)中n月水电平均出力依旧无法降低至水电临界出力，则步骤s242中n月水电平均出力取该水电平均出力。
[0119]
s243、在调度期内首个弃光月份水光互补调节完成后，按调度期从前向后的时间顺序依次选取下一个弃光月份，重复步骤(242)，直至各月水电平均出力都尽可能小于水电临界出力。
[0120]
s25、通过水光年内逐月互补获得各月水电平均出力、各月水电临界出力、各月水位节点，进一步进行水光月内逐日互补。
[0121]
s251、根据各月水电临界出力与水电平均出力，计算各月缩放系数km，如图4所示；具体包括：
[0122][0123]
式中，为第m月水电临界出力；为第m月水电平均出力，m＝1，2
…
，12；
[0124]
s252、根据典型年光伏逐时出力序列各月水电平均出力计算各月逐日水电临界出力具体包括：
[0125][0126][0127][0128]gm,d
＝f
m,d
[0129]
式中，为第m月d天t时段的水光叠加出力；g
m,d
为第m月d天的溢容；nc为输电通道最大负荷；f
m,d
为第m月d天的水容；为为第m月d天的水电出力上限；为第m月d天水电临界出力；为第m月d天水电平均出力，m＝1，2
…
，12，d＝1,2,
…
,dm，dm为第m月内的天数；
[0130]
s253根据各月缩放系数km与该月逐日水电临界出力进一步指导该月逐日水电平均出力过程，具体包括：
[0131][0132]
式中，m＝1，2
…
，12，d＝1,2,
……
,dm，dm为第m月内的天数；
[0133]
s254、根据水光年内逐月互补获得的各月水位节点，根据s243获得的各月逐日水电平均出力过程，采用“以电定水”计算方式，推算月内逐日水位过程，通过修正各月缩放系数km，直到通过月内逐日水电平均出力推算的水位过程中的月末水位，与水光年内逐月互补获得的各月水位节点小于0.01m，完成水光月内逐日互补过程，具体包括：
[0134][0135][0136]
s26、水光年内逐月互补和水光月内逐日互补调度的约束条件分别为出力平衡、水量平衡、水力联系、水位限制、流量限制、出力限制等，具体包括：
[0137][0138]vi,t+1
＝v
i,t
+(rqi,t-qi,t-qs
i,t
)
△
t
[0139]
rq
i,t
＝q
i-1,t
+qs
i-1,t
+qj
i,t
[0140]zi,min
≤zi≤z
i,max
[0141]qi,t,min
≤q
i,t
+qs
i,t
≤q
i,t,max
[0142][0143]
式中：为第i个水电站第t时段的平均出力，l为梯级中水电站数量；v
i,t
、v
i,t+1
分别为第i个水电站第t时段初、末水库蓄水量；rq
i,t
、q
i,t
、qs
i,t
分别为第i个水电站第t时段入库流量、发电流量、弃水流量；qj
i,t
为第i-1个电站到第i个电站的区间流量；z
i,min
、z
i,max
分别为第i个水电站最低、最高运行水位；q
i,t,min
、q
i,t,max
分别为i个水电站在t时段下泄流量下限、上限；分别为i个水电站第t时段最小、最大出力，
△
t为计算步长。
[0144]
通过上述水光月内逐日互补过程，以6月为例，6月内各天水电平均出力均小于水电临界出力，各天光伏消纳率达到为100％，即在日尺度上光伏电量全部消纳，6月初末水位
节点与水光年内逐月互补水位节点一致，能够保证正常运行；
[0145]
如图5所示，经过大系统分解协调优化后，水电发电量下降0.33％，光伏发电量上升9.00％，水光系统总效益提升2.14％，全年光伏消纳率达到100％，有效提高了水光系统电量消纳水平。
[0146]
本发明的一种水光互补调度大系统分解协调优化系统，包括：
[0147]
数据采集模块，用于采集光伏整体波动周期内的光伏出力过程，水电平均出力、水电出力上限和水电出力下限，输电通道最大负荷；
[0148]
数据处理模块，用于量化分析水光发电量的消纳情况，计算水电临界出力信息，水光发电量的消纳情况包括溢容g和水容f，溢容g为光伏整体波动周期内的水光叠加出力超出输电通道的电量，水容f为光伏整体波动周期内的水光叠加出力未超出输电通道的时段，该光伏整体波动周期内剩余的可增加出力的空间；
[0149]
模型调度模块，根据水电最优长期调度判断是否发生弃水现象，采用不同的调度模型，具体为：若发生弃水现象，则采用以全年水电消纳电量最优的中长期调度方式获得水光系统中长期调度边界；若未发生弃水现象，则在水电最优长期调度基础上，进一步进行水光年内互补、月内互补后获得水光系统中长期调度边界。
[0150]
本发明的一种存储介质，存储介质上存储有计算机程序，计算机程序被至少一个处理器执行时实现上述一种水光互补调度大系统分解协调优化方法的步骤。
[0151]
本发明的一种水光互补调度大系统分解协调优化方法，采用水光发电打捆并网且水电优先占用输电通道的原则，结合典型年光伏出力序列，通过对水光发电量的消纳情况进行量化分析，在此基础上引入水电临界出力信息，进一步在水电长期最优调度过程的基础上进行水光年内逐月互补、月内逐日互补过程，明确各个时间尺度的调度规则，通过月临界出力与日临界出力信息逐级指导中长期水电调度，在保障水电年发电量的基础上，实现中长期内的水电电量转移，光伏大则让出通道、光伏小则补偿通道，实现充分降低弃光电量，达到水光消纳电量最优的效果。