一种水风光多能互补中期调度方法与流程

本发明涉及水电调度，特别是一种水风光多能互补中期调度方法。

背景技术：

1、水风光多能互补中期调度是连接长期调度与短期调度的重要桥梁。一方面，长期调度的计算结果可作为中期调度的输入条件；另一方面，中期调度的计算结果又可为短期调度提供边界条件。由于中期尺度的径流和风光出力的不确定性相对难以预测，目前对水风光多能互补的调度方法研究主要集中在长期和短期，鲜有对水风光多能互补中期调度方法的研究。

2、中国专利“cn113255982a一种风光水互补系统中长期优化调度方法”提供了一种风光水互补系统中长期优化调度方法，包括：基于分位数回归理论的中长期风光出力预测模型刻画风光出力不确定性，运用模糊机会约束刻画来水不确定性，综合考虑水库运行约束和电力平衡约束，建立风光水互补系统中长期优化调度模型。该方法未考虑到极端风光出力场景，在极端场景下的适用性有待考证。

3、中国专利“cn117477530a基于峰谷策略和平稳送电的水风光储日内互补计算方法”提供了基于峰谷策略和平稳送电的水风光储日内互补计算方法，涉及风光储一体化基地规划设计与调度运行技术领域。该方法无法适用于存在较长时间尺度径流、风光出力不确定性的水风光多能互补中期调度模型。

4、除该发明外的其他发明在水风光多能互补的中期调度问题中均存在一定缺陷。

技术实现思路

1、本发明的目的在于克服上述不足，提供一种水风光多能互补中期调度方法，以解决背景技术中提出的问题。

2、为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种水风光多能互补中期调度方法，它包括如下步骤：

3、s1、场景生成：根据计划出力及预测误差生成风光出力场景集，然后采用k-均值聚类方法进行场景缩减，得到典型风光出力场景集作为模型输入条件；

4、s2、模型构建；构建水风光一体化中期调度模型，并求解得到计划水位过程与计划出力过程。

5、进一步地，所述步骤s1具体为：

6、s11、首先根据计划出力确定预测误差；假设计划出力场景为p＝[p1,p2,…,pt,…,pt]，预测误差占计划出力的比例为μ＝[μ1,μ2,…,μt,…,μt]，由于风光发电预测误差随着时间地延长而增大，因此μ1<μ2<μt<…<μt，则各时段出力可能的波动值为：

7、θ＝[p1μ1,p2μ2,…,ptμt,…,ptμt]            (1)

8、s12、在[-θt,θt]内生成随机数αt，则出力场景为：

9、pws＝[p1+α1,p2+α2,…,pt+αt,…,pt+αt]       (2)

10、s13、重复上述过程，生成s个出力场景：

11、

12、s14、根据得到的出力场景与计划出力计算系数矩阵：

13、

14、s15、根据系数矩阵与计划出力生成其它风电场的出力场景：

15、

16、大量的风光出力场景会导致模型求解困难，因此采用k-均值聚类方法进行场景缩减，最终得到出力场景作为模型输入条件。

17、进一步地，所述步骤s2具体为：水风光多能互补中期调度以发电量最大为目标，由于风光出力具有极强的不确定性，综合考虑发电量以及计划出力与实际出力的偏差，在保证发电效益的同时，又能合理地控制水位，其目标函数如下：

18、

19、式中：en,j,t表示第n个水电站单站电厂j及其接入的风光电站在时段t的总发电量，万kwh；prs表示场景s的概率；en,j,t,s表示当风光出力为场景s时第n个水电站单站电厂j及其接入的风光电站在时段t的计划总发电量与实际总发电量的偏差，万kwh；分别为第n个水电站单站电厂j在时段t的出力及其接入该分电厂的风电站与光伏电站的出力，万kw；efn,j,t,s表示当风光出力为场景s时第n个水电站单站电厂j及其接入的风光电站在时段t的总发电量，万kw；分别表示当风光出力为场景s时第n个水电站单站电厂j在时段t的出力及其接入该分电厂的风电站与光伏电站的出力，万kw；△t为时段长度；n、n分别为电站序号和电站数量；j表示单站电厂序号；t、t分别为时段序号和时段个数；s、s分别为风光出力场景序号和场景个数；

20、约束条件如下：

21、(1)水量平衡约束

22、

23、式中：vn,t+1、vn,t分别表示第n个水电站在t+1和t时段初的库容，万m3；qin,t表示第n个水电站在时段t的入库流量，m3/s；qun,t表示第n个水电站在时段t的出库流量，m3/s；△t表示t时段的小时数；qen,t表示第n个水电站在时段t的区间入库流量，m3/s；qdn,t表示第n个水电站在时段t的发电流量，m3/s；qsn,t表示第n个水电站在时段t的弃水流量，m3/s；qdn,j,t表示第n个水电站单站电厂j在时段t的发电流量，m3/s；j表示单站电厂序号；

24、(2)始末库容约束

25、

26、式中：vn,1、vn,t+1分别表示第n个水电站调度期初与调度期末的库水位，m；分别表示给定的第n个水电站调度期初与调度期末的水位，m；

27、(3)库容上下限约束

28、

29、式中：分别表示第n个水电站在t时段的库容下限和库容上限，m；

30、(4)发电流量上下限约束

31、

32、式中：qdn,j,t表示第n个水电站单站电厂j在时段t的发电流量，m3/s；分别表示第n个水电站单站电厂j在时段t的最小发电流量和最大发电流量，m3/s；

33、(5)出库流量上下限约束

34、

35、式中：qun,t表示第n个水电站在时段t的发电流量，m3/s；分别表示第n个水电站在时段t的出库流量下限和出库流量上限，m3/s；

36、(6)出力上下限约束

37、

38、式中：表示第n个水电站单站电厂j在时段t的出力，万kw；分别表示第n个水电站单站电厂j在时段t的出力下限和出力上限，万kw；

39、(7)出力爬坡约束

40、

41、式中：pn,j,t表示第n个水电站单站电厂j及其接入的风光电站在时段t的总出力；rampn,j表示第n个水电站单站电厂j及其接入的风光电站总出力的日爬坡能力，万kw；

42、(8)送出通道约束

43、pn,j,t≤pcn,j            (15)

44、式中：pcn,j表示第n个水电站单站电厂j的送出能力；

45、(9)单站电厂发电量比例约束

46、

47、式中：分别表示第n个水电站左岸电厂和右岸电厂在时段t的出力，万kw；

48、(10)水位变幅约束

49、|zn,t+1-zn,t|≤δn             (17)

50、式中：zn,t+1、zn,t分别表示水电站n在t+1时段初和t时段初的水位，m；表示水电站n允许的日水位变化幅度，m；

51、(11)水位库容曲线

52、zn,t＝fn(vn,t)             (18)

53、式中：fn(·)表示第n个水电站的水位库容关系函数；

54、(12)出力函数

55、

56、式中：rn,j,t表示第n个水电站单站电厂j在t时段的耗水率；

57、(13)实际与计划水位偏差约束

58、|zn,t-zfn,t,s|≤εn            (20)

59、式中：vfn,t,s表示当风光出力场景为s时水电站n在t时段的库容，万m3；εn表示水电站n允许的实际运行过程与计划过程的偏差。

60、进一步地，它还包括s3、约束处理，其具体为：

61、(1)绝对值约束

62、对于出力爬坡约束、水位变幅约束、实际水位与计划水位偏差约束，采取如下方式处理：

63、-rampn,j≤pn,j,t+1-pn,j,t≤rampn,j           (21)

64、-δn≤zn,t+1-zn,t≤δn            (22)

65、-εn≤zn,t-zfn,t,s≤εn            (23)对于目标函数中的en,j,t,s＝|en,j,t-efn,j,t,s|，则转化为：

66、

67、(2)非线性函数处理

68、对于约束中的水位库容函数，采用分段线性插值方法。

69、本发明有益效果：

70、1、本发明在考虑不确定性风光出力场景的条件下进行水风光中期互补调度，且综合考虑多项电站实际运行约束，可以得到可靠的调度过程，在极端风光出力场景下也能成功校核。

71、2、本发明在保证发电效益的同时，能够合理地控制水位，当风光发电出力波动时，能够在给定的水位波动范围内调整水电出力，使得水风光系统的总出力保持稳定。

72、3、本发明针对“一站多厂”水电站，考虑水库与单站电厂之间的水力、电力联系，能够给出各分电厂的详细发电计划及出力上下限。