一种面向流域级水风光一体化基地的调度模式判别方法与流程

本发明涉及新能源联合调度及水库优化运行，特别是一种面向流域级水风光一体化基地的调度模式判别方法。

背景技术：

1、流域级水风光一体化基地通常由梯级水电站群、风电场、光伏电站及外送通道组成。风电和光伏在长期尺度上存在季节性变化，在中期尺度上可能连续多日大发或小发，在短期尺度上还存在预测误差、反调峰和随机波动；水电虽然具有较强的调节能力，但同时受到防洪、供水、生态、航运、水位、流量及机组安全运行等约束。因此，新能源出力变化是否需要由水电或储能进行补偿，与新能源装机规模、外送通道余量、水库可调库容及水电机组调节能力有关，并非所有运行场景都需要进行水风光耦合调度。

2、现有方法通常按照长期、日前、日内或实时等时间尺度建立水风光联合优化模型，直接利用水电或储能补偿新能源出力波动和预测误差，缺少在模型求解前判断是否需要启动互补调度的环节。当外送通道能力充足、水库调蓄空间较大且新能源波动影响较小时，直接进行耦合优化会增加数据准备和模型计算量；当通道拥塞、持续多日波动或短期预测误差超过水电可承受范围时，又需要及时启用相应尺度的互补调度。因此，需要根据长期通道利用情况、中期水库调蓄需求以及短期发电可靠性和调峰需求，对水电与新能源的耦合程度进行判别，并据此选择确定性调度模式或多能互补调度模式。

技术实现思路

1、本发明所要解决的技术问题是：如何在水风光互补优化调度前，准确判别不同时间尺度下水电与新能源的耦合需求，并据此选择相应的调度模式。

2、为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：

3、一种面向流域级水风光一体化基地的调度模式判别方法，包括以下步骤：

4、s1、获取流域级水风光一体化基地的水电站群运行数据、新能源运行数据、外送通道运行数据、储能运行数据及调度业务参数，对获取的数据进行时间对齐和异常处理，形成调度模式判别数据集；

5、s2、根据调度周期和调度步长，将调度模式判别划分为长期尺度判别、中期尺度判别和短期尺度判别；

6、s3、按照新能源优先外送或优先消纳、水电站群执行确定性调度计划的方式，构建未进行水风光互补调度时的无耦合参考运行状态；

7、s4、基于无耦合参考运行状态，分别计算长期尺度解耦判别指标、中期尺度解耦判别指标和短期尺度解耦判别指标；长期尺度解耦判别指标用于表征水电与新能源极端出力叠加情况下外送通道利用压力，中期尺度解耦判别指标用于表征水电补偿新能源持续波动所需的水库调蓄需求，短期尺度解耦判别指标用于表征新能源预测误差及出力波动对水电发电可靠性和调峰能力的影响；

8、s5、根据历史运行样本、典型场景样本、规划并网容量及运行安全边界，分别确定各解耦判别指标对应的容忍阈值；

9、s6、将各解耦判别指标与对应的容忍阈值进行比较，得到各调度时间尺度对应的归一化越限系数，并根据归一化越限系数确定对应的综合耦合度；

10、s7、当综合耦合度不大于第一模式切换阈值时，判定对应调度时间尺度处于解耦状态；当综合耦合度不小于第二模式切换阈值时，判定对应调度时间尺度处于耦合状态；当综合耦合度位于第一模式切换阈值与第二模式切换阈值之间时，判定对应调度时间尺度处于临界耦合状态。第一模式切换阈值和第二模式切换阈值根据历史运行样本、调度风险分析结果以及模式切换需求确定，其中，第一模式切换阈值小于第二模式切换阈值，且第二模式切换阈值不小于1；

11、s8、对于解耦状态，调用新能源优先外送或优先消纳条件下的水电确定性调度模型；对于耦合状态，调用与对应调度时间尺度相匹配的水风光多能互补调度模型或水风光储多能互补调度模型；对于临界耦合状态，执行运行风险分析后选择调度模型。

12、优选地，所述步骤s1包括：

13、s11、获取水电站群的径流、水库水位、可用库容、耗水率、计划出力、最小出力和最大出力；

14、s12、获取风电场和光伏电站的历史出力、预测出力、并网装机容量、极端出力率、预测误差和出力同时率；

15、s13、获取外送通道的输送能力、计划外送功率和安全输送限额；

16、s14、获取储能系统的额定功率、额定容量、荷电状态及充放电功率；

17、s15、对获取的数据进行时间尺度统一、异常数据识别和缺失数据修复。

18、优选地，步骤s2包括：

19、长期尺度对应月、旬或丰水期调度；

20、中期尺度对应周、旬或连续多日调度；

21、短期尺度对应日内、逐小时或逐15分钟调度。

22、优选地，长期尺度解耦判别指标按照下式计算：

23、；

24、式中，为外送通道i对应的长期尺度解耦判别指标，为外送通道i对应水电站群在丰水期的最大发电能力，为外送通道i对应新能源在丰水期的折算最大出力，为外送通道i在丰水期的可用输送能力；

25、将各外送通道对应的长期尺度解耦判别指标中的最大值确定为流域级水风光一体化基地的长期尺度判别指标。

26、优选地，中期尺度解耦判别指标的计算包括：

27、s51、按照下式计算新能源持续大发情况下水电站h对应的蓄水调节需求：

28、；

29、s52、按照下式计算新能源持续小发情况下水电站h对应的消落调节需求：

30、；

31、式中，，为中期调度时段集合，和分别为新能源的极端最大出力率和极端最小出力率，为新能源装机容量，为新能源预测出力，为水电站耗水率，为调度步长；

32、s53、按照下式计算水电站h对应的中期尺度解耦判别指标：

33、；

34、式中，为水电站的可蓄水库容，为水电站的可消落库容；

35、将各水电站对应的中期尺度解耦判别指标中的最大值确定为中期尺度判别指标。

36、优选地，短期尺度解耦判别指标包括发电可靠性指标和调峰影响指标；

37、发电可靠性指标按照下式计算：

38、；

39、调峰影响指标按照下式计算：

40、；

41、式中，为扣除储能可用补偿能力后的新能源剩余预测误差，为水电站的最小稳定出力，为扣除储能调节能力后的新能源剩余调峰需求，和分别为水电站的可用向上调节能力和可用向下调节能力；

42、将发电可靠性指标和调峰影响指标中的最大值确定为水电站h对应的短期尺度解耦判别指标，并将各水电站对应的短期尺度解耦判别指标中的最大值确定为流域级水风光一体化基地的短期尺度判别指标。

43、优选地，步骤s5包括：

44、s71、按照水电站、外送通道、新能源送出区域、水文时期和调度季节对历史运行样本进行分类；

45、s72、计算各类历史运行样本对应的长期尺度解耦判别指标、中期尺度解耦判别指标和短期尺度解耦判别指标；

46、s73、剔除数据缺测、设备异常、极端检修和非正常限电对应的异常样本；

47、s74、采用分位数法确定各解耦判别指标对应的初始容忍阈值；

48、s75、根据外送通道安全输送限额、水库安全水位、水库可调库容、水电机组最小出力及调峰能力，对初始容忍阈值进行修正，得到最终容忍阈值；

49、s76、根据新能源装机容量、外送通道能力及水库运行边界的变化，对容忍阈值进行滚动更新。

50、优选地，综合耦合度按照下式计算：

51、；

52、；

53、式中，为调度时间尺度q下解耦判别指标j对应的归一化越限系数，为解耦判别指标，为对应的容忍阈值，为调度时间尺度q对应的综合耦合度，为指标权重，为最大越限指标影响系数；为调度时间尺度q对应的解耦判别指标数量；，且；；。

54、优选地，步骤s7还包括：

55、s91、当任一解耦判别指标达到对应的安全极限阈值时，直接将对应调度时间尺度判定为强制耦合状态；

56、s92、当综合耦合度连续不小于第二模式切换阈值的调度时段数量达到第一预设数量时，将调度模式由解耦状态切换为耦合状态；

57、s93、当综合耦合度连续不大于第一模式切换阈值的调度时段数量达到第二预设数量时，将调度模式由耦合状态切换为解耦状态。

58、优选地，还包括：

59、s101、根据达到耦合状态的调度时间尺度，选择长期水风光互补调度模型、中期水风光互补调度模型或短期水风光储互补调度模型；

60、s102、输出选定调度模型对应的水电出力计划、风电出力计划、光伏出力计划、水库水位过程、出库流量、弃水流量、外送通道功率和储能荷电状态；

61、s103、获取调度执行后的实际新能源出力、实际水电出力、实际水库水位和实际外送通道功率；

62、s104、根据实际运行数据更新历史运行样本及对应的容忍阈值。

63、本发明的有益效果是：通过构建长期、中期和短期多尺度解耦判别指标，在互补调度模型计算前判断水电与新能源的耦合需求，并根据判别结果选择确定性调度模式或多能互补调度模式，减少不必要的复杂耦合计算；同时能够识别通道拥塞、水库调蓄不足及短期调峰能力受限等风险，实现调度模式随新能源装机规模和运行边界变化自适应切换，提高调度效率、安全性及结果的可解释性。