一种基于电网稳定的水光系统送电方式

1.本发明涉及一种基于电网稳定的水光系统送电方式，属于水利水电工程技术领域。


背景技术：

2.光电作为可再生能源的重要组成部分，直接并网将对电力系统的安全稳定运行造成不利影响，并引发弃光现象。2021年西藏地区弃光率超过25％居全国首位，该情况下，通过建立大型水光互补发电基地，共用“西电东送”输电通道，利用梯级库群水电机组容量及调节能力，平抑水光系统送电波动性，缓解电力系统运行压力，同时优化电网对水光电量的消纳能力，是水光互补发电基地建设和运行的关键性问题。
3.现有的水光系统日内互补方式多为：仅考虑电量消纳或构建多目标模型进行优化计算，前者难以保障系统送电稳定性能，对“西电东送”的电能质量考虑欠周，而后者计算复杂，尤其是对于具有年调节能力的大型水库，难以将水光系统日内互补方式延伸至年内发电计划安排与优化调度过程上，无法充分发挥大型水库在完整调度周期的调蓄互补能力。


技术实现要素：

4.为了克服现有技术的不足，本发明提供了一种基于电网稳定的水光系统送电方式，以提高水光系统电量消纳效益，并保障水光系统送电并网稳定性能。
5.本发明的技术方案：
6.本发明提供了一种基于电网稳定的水光系统送电方式，所述水光系统是将水电站和光伏电站产生的水电、光电打捆并网，通过共同的输电通道进行外送的联合发电基地，其送电方式包括以下步骤：步骤a：所述水光系统日内送电方式以日为调节周期、时为计算步长，预测当日光伏24小时出力过程，已知当日水电日均出力、已知当日水电出力上限和最小出力约束，已知输电通道最大容量，制定水光日内互补机制，获得水光系统日内互补后出力方式；步骤b：引入映射函数关系式表示水光日内互补机制，将水光日内互补机制进一步延伸至水光系统年内互补调度过程，所述水光系统年内送电方式以年为调度周期、月为调度步长，预测各月光伏24小时典型出力过程、预测各月径流信息，引入所述水光系统日内互补机制采集的各月水光电量消纳信息，采用动态规划优化算法进行水光系统年内互补优化调度计算，获得水光系统年内互补后出力方式。
7.进一步地，步骤a具体为：步骤a1：通过水电日均出力与光伏24小时出力过程叠加，计算日内互补前的水光叠加出力得到水光系统日内互补前出力方式，具体包括：式中，nh为水电日均出力、为光伏第t时段预测出力，t＝1
……
t，t＝24。
8.通过所述水光系统日内互补前出力方式获得当天弃电量wq，具体为：
式中，为水光系统第t时段弃电出力，代表水光叠加出力超出输电通道最大容量的出力部分，t＝1
……
t，t＝24。
9.通过所述水电日均出力计算当日“水电发电量w
h”，通过光伏24小时出力过程计算当日“光伏发电量w
p”，具体包括：wh＝nh·
tδt式中，t＝24，δt为日内互补计算步长。
10.步骤a2：调整水电日均出力下降至水电出力下限，让出输电通道空间消纳光电，并对光电进行一次补偿，得到水光系统水电下沉后的出力方式。
11.步骤a3：引导水电日均出力从水电出力下限逐步上升，通过输电通道空间补偿水电日均出力下降的水电量，并对光电进行二次补偿，得到水光系统水电上升后的出力方式。
12.进一步地，步骤a2还包括计算各个时段输电通道可以消纳的最大光伏出力与光伏消纳电量w
pd
，具体包括：，具体包括：式中，为第t时段光伏预测出力；为第t时段光伏修正出力，意为在第t时段输电通道可以消纳的最大光伏出力，t＝1
……
t。
13.进一步地，步骤a2还包括水电对光电实施一次补偿出力，所述一次补偿出力机制为降低光伏锯齿形出力波动幅度过程，具体包括：为降低光伏锯齿形出力波动幅度过程，具体包括：式中，为第t时段光伏出力锯齿深度，δs为光伏出力锯齿深度界限；为第t时段水电一次补偿出力，t＝1
……
t；进一步，计算水光叠加出力得到水光系统水电下沉后的出力方式，具体包括：式中，为水电出力下限；为第t时段光伏修正出力。
14.进一步地，步骤a2还包括水电的基容lc、峰容fc和调容mc；所述基容是为保障水电正常运行与对光电一次补偿需预留的最低水电量；所述峰
容是在光伏修正出力、水电出力约束边界下，输电通道对水电的最大补偿量；所述调容是水电下沉电量，具体包括：电下沉电量，具体包括：电下沉电量，具体包括：电下沉电量，具体包括：mc＝w
h-lc式中，为水电出力上限；ct
t
为第t时段水光最大出力空间；st
t
为第t时段水电可上升出力空间，t＝1
……
t。
15.进一步地，步骤a2还包括水电消纳电量w
hd
，并得到系统消纳电量w
t
和系统损失电量δe，具体包括；w
hd
＝min(wh、fc)w
t
＝w
hd
w
pd
δe＝wh w
p-w
t
式中，wh为当日水电发电量；fc为当日峰容；w
hd
为水电消纳电量；w
pd
为光伏消纳电量；当日峰容小于水电发电量，表示输电通道无法完全容纳当天的水光发电量，产生的系统损失电量，可根据送电规则由光伏、或水电、或水光同时承担该电量损失。
16.进一步地，步骤a3还包括引入水平出力边界具体包括：通过水平出力边界引导水电日均出力从水电出力下限逐步上升，对光电进行二次补偿出力，二次补偿出力机制为降低光伏出力整体波动幅度过程；该过程直至水电对光电的二次补偿电量逐渐接近或等于调容，得到系统发电边界和二次补偿出力具体包括以下两种情况：情况
①
：当δe＞0时，ns＝ng情况
②
：当δe＝0时，存在使得上述两种情况下，二次补偿出力计算具体包括：计算具体包括：式中，为第t时段水电二次补偿出力；为第t时段水电下沉水光叠加出力，t＝1
……
t；上述过程中，δe＞0表示输电通道已经无法完全容纳当天的水光发电量，系统发电边界直接抬升至输电通道最大容量；δe＝0表示输电通道可以完全容纳当天的水光发电量，系统发电边界需要结合水光发电约束与输电通道最大容量约束进行迭代计算。
17.进一步地，步骤a3还包括通过二次补偿出力进一步得到水电修正出力具体包括：式中，为第t时段水电修正出力，t＝1
……
t；计算水光叠加出力得到水光系统日内互补后的出力方式，具体包括：式中，为第t时段水电修正出力；为第t时段光伏修正出力。
18.进一步地，步骤b具体为：步骤b1：根据步骤a获得水光系统日内互补方式，引入映射函数关系式f1、f2表示为：为：式中，f1表示通过调度周期内的水电平均出力、水电出力上限、水电出力下限、光伏24小时出力、输电通道最大容量获得该调度周期内系统消纳电量、基容、系统损失电量的函数关系；f2表示通过调度周期内的水电平均出力、水电出力上限、水电出力下限、光伏24小时出力、输电通道最大容量获得该调度周期内水电修正出力、光伏修正出力过程的函数关系；t＝1
……
t；步骤b2：构建水光系统年内互补优化调度目标函数，具体如下：步骤b2：构建水光系统年内互补优化调度目标函数，具体如下：式中：w为年内水光系统消纳电量；为第m月的水光系统消纳电量；为系统第m月内基容；为第m月光伏24小时典型出力；为梯级电站m月均水电出力；dm为第m月的天数，m＝1
……
12；m为该年内的月数，m＝12；构建水光系统年内互补优化调度约束函数并采用动态规划等优化算法进行求解，具体包括：式中：为第i个水电站第m月平均出力，l为梯级中水电站数量；v
i,m 1
、v
i,m
分别为
第i个水电站第m月初、末水库蓄水量；rq
i,m
、q
i,m
、qs
i,m
分别为第i个水电站第m月入库流量、发电流量、弃水流量；qj
i,m
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,m,min
、q
i,m,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m月最小、最大出力，m＝1
……
12，i＝1
……
l；为系统第m月内基容；步骤b3：通过步骤b1至b2求解得到的年内各月水电最优平均出力进一步确定年内各月水电与光伏送电过程，具体如下：式中：为第m月水电24小时送电过程；为第m月光电24小时送电过程；为第m月光伏24小时典型出力；为第m月的水电出力下限；为第m月的水电出力上限；为梯级电站m月水电最优平均出力；m＝1
……
12，t＝1
……
t。有益效果
19.本发明从保障电网稳定的角度出发，采用水电消纳和逐次补偿光电，输电通道补偿水电的原理制定水光日内互补机制，该过程中进一步提取容量信息以此指导水光年内互补调度，通过实例分析得到：日内-年内的逐级互补机制能够有效提升电量消纳水平和电网稳定性能，实例分析计算结果可靠有效，对于大型清洁能源基地建设具参考和应用价值。
附图说明
20.图1是水光系统日内互补前出力方式；图2是水光系统水电下沉后出力方式；图3是水光系统水电补偿机制示意图；图4是水光系统日内互补后的出力方式；图5是水光系统年内互补优化调度后出力方式。
具体实施方式
21.下面结合附图和实施例对本技术作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释相关发明，而非对该发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与有关发明相关的部分。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本技术。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
22.实施例
23.以某水光能源基地场景进行分析，其中水电装机862wkw、光伏装机500wkw，输电通道最大容量1000wkw(光伏装机容量与输电通道容量根据工程设计过程多种装机比选方式确定)，作为调节媒介的梯级水电系统由6座水库组成，具体参数如表1：
24.表1梯级水电站规模参数
25.水光系统是将水电站和光伏电站产生的水电、光电打捆并网，通过共同的输电通道进行外送的联合发电基地，其送电方式包括以下步骤：1、水光系统日内互补送电方式水光系统日内送电方式以日为调节周期、时为计算步长，预测当日光伏24小时出力已知当日水电日均出力nh、已知当日水电出力上限和水电出力下限已知输电通道最大容量ng，见表2中第2～6列数据，进行水光系统日内互补调节，具体包括：
26.如图1所示，通过水电日均出力与光伏24小时出力过程叠加，计算日内互补前的水光叠加出力得到水光系统日内互补前出力方式，具体包括：式中，nh为水电日均出力、为光伏第t时段预测出力，t＝1
……
t，t＝24；实施例水光叠加出力见表2中第7列示例数据，出力总和为20634wkw，通过水光系统日内互补前出力方式获得当天弃电量，具体为：力方式获得当天弃电量，具体为：式中，为水光系统第t时段弃电出力，代表水光叠加出力超出输电通道最大容量的出力部分，t＝1
……
t，t＝24；实施例见见表2中第7列示例数据，可知当日9～15h水光叠加出力超过输电通道最大容量1000wkw，产生了弃电量，共计1449wkw
·
h。
27.进一步，通过水电日均出力计算当日“水电发电量w
h”，通过光伏24小时出力过程计算当日“光伏发电量w
p”，具体包括：wh＝nh·
tδt式中，t＝24，δt为日内互补计算步长；实施例水电发电量见表2中第3列示例数据总和，为15600wkw
·
h；实施例光伏发电量w
p
见表2中第2列示例数据总和，为5034wkw
·
h。
28.如图2所示，调整水电日均出力下降至水电出力下限，让出输电通道空间消纳光电，各个时段输电通道可以消纳的最大光伏出力与光伏消纳电量w
pd
，具体包括：
式中，为第t时段光伏出力；为第t时段光伏修正出力，意为在第t时段输电通道可以消纳的最大光伏出力，t＝1
……
t；实施例光伏修正出力见表2中第8列示例数据，光伏消纳电量见表2中第8列示例数据总和，为5034wkw
·
h。
29.如图2至图3所示，水电日均出力下降至水电出力下限过程中，水电对光电实施一次补偿出力，一次补偿出力机制为降低光伏锯齿形出力波动幅度过程，具体包括：次补偿出力，一次补偿出力机制为降低光伏锯齿形出力波动幅度过程，具体包括：式中，δs为光伏出力锯齿深度界限，若光伏修正出力过程中有时段超出该界限，则需要进行水电一次补偿出力；为第t时段光伏出力锯齿深度，为第t时段水电一次补偿出力；t＝1
……
t；实施例一次补偿出力表2中第9列示例数据，在第9、13时段进行了一次一次补偿，光伏锯齿形出力波动幅度明显降低。
30.根据上述过程计算水光系统水电下沉后的水光叠加出力得到水光系统水电下沉后的出力方式，具体包括：式中，为水电出力下限；为第t时段光伏修正出力；实施例水光系统水电下沉后的水光叠加出力表2中第10列示例数据。
31.如图2所示，水电日均出力下降至水电出力下限过程中，还包括水电的基容lc、峰容fc和调容mc；基容是为保障水电正常运行与对光电一次补偿需预留的最低水电量；峰容是在光伏修正出力、水电出力约束边界下，输电通道对水电的最大补偿量；调容是水电下沉电量，具体包括：量，具体包括：量，具体包括：量，具体包括：mc＝w
h-lc式中，为水电出力上限；ct
t
为第t时段水光最大出力空间，表示水光叠加出力受输电通道最大容量限制；st
t
为第t时段水电可上升出力空间，t＝1
……
t；实施例基容、峰容、调容见表2中第9～11列示例数据，水光最大出力空间、水电可上升出力空间见表2中第11～12列示例数据。
32.该过程可进一步计算水电消纳电量w
hd
，并得到系统消纳电量w
t
和系统损失电量δe，具体包括；whd
＝min(wh、fc)w
t
＝w
hd
w
pd
δe＝wh w
p-w
t
式中，若当日峰容小于水电发电量，表示输电通道无法完全容纳当天的水光发电量，产生的系统损失电量，可根据送电规则由光伏、或水电、或水光同时承担该电量损失；实施例水电消纳电量为15600wkw
·
h，与水电发电量一致，表示可以全部消纳，系统消纳电量为20634wkw
·
h，系统损失电量为0wkw
·
h，可见表2中第12～14列示例数据。
33.如图3所示，通过水平出力边界引导水电日均出力从水电出力下限逐步上升，对光电进行二次补偿出力，二次补偿出力机制为降低光伏出力整体波动幅度过程；该过程直至水电对光电的二次补偿电量逐渐接近或等于调容，得到系统发电边界和二次补偿出力具体包括以下两种情况：情况
①
：当δe＞0时，ns＝ng情况
②
：当δe＝0时，存在使得其中，为水平出力边界，t＝1
……
t；上述两种情况下，二次补偿出力计算具体包括：计算具体包括：式中，为第t时段水电下沉水光叠加出力，t＝1
……
t；该过程中，δe＞0表示输电通道已经无法完全容纳当天的水光发电量，系统发电边界直接抬升至输电通道最大容量；δe＝0表示输电通道可以完全容纳当天的水光发电量，系统发电边界需要结合水光发电约束与输电通道最大容量约束进行迭代计算；实施例系统损失电量为0wkw
·
h，属于第2种情况，经过迭代计算得到系统发电边界和二次补偿出力，可见表2中第13～14列示例数据。
34.如图4所示，通过二次补偿出力进一步得到水电修正出力具体包括：式中，为第t时段水电修正出力，t＝1
……
t；实施例水电修正出力见表2中第15列示例数据。
35.进一步，计算水光叠加出力得到水光系统日内互补后的出力方式，具体包括：式中，为第t时段水电修正出力；为第t时段光伏修正出力；实施例水光系统日内互补后的水光叠加出力见表2中第16列示例数据。
36.通过水光系统日内互补过程，一方面提高了水光系统消纳电量，同时避免因弃电量产生弃水或弃光现象；另一方面通过水电对光电进行一次补偿，平抑光电随机波动幅度、水电对光电进行二次补偿，平抑光电整体波动幅度，有效保障了电网稳定性能。
37.表2水光系统日内互补实例计算过程
38.2、水光系统年内互补调度方式根据水光系统日内互补过程，引入映射函数关系式f1、f2表示为：表示为：式中，f1表示通过调度周期内的水电平均出力、水电出力上限、水电出力下限、光伏24小时出力、输电通道最大容量获得该调度周期内系统消纳电量、基容、系统损失电量的函数关系；f2表示通过调度周期内的水电平均出力、水电出力上限、水电出力下限、光伏24小时出力、输电通道最大容量获得该调度周期内水电修正出力、光伏修正出力过程的函数关系；t＝1
……
t；
39.步骤b2：构建水光系统年内互补优化调度目标函数，具体如下：步骤b2：构建水光系统年内互补优化调度目标函数，具体如下：式中：w为年内水光系统消纳电量；为第m月的水光系统消纳电量；为系统第m月内基容；为第m月光伏24小时典型出力；为梯级电站m月均水电出力；dm为第m月的天
数，m＝1
……
12；m为该年内的月数，m＝12。
40.构建水光系统年内互补优化调度约束函数并采用动态规划等优化算法进行求解，具体包括：式中：为第i个水电站第m月平均出力，l为梯级中水电站数量；v
i,m 1
、v
i,m
分别为第i个水电站第m月初、末水库蓄水量；rq
i,m
、q
i,m
、qs
i,m
分别为第i个水电站第m月入库流量、发电流量、弃水流量；qj
i,m
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,m,min
、q
i,m,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m月最小、最大出力，i＝1
……
l；为系统第m月内基容，因为光伏出力产生的锯齿形出力对电力系统运行影响较大，当天水电发电量需要进一步满足对基容的限制要求。
41.步骤b3：通过步骤b1至b2求解得到的年内各月水电最优平均出力进一步确定年内各月水电与光伏送电过程，具体如下：式中：为第m月水电24小时送电过程；为第m月光电24小时送电过程；为第m月光伏24小时典型出力；为第m月的水电出力下限；为第m月的水电出力上限；为梯级电站m月水电最优平均出力；m＝1
……
12，t＝1
……
t；均为各月水光24小时送电过程，保留了日内光伏出力的波动性对水电出力的影响，可以作为各月典型送电过程。
42.如图5所示，根据目标函数与约束函数，本实施例采用动态规划进行计算，由计算结果可知，各月均未出现系统损失电量，保障了水光系统电量消纳水平；同时各月调整后的水光叠加出力有效平抑了光伏出力的波动性影响，其中6月与5月平抑效果受限是因为6月与5月水库处于低水位状态，水电出力上限受限，水电出力调整空间受限，后续月份随水位蓄高，库容调节能力上升，可以有效加强系统送电并网质量与电网稳定效能。
43.通过日内-年内的水光逐级互补方式，可以有效提高大型水库在长期调度过程中对光伏的消纳效果，一方面提高整体的水光电量效益，另一方面兼顾各个调度周期内的水光系统送电稳定性能。
44.以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或
替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。