基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法

1.本发明涉及清洁能源系统容量配置技术，特别涉及基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法。


背景技术：

2.为解决大规模波动性风光功率对电网安全稳定运行的影响，现有研究探索了利用常规水电和抽水蓄能来平抑风、光功率波动的水风光多能互补技术。其中抽水蓄能主要通过电力置换对电网负荷进行调节，是风光能源重要的配套电源，而利用流域内的常规梯级水电站联合调度，发挥水电站群的规模效应，可对风光能源季节性、短期、日负荷波动进行有效调节，这是抽水蓄能电站难以企及的，但其缺少抽水蓄能循环抽水储能的功能。目前水风光多能互补系统的研究对象多偏向于风光与常规水电或抽水蓄能单一调节形式的互补模式，结构较单一。要实现风光能源大规模长时间并网，还需要配备可调节性强的能源共同调度运行以提高互补系统的灵活性。因此，为进一步挖掘流域梯级水电站的灵活调节能力，现已有研究提出在常规水电站增建储能泵站形成混合式抽水蓄能电站，实现水风光蓄多能互补调度运行的清洁能源开发利用模式，是促进未来清洁能源发展的重要手段。
3.然而，基于常规梯级水电站改造的水风光蓄互补系统容量配置研究涉及多电源间的协同运行方式与容量配置问题。如何协调泵站与常规机组运行，建立多能源间的多尺度协同补偿机制，模拟混合系统的调度运行过程，这是互补系统需首先突破的关键问题。另一方面，合理的梯级水电蓄能改造设计方案是确保流域水风光资源合理利用和能量高效转化的关键和核心。如何科学确定储能泵站的容量配置方案，在充分发挥水、风、光多能源协调运行效益的同时，保障大规模多源混合发电系统的安全稳定运行，这是多能互补系统配置研究面临的另一技术瓶颈。


技术实现要素：

4.发明目的：本发明的目的是提供一种基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，以解决多能互补模式下常规梯级水电蓄能改造的容量配置问题。
5.技术方案：本发明的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，包括以下步骤：
6.通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据储能泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；
7.针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后水风光蓄多能互补系统的调度运行过程；其中，水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，包括：以互补系统发电量最大为目标的长期调度模型和以互补系统发电效益最大为目标的短期调度模型，模型约束条件包括：电力传输约束、电站出力约束和水系统约束；
8.通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
9.进一步的，混合式抽水蓄能电站包括水电站、储能泵站、上下水库，其中水电站通过水库放水发电，将水能转化为电能，储能泵站接收电力将水从下水库抽至上水库，将电能转化为水的势能；
10.储能泵站设置的位置通过分析流域梯级水库特性和地理分布资料，选取调节库容较大、调节周期较长且高差较大的两个相邻水库作为潜在的泵站安装位置；
11.储能泵站装机容量确定方法为：根据水风光蓄多能互补系统接入的风电场和光伏电站装机规模，以优先消纳风光能源出力为原则，模拟风光能源的时序运行过程，从而得到规划场景下风光能源预期的超通道弃电情况，另外考虑电力通道的输电容量，选取二者较大值作为储能泵站装机容量的阈值，在此基础上设置多组储能泵站容量配置方案
12.更进一步的，储能泵站装机容量阈值计算方法为：
[0013][0014]
其中，是储能泵站装机容量阈值；为风电和光伏电站的全年时段最大弃电量；n
k,max
为增设了泵站的该级水电站的装机容量；i为梯级水电站的个数；分别为接入第i级水电站的风电、光伏电站在t时段的总出力；n
i,max
为通道容量，等于第i级水电站的装机容量；是第i级水电在t时段的最小生态出力。
[0015]
进一步的，长期调度模型目标函数为：
[0016][0017]
其中，e是多能互补系统的发电量；i为梯级水电站的个数；t为调度期的时段数(365天)；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；p
tpur
为泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率；
△
t为研究时段时长。
[0018]
进一步的，短期调度模型目标函数为：
[0019][0020]
其中，r是多能互补系统的发电效益；t为调度时段数(24小时)；其中，r是多能互补系统的发电效益；t为调度时段数(24小时)；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；分别是水电、风电、光伏发电的分时上网电价；p
tpur
、分别为储能泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率和相应的抽水电价；
△
t为研究时段时长。
[0021]
进一步的，考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型求解思路为：在长期尺度，以年为调度期，日为调度时段，输入季节性风电和光伏出力、季节性入库径流、长期库容控制边界，以发电量最大为目标优化泵站与梯级水电的长期调度决策，并作为控制边界输入到短期调度模型中；短期尺度以日为调度期，时为调度时段，输入逐时风电和光伏出力、逐时入库径流、库容控制边界，以发电效益最大为目标，优化泵站和梯级电站日内逐小时调度过程，从而得到混合式抽水蓄能电站全年小时尺度的调度运行过程。
[0022]
进一步的，水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险效益评价指标包
括：
[0023]
能源指标通过累计弃风光电量、累计弃水量和综合能源转换效率来表征；
[0024]
安全指标通过下泄流量波动性和水库水位波动性指标来表征；
[0025]
经济指标通过增设储能泵站为互补系统带来的全生命周期增量效益净现值来表征；
[0026]
设置能源指标和安全指标的阈值范围，排除超阈值的储能泵站容量配置方案，在满足要求的剩余方案中，筛选得到全生命周期增量效益净现值最大的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
[0027]
基于相同的发明构思，本发明的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置系统，包括：
[0028]
规模配置方案构建模块，用于通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据储能泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；
[0029]
调度运行模块，用于针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后水风光蓄多能互补系统的调度运行过程；其中，水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，包括：以互补系统发电量最大为目标的长期调度模型和以互补系统发电效益最大为目标的短期调度模型，模型约束条件包括：电力传输约束、电站出力约束和水系统约束；
[0030]
方案优化模块，用于通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
[0031]
基于相同的发明构思，本发明的一种装置设备，包括存储器和处理器，其中：
[0032]
存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；
[0033]
处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如上述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法的步骤。
[0034]
基于相同的发明构思，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如上述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法的步骤。
[0035]
有益效果：与现有技术相比，本发明的显著技术效果为：
[0036]
(1)本发明针对考虑梯级水电功能再造的水风光蓄系统面临的电源种类众多、调度运行机制复杂等技术难题，提出风、光电站、常规水电与储能泵站的互补调度机制，建立考虑季节储能特性的水风光蓄互补系统多尺度联合优化调度模型，发挥储能泵站与常规水电协同配合产生的季节性资源调配和日内灵活调节作用，解决大规模水风光蓄混合发电系统调度运行方式难题。
[0037]
(2)传统的水风光互补系统容量配置并没有考虑到常规梯级水电的蓄能改造能力，本发明根据泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄互补系统在能源、安全、经济三方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案，破解面对梯级水电功能再造的多能互补系统容量配置难题。
[0038]
本发明可以为基于常规水电蓄能改造的水风光蓄互补系统规划建设提供技术支持，适用于在我国大规模梯级水电蓄能改造容量配置中推广应用。
附图说明
[0039]
图1是本发明方法流程图；
[0040]
图2是本发明中基于常规梯级水电站的抽水蓄能改造示意图；
[0041]
图3是本发明中构建的水风光蓄多能互补系统结构示意图。
具体实施方式
[0042]
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0043]
如图1所示，本发明的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，包括以下步骤：
[0044]
s1、通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；
[0045]
通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站，形成兼顾发电和蓄能的混合式抽水蓄能电站。混合式抽水蓄能电站主要包括水电站、储能泵站和上下水库，其中水电站通过水库放水发电，将水能转化为电能，储能泵站接收电力将水从下水库抽至上水库，将电能转化为水的势能。
[0046]
根据储能泵站设置的位置以及装机容量确定多种储能泵站容量配置方案。其中储能泵站设置的位置可通过分析流域梯级水库特性和地理分布资料，选取调节库容较大、调节周期较长且高差较大的两个相邻水库作为潜在的泵站安装位置。图2是所述的一个三级水电站改造为混合式抽水蓄能电站的示例，示例中梯级水电调蓄能力分别为年调节、季调节、日调节，由于混合式抽水蓄能需要常规电站水库具备一定调节库容，在此分别设置以下混合式抽水蓄能电站中储能泵站的设置方案：
①
水库a增建储能泵站，水可由水库b抽至水库a；
②
水库b增建储能泵站，水可由水库c抽至水库b；
③
水库a、b都增建储能泵站，水可由水库c抽至水库b再抽至水库a，实现该梯级电站水能循环利用。
[0047]
储能泵站装机容量确定方法为：综合考虑水风光蓄多能互补系统中风光能源超通道弃电量和外送通道输电能力，确定混合式抽水蓄能电站的储能泵站装机容量阈值。根据水风光蓄多能互补系统接入的风电场和光伏电站装机规模，以优先消纳风光能源出力为原则，模拟风光能源的时序运行过程，从而得到规划场景下风光能源的预期弃电情况，另外考虑电力通道的输电容量，选取二者较大值作为储能泵站装机容量的阈值，在此基础上设置多组储能泵站装机规模方案。
[0048][0049]
其中，是储能泵站装机容量阈值；为风电和光伏电站的全年时段最大弃电量；n
k,max
为增设了泵站的该级水电站的装机容量；i为梯级水电站的个数；分别为接入第i级水电站的风电、光伏电站在t时段的总出力；n
i,max
为通道容量，等于第i级水
电站的装机容量；是第i级水电在t时段的最小生态出力，此处取梯级水电站的历史平均最小生态出力。
[0050]
图3是所述的一种基于梯级水电改造的水风光蓄多能互补系统的结构示意图。所述水风光蓄多能互补系统由风电站、光伏电站、水电站水库、储能泵站和控制中心组成，电站之间由输电线路相连接。水风光蓄多能互补系统运行模式为：当水电、风电、光伏电站或者电网产生多余电能时，储能泵站可将水从下游水库抽至上游水库，将多余电能转化为水势能储存起来；在负荷需求高峰时段，水风光蓄多能互补系统再通过水电站原有水轮机组放水发电，实现梯级水能的循环利用和多能量间的相互转换。
[0051]
s2、针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后多能互补系统的调度运行过程；
[0052]
考虑季节储能调节特性的水风光蓄互补多尺度联合调度模型需综合考虑储能泵站在季节尺度和日尺度上的灵活调节补偿作用。梯级水库的长期水量控制过程充分利用径流以及风光电站出力的季节性信息，通过泵站和梯级水库调节径流的年内分配，在充分利用水能的同时，促进风光出力消纳，最终使得整个互补系统发电量最大化，长期调度模型目标表示为：
[0053][0054]
其中，e是多能互补系统的发电量；i为梯级水电站的个数；t为调度期的时段数(365天)；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；p
tpur
为泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率；
△
t为研究时段时长。
[0055]
短期调度模型在长期水库水位控制边界的约束下，充分发挥常规梯级水电和泵站的灵活调节能力，吸收低谷时段多余电量，提升高峰时段发电能力，优化互补系统发电效益，目标函数可以表示为：
[0056][0057]
其中，r是多能互补系统的日发电效益；t为调度时段数(24小时)；其中，r是多能互补系统的日发电效益；t为调度时段数(24小时)；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；分别是水电、风电、光伏发电的分时上网电价；p
tpur
、分别为泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率和相应的抽水电价；
△
t为研究时段时长。
[0058]
水风光蓄多能互补调度运行须服从电力传输约束、电站出力约束和水系统约束三类约束：
[0059]
1)电力传输约束
[0060]
①
互补系统输电通道限制；
[0061]
接入每个水电站的风电和光伏电站与该水电站共用输电通道，互补系统的输电通道限制为：
[0062][0063]
其中，分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；n
i,max
为该电源组的最大传输容量，此处为水电站的装机容量。
[0064]
②
保证风电、光伏出力优先消纳；
[0065]
为了最大化风光能源消纳量，在保证水电最小生态出力的前提下，输电通道应优先输送风电和光伏出力。
[0066][0067]
其中，vre
i,t
是接入第i级水电站的风电和光伏电站在t时段输送到电网的出力之和；分别为接入第i级水电站的风力和光伏电站在t时段的总出力；是第i级水电在t时段的最小生态出力。
[0068]
2)电站出力约束；
[0069]
电站出力约束包括梯级水电站、泵站、风电和光伏电站的出力约束。
[0070]
①
风光电站出力约束；
[0071][0072][0073]
其中，和为泵站消耗的风力和光伏出力；和分别为t时段风力和光伏电站弃电量。
[0074]
②
水电站出力约束；
[0075][0076][0077]
其中，和分别为第i级水电站的总出力、上网功率和用于泵站抽水的功率；和分别表示第i级水电站的最小、最大出力。
[0078]
③
泵站出力约束；
[0079]
泵站抽水所消耗的电量可来自水电、风电、光伏的多余电量以及电网的低价电量。
[0080][0081][0082]
其中，p
tpump
是泵站在t时段消耗的总功率；p
tpur
为泵站从电网获得的抽水功率；为泵站从电网获得的抽水功率；为泵站在t时段的最小、最大出力。
[0083]
3)水系统约束；
[0084]
①
水量平衡约束；
[0085]
含混合式抽水蓄能电站的梯级水库群水量平衡约束与常规水库群不同，可根据梯级水库的上下游布局和泵站所在的位置，分开表示各水库的水量平衡约束：
[0086]
混合式抽水蓄能上库：
[0087][0088]
混合式抽水蓄能下库：
[0089][0090]
常规水库：
[0091][0092]
其中，v
t
、v
t+1
分别是水库在第t时段的初、末库容；i
t
为水库在第t时段内的天然入库流量；为泵站组在第t时段内的抽水流量；和分别为水库在第t时段的发电流量和弃水流量，二者之和为水库实际下泄流量。
[0093]
②
水力联系；
[0094][0095]
其中，i
i,t
是第i级水库在t时段的入库流量；为第i级水库在t时段内的天然入库流量；φ是与第i级水库有直接水力联系的上游水库；q
i-1,t
‑△
t'
为第i级水库的上游水库在t时段的出库流量；
△
t'为第i和i+1座水库之间的水流滞时。
[0096]
③
水库下泄约束；
[0097]
水库下泄流量应满足最小生态流量和最大下泄流量的要求，泵站的抽水量不应使梯级水库的生态流量遭到破坏。
[0098][0099]
其中，是第i级水库的最小生态流量；是水库最大下泄流量；和分别为第i级水库在第t时段的发电流量和弃水流量。
[0100]
④
水轮机发电流量约束；
[0101][0102]
其中，为第i级水电站水电机组最大允许过机流量。
[0103]
⑤
水库特性约束；
[0104]
水库的水位特性须遵循水位-库容曲线和下泄流量-尾水位曲线。
[0105][0106][0107]
其中，和分别为i级水库在t时刻的坝前水位和尾水位；f
zv
(
·
)为坝前水位与库容之间的函数关系；f
qz
(
·
)表示下泄流量与尾水位间的函数关系；v
i,t
、v
i,t+1
分别是i级水库在第t时段的初、末库容。
[0108]
⑥
库容约束；
[0109]vimin
≤v
i,t
≤v
imax
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(20)
[0110]
为了水库运行和下游保护对象的安全，水库库容不应高于或低于上下限范围。
[0111]
其中，v
imin
是第i级水库的死库容；v
imax
是第i级水库的库容上限，在汛期为防洪限制水位对应的库容，其他时期为正常蓄水位对应的库容。
[0112]
⑦
水库边界控制约束；
[0113][0114]
其中，v
i,1
和v
i,t
分别表示水库在调度期初和调度期末的库容；和分别为
该调度期初、末的库容控制边界，长期调度的初末库容为正常蓄水位对应的库容，短期调度的日边界库容由长期调度模型提供。
[0115]
考虑季节储能特性的水风光蓄互补系统多尺度联合调度运行模型求解思路为：在长期尺度，以年为调度期，日为调度时段，输入季节性风电和光伏出力、季节性入库径流、长期库容控制边界，以发电量最大为目标优化泵站与梯级水电的长期调度决策，并作为控制边界输入到短期调度模型中；短期尺度以日为调度期，时为调度时段，输入逐时风电和光伏出力、逐时入库径流、库容控制边界，以发电效益最大为目标，优化泵站和梯级电站日内逐小时调度过程，从而得到混合式抽水蓄能电站全年小时尺度的调度运行过程。
[0116]
s3、通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
[0117]
水风光蓄互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益指标包括：
[0118]
1)能源指标体现清洁能源有效利用的程度，由累计弃风光电量、累计弃水量和综合能源转换效率来评价：
[0119][0120]
其中，vrec为累计弃风光电量；i为梯级水电站的个数；t为调度期的时段数；为累计弃风光电量；i为梯级水电站的个数；t为调度期的时段数；分别为接入第i级水电站的风电、光伏电站在t时段的总出力；n
i,max
为通道容量，等于第i级水电站的装机容量；是第i级水电在t时段的最小生态出力。
[0121][0122]
其中，w
sp
为梯级水库在调度期内的累计弃水量；为第i级水库在第t时段的弃水流量。
[0123][0124]
其中，η为混合式抽水蓄能电站的综合能源转换效率；
△
p
th,out
、
△
p
tw,out
、分别为泵站运行后梯级水电、风电和光伏电站在t时段的上网电量增量；p
tpump
是泵站在t时段消耗的总功率。
[0125]
2)安全指标通过下泄流量波动性和水位波动性指标来表征：
[0126][0127]
其中，σi为第i级水库的下泄流量波动性指标；q
i,t
为第i级水库在第t时刻的下泄流量；为第i级水库的下泄流量平均值。
[0128][0129]
其中，为第i级水库的水位波动指标；z
i,t
和z
i,t-1
分别为第i级水库在第t和t-1时刻的水位。
[0130]
3)经济指标通过增设储能泵站为互补系统带来的全生命周期增量效益净现值来表征。综合考虑水风光时序运行特性、分时上网电价、建设成本等因素，得出每种混合式抽水蓄能电站配置方案为互补系统带来的全生命周期增量效益净现值为：
[0131][0132]
其中，npv为增建泵站为互补系统带来的全生命周期增量效益净现值；y为泵站运行年限；y为运行年份编号；r为社会折现率；
△by
为泵站在第y年给互补系统带来的增量效益；cy为泵站在第y年的运行成本；c
invest
为泵站的初始投资成本。
[0133]
混合式抽水蓄能电站开发运行后，得益于泵站与常规水电机组联合运行对水能与电能的高效利用，互补系统的增量效益来源如下：
[0134][0135]
其中，
△
p
th,out
、
△
p
tw,out
、分别为泵站运行后梯级水电、风电和光伏电站在t时段的上网电量增量；分别为水电、风电和光伏电站在t时段的上网电价；θ为通货膨胀率。
[0136]
在已建梯级水电站之间开发混合式抽水蓄能电站，其投资成本c
invest
与泵站装机容量相关；运行成本cy包括泵站运行期间的抽水成本和运行维护成本
[0137][0138][0139]
其中，为泵站单位装机容量的初始投资成本；n
pump
为泵站装机容量；p
tpur
为泵站在t时段向电网购买的抽水耗电量；为t时刻抽水电价；为泵站单位装机容量的年运行维护成本。
[0140]
设置能源指标和安全指标的阈值范围，排除超阈值的储能泵站配置方案，在满足要求的剩余方案中，筛选得到全生命周期增量效益净现值最大的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
[0141]
基于相同的发明构思，本发明的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置系统，包括：
[0142]
规模配置方案构建模块，用于通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据储能泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；
[0143]
调度运行模块，用于针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后水风光蓄多能互补系统的调度运行过程；其中，水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，包括：以互补系统发电量最大为目标的长期调度模型和以互补系统发电效益最大为目标的短期调度模型，模型约束条件包括：电力传输约束、电站出力约束和水系统约束；
[0144]
方案优化模块，用于通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄多能互补系
统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。
[0145]
基于相同的发明构思，本发明的一种装置设备，包括存储器和处理器，其中：
[0146]
存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；
[0147]
处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如上述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法的步骤。
[0148]
基于相同的发明构思，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如上述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法的步骤。
[0149]
本发明以洪家渡、东风、索风营水电站为例，应用上述调度运行和容量配置模型和方法开展分析。洪家渡水电站装机容量600mw，水库有多年调节性能，具有坝高、库大、调节能力强的特点，下游的东风水电站装机容量695mw，水库具有不完全年调节能力，索风营电站装机容量600mw，水库具备日调节特性。洪家渡-东风-索风营水电站共规划接入929mw风电，1250mw光伏，各电站参数设置如表1所示。
[0150]
表1水风光一体化电站基本参数表
[0151][0152]
通过应用上述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，得出混合式抽水蓄能电站的最优配置方案为在洪家渡和东风电站之间增建340mw的储能泵站，可提高系统年发电效益约4.20％，增大年上网电量约5.28％，降低年弃风光电量约99.3％，可为系统带来全生命周期增量效益净现值约7.88亿元。

技术特征：
1.基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，包括以下步骤：通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据储能泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后水风光蓄多能互补系统的调度运行过程；其中，水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，包括：以互补系统发电量最大为目标的长期调度模型和以互补系统发电效益最大为目标的短期调度模型，模型约束条件包括：电力传输约束、电站出力约束和水系统约束；通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。2.根据权利要求1所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，混合式抽水蓄能电站包括水电站、储能泵站、上下水库，其中水电站通过水库放水发电，将水能转化为电能，储能泵站接收电力将水从下水库抽至上水库，将电能转化为水的势能；储能泵站设置的位置通过分析流域梯级水库特性和地理分布资料，选取调节库容较大、调节周期较长且高差较大的两个相邻水库作为潜在的泵站安装位置；储能泵站装机容量确定方法为：根据水风光蓄多能互补系统接入的风电场和光伏电站装机规模，以优先消纳风光能源出力为原则，模拟风光能源的时序运行过程，从而得到规划场景下风光能源预期的超通道弃电情况，另外考虑电力通道的输电容量，选取二者较大值作为储能泵站装机容量的阈值，在此基础上设置多组储能泵站容量配置方案。3.根据权利要求2所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，储能泵站装机容量阈值计算方法为：其中，是储能泵站装机容量阈值；为风电和光伏电站的全年时段最大弃电量；n
k,max
为增设了泵站的该级水电站的装机容量；i为梯级水电站的个数；分别为接入第i级水电站的风电、光伏电站在t时段的总出力；n
i,max
为通道容量，等于第i级水电站的装机容量；是第i级水电在t时段的最小生态出力。4.根据权利要求1所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，长期调度模型目标函数为：其中，e是多能互补系统的发电量；i为梯级水电站的个数；t为调度期的时段数；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；p
tpur
为泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率；
△
t为研究时段时长。5.根据权利要求1所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，短期调度模型目标函数为：
其中，r是多能互补系统的发电效益；t为调度时段数(24小时)；其中，r是多能互补系统的发电效益；t为调度时段数(24小时)；分别是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；是第i级水电站和接入该水电站的风电和光伏电站在t时期的上网功率；分别是水电、风电、光伏发电的分时上网电价；p
tpur
、分别为储能泵站在第t时刻从电网处获得的抽水功率和相应的抽水电价；
△
t为研究时段时长。6.根据权利要求1所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型求解思路为：在长期尺度，以年为调度期，日为调度时段，输入季节性风电和光伏出力、季节性入库径流、长期库容控制边界，以发电量最大为目标优化泵站与梯级水电的长期调度决策，并作为控制边界输入到短期调度模型中；短期尺度以日为调度期，时为调度时段，输入逐时风电和光伏出力、逐时入库径流、库容控制边界，以发电效益最大为目标，优化泵站和梯级电站日内逐小时调度过程，从而得到混合式抽水蓄能电站全年小时尺度的调度运行过程。7.根据权利要求1所述的基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，其特征在于，水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险效益评价指标包括：能源指标通过累计弃风光电量、累计弃水量和综合能源转换效率来表征；安全指标通过下泄流量波动性和水库水位波动性指标来表征；经济指标通过增设储能泵站为互补系统带来的全生命周期增量效益净现值来表征；设置能源指标和安全指标的阈值范围，排除超阈值的储能泵站容量配置方案，在满足要求的剩余方案中，筛选得到全生命周期增量效益净现值最大的水风光蓄互补泵站容量配置方案。8.基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置系统，其特征在于，包括：规模配置方案构建模块，用于通过在常规梯级水电站之间增设储能泵站构建混合式抽水蓄能电站，根据储能泵站设置的位置和装机容量确定多种储能泵站容量配置方案，并通过与风光电站集成，构建水风光蓄多能互补系统；调度运行模块，用于针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后水风光蓄多能互补系统的调度运行过程；其中，水风光蓄多能互补系统多尺度联合调度模型，包括：以互补系统发电量最大为目标的长期调度模型和以互补系统发电效益最大为目标的短期调度模型，模型约束条件包括：电力传输约束、电站出力约束和水系统约束；方案优化模块，用于通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄多能互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。9.一种装置设备，其特征在于，包括存储器和处理器，其中：存储器，用于存储能够在处理器上运行的计算机程序；处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行如权利要求1-7任一项所述基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法的步骤。10.一种存储介质，其特征在于，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如权利要求1-7任一项所述基于梯级水电改造的水风光蓄互
补泵站容量配置方法的步骤。

技术总结
本发明公开了一种基于梯级水电改造的水风光蓄互补泵站容量配置方法，方法包括构建混合式抽水蓄能电站，确定多种储能泵站容量配置方案，构建水风光蓄多能互补系统；针对每种储能泵站容量配置方案，构建考虑季节储能特性的水风光蓄互补系统多尺度联合调度模型，模拟水电改造后多能互补系统的调度运行过程；通过评估多种储能泵站容量配置方案下水风光蓄互补系统在能源、安全、经济方面的风险和效益，筛选得到技术可行、效益最优的水风光蓄互补泵站容量配置方案。本发明为基于常规水电蓄能改造的水风光蓄互补系统规划建设与调度运行提供技术支持，适于在我国多能互补模式下流域梯级水电蓄能改造容量配置中推广应用。电蓄能改造容量配置中推广应用。电蓄能改造容量配置中推广应用。


技术研发人员：王珍妮 谭乔凤 闻昕 刘宇 刘哲华
受保护的技术使用者：河海大学
技术研发日：2023.05.31
技术公布日：2023/8/31