Page 27 - 2023年第54卷第11期

最大蓄能对应出力发电；（４）当可用能量大于正常蓄水位对应蓄能与装机容量对应能量之和时，按
照水电装机容量发电。
各阶段水电决策出力计算式如下：
Ｐ ， Ｅ ∈（０，Ｅ ］
Ｅ
ｆｉｒｍ
Ｐ ， Ｅ ∈（Ｅ ，Ｅ ＋ Ｅ ｎｏｒｍ ］
ｆｉｒｍ
ｆｉｒｍ
ｆｉｒｍ
ｈ
Ｐ ＝ （１）
Ｐ － Ｐ ｎｏｒｍ ， Ｅ ∈（Ｅ ＋ Ｅ ｎｏｒｍ ，Ｅ ｎｏｒｍ ＋ Ｅ ］
Ｅ
ｍａｘ
ｆｉｒｍ
Ｐ ， Ｅ ∈（Ｅ ｎｏｒｍ ＋ Ｅ ，!）
ｍａｘ
ｍａｘ
Ｖ ＋ Ｉ Δ ｔ １ Ｓ １
Ｅ＝ ∫ ｄＶ≈ ∑ Δ Ｖ ｓ （２）
Ｖ ｍｉｎ ξ
ｓ ＝１ ξ ｓ
ｈ
式中：Ｐ 为水电出力；Ｐ 为可用能量对应出力；Ｐ 为水电站保证出力；Ｐ ｎｏｒｍ 为以出力形式表征的正
ｆｉｒｍ
Ｅ
常蓄水位对应蓄能；Ｐ 为水电站装机容量；Ｅ为可用能量；Ｅ 为保证出力对应能量；Ｅ ｎｏｒｍ 为正常蓄
ｍａｘ
ｆｉｒｍ
水位对应的蓄能；Ｅ 为装机容量对应能量；ξ 为度电耗水量；Ｖ为库容；Ｉ为入库流量；Δ ｔ为调度时
ｍａｘ
为第 ｓ个离散库容状态下的度电耗水量。
段；ξ ｓ
２．１．２ 日发电计划编制 采用典型负荷曲线对日计划电量进行分解，可得到小时尺度的日发电计划
（负荷）过程。考虑到实时出力可能与设定的负荷不匹配，为尽可能保障新能源上网，须对设定的负荷
过程进行调整：当产生失负荷时，即所制定的负荷值过高，实际出力达不到计划值，此时按照失负荷
值降低发电计划负荷值；当发生弃电时，即制定的负荷值较低，但实际出力较大，可能产生弃电，此
时按照弃电量对发电计划负荷值进行抬升。发电计划编制过程如下：
Ｌ ｈｓ ｈｓ ｈｓ
ｈ
ｈｓ
ｓ
Ｐ ＝ （Ｅ＋ Ｅ） ＝ ［Ｐ ，Ｐ ，…，Ｐ ］ （３）
ｄ
ｄ
Ｔ
２
１
ｄ
珔
Ｌ
ｈｓ
ｓ
ｈｓ
ｈ
式中：Ｐ 为互补电站的日发电计划；Ｅ 和 Ｅ 分别为水电和光伏的日计划电量；Ｐ 为计划出力值；Ｌ
ｄ ｄ ｄ ｔ
为典型日负荷过程； 珔
Ｌ为典型日负荷均值；Ｔ为日调度时段数。
２．２ 实时运行模拟 实时运行模拟用于确定给定负荷条件下的水电与光伏上网出力，该过程须考虑光
伏日前出力的预测不确定性，在一定并网优先级条件下，先估算水电出力，再考虑水库调度约束对水
电出力进行修正，最后计算水电实际出力与光伏上网出力。
ｐ
２．２．１ 预测不确定性表征 根据最新光伏短期出力预测技术，光伏出力预测误差（ｅ）基本可控制在
ｐ
ｐ
１０％以内 ［２３］ 。本文假定各时段光伏出力预测误差服从正态分布，即 ｅ～Ｎ（０，σ ｔ ），平 均预测误差
为 １０％。因此，在给定预测误差范围基础上，可确定 ９５％置信水平下各个时段的正态分布标准差，
如下：
ｐ ｓ
ｆ，ｔ
σ ｔ ＝ １０％× Ｐ ?２ （４）
ｐ ｓ
式中：σ ｔ 为预测误差的标准差；Ｐ 为预测光伏出力值。
ｆ，ｔ
将预测误差与预测出力叠加，可得到光伏理论出力值。考虑光伏电站的装机容量限制以及非负约
束，光伏理论出力可表示为：
ｓ
ｓ
ｐ
ｓ
ｓ ＋
Ｐ ＝ Ｐ ＋ ｅ（０ ≤Ｐ≤Ｐ ） （５）
ｆ，ｔ
ｔ
ｔ
ｓ ＋
ｓ
式中：Ｐ 为光伏理论出力；Ｐ 为光伏装机容量。
ｔ
２．２．２ 实时出力计算 考虑光伏优先并网时，光伏优先满足负荷需求，缺额负荷由水电进行补偿。因
此，可根据电网负荷以及光伏实时出力计算水电出力：
ｈ
ｈｓ
Ｐ ＝ Ｐ － Ｐ ｓ （６）
ｔ
ｔ
ｔ
考虑水电优先并网时，水电优先承担负荷需求，缺额负荷由光伏承担，即水电先满足系统的负荷
需求，当水电出力无法满足要求时，由光伏电站弥补缺额，此时水电出力如下：
ｈ
Ｐ ＝ Ｐ ｈｓ （７）
ｔ ｔ
ｈ
式中 Ｐ 为水电站的预测出力值。
ｔ
由于水电出力受水头、下泄流量等约束限制，在根据出力反算流量时，须对水电出力进行调整。
２
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