摘要：為充分利用水電站水庫汛期在預(yù)報無洪水或小洪水時的調(diào)節(jié)能力，將汛期運行水位動態(tài)控制域?qū)?yīng)庫容作為調(diào)節(jié)風光運行的可用庫容，在提高水庫調(diào)節(jié)能力的基礎(chǔ)上給出了考慮入庫洪水實時狀態(tài)的汛期水電站水庫動態(tài)消納風光調(diào)度模式，以風光出力期望值加水電出力之和與負荷偏差最小為目標，結(jié)合風光出力不確定性建立了汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型，并以福建省水口水電站為例進行模擬調(diào)度計算。結(jié)果表明：所提動態(tài)消納風光調(diào)度模式能夠在保證防洪安全的前提下充分合理利用水位動態(tài)控制域內(nèi)的調(diào)節(jié)能力來調(diào)節(jié)風光出力，使失負荷時段數(shù)和發(fā)電量缺口期望值相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式分別降低約37%和32%，水電站水庫平均發(fā)電水頭提高約4.39%，不僅可提高系統(tǒng)出力可靠性，且能增加系統(tǒng)運行效益。研究成果可為汛期調(diào)節(jié)風光出力提供參考。

關(guān) 鍵 詞：汛期運行； 水位動態(tài)控制； 水風光多能互補； 動態(tài)調(diào)度模型； 水口水電站

中圖法分類號： TV697.1

文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2024.09.005

0 引 言

近年來，水風光等可再生能源裝機容量及規(guī)模越來越大，在電力系統(tǒng)中的占比越來越高［1-3］，其中，以風電、光伏發(fā)電為主的新能源出力的波動性、隨機性和間歇性給電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來嚴峻的挑戰(zhàn)，嚴重限制了電力系統(tǒng)對新能源的消納能力，導致棄風、棄光現(xiàn)象嚴重［4-7］。而水電具有操作靈活、啟停迅速、可調(diào)度等優(yōu)點，是理想的優(yōu)質(zhì)調(diào)峰電源，特別是對電力系統(tǒng)負荷的快速響應(yīng)能力使得水電常被用作調(diào)峰、調(diào)頻及備用電源。因此，利用水電調(diào)節(jié)風電、光伏發(fā)電出力，形成多能互補系統(tǒng)，是目前解決大規(guī)模間歇性能源集中消納的有效途徑之一［8］。針對如何最大化利用水電站水庫的調(diào)節(jié)能力來消納風光的問題，已有學者開展了大量研究［9-12］，例如，蔣光梓等［13］通過在負荷側(cè)引入價格型需求響應(yīng)技術(shù)優(yōu)化日負荷曲線，建立了考慮價格型需求響應(yīng)的水風光多能互補短期優(yōu)化調(diào)度模型，促進了風光資源消納；李研［14］建立了嵌套短期運行風險的水風光多能互補中長期優(yōu)化調(diào)度模型；馬曉偉等［15］提出了計及短期運行特征的水風光互補中長期調(diào)度規(guī)則編制方法，結(jié)果表明該方法能夠降低系統(tǒng)棄電與失負荷風險，提高風光資源利用率。

現(xiàn)有研究多聚焦于非汛期水風光互補，這是由于此時水風光具有天然互補性，并且此時水電富裕大量調(diào)節(jié)能力，能夠更好地平抑風、光出力。而在汛期，考慮到水庫承擔的防洪任務(wù)，水電站水庫的調(diào)度運行會受到汛期限制水位的約束，即存在一個汛期允許興利蓄水的最高上限水位，一般要低于正常蓄水位，因此水電站水庫此時調(diào)節(jié)風光出力的能力并不充分。雖然一般情況下汛期風光出力處于低谷期，但是伴隨著以風電、光伏發(fā)電為代表的不可調(diào)度能源占比的不斷增加，汛期水電站水庫在面臨著較大的調(diào)節(jié)風光壓力時往往運行效果不佳，易出現(xiàn)系統(tǒng)出力與負荷不匹配、水電棄水較多等不利情況，在一定程度上影響著水風光多能互補系統(tǒng)的穩(wěn)定性與經(jīng)濟性。聞昕等［16］通過對雅礱江流域清潔能源基地進行水風光模擬調(diào)度并評價全年互補系統(tǒng)的風險與效益，發(fā)現(xiàn)多能互補系統(tǒng)在5月初至7月末，累計缺負荷時長及累積缺失電量分布集中，該時段失負荷天數(shù)占全年失負荷天數(shù)的96%以上。分析原因可知，正是由于水電站水庫在汛期水位較低，電站水頭效益低，出現(xiàn)了互補系統(tǒng)出力無法滿足負荷的情況，源荷匹配能力較弱，導致互補系統(tǒng)的可靠性較低。

為了使水電站水庫在汛期能夠在不降低防洪標準的前提下獲得更好的運行效益，提高水資源的利用效率，汛期運行水位動態(tài)控制的理論被提出并得到了廣泛的研究［17-20］。當前對于水庫汛期運行水位動態(tài)控制的研究主要聚焦于在不降低水庫防洪標準的前提下，通過提高水庫的水量利用率和水頭來獲取更多的發(fā)電量，提高水資源的利用率，而對于基于來水預(yù)報將汛限水位至動態(tài)控制域上限之間的庫容用于水電調(diào)節(jié)風光出力運行的研究尚不多見，這對于汛期調(diào)節(jié)能力本就極度短缺的電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行是非常必要的。尤其在來水特枯的年份，例如2022年長江流域發(fā)生了歷史性極端干旱事件，汛期發(fā)生了流域性嚴重枯水，水電站水庫面臨的防洪壓力小，此時若能將空閑的防洪庫容用來調(diào)節(jié)風光出力，將為水風光聯(lián)合運行及風光資源消納提供良好條件，緩解缺電情況。因此，本文從改善水電站水庫在汛期預(yù)報無洪水或小洪水時，針對水庫水位維持在汛限水位運行的傳統(tǒng)調(diào)度方式導致可用的調(diào)節(jié)風、光出力的庫容較小及能力較差的問題，引入水庫汛期運行水位動態(tài)控制的思想，通過設(shè)定一個允許水位浮動的動態(tài)控制域并將其對應(yīng)的庫容用作調(diào)節(jié)風、光出力的動態(tài)庫容，提出了一種防洪約束條件下水電站水庫汛期消納風光的動態(tài)調(diào)度模式，通過構(gòu)建考慮風光出力不確定性的汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型，從出力系統(tǒng)可靠性和經(jīng)濟性兩方面對比了水電站以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行與以本文所提出的動態(tài)調(diào)度模式運行的差異。

1 汛期水電站消納風光調(diào)度模式

1.1 傳統(tǒng)調(diào)度模式

水電站汛期不同調(diào)度模式如圖1所示。以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行的水電站水庫一般將水位保持在汛限水位運行，不得擅自在汛期限制水位以上蓄水，這使得水電站水庫的調(diào)節(jié)能力大打折扣，水電站將基本上按徑流發(fā)電。水風光聯(lián)合運行的大背景下，在風、光出力較大需要水電減小出力來對其進行調(diào)節(jié)時（圖1中t點左側(cè)時段），由于水電站水庫無法突破汛限水位的約束，將無法通過抬升水位存水的方式來減小出力，水電站水庫將被迫棄水，此現(xiàn)象在水庫來水較多且風光出力較大的時段尤為明顯；當風、光出力較小需要水電加大出力來對其進行調(diào)節(jié)時（圖1中t點右側(cè)時段），水電若動用水庫水位來發(fā)電將使水位低于汛限水位，此舉將在一定程度上二次降低其汛期原本就受到影響的水頭效益。因此，當水電站在汛期以傳統(tǒng)調(diào)度模式與風光聯(lián)合運行時，其調(diào)節(jié)能力將受限，基本按照徑流發(fā)電，進而易出現(xiàn)棄電與缺電現(xiàn)象。

1.2 動態(tài)調(diào)度模式

針對傳統(tǒng)調(diào)度模式存在的問題，本文提出一種防洪約束條件下水電站水庫汛期消納風光的動態(tài)調(diào)度模式，通過改變水電站水庫在無洪水或小洪水時的調(diào)度方式，來盡可能挖掘其調(diào)節(jié)能力，提升水風光多能互補運行效益。動態(tài)調(diào)度模式區(qū)別于傳統(tǒng)調(diào)度模式的關(guān)鍵之處在于：根據(jù)水電站水庫的洪水有效預(yù)見期、下泄流量約束及預(yù)報入庫流量等已知數(shù)據(jù)確定在每個時段允許水位浮動的范圍，即確定一個水位動態(tài)控制域。當前，針對單庫的汛期運行水位動態(tài)控制研究已較為成熟，其科學理論和管理方式已經(jīng)基本形成。文獻表明［21-23］，以中國當前的氣象水文監(jiān)測、預(yù)報防洪調(diào)度能力和服務(wù)水平，能夠使水庫在不增加防洪風險的前提下上浮水位，以緩解其防洪與興利矛盾，這為本文所提汛期水電站水庫動態(tài)調(diào)度模式奠定了合理性基礎(chǔ)。

同時，已有的汛期運行水位動態(tài)控制研究與所提汛期水電站水庫動態(tài)調(diào)度模式的相同之處在于：均以不增加防洪風險為前提，確定一個水位動態(tài)控制域并對水庫汛期運行水位進行動態(tài)控制。但其區(qū)別在于：已有的汛期運行水位動態(tài)控制將重點聚焦于根據(jù)有效預(yù)見期內(nèi)的預(yù)報入庫流量來決定上浮或下降水位，旨在增加發(fā)電量，減少棄水量，提高洪水資源利用率；本文所提的汛期水電站水庫動態(tài)調(diào)度模式的調(diào)度決策則更多取決于水風光多能互補系統(tǒng)對于水電調(diào)節(jié)能力的需求情況，在風、光出力較小時（圖1中t點右側(cè)時段）通過降低水位增加發(fā)電流量來加大水電出力，在風光出力較大時（圖1中t點左側(cè)時段）通過抬升水位減少發(fā)電流量來減小水電出力并存水用作后續(xù)時段發(fā)電，以此來響應(yīng)風、光出力上網(wǎng)時的調(diào)節(jié)需求，該模式能夠根據(jù)不同的調(diào)節(jié)風、光出力要求進行水電站水庫的再調(diào)度，以期提高水風光多能互補系統(tǒng)打捆出力對負荷的適應(yīng)能力并在一定程度上減少棄電現(xiàn)象。

2 汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型

基于上述保持汛限水位運行的傳統(tǒng)調(diào)度模式和本文所提動態(tài)調(diào)度模式，假設(shè)以風光出力優(yōu)先上網(wǎng)為前提，構(gòu)建汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型，并分析兩種調(diào)度方式的差異。

2.1 目標函數(shù)

水風光一體化運行要保證水風光系統(tǒng)出力盡可能滿足電網(wǎng)分配給水風光系統(tǒng)的部分負荷需求?？紤]到風光出力具有的波動性、隨機性和間歇性特征，采用生成多個風光典型出力場景最終求取期望的方式來考慮其不確定性。為此，本文模型在考慮風光出力不確定性的基礎(chǔ)上，以風光出力期望值加水電出力之和與負荷偏差最小為目標函數(shù)，構(gòu)建適應(yīng)不同調(diào)度模式的汛期水風光一體化多能互補動態(tài)調(diào)度模型，目標函數(shù)如下：

minF=Tt=1load（t）-{E［Nw+s（t）］+Nh（t）}（1）

E［Nw+s（t）］=ni=1{［Niw（t）+Nis（t）］×ρi}（2）

式中：F為系統(tǒng)出力與負荷偏差，MW；t為調(diào)度時段數(shù)，t=1，2，…，T；load（t）為第t時段系統(tǒng)負荷，MW；E［Nw+s（t）］為第t時段風光出力的期望值，MW；Nh（t）為第t時段水電的出力，MW；i為風光典型出力場景數(shù)，i=1，2，…，n；Niw（t）和Nis（t）分別為第t時段第i個風光典型出力場景下的風電和光伏出力值，MW；ρi為第i種風光典型出力場景發(fā)生的概率。

2.2 約束條件

本文不考慮通道容量限制，模型考慮的約束條件如下：

（1） 水量平衡約束。

Vt+1=Vt+（Qt-qt）Δt（3）

（2） 水庫水位約束。

Zmint≤Zt≤Zmaxt（4）

（3） 下泄流量約束。

qmint≤qt≤qmaxt（5）

（4） 出力約束。

Nminh（t）≤Nh（t）≤Nmaxh（t）（6）

Nminw（t）≤Nw（t）≤Nmaxw（t）（7）

Nmins（t）≤Ns（t）≤Nmaxs（t）（8）

（5） 非負約束。

以上各式中：Vt和Vt+1分別為第t時段初和時段末水庫的蓄水量，m3；Qt和qt分別為第t時段的入庫流量和出庫流量，m3/s；Δt為時段長度，s；Zt為第t時段初水庫水位值，m；Zmint和Zmaxt分別為水庫水位在第t時段初的下限值和上限值，m；qmint和qmaxt分別為第t時段水庫所允許的最小下泄流量和最大下泄流量，m3/s；Nh（t）為第t時段水電站的實際出力，MW；Nminh（t）和Nmaxh（t）分別為第t時段水電站出力的最小值和最大值，MW；Nw（t）為第t時段風電站的實際出力，MW；Nminw（t）和Nmaxw（t）分別為第t時段風電站出力的最小值和最大值，MW；Ns（t）為第t時段光伏電站的實際出力，MW；Nmins（t）和Nmaxs（t）分別為第t時段光伏電站出力的最小值和最大值，MW。

2.3 求解方法

考慮到國家清潔能源發(fā)展及新型電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的要求，同時由于風電、光伏發(fā)電出力的不可調(diào)度性，假設(shè)電網(wǎng)考慮優(yōu)先將風光出力接入。對于多場景多調(diào)度時段的模型采用逐時段逐場景的遍歷求解方法，對于某一場景的某一時段求解流程如圖2所示，模型具體求解步驟如下：

（1） 確定調(diào)度期、調(diào)度時段、風光典型出力場景及相應(yīng)概率和水風光系統(tǒng)負荷過程等數(shù)據(jù)，令調(diào)度時段數(shù)t=1，風光典型出力場景數(shù)i=1。

（2） 采用水風光系統(tǒng)負荷減去第i個風光出力典型場景，得到第i種水電余留負荷過程。

（3） 對于第t時段，假定出庫流量q′ck（t），令發(fā)電流量q′fd（t）=0。

（4） 根據(jù)水量平衡方程計算時段末蓄水量V（t+1）。

（5） 根據(jù)水電站水庫所采用的調(diào)度方式，來確定相應(yīng)時段水庫水位約束，進而得到時段末蓄水量上限值Vmax（t+1）。當采用傳統(tǒng)調(diào)度模式時，水庫水位保持在汛限水位不變，因此時段末蓄水量上限Vmax（t+1）即為汛限水位對應(yīng)的水庫蓄水量；當采用動態(tài)調(diào)度模式時，水庫水位可在動態(tài)控制域內(nèi)浮動，對于第t時段的動態(tài)控制域上限需根據(jù)預(yù)報來水情況、當前水庫水位、泄流約束、有效預(yù)見期等參數(shù)綜合試算確定，此時的動態(tài)控制域上限所對應(yīng)的水庫蓄水量即為相應(yīng)時段的蓄水量上限Vmax（t+1）。動態(tài)控制域下限選取汛限水位。

（6） 當V（t+1）>Vmax（t+1）即時段末蓄水量超出了蓄水量上限的約束時，說明假設(shè)的出庫流量q′ck不當，此時令時段末蓄水量與上限值相等，并據(jù)此計算出新的出庫流量q′ck（t），進而計算出水頭H和發(fā)電流量

qfd（t）；當V（t+1）≤Vmax（t+1）即時段末蓄水量未超過蓄水量上限的約束時，無需對出庫流量q′ck（t）修正，直接計算出水頭H和發(fā)電流量qfd（t）。

（7） 當計算得到的發(fā)電流量qfd（t）與前期設(shè)定值相差小于設(shè)定的精度εQ，認為在第i種風光典型出力場景下的這一時段計算完成，統(tǒng)計這一時段的水庫水位、出庫流量、發(fā)電流量、棄水流量、水風光出力過程等調(diào)度結(jié)果。若該時段水電出力無法達到負荷需求，將此時段記為失負荷時段，記錄出力缺口。

（8） 重復步驟（3）～（7）直至遍歷所有調(diào)度時段，得到水電站水庫在第i種風光典型出力場景下所有時段的運行情況。

（9） 重復步驟（2）～（8）直至遍歷所有風光出力典型場景。

3 算例分析

3.1 算例概況

本算例以水口水電站為研究對象，該水電站位于福建省閩清縣境內(nèi)的閩江干流上，是華東地區(qū)最大的常規(guī)水電站，具有不完全季調(diào)節(jié)能力，是以發(fā)電為主，兼有航運、過木等綜合效益的大型水電樞紐工程。其防洪任務(wù)特點是確保水利樞紐本身安全為主，保護上游庫區(qū)內(nèi)城市、村鎮(zhèn)、鐵路在一定防洪標準條件下不受淹沒影響，并以建壩后不惡化下游防洪條件為原則。水口水電站水庫特征參數(shù)見表1。

3.2 研究數(shù)據(jù)及方案設(shè)置

根據(jù)水口水電站水庫調(diào)度規(guī)程，預(yù)泄階段下游河道允許最大泄量為16 000 m3/s，水庫有效洪水預(yù)見期為9～12 h。考慮到該流域洪水多為復峰形，采用分級預(yù)報預(yù)泄法確定水位動態(tài)控制域的上限，即首先確定汛期運行水位的允許變化范圍，根據(jù)預(yù)報的洪水流量確定汛期運行控制水位，當預(yù)報洪水流量較小時可將水位預(yù)降到較高的汛期控制水位而不是直接降至汛期運行水位動態(tài)控制域的下限，該方法能夠更好地應(yīng)對復峰洪水過程。

水電站水庫的相關(guān)數(shù)據(jù)來自于福建水口發(fā)電集團有限公司數(shù)據(jù)統(tǒng)計資料。分別選定枯水年典型日（下稱典型日①）和豐水年典型日（下稱典型日②）作為典型入庫流量過程，將水庫汛限水位61.00 m作為汛期運行水位動態(tài)控制域的下限，經(jīng)試算后確定不同入庫流量下水位動態(tài)控制域的范圍如圖3所示。當預(yù)報入庫流量小于3 500 m3/s時，水位動態(tài)控制域為61.00～63.50 m；當預(yù)報入庫流量在3 500～5 000 m3/s時，水位動態(tài)控制域上限由63.50 m逐漸降低至62.50 m，下限為61.00 m；當預(yù)報入庫流量在5 000～8 000 m3/s時，水位動態(tài)控制域上限由62.50 m逐漸降低至61.75 m，下限為61.00 m；當預(yù)報入庫流量在8 000～12 000 m3/s時，水位動態(tài)控制域上限由61.75 m逐漸降低至61.00 m，下限為61.00 m；當預(yù)報入庫流量達到12 000 m3/s時，為了保證水庫防洪能力不降低，應(yīng)盡快將水位降至汛限水位。

根據(jù)福建省2025年全省電力規(guī)劃裝機情況，省內(nèi)水電、風電、光伏發(fā)電比例為12∶9∶5，因此設(shè)置算例中風電、光伏發(fā)電裝機容量分別為1 207.5 MW和670.0 MW?？紤]到風光出力的不確定性，采用拉丁超立方抽樣與K-means方法生成25種風光典型出力場景如圖4所示，其中風速、輻射和氣溫資料來自ECMWF官網(wǎng)（https：∥cds.climate.copernicus.eu/cdsapp#！/home）。

3.3 結(jié)果分析

首先采用前述汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型，對水電站水庫以傳統(tǒng)調(diào)度模式和動態(tài)調(diào)度模式運行在不同典型日入庫流量和不同風光典型出力場景下進行求解，然后對調(diào)度結(jié)果從多方面進行分析比較。

3.3.1 出力系統(tǒng)可靠性分析

水電站水庫在典型日①的入庫流量條件下，以傳統(tǒng)調(diào)度模式和動態(tài)調(diào)度模式運行的水風光出力過程如圖5所示。由圖5（a）可以看出，水電站水庫在以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行時，在大部分風光典型出力場景中，僅能夠在日間00∶00～02∶00完成負荷需求，其余時段出力系統(tǒng)均伴隨著較為明顯的缺電現(xiàn)象，僅在某些場景中能夠在日間14∶00～18∶00完成負荷需求。而由圖5（b）可以看出，水電站水庫在以動態(tài)調(diào)度模式運行時，在絕大部分場景中，能夠在日間00∶00至07∶00和12∶00～14∶00完成負荷需求，并且在部分場景中能夠在16∶00～20∶00甚至24∶00均完成負荷需求?？梢钥闯觯娬舅畮煲詣討B(tài)調(diào)度模式運行時能夠在一定程度上改善系統(tǒng)缺電情況，使水風光出力系統(tǒng)可靠性得到一定的提高。

使用失負荷時段數(shù)、發(fā)電量缺口指標來對比傳統(tǒng)調(diào)度模式與動態(tài)調(diào)度模式這兩種方式在25種風光典型出力情景下的系統(tǒng)運行可靠性情況，結(jié)果如圖6所示?？梢钥闯?，系統(tǒng)按照傳統(tǒng)調(diào)度模式運行時，系統(tǒng)日內(nèi)失負荷時段約為13～20 h且發(fā)電量缺口約為3 300～7 500 MW·h，失負荷率高達54.2%～83.3%，結(jié)合各個風光典型出力場景的概率可知，失負荷時段期望值約為16.44 h且發(fā)電量缺口期望值約為5 200.9 MW·h，這在很大程度上難以滿足電力系統(tǒng)對于出力系統(tǒng)可靠性的要求；而以動態(tài)調(diào)度模式運行時，系統(tǒng)的日內(nèi)失負荷時段和發(fā)電量缺口均有所減少，普遍在5～15 h和500～6 000 MW·h左右，失負荷率降至208%～62.5%，結(jié)合各個風光典型出力場景的概率可知，失負荷時段期望值約為10.36 h且發(fā)電量缺口期望值約為3 529.02 MW·h，動態(tài)調(diào)度模式相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式能夠?qū)⒒パa系統(tǒng)失負荷時段和發(fā)電量缺口期望值分別降低37%和32%，這在一定程度上提升了系統(tǒng)出力的可靠性。

為探究出現(xiàn)上述差異的詳細原因，選取一種風光典型出力場景下兩種調(diào)度模式的水庫水位過程和失負荷情況進行分析。圖7（a）為典型日①入庫流量及水電站水庫以兩種調(diào)度模式運行的發(fā)電流量過程，圖7（b）為以兩種調(diào)度模式運行的水位過程及出力缺額情況?？梢钥闯?，在01∶00～06∶00，由于入庫流量較大且負荷需求較低，以兩種調(diào)度模式運行均未出現(xiàn)出力缺額。區(qū)別在于：在以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行時，對于這一時間段入庫流量大于發(fā)電流量的情況，水電站水庫由于受到汛限水位61.00 m的限制，其余來水將被迫棄掉；而當水電站水庫以動態(tài)調(diào)度模式運行時，在這一時段選擇將水位自61.00 m抬升至61.09 m，將剩余來水存入庫中。隨后，隨著入庫流量減小且負荷需求增加，以兩種調(diào)度模式運行均會出現(xiàn)出力缺額。但有所不同的是，在07∶00～09∶00和19∶00～23∶00，以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行盡管已經(jīng)將入庫流量全部用作發(fā)電但只依靠徑流將難以使水電站達到負荷要求，系統(tǒng)隨即出現(xiàn)出力缺額。而以動態(tài)調(diào)度模式運行由于在前一段時間內(nèi)有所存水，在此時段水電站水庫可以充分發(fā)揮其調(diào)節(jié)能力，通過降低水庫水位的方式來加大出力以使系統(tǒng)盡可能滿足負荷需求。但值得注意的是，如果將水庫水位降至61.00 m時仍無法滿足負荷需求，即認為此時出現(xiàn)了極端工況條件，水位動態(tài)控制域?qū)?yīng)庫容空間的調(diào)節(jié)能力已經(jīng)用盡，水電將難以繼續(xù)調(diào)節(jié)風光出力，這種情況下為了保證水電站自身興利效益，將不再降低水位加大出力，進而系統(tǒng)將出現(xiàn)失負荷的情況，如圖7（b）中10∶00～12∶00。

3.3.2 出力系統(tǒng)經(jīng)濟性分析

對于平均入庫流量較大的典型日②，從水能利用效率、發(fā)電量等經(jīng)濟性角度進行分析。

水電站水庫在25種風光典型出力場景下的相關(guān)運行指標期望值如表2所列。水電站水庫以動態(tài)調(diào)度模式運行時，平均發(fā)電水頭從50.06 m提高到了5226 m，增幅約為4.39%。與以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行相比，以動態(tài)調(diào)度模式運行只能將平均水電發(fā)電量和平均水電發(fā)電效益提高約0.36%和0.33%（其中效益以水口電站上網(wǎng)電價0.268 5元/kW·h核算），但這主要是由于其采用“以電定水”的方式運行，相當于設(shè)定好了其出力曲線，所以兩種調(diào)度模式運行帶來的發(fā)電量差異主要存在于系統(tǒng)失負荷時段，即以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行無法達到負荷需求，但以動態(tài)調(diào)度模式運行能夠達到或者更加接近負荷需求出力的時段。同時，水能資源利用率增幅約為82.69%，結(jié)合水庫蓄能變化情況可知這主要是因為水庫能夠在來水較為充沛的情況下存水蓄能，充分挖掘了水庫的調(diào)蓄能力。

水電站水庫在典型日②的入庫流量條件下，以兩種調(diào)度模式運行的棄水量如圖8所示?？梢钥闯觯娬舅畮煲詡鹘y(tǒng)調(diào)度模式運行時，在每種風光典型出力場景下均存在著一定量的棄水，結(jié)合每種風光典型出力場景概率可知其棄水量期望值約為15 007萬 m3，棄水率達到了46.66%，水能資源利用率較低；而以動態(tài)調(diào)度模式運行時，無棄水的場景約有32%，雖然其余場景仍然存在棄水，但是棄水量已大幅減少，結(jié)合每種風光典型出力場景概率可知其棄水量期望值約為892萬 m3，棄水率僅有2.62%，相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式降低了約94.06%和94.38%?？梢钥闯?，水電站水庫以動態(tài)調(diào)度模式運行時，能夠充分挖掘自身調(diào)節(jié)能力，更好地配合風光出力運行，使水能資源利用率明顯提高。

圖9為典型日②入庫流量過程及兩種調(diào)度模式下的水電站庫水位與出庫、發(fā)電、棄水流量過程圖。由圖9（a）可以看出，水電站水庫以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行時，水位始終維持在汛限水位61.00 m，由于來水較多，水電站在完成負荷需求后被迫棄水。尤其是在日間12∶00～18∶00，此時風光出力較大需要水電提供調(diào)節(jié)能力，讓出發(fā)電空間，水電在減小出力的同時面臨著更多的棄水。而由圖9（b）可以看出，當水電站水庫以動態(tài)調(diào)度模式運行時，能夠獲得更好的調(diào)節(jié)能力，在日間0∶00～17∶00，水電站水庫可以充分發(fā)揮其調(diào)節(jié)能力，通過抬升水位的方式將原本以傳統(tǒng)調(diào)度模式運行時需要棄掉的水存入庫中，避免了棄水，且水位均未超過汛期運行水位動態(tài)控制域的上限。但在18∶00和22∶00這兩個時段由于入庫流量較大且水庫水位已抬升至動態(tài)控制域上限，若繼續(xù)上浮水庫水位將會增加水庫的防洪風險，即認為此時出現(xiàn)極端工況條件，水位動態(tài)控制域?qū)?yīng)庫容空間的調(diào)節(jié)能力已經(jīng)用盡，水電將難以繼續(xù)調(diào)節(jié)風光出力，水電站水庫將選擇棄水。可以看出，本文所提動態(tài)調(diào)度模式能夠使水電站水庫在保證安全的前提下適當抬升水位，實現(xiàn)減少棄水量、增加水庫蓄能的效果，在一定程度上提高了水能資源利用率。

4 結(jié) 論

面對中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型所帶來的新型電力系統(tǒng)對靈活調(diào)節(jié)能力需求急劇增大的客觀情況，迫切需要對現(xiàn)有電源的靈活調(diào)節(jié)能力進行挖掘。為此，本文從水風光一體化運行的角度出發(fā)，引入汛期運行水位動態(tài)控制思想，提出防洪約束條件下汛期水電站水庫動態(tài)調(diào)度模式，建立以風光出力期望值加水電出力之和與負荷偏差最小為目標的汛期水風光多能互補動態(tài)調(diào)度模型，并以水口水電站為例開展了不同場景的模擬調(diào)度計算，主要結(jié)論如下：

（1） 相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式，所提動態(tài)調(diào)度模式能夠充分調(diào)動水庫調(diào)節(jié)能力，在不降低原有防洪標準的前提下將水位在允許的范圍內(nèi)進行浮動，以調(diào)節(jié)風光出力的波動性。模擬調(diào)度結(jié)果表明，動態(tài)調(diào)度模式相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式能夠?qū)⒒パa系統(tǒng)失負荷時段數(shù)和發(fā)電量缺口期望值分別降低37%和32%，顯著提高了水風光互補系統(tǒng)的出力可靠性，源荷匹配能力較好。

（2） 所提動態(tài)調(diào)度模式能夠顯著提升水電運行的經(jīng)濟性，在汛期無洪水或小洪水時適當抬升水庫水位，在抬升水庫水位的過程中，能夠很大程度上降低水庫棄水量，提高水能資源利用率。經(jīng)模擬調(diào)度計算可知，動態(tài)調(diào)度模式在多種風光典型出力場景下，水能資源利用率期望值相較于傳統(tǒng)調(diào)度模式增幅明顯。同時，存入水庫中的水也可作為水庫蓄能供未來時段使用，以避免未來需要水電加大出力時出現(xiàn)無水可用的情況。

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（編輯：謝玲嫻）

Study on dynamic scheduling model for multi-energy complementarity of hydro，wind and solar power during flood season

ZHANG Yanke1，WU Wenlong1，WANG Yuankun1，XIE Ruchang2

（1.School of Water Resources and Hydropower Engineering，North China Electric Power University，Beijing 102206，China； 2.Fujian Shuikou Hydropower Generation Co.，Ltd.，F(xiàn)uzhou 350001，China）

Abstract：

To fully utilize the regulation capacity of hydropower reservoirs during flood seasons when no flood or only minor floods are forecasted，the reservoir's storage capacity within the dynamic control range of the flood season operation water level is considered as the available capacity for regulating wind and solar power generation.On the premise of enhancing the reservoir's regulation capability，a dynamic scheduling mode for the absorption of wind and solar power was proposed，considering the real-time state of incoming floods.The model aimed to minimize the deviation between the sum of expected wind，solar power，and hydropower output，and the load demand.The model was established considering the uncertainties in wind and solar power output.A case study was conducted with the Shuikou Hydropower Station in Fujian Province.The results showed that the proposed dynamic operation model for wind and solar power absorption can fully and rationally utilize the regulation capacity within the dynamic control range of the water level，ensuring flood safety.Compared to the traditional operation model，the proposed model reduced the number of periods with load deficits and the expected value of generation shortfalls by approximately 37% and 32%，respectively，while increasing the average hydropower generation head by about 4.39%.This not only improved system output reliability but also enhanced system operational benefit.The research findings can provide a reference for regulating wind and solar power output during the flood season.

Key words：

flood season operation； dynamic control of water level； hydro-wind-solar multi-energy complementation； dynamic operation mode； Shuikou Hydropower Station