技术领域
[0001] 本
发明涉及
能源技术领域，具体是一种考虑水光蓄互补的区域联合体两阶段经济调度方法。
背景技术
[0002] 新电改9号文的颁布使得通过合格的分布式电源直接参与售电业务的社会资本大量涌现。随着全球可持续发展战略的实施，
光伏发电和
梯级水电得到了国家和政府的大
力支持，其在主动配
电网中所占比例逐年提升，然而光电和梯水来水的
波动性和随机性也造成大量的弃光弃水现象。高比例的清洁能源并网给传统的电力系统调度方法带来了巨大的挑战。
[0003] 而随着清洁能源在配电网中渗透率的不断增长，已有众多学者对多源互补展开了研究。邹金等人建立了
风电与抽蓄协调运行的模型,分析验证了
抽水蓄能电站的配合对电网调控压力的减轻，具有环保效益。安源等人搭建了水光互补的短期协调运行模型，分析说明了水光互补可有效提高水电站的调峰能力。邢健等人引入了环境价值标准，建立了抽蓄电站-光伏电站联合运行系统的优化模型，证明了二者的协调运行是开发利用
太阳能资源的有效途径。
[0004] 但
现有技术中多数仅考虑抽蓄可以提高系统效益而忽略了抽蓄的灵活调节性在增加新能源消纳方面的作用，大多研究多源互补调度优化的文献没有考虑到梯级水电群相较单一水电而言存在水力、电力之间的联系，约束较为复杂。而调度中心代理梯级水电以后，也应综合考虑梯水不同来水期的出力差异和购售电成本来决策梯水的出力以及和外部电网的交易方案，因而传统的调度方式已不适合有较高比例光伏、梯级水电并网的电力系统。此外，当前关于水光蓄系统的调度研究大多仅考虑了对单一主体进行优化调度，对联合体内部多利益主体之间的协调配合，资源共享方面的研究较少。实际上经济对等的多方利益主体可以构成联合体，多个主体之间良好的交互性有利于合理分配资源，提高整体收益，提高系统对光电的消纳能力。
发明内容
[0005] 本发明的目的在于克服现有技术中没有考虑到梯级水电群的水力、电力之间复杂联系的不足，提供一种考虑水光蓄互补的区域联合体两阶段经济调度方法，以达到显著降低区域联合体成本，在提升水光蓄系统对新能源的消纳能力的同时提高源电
质量的目的。本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：一种考虑水光蓄互补的区域联合体两阶段经济调度方法，包括以下步骤：
[0006] 步骤一：将包含太阳能电站、抽蓄电站、可中断负荷、可转移负荷在内的多个区域组合为区域联合体；
[0007] 步骤二：构建区域联合体内部优化函数，通过优化函数得到区域联合体的决策结果；
[0008] 步骤三：根据区域联合体的决策结果通过调度中心优化决策模型，得到调度中心的调度决策结果；
[0009] 步骤四：根据区域联合体的决策结果和调度中心的调度决策结果，确定区域联合体中可控元素的调用和区域联合体与外部的交易情况；根据区域联合体中可控元素的调用和区域联合体与外部的交易情况确定调度中心的调度策略，得到调度计划。
[0010] 进一步的，所述步骤二中的优化函数采用如下公式：
[0011]
[0012] 式中，G1为优化结果，t为优化时段，T为调度周期的总时间段数；i为联合体中各区域编号， 为需求响应成本， 为抽水蓄能抽水储电总成本； 为区域联合体与调度中心进行电量交易的成本； 则为区域i在t时刻进行区域之间及与调度中心交易需要向电网支付的过网费成本； 为区域i内部清洁能源发电的补贴收益。
[0013] 进一步的，所述的步骤三中的调度中心优化决策模型采用如下公式：
[0014]
[0015] 式中，G2为优化结果，t为优化时段，T为调度周期的总时间段数； 为调度中心向区域联合体的售电收益， 为调度中心向电力市场的售电收益， 为调度中心由电力市场购电的成本， 为调度中心由梯水购电的成本。
[0016] 进一步的，所述步骤二中的通过优化函数得到区域联合体的决策结果包括如下过程：通过满足优化函数的约束条件得到区域联合体的决策结果；所述的约束条件包括系统电力平衡约束、光伏发电出力约束、抽蓄机组约束、需求响应约束、电量共享和与调度中心交易约束。
[0017] 进一步的，所述步骤三中根据区域联合体的决策结果通过调度中心优化决策模型，得到调度中心的调度决策结果，包括如下过程：通过满足调度中心优化决策模型的约束条件，得到得到调度中心的调度决策结果；所述的调度中心优化决策模型的约束条件包括梯级水电约束、调度中心中水光互补约束、调度中心与电网交易约束。
[0018] 进一步的，所述系统电力平衡约束采用如下公式：
[0019]
[0020] 式中，根据区域联合体和调度中心的交易电量 确定调度中心的日调度计划；
[0021] 所述光伏出力约束采用如下公式：
[0022]
[0023]
[0024] (1)式为光伏最大出力约束，(2)式为弃光约束， 为区域i里光伏
电池在标准测试环境下的最大电功率； 为区域i中光伏电站发电在t时段的被调用量，βm表示最大弃光率；
[0025] 所述抽蓄机组约束采用如下公式：
[0026]
[0027]
[0028] Ei,min≤Eit≤Ei,max (5)
[0029]
[0030] Ei,1＝Ei,T (7)
[0031] 式中，(3)为抽蓄系统最大允许充放电功率约束， 分别为区域i中抽蓄机组的最大发电出力和最大储能电量； 分别为区域i中抽蓄机组在时段t的发电出力和抽水储能，式(4)(5)为抽蓄系统蓄能库容约束限制，Ei,min、Ei,max分别为区域i的抽蓄机组的最小、最大库容量，Eit为区域i中抽蓄机组在t时段的水库剩余容量，ηp和ηd分别为区域i的机组在抽水和发电状态下的水量电量转换系数，式(6)为充电与放电转换约束，式(7)为抽蓄在一天的净充放电约束；
[0032] 所述需求响应约束采用如下公式：
[0033]
[0034]
[0035]
[0036]
[0037]
[0038]
[0039]
[0040] 式(8)-(12)为可中断负荷约束，式(13)-(14)为可转移负荷约束，式(8)为可中断负荷上下限约束，式(9)(10)为可中断负荷各时段的状态连续性约束， 为可中断负荷的调用状态， 为持续中断的时间， 为持续不中断的时间，其中(11)式和(12)式除了当t>1时存在的日内耦合约束，还存在t＝1时的日间耦合约束，式(13)为转移负荷一个时段的上限约束，式(14)为转移负荷转移的时间约束，表示负荷不能转移太长时间。
[0041] 所述电量共享和与调度中心交易约束采用如下公式：
[0042]
[0043]
[0044]
[0045] 式(15)表示电量共享的上下限约束，式(16)表示每两区域在同一时段只能单向互保，式(17)表示区域联合体和调度中心在同一时段只能单向输送电量。
[0046] 进一步的，所述梯级水电约束采用如下公式：
[0047]
[0048]
[0049]
[0050]
[0051] In,t＝Qn-1,t-τ+Sn-1,t-τ+Rn,t (22)
[0052] |Qn,t-Qn,t-1|≤ΔQn (23)
[0053] Vn,t＝Vn,t-1+(In,t-Qn,t-Sn,t)×Δt (24)
[0054] 式(18)为库容约束，Vn,t表示第n个水电站t时段库容， 和 分别表示第n个水电站库容的上下限值；式(19)为始末库容约束，Vn,0和Vn,T分别表示第n个水电站调度初始、结束时刻的库容， 和 分别表示第n个水电站初始、结束时刻的库容控制值；式(20)为水电出力约束， 和 分别表示第n个水电站出力的上下限值；式(21)为下泄流量约束，Qn,t表示第n个水电站t时段下泄流量， 和 分别表示第n个水电站下泄流量的上下限值。式(22)为上下游水库水力联系约束，In,t表示第n个水电站t时段的入库流量，Rn,t表示第n个水电站t时段的区间入流；τ表示电站n-1和电站n间的水流时滞；
Qn-1,t-τ表示第n-1个水电站t-τ时段的下泄流量，Sn-1,t-τ表示第n-1个水电站t-τ时段的弃水量；式(23)为流量变幅约束，ΔQn表示第n个水电站时段内允许的最大流量变幅；式(24)为水量平衡约束，Vn,t表示第n个水电站t时段蓄水量；
[0055] 所述调度中心中水光互补约束采用如下公式：
[0056]
[0057]
[0058]
[0059]
[0060]
[0061] 其中， 为调度中心购得的光伏发电变化率， 为梯级水电发电变化率，梯水-光互补后发电变化率，βv、βf和βg分别为要求的互补后源侧总出力曲线变化率及其峰、谷值上限， 为调度中心向区域联合体提供电量时调用的梯水电量， 为调度中心调用的参与光-梯水互补的梯水电量，式(29)为梯级水电调用量的限值约束；
[0062] 所述调度中心与电网交易约束采用如下公式：
[0063]
[0064] 为调度中心中水光互补系统在t时刻向电力市场的售电电量； 为调度中心在t时刻向电力市场的购电电量
[0065] 与现有技术相比，本发明的有益效果是：
[0066] (1)本发明基于电量共享，设计出第一阶段区域联盟化的区域联合体内部优化公式 并在第一阶段优化
基础上结合调度中心优化(优化公式： )，实现了区域联合体成本最小和
调度中心经济效益最大的目标。本发明通过合理的优化设计，在保证光电被充分消纳的前提下，极大地发挥了梯级水电和抽蓄的灵活调节能力，利用源荷互动减弱光电的随机性给电力系统带来的影响；
[0067] (2)本发明利用可中断负荷和可转移负荷实现对负荷的
削峰填谷，使波动的光电曲线与负荷曲线更贴合。利用抽水蓄能与光伏电站的联合运行有利于二者特性互补，抽蓄抽水蓄电与放水发电转换的灵活性可有效加大系统对清洁能源的消纳能力；
[0068] (3)本发明提出基于电量共享的两阶段调度策略，第一阶段中各区域之间的电量共享和可控元素的借用使得区域整体与外部交易方式变化，削弱了购售电波动，显著提升了区域联合体的效益；
[0069] (4)本发明第二阶段调度中心在代理梯水之后，具有明显的经济效益和环保效益，清洁能源的消纳率明显提升，本发明非常适于在新能源地区，在将来清洁能源高比例渗透配电网的趋势下，为之后的研究应用提供了参考。
附图说明
[0070] 图1为本发明的流程示意图；
[0071] 图2为本发明的结构示意图；
[0072] 图3为本发明的应用仿真流程示意图；
[0073] 图4为本发明-
实施例中的某区域联合体内部结构示意图；
[0074] 图5为本发明-实施例中光伏预测曲线与负荷预测曲线示意图；
[0075] 图6为本发明-实施例中某典型日区域联合体的光电出力曲线和负荷曲线；
[0076] 图7为本发明-实施例在场景1下区域1的电量交换情况示意图；
[0077] 图8为本发明-实施例在场景1下区域3的功率平衡情况示意图；
[0078] 图9为本发明-实施例中光伏抽蓄联合出力系统各部分出力图；
[0079] 图10为本发明-实施例在丰水期上级电网对梯水和主网的交易优化结果展示图。
具体实施方式
[0080] 下面结合附图进一步详细描述本发明的技术方案，但本发明的保护范围不局限于以下所述。
[0081] 本发明的步骤
流程图如图1所示，本发明的结构图如图2所示，具体实施步骤如下：
[0082] (1)步骤一：区域联合体内部优化。
[0083] 将多个独立区域之间通过联合的方式构成区域联合体实现剩余电量的共享，区域联合体内部
电能共享优化是以可控元素的调用情况和不可控元素的出力为优化目标，以小时为优化时间尺度，共计24个优化时段。在优化中充分利用不同区域之间的电量交换和抽蓄机组的灵活调节能力，并利用可中断负荷和可转移负荷的快速响应等特点实现削峰填谷，从而减少区域联合体整体运行成本。
[0084] 首先，区域联合体内部的关于电量共享的优化函数的公式为：
[0085]
[0086] 式中，G1为优化结果，t为优化时段，T为调度周期的总时间段数；i为联合体中各区域编号， 为需求响应成本， 为抽水蓄能抽水储电总成本； 为区域联合体与调度中心进行电量交易的成本； 则为区域i在t时刻进行区域之间及与调度中心交易需要向电网支付的过网费成本； 为区域i内部清洁能源采用“自发自用，余量上网”模式发电的补贴收益。
[0087] 但为了更具体地反映出真实的用电环境，需对优化函数进行基于优化策略下的各种约束条件，包括系统电力平衡、光伏出力、抽蓄机组、需求响应、电量共享等几大部分的相关约束。
[0088] ①系统电力平衡的约束条件
[0089] 采用如下公式实现：
[0090]
[0091] 式中，根据区域联合体和调度中心的交易电量 确定调度中心的日调度计划。
[0092] ②光伏出力的约束条件
[0093] 采用如下公式实现：
[0094]
[0095]
[0096] (1)式为光伏最大出力约束，(2)式为弃光约束。 为区域i里光伏电池在标2
准测试环境(光照强度为1000W/m ，周围
温度为25℃)下的最大电功率； 为区域i中光伏电站发电在t时段的被调用量，βm表示最大弃光率。
[0097] ③抽蓄机组的约束条件
[0098] 采用如下公式实现：
[0099]
[0100]
[0101] Ei,min≤Eit≤Ei,max (5)
[0102]
[0103] Ei,1＝Ei,T (7)
[0104] 式中，(3)为抽蓄系统最大允许充放电功率约束， 分别为区域i中抽蓄机组的最大发电出力和最大储能电量； 分别为区域i中抽蓄机组在时段t的发电出力和抽水储能。式(4)(5)为抽蓄系统蓄能库容约束限制，由于抽水蓄能机组可以快速、频繁地调整出力，一般不考虑爬坡滑坡率约束和最小启停时间约束，但其受蓄能库容约束限制。Ei,min、Ei,max分别为区域i的抽蓄机组的最小、最大库容量，Eit为区域i中抽蓄机组在t时段的水库剩余容量，ηp和ηd分别为区域i的机组在抽水和发电状态下的水量电量转换系数。
[0105] 式(6)为充电与放电转换约束，式(7)为抽蓄在一天的净充放电约束。抽水蓄能机组主要有两种典型的运行工况：抽水和发电。在任意调度时段，机组只能以一种状态(抽水、发电和停机)运行。抽水蓄能机组需要满足运行状态互斥约束当 取值为1时，抽水蓄能机组处于发电或抽水工况，否则，抽水蓄能机组处于停机状态。
[0106] ④需求响应约束
[0107] 采用如下公式实现：
[0108]
[0109]
[0110]
[0111]
[0112]
[0113]
[0114]
[0115] 式(8)-(12)为可中断负荷约束，式(13)-(14)为可转移负荷约束。式(8)为可中断负荷上下限约束，式(9)(10)为可中断负荷各时段的状态连续性约束， 为可中断负荷的调用状态， 为持续中断的时间， 为持续不中断的时间。其中(11)式和(12)式除了当t>1时存在的日内耦合约束，还存在t＝1时的日间耦合约束。式(13)为转移负荷一个时段的上限约束，式(14)为转移负荷转移的时间约束，表示负荷不能转移太长时间。
[0116] ⑤电量共享和与调度中心交易约束
[0117] 采用如下公式实现：
[0118]
[0119]
[0120]
[0121] 式(15)表示电量共享的上下限约束，式(16)表示每两区域在同一时段只能单向互保。式(17)表示区域联合体和调度中心在同一时段只能单向输送电量。
[0122]
软件第一阶段仿真流程如图3所示，首先进行第一阶段区域联合体内部的软件仿真，在软件平台上建立了区域联合体内部优化模型，输入光电出力、抽蓄、可控元素、不可控元素和分时电价等参数以模拟真实场景，其中，可控元素包括可中断负荷、可转移负荷和抽蓄，通过优化决策决定是否进行调用。本实施例中以国内小金县水光蓄多能互补发电系统的3个区域组成的联合体内部结构为样本建立仿真模型，具体结构图如图4所示。以小金县某夏季某典型日的用电情况为例，以Δt＝1h为一个时段，全天共T＝24个时段进行优化调度。各区域每天24个时段，负荷单位为kW，成本单位为元/kWh，三个区域内部各自除了具有光伏电站，需求响应元素外，还具有抽水蓄能装置。调度中心中配有某小型三级梯级水电，总装机容量为55MW。各区域中有一座5MW抽水蓄能电站和2个50MW的光伏阵列，其中每座水电站分别有3台水
电机组，水电机组的参数如表1和表2所示。
[0123] 表1水电站的天然来水量(万m3)
[0124]
[0125]
[0126] 表2水电站特征参数
[0127]
[0128] 注：表中最小库容、最大库容、初始库容、最终库容、最小流量、最大流量的单位为万m3；最小出力、最大出力的单位为MW。
[0129] 本文选取小金县的3个区域组成区域联合体，第一阶段各区域已经对内部的可控元素进行聚合，第二阶段由第一阶段求得的购售电量制定下一步决策方案。
[0130] 各区域的日负荷(不可控负荷)如图5所示，可以看出区域1、2和区域3的负荷大小在不同时段存在明显差异，各自清洁能源的出力情况也不相同，因而在该联合区域内可以实现有效的区域剩余电量共享，剩余电量是指满足区域自身日用负荷和可控负荷、满足抽水蓄能的抽水蓄能需求之后所剩的电量。小金县各区域光伏电站某典型日出力与区域联合体一天24小时负荷如图6所示，其与调度中心的交易电价(分时电价)如表3所示。
[0131] 表3交易电价
[0132]
[0133] 可控元素及抽蓄参数如表4所示。
[0134] 表4可控元素及抽水蓄能参数
[0135]
[0136] 由于梯级水电站丰水期及枯水期来水不同对出力水平的影响，天气和季节对光伏发电的双重影响，需求响应和抽水蓄能的参与情况都将使结果产生差异，出于实际考虑设置了以下4个不同场景：
[0137]
[0138] 在“场景1”下仿真，利用需求响应的参与，调动用户对清洁能源进行全消纳，可有效地减少区域联合体由外部的购电量。光伏发电有不计成本的特点，由图5可以看出本发明对分布式光伏进行合理调度使得区域联合体与外部调度中心的交易方式产生较大的变化。
[0139] 当光伏不能发电或极少发电而负荷较大时，区域3采取了可中断负荷的中断、抽蓄
水轮机的放水发电、可转移负荷向其他时段转移以及通过电量共享从其他区域获得电量的方式，减少了自身电量的缺额。根据图7中区域1的电量交换情况可知，由于光伏发电受温度、光强等因素影响，在一些时段出力不足，在9、12、17、22和24时，区域1的负荷较大，可控负荷和抽蓄的调节已不能保持发电量与负荷的平衡，联合体中其他区域将各自的剩余电量输送到区域1，满足其负荷所需，图8为系统各个时间段供电可靠性示意图。区域联合体将由外部调度中心购电以满足整体功率缺额。当区域联合体内区域足够多时，电量共享可以给存在功率缺额的区域提供足量的电量，此时联合体将不需由外部调度中心购买电量。
[0140] 在光伏发电充足的时段，在满足自身负荷和可控负荷所需的同时，根据调度决策方案将部分电量共享给存在电量负值的区域，部分剩余电量售给外部调度中心，其余电量由抽水蓄能的水
泵机抽水将电能转化为
势能储备。
[0141] 在“场景3”没有需求响应的参与场景下仿真，得到用户侧和发电侧互动后结果对比如表5所示。采用指标α验证需求响应对负荷波动率的影响以及检验是否使负荷曲线使其更好的贴近光电预测出力曲线。其中，
[0142] 表5用户侧和发电侧互动后结果
[0143]
[0144] 实施需求响应后区域2中负荷的峰谷差由最初的8171kW下降到了3220kW，下降幅度达60％。另外，表征负荷波动性的值F1也有所减小，在光电出力多的时段负荷明显增大，说明需求响应追踪负荷变化的同时，也追踪了光电的变化，使负荷曲线更贴近光伏发电出力曲线。结合表5和表8可知，各区域内部可中断负荷和可转移负荷的调用增强系统调节灵活性，不仅平滑了负荷曲线，也使弃光量减少。
[0145] 在“场景4”没有抽蓄和光伏电站联合运行的场景下仿真，得到和“场景1”两个不同运行方式下的效益比较如表7所示。“场景1”中抽蓄-光伏电站联合出力与调度中心交换功率的仿真计算结果如图9所示，光伏电站和抽蓄联合发电与调度中心交换电量情况见表6。
[0146] 表6光伏电站和抽蓄联合发电与调度中心交换电量情况
[0147]
[0148]
[0149] 表7不同运行方式下效益比较
[0150]
[0151] 分别在不同场景下完成仿真，得到不同场景下的系统总效益及光电剩余量比较如表8所示。
[0152] 表8不同场景下的效益及光电剩余量比较
[0153]
[0154] 综合上述表可知，区域联合体综合考虑电量共享、需求响应以及抽蓄情况后，系统获得的总效益最高。
[0155] (2)步骤二：调度中心与区域联合体的优化。
[0156] 调度中心与联合区域和外部电网之间的电量交易优化以调度中心的出力分配和和外部电网的交易量为优化目标，以小时为优化时间尺度，共计24个优化时段。基于第一阶段结果，若区域联合体的源端出力不足以满足符合需求时，调度中心将向其出售电量，电量来源为调用梯级水电和由电网买电，若区域联合体光电充足而有剩余时，调度中心将利用梯级水电机组补偿光伏出力波动，提高发电质量，将水光互补后的电出售给电网。两阶段优化模型具有良好的适用性和高效性，可以有效地提高对清洁能源的消纳，具有更好的经济效益和环保效益。
[0157] 调度中心优化，其采用了如下公式获得优化结果：
[0158]
[0159] 式中，G2为优化结果，t为优化时段，T为调度周期的总时间段数； 为调度中心向区域联合体的售电收益， 为调度中心向电力市场的售电收益， 为调度中心由电力市场购电的成本， 为调度中心由梯水购电的成本。
[0160] 但为了更具体地反映出真实的用电环境，需对优化函数进行基于优化策略下的各种约束条件，包括梯级水电约束、调度中心中水光互补、调度中心与电网交易三部分。
[0161] ①梯级水电约束
[0162] 采用如下公式实现：
[0163]
[0164]
[0165]
[0166]
[0167] In,t＝Qn-1,t-τ+Sn-1,t-τ+Rn,t (22)
[0168] |Qn,t-Qn,t-1|≤ΔQn (23)
[0169] Vn,t＝Vn,t-1+(In,t-Qn,t-Sn,t)×Δt (24)
[0170] 式(18)-式(24)为梯级水电约束条件。式(28)为库容约束，Vn,t表示第n个水电站t时段库容， 和 分别表示第n个水电站库容的上下限值；式(19)为始末库容约束，Vn,0和Vn,T分别表示第n个水电站调度初始、结束时刻的库容， 和 分别表示第n个水电站初始、结束时刻的库容控制值；式(20)为水电出力约束， 和 分别表示第n个水电站出力的上下限值；式(21)为下泄流量约束，Qn,t表示第n个水电站t时段下泄流量， 和 分别表示第n个水电站下泄流量的上下限值；式(22)为上下游水库水力联系约束，In,t表示第n个水电站t时段的入库流量，Rn,t表示第n个水电站t时段的区间入流；τ表示电站n-1和电站n间的水流时滞；Qn-1,t-τ表示第n-1个水电站t-τ时段的下泄流量，Sn-1,t-τ表示第n-1个水电站t-τ时段的弃水量；式(23)为流量变幅约束，ΔQn表示第n个水电站时段内允许的最大流量变幅；式(24)为水量平衡约束，Vn,t表示第n个水电站t时段蓄水量。
[0171] ②调度中心中水光互补
[0172] 采用如下公式实现：
[0173]
[0174]
[0175]
[0176]
[0177]
[0178] 式(25)-(28)为梯级水电与光电互补约束。其中， 为调度中心购得的光伏发电变化率， 为梯级水电发电变化率， 梯水-光互补后发电变化率，βv、βf和βg分别为要求的互补后源侧总出力曲线变化率及其峰、谷值上限。 为调度中心向区域联合体提供电量时调用的梯水电量， 为调度中心调用的参与光-梯水互补的梯水电量。式(29)为梯级水电调用量的限值约束。
[0179] ③调度中心与电网交易
[0180] 采用如下公式实现：
[0181]
[0182] 式(30)为调度中心的购售电量波动率约束。 为调度中心中水光互补系统在t时刻向电力市场的售电电量； 为调度中心在t时刻向电力市场的购电电量。
[0183] 在区域联合体光电供给不足时，将从调度中心购买电，调度中心将通过优化调度选择从梯水或从电网购买电。在区域联合体光电供给充足时，将剩余的电卖给调度中心，调度中心调用梯水所发电量与之互补，最大化利用了光伏发电，使波动的光电的输出更平滑，并在保证购售电波动在限值内的前提下将电量出售给电网。
[0184] 在区域联合体光电供给不足时，将从调度中心购买电，调度中心将通过优化调度选择从梯水或从电网购买电。在区域联合体光电供给充足时，将剩余的电卖给调度中心，调度中心调用梯水所发电量与之互补，最大化利用了光伏发电，使波动的光电的输出更平滑，并在保证购售电波动在限值内的前提下将电量出售给电网。
[0185] 在第一阶段所求得的区域联合体与调度中心的交易电量的基础上，进行考虑第二阶段调度中心水光互补的电力系统运行的仿真计算，建立调度中心代理梯级水电优化模型，并输入梯级水电的天然入流、下泄流量、水电发力和交易电价等参数。为充分对比不同季节的水量对系统运行收益的影响，本实施例中选取夏季丰水期、秋季平水期和冬季枯水期三种场景进行仿真模拟，优化结果如图10所示。其中，梯级水电的天然入流参数如表1所示，梯级水电的下泄流量如表2所示，梯级水电的水电发力由式32求得，梯水的最大限值为300MWh，出力最小限值为50MWh，调度中心由梯水购电电价和由电网购售电电价如表9所示。
[0186] 表9调度中心由梯水购电电价和由电网购售电电价
[0187]
[0188] 表10不同模式下光电的利用率和调度中心收益
[0189]
[0190]
[0191] 表11不同丰枯水期情景下日发电量
[0192]
[0193] 由表10、表11可知，在丰水期和平水期，梯级水电来水充分，电站发电充足，利用梯水的灵活调节能力可以平缓购得光电的波动性，也可以卖给区域联合体，能够实现对光电的全额消纳；在枯水期，梯水电站发电少，梯水的调节能力减弱，对光电的利用率下降，调度中心的经济效益较丰水期减少。并且随着梯水水量的增加，梯水的发电比例也越来越大。在调度中心不管理梯水时，售给区域联合体的电量将完全由外部电网购买，此外，当区域光电有剩余时，考虑购售电的约束，不能将购入的光电完全售给电网，产生弃光，光电利用率相较水光互补方式下降。
[0194] 根据上述检测结果可以看到，在参与联盟的用户均同意与邻域进行电量共享的前提下，采用本发明的技术方案，可以大幅提高对清洁能源的消纳率，降低区域联合体整体成本和增加调度中心的经济效益和环保效益。
[0195] 综上所述，本发明提供了一种考虑水光蓄互补的区域联合体两阶段经济调度方法，包括区域联合体基于电量共享的内部优化模型和调度中心在代理了梯级水电后与电网及联合体互补交易模型。区域联合体和调度中心的两阶段优化模型以实现清洁能源最大消纳和两者的经济效益最大化为目标，两阶段随机优化在处理可控元素调用决策和日前优化调度的优化问题时具有较好的适用性和求解效果，该模型可有效地解决高比例清洁能源并网时出现大量弃光现象的问题，考虑了多个独立区域之间通过联合的方式实现剩余电量的共享，以及梯级水电的各种约束条件，显著降低了区域联合体成本，在提升水光蓄系统对新能源的消纳能力的同时提高源电质量。
[0196] 以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、
修改和环境，并能够在本文所述构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附
权利要求的保护范围内。
