提高流域梯级水电站发电调度效率的方法及系统与流程

1.本发明涉及水电站发电技术领域，尤其涉及一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法及系统。


背景技术：

2.某流域梯级水电站自上而下分布为a、b、c三站，其中a电站为年调节水电站，承担流域防洪、灌溉和主发电重任，b电站为日调节水电站，作为a电站反调节作用稳定控制下泄流量，c电站为渠道引流式，不具备调节能力。当前梯级电站的调度运行主要通过人工测算和经验调度，效率较低，偏差较大。


技术实现要素：

3.为解决上述技术问题，本发明提供了一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法及系统，可以自动生成发电计划数据，提高了流域梯级水电站的发电调度效率。
4.本发明提供一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法，包括以下具体步骤：
5.根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；
6.根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；
7.根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；
8.根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；
9.其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。
10.进一步地，所述目标调度发电模型为第一发电计划模型；
11.所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预控水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；
12.所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、预控水位、支流流量、预控天数、弃水流量；
13.所述第一发电计划模型具体用于：
14.根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
15.其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
16.所述第一预测参数包括所述第一水电站的预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率、日涨幅；
17.所述第二预测参数包括所述第二水电站的预测电量、入库流量、发电流量、发电出
力、流量耗水率。
18.进一步地，所述目标调度发电模型为第二发电计划模型；
19.所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、发电出力、预控天数、弃水流量；
20.所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、日涨幅、支流流量、预控天数、弃水流量；
21.所述第二发电计划模型具体用于：
22.根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
23.其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
24.所述第一预测参数包括所述第一水电站的预控水位、预测电量、发电流量、日涨幅、流量耗水率；
25.所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电流量、发电出力、流量耗水率。
26.进一步地，所述目标调度发电模型为第三发电计划模型；
27.所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；
28.所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、发电流量、日涨幅、预控天数、支流流量、弃水流量；
29.所述第三发电计划模型具体用于：
30.根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
31.其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
32.所述第一预测参数包括所述第一水电站的日涨幅、预控水位、预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率；
33.所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电出力、流量耗水率。
34.进一步地，所述目标调度发电模型通过库容曲线映射库容与水位之间的对应关系，通过耗水率曲线映射耗水率与水位之间的对应关系，根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据，包括以下具体步骤：
35.根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，所述目标调度发电模型通过所述库容曲线、所述耗水率曲线、逻辑公式库生成与所述第一调节参数和所述第二调节参数对应的目标调度发电计划数据。
36.进一步地，当所述具体应对情景为月度分期发电计划测算时，所述情景应对模型为月度分周期发电测算模型；
37.所述第一调节参数中的预控天数为对应月份的天数；
38.所述月度分周期发电测算模型具体用于：
39.根据所述第一调节参数中的预控天数，划分按天组合的多时段；
40.基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据。
41.进一步地，基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据，包括以下具体步骤：
42.基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为第一细分调度发电计划数据；
43.将每天的时间按照峰谷平划分为按小时组合的峰谷平时段，按所述峰谷平时段将所述第一细分调度发电计划数据细分为第二细分调度发电计划数据，将所述第二细分调度发电计划数据作为细分调度发电计划数据。
44.进一步地，所述第一水电站的初水位包括所述第一水电站的年初水位，所述第二水电站的初水位包括所述第二水电站的年初水位，在根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站前，还包括以下具体步骤：
45.根据所述第一水电站的年初水位、所述第二水电站的年初水位、所述第一水电站的平均月度入库流量、所述第二水电站的平均月度入库流量及所述细分调度发电计划数据，生成所述第一水电站和所述第二水电站的测算数据；
46.匹配所述测算数据与预设的安全数据，得到匹配结果；
47.当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述细分调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；
48.其中，所述第一水电站的平均月度入库流量为所述第一水电站的预测入库流量按月平均后的流量、所述第二水电站的平均月度入库流量所述第二水电站的预测入库流量按月平均后的流量。
49.进一步地，还包括以下具体步骤：
50.根据月内临时发电任务计划数据、所述第一水电站的初水位、所述第二水电站的初水位、所述第一水电站的入库流量、所述第二水电站的入库流量，生成临时调度发电计划数据；
51.匹配所述临时调度发电计划数据与预设的安全数据阈值，得到匹配结果；
52.当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述临时调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；
53.根据所述临时调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站。
54.本技术还提供一种提高流域梯级水电站发电调度效率的系统，包括：
55.模型选择模块，用于根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；
56.数据生成模块，用于根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；
57.数据细分模块，用于根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；
58.运行模块，用于根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；
59.其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。
60.本发明提供的技术方案至少具有以下有益效果：
61.通过目标调度发电模型生成目标调度发电计划数据，并进一步通过情景应对模型生成细分调度发电计划数据，实现了自动生成发电计划数据，提高了流域梯级水电站的发电调度效率。
附图说明
62.图1为本发明提供的一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法的流程图；
63.图2为本发明提供的一种水库运行计划、发电策略制定的逻辑图；
64.图3为本发明提供的一种月度分周期测算的逻辑图；
65.图4为本发明提供的一种调峰月峰谷平时段96点发电出力分配的逻辑图；
66.图5为本发明提供的一种多种条件下年度水库运行和发电能力测算的逻辑图；
67.图6为本发明提供的一种特定情况发电策略制定的逻辑图。
具体实施方式
68.为了加深对本发明的理解，下面将结合附图和实施例对本发明做进一步详细描述，该实施例仅用于解释本发明，并不对本发明的保护范围构成限定。
69.请参照图1，本发明提供一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法，包括以下具体步骤：
70.s100：根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；
71.s200：根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；
72.s300：根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；
73.s400：根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；
74.其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。
75.本实施例中，第一水电站可以理解为流域梯级水电站自上而下分布的a、b、c三站中的a电站，第二水电站可以理解为其中的b电站，其中，a电站为年调节水电站，承担流域防洪、灌溉和主发电重任，b电站为日调节水电站，作为a电站反调节作用稳定控制下泄流量，c电站为渠道引流式，不具备调节能力。第一调节参数对应第一水电站的初始参数，初始参数的具体参数可以为初水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量等，第二调节参数对应第二水电站的初始参数，具体参数与第一调节参数类似，不同的初始参数需要选用不同的发电测算策略，也即需要选择不同的目标调度发电模型。目标调度发电模型可以理解为一种计算模型，可以通过调用相应的计算公式，根据不同的初始参数推演出不同的目标数据即目标调度发电计划数据。这里的目标调度发电计划数据可以理解为一个总体的规划数据，如第一水电站和第二水电站按月、旬、周等进行的运行计划数据，比如月度水库运行计划和发
电量目标。具体应对情景可以理解实际的运行需求，细分调度发电计划数据可以理解为针对实际的运行需求，在目标调度发电计划数据的基础上进一步细化的第一水电站和第二水电站的运行计划数据。情景应对模型可以理解为另一种计算模型，可以根据相应的计算公式推演出针对具体应对情景的细分调度发电计划数据。第一水电站和第二水电站可以依据第一调节参数、第二调节参数及细分调度发电计划数据，完成相应的发电调度方案。本发明可以实现a、b、c梯级水电站精细化调度与安全运行，动态调度调整梯级水电站发电出力，降低耗水率，提高运行机组发电效率，协同上下游电站，提升水资源利用效率，提高流域梯级水电站节水蓄水调水能力。
76.进一步地，所述目标调度发电模型为第一发电计划模型；
77.所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预控水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；
78.所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、预控水位、支流流量、预控天数、弃水流量；
79.所述第一发电计划模型具体用于：
80.根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
81.其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
82.所述第一预测参数包括所述第一水电站的预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率、日涨幅；
83.所述第二预测参数包括所述第二水电站的预测电量、入库流量、发电流量、发电出力、流量耗水率。
84.本实施例中，第一发电计划模型可理解为用于水库运行计划、发电策略制定的计算模型，初水位表示水电站的初始的水位，预控水位表示水电站需要达到的水位，预测入库流量表示根据第一水电站多年的历史月度平均入库流量数据预测的第一水电站的月度入库的平均流量，支流流量表示根据第二水电站多年的从支流入库到第二水电站的历史月度中的平均入库流量数据预测的第二水电站的月度支流入库的平均流量，历史数据均包含季节性支流流量。第一发电计划模型为一种具体的计算模型。在一种具体的实施方式中，请参考图2，图中涉及的数据库需要预先准备，数据库中存储用于表征库容曲线的数据和用于表征耗水率曲线的数据，还可以存储包括具体计算公式的逻辑公式库。库容曲线中每一个水位对应一个库容，每个库容表示对应水位下的蓄水容积。耗水率曲线中每一个水位对应一个耗水率，耗水率是每发一个千瓦的电力，流过水轮机的水量，是表征发电机效率的重要参数。发电目标任务和水库运行计划以第一调节参数和第二调节参数的形式体现，当前发电计划以第一预测参数和第二预测参数的形式展现。假设第一水电站为a站，第二水电站为b站，则需要收集整理a、b两站月度多年平均入库流量(包含季节性支流流量)以获取a站的预测入库流量和b站的支流流量，整理编辑a、b两站的运行水位对应耗水率的耗水率曲线以及a、b两站的库容曲线，并将相关数据存储至数据库。由此，可以通过a、b两站的当前水位即初水位和目标预控水位，自动查询数据库各站的库容曲线和耗水率曲线，记录对应的库容值(初库容和预控库容)和耗水率值即区间平均瞬时耗水率。根据当前已知量或设定量，按照
逻辑公式库中的计算公式便可测算a、b两站的未知量(如发电量、发电用水量、水位变幅等)。例如：第一水电站a站和第二水电站b站。首先进行发电计划制定：已知a、b两站的初水位、预控水位、弃水流量、时间天数及a站的入库流量、b站的支流流量，测算两站的发电量和发电用水量。预控水位可以理解为末水位，预控库容可以理解为末库容，a站的入库流量可以理解为a站的预测入库流量，时间天数也可以理解为预控天数或者持续天数。基于库容曲线，可以通过第一水电站a站的初水位h
a1
和预控水位h
a2
查得a站的初库容v
a1
和预控库容v
a2
，可以通过第二水电站b站的初水位h
b1
和预控水位h
b2
查得b站的初库容v
b1
和预控库容v
b2
。基于耗水率曲线，可以通过第一水电站a站的初水位h
a1
和预控水位h
a2
查得a站对应水位的瞬时耗水率，并以此计算出区间平均的瞬时耗水率k
s1
或者通过实时水位直接查得瞬时耗水率k
s1
，可以通过第二水电站b站的初水位h
b1
和预控水位h
b2
查得b站对应水位的瞬时耗水率，并以此计算出区间平均的瞬时耗水率k
s2
或者通过实时水位直接查得瞬时耗水率k
s2
。涉及的逻辑公式库中的计算公式包括：a站的水位日变幅δh＝(初水位h
a1
－末水位h
a2
)/持续天数，b站的水位日变幅δh＝(初水位h
b1
－末水位h
b2
)/持续天数，a站的净入库流量δla＝(初库容v
a1
－末库容v
a2
)/持续时间t＝δva/(3600*24*持续天数)，a站的发电流量l
a3
＝入库流量l
a1
－净入库流量δla－a站的弃水流量l
c1
，a站的发电出力p
a1
＝a站的发电流量l
a3
/a站的瞬时耗水率k
s1
，a站的发电量s
a1
＝发电出力p
a1
*24*持续天数，a站的发电用水量v
a1
＝a站的发电流量l
a3
*3600*24*持续天数，b站的入库流量＝a站的发电流量l
a3
+b站的支流流量l
a2
，b站的净入库流量δlb＝(初库容v
b1
－末库容v
b1
)/持续时间t＝δv/(3600*24*持续天数)，b站的发电流量l
b3
＝b站的入库流量l
b1
－净入库流量δlb－b站的弃水流量l
c2
，b站的发电出力p
b1
＝b站的发电流量l
b3
/b站的瞬时耗水率k
s2
，b站的发电量s
b1
＝发电出力p
b1
*24*持续天数，b站的日发电用水量v
b1
＝b站的发电流量l
b3
*3600*24*持续天数。其中，水位日变幅可以理解为日涨幅，a站和b站的发电量可以理解为预测电量，瞬时耗水率也可以理解为流量耗水率。
85.在使用第一发电计划模型时，第一水电站和第二水电站的水库和发电同时运行，根据两站各自的初水位和预控水位，结合各自的预控天数即持续时间，可以分别算出两站各自的日涨幅或者时涨幅等，还可以通过自动查询数据库，推算出两站各自的初库容、预控库容及区间平均耗时耗水率。通过区间平均耗时耗水率可进一步推算出两站各自的发电流量和发电出力。通过初库容和预控库容可以推算出两站各自的变化库容，并基于各自的预控天数推算出各自的净入库流量，结合各自的发电流量可以推算出入库流量。具体的推算结果请参考表1。
86.表1月、旬、周发电计划
[0087][0088]
表1中，通过已知的第一水电站的初水位、预控水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量及已知的第二水电站的初水位、预控水位、支流流量、预控天数、弃水流量，可以根据逻辑公式库中的计算公式推算出第一水电站的预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率、日涨幅及第二水电站的预测电量、入库流量、发电流量、发电出力、流量耗水率等。
[0089]
进一步地，所述目标调度发电模型为第二发电计划模型；
[0090]
所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、发电出力、预控天数、弃水流量；
[0091]
所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、日涨幅、支流流量、预控天数、弃水流量；
[0092]
所述第二发电计划模型具体用于：
[0093]
根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
[0094]
其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
[0095]
所述第一预测参数包括所述第一水电站的预控水位、预测电量、发电流量、日涨幅、流量耗水率；
[0096]
所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电流量、发电出力、流量耗水率。
[0097]
本实施例中，第二发电计划模型可理解为第一水电站正推发电计划的计算模型。已知上游水情出力数据，通过第一水电站a站正推第二水电站b站的发电计划，设定下游水情出力数据。第二发电计划模型中涉及的逻辑公式库中的计算公式可以参考第一发电计划模型中涉及的计算公式，具体的推算结果请参考表2。
[0098]
表2第一水电站正推发电计划
[0099][0100]
表2中，通过已知的第一水电站的初水位、预测入库流量、发电出力、预控天数、弃水流量及已知的第二水电站的初水位、日涨幅、支流流量、预控天数、弃水流量，可以根据逻辑公式库中的计算公式推算出第一水电站的预控水位、预测电量、发电流量、日涨幅、流量耗水率及第二水电站的预控水位、预测电量、发电流量、发电出力、流量耗水率等。
[0101]
进一步地，所述目标调度发电模型为第三发电计划模型；
[0102]
所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；
[0103]
所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、发电流量、日涨幅、预控天数、支流流量、弃水流量；
[0104]
所述第三发电计划模型具体用于：
[0105]
根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；
[0106]
其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；
[0107]
所述第一预测参数包括所述第一水电站的日涨幅、预控水位、预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率；
[0108]
所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电出力、流量耗水率。
[0109]
本实施例中，第三发电计划模型可以理解为第二水电站反推发电计划的计算模型，通过第二水电站b站反推第一水电站a站的发电计划。已知a站和b站的初水位、b站的水位日涨幅、b站的发电流量、b站的支流流量、a站的预测入库流量、a站和b站的预控天数，推算a站的发电流量、发电出力、预测电量等。涉及的逻辑公式库中的计算公式包括：a站的末水位h
a2
＝初水位h
a1
－水位日变幅δh*天数和b站的末水位h
b2
＝初水位h
b1
－水位日变幅δh*天数，a站的初水位查得a站的初库容v
a1
，b站的初水位查得b站的初库容v
b1
，b站的末水位查得b站的末库容v
b2
，b站的发电出力p
b1
＝b站的发电流量l
b3
/b站的瞬时耗水率k
s2
，b站的发电量s
b1
＝发电出力p
b1
*24*持续天数，b站的净入库流量δlb＝(初库容v
b1
－末库容v
b1
)/持
续时间t＝δv/(3600*24*持续天数)，b站的入库流量l
b1
＝发电流量l
b3
+净入库流量δlb+弃水流量l
c2
，a站的发电流量l
a3
＝b站的入库流量l
b1-b站的支流流量l
a2
，a站的发电出力p
a1
＝a站发电流量l
a3
/a站的瞬时耗水率k
s1
，a站的发电量s
a1
＝发电出力p
a1
*24*持续天数，a站的发电用水量v
a1
＝a站的发电流量l
a3
*3600*24*持续天数，a站的净入库流量δla＝入库流量l
a1
－发电流量l
a3
－弃水流量l
c1
，a站的末库容v
a2
＝初库容v
a1
－a站的净入库流量δla*(3600*24*持续天数)，末库容v
a2
可以查得末水位h
a2
。具体的推算结果请参考表3。
[0110]
表3第二水电站反推发电计划
[0111][0112]
表3中，通过已知的第一水电站的初水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量及已知的第二水电站的初水位、发电流量、日涨幅、预控天数、支流流量、弃水流量，可以根据逻辑公式库中的计算公式推算出第一水电站的预控水位、预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率、日涨幅及第二水电站的预控水位、预测电量、发电出力、流量耗水率等。
[0113]
进一步地，所述目标调度发电模型通过库容曲线映射库容与水位之间的对应关系，通过耗水率曲线映射耗水率与水位之间的对应关系，根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据，包括以下具体步骤：
[0114]
根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，所述目标调度发电模型通过所述库容曲线、所述耗水率曲线、逻辑公式库生成与所述第一调节参数和所述第二调节参数对应的目标调度发电计划数据。
[0115]
本实施例中，目标调度发电模型运行前，需要先收集整理第一水电站a、第二水电站b两站月度多年平均入库流量(包含季节性支流流量)，整理编辑a、b两站运行水位耗水率曲线，以a、b两站库容曲线，并以此为基础将相关数据存储至数据库，目标调度发电模型通过调用逻辑公式便可编制a、b梯级水电站中长期、短期水库运行计划、发电计划测算等。目标调度发电模型调用的逻辑公式具体包括：涨幅变化
△
h＝初水位ha一末水位hb＝日涨幅*天数或时涨幅*小时数，库容变化
△
v＝初库容va一末库容vb＝净入库流量
△
l*持续时间t，净入库流量
△
l＝入库流量la一发电流量lb一弃水流量(泄洪流量)lc，瞬时耗水率ks＝发电
流量lb/发电出力p，b站入库流量＝a站发电流量+支流入库流量(支流流量)，b站发电流量≧c站入库流量+75m3/s，c站入库流量≦75m3/s，日耗水率k
t
＝日发电用水量/日发电量＝0.36*瞬时耗水率ks，日发电量s＝发电出力p*24＝(发电流量lb/瞬时耗水率ks)*24，日发电用水量v＝发电流量lb*3600*24，月发电量y＝日发电量s*日天数，月发电用水量y＝日发电用水量v*日天数，通过初(预控)水位ha查询库容曲线得到初(预控)库容va，通过当前水位ha查询耗水率曲线得到当前水位瞬时耗水率ks。
[0116]
进一步地，当所述具体应对情景为月度分期发电计划测算时，所述情景应对模型为月度分周期发电测算模型；
[0117]
所述第一调节参数中的预控天数为对应月份的天数；
[0118]
所述月度分周期发电测算模型具体用于：
[0119]
根据所述第一调节参数中的预控天数，划分按天组合的多时段；
[0120]
基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据。
[0121]
本实施例中，月度分期发电计划测算可以基于采用旬周期或者以电价结算时长为周期。采用旬周期时，以各周期入库流量变化、控水目标制定月度各周期峰谷平发电量。采用电价结算时长为周期时，以各周期入库流量变化、控水目标，制定月度各周期峰谷平发电量。
[0122]
采用月度分周期发电测算模型进行月度分周期测算时，以第三发电计划模型即水库运行计划、发电策略中反推法为基础，根据月内各站入库流量变化和控水目标，以旬周期或电价交易结算周期月内峰谷平发电量测算，制定月度水库运行计划和发电量目标，分解月度不同时段(旬周期或电价交易结算周期)水库运行计划和发电任务目标，计算完成率。通过发电任务完成率判定各周期时段发电任务是否合理，若不符合要求，则重新调整各周期时段任务。请参考图3，已知各站(第一水电站a站、第二水电站b站)的初水位、预控水位、月均入库流量、下游站发电流量，通过第三发电计划模型制定发电计划，根据发电计划判定是否符合条件(如最高水位安全线、最低水位警戒线、发电出力限制、发电量要求等)，并同步确认各站的计划发电量，如果不符合条件，则需要重新制定发电计划直至满足要求。在发电计划符合要求后，便可以通过月度分周期发电测算模型分解月度水库运行计划和发电任务目标，划分周期时段设置月内峰谷发电任务即细分调度发电计划数据，确定各时段的预控水位、入库流量及发电任务完成率，通过对发电任务完成率进行判定，如果符合要求则完成水库运行计划和发电任务，否则需要通过月度分周期发电测算模型重新划分周期时段设置月内峰谷发电任务。在对发电任务完成率进行判定时，具体如第一水电站a站、第二水电站b两站，计算各站时段内完成率q
t
＝(时段内发电量/月度发电任务)*100％，各站月内总和完成率q
all
＝(∑时段内发电量/月度发电任务)*100％，条件q
all
∈[75％，125％]时，判定为合格。
[0123]
进一步地，基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据，包括以下具体步骤：
[0124]
基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为第一细分调度发电计划数据；
[0125]
将每天的时间按照峰谷平划分为按小时组合的峰谷平时段，按所述峰谷平时段将
所述第一细分调度发电计划数据细分为第二细分调度发电计划数据，将所述第二细分调度发电计划数据作为细分调度发电计划数据。
[0126]
本实施例中，峰谷平时段通过调峰月峰谷平时段发电分析得到。尖峰月和普峰月的峰谷平时段不同。尖峰月为1、7、11、12月，尖峰为2h，峰为6h、平为8h、谷为8h，以月度分周期发电量为基础，在设定安全条件内，调峰月发电测算模型按峰谷平时段推演合格方案，设定为可行方案。普峰月为尖峰月以外月份，峰为8h，平为8h，谷为8h，以月度分周期发电量为基础，在设定安全条件内，调峰月发电测算模型按峰谷平时段推演合格方案，设定为可行方案。根据可行方案设定日间96点峰谷平时段电价出力分配表即细分调度发电计划数据，并把尖峰月、普峰月出力导入96点分配表。调峰月峰谷平时段96点发电出力分配方案可以按照具体实施方案所在地的电力交易市场调峰月峰谷平时段96点发电出力分配要求，在月度分周期发电量测算为基础上和设定安全约束条件下，按峰谷平时段推演合格方案，设定为可行方案。在具体实施时，以月度分周期发电计划测算为基础，制定峰谷平计划，模拟日内峰谷平时段出力执行情况。峰谷平时段出力设置原则，谷时段按照河道最小下泄流量要求对应出力最小出力，平时段按省调电网执行需求出力安排，峰时段按照河道可允许最大出力执行，多机满发或接近满发。每个时段区间判断水位涨跌幅，流量大小是否在安全约束条件范围内。模拟合格的预测方案，视为方案可行，将出力执行计划导入峰谷平96点出力分配表。调峰月峰谷平时段96点发电出力分配方案制定公式：方案实施地电力交易划分峰谷平时段各8小时，a站日发电量s
a1
＝发电出力p
a1
*24，b站日发电量s
b1
＝发电出力p
b1
*24，谷时段a站发电量s
ag
＝p
ag
*8，谷时段b站发电量s
bg
＝p
bg
*8，平时段a站发电量s
ap
＝p
ap
*8，平时段b站发电量s
bp
＝p
bp
*8，峰时段a站发电量s
af
＝p
af
*8＝s
a1
－s
ag
－s
ap
，峰时段b站发电量s
bf
＝p
bf
*8＝s
b1
－s
bg
－s
bp
。请参照图4，已知各站初水位、月内分周期计划即第一细分调度发电计划数据、各站入库流量及电网峰谷平时段划分，通过制定日前发电计划进行各站峰谷平时段出力划分，通过相应的安全约束条件确认方案的可行性。在一种具体的实施方式中，已知a站的初水位、b站的初水位、a站的入库流量、b站的支流流量、a站的弃水流量、b站的弃水流量、电网峰谷平时段划分的时段小时数，测算两站分时分段的末水位及时段发电量。生成第二细分调度发电计划数据时调用的逻辑公式具体包括：零时初水位可以通过库容曲线查得初库容v
a1
、v
b1
，通过耗水率曲线查得瞬时耗水率k
sa
、k
sb
，a站的发电流量l
a3
＝a站的发电出力p
ag
*a站瞬时耗水率k
sa
或l
a3
＝a站的发电出力p
ap
*a站瞬时耗水率k
sa
或l
a3
＝a站的发电出力p
af
*a站瞬时耗水率k
sa
，a站的净入库流量δla＝入库流量l
a1
－a站发电流量l
a3
－a站弃水流量l
c1
，a站的变化库容δva＝净入库流量δla*持续小时，a站的各时段末库容v
a2
＝初库容v
a1
－变化库容δva，a站的末库容v
a2
可以通过库容曲线查得a站的末水位h
a2
，a站的各时段水位变幅δh＝初水位h
a1
－末水位h
ab2
，b站的发电流量l
b3
＝b站发电出力p
bg
*b站瞬时耗水率k
sb
或l
b3
＝b站发电出力p
bp
*b站瞬时耗水率k
sb
或l
b3
＝b站发电出力p
bf
*b站瞬时耗水率k
sb
，b站的入库流量l
b1
＝a站发电流量l
a3
+b站支流流量l
b2
，b站的净入库流量δlb＝入库流量l
b1
－b站发电流量l
b3
－b站的弃水流量l
c2
，b站的变化库容δvb＝净入库流量δlb*持续小时，b站的各时段末库容v
b2
＝初库容v
b1
－变化库容δvb，b站的末库容v
b2
可以通过库容曲线查得b站的末水位h
b2
，b站的各时段水位变幅δh＝初水位h
b1
－末水位h
b2
。安全约束条件为：b站的各时段水位h
all-b
∈[h
low-b
，h
high-b
]，h
low-b
为b站的最低限制水位，h
high-b
为b站的最高限制水位，b站的发电流量l
b3
≥河道最小生态流量l
min
，峰时段a(b)出力pf≤当前水位最大发
电出力p
max
，符合安全约束条件为合格方案。
[0127]
进一步地，所述第一水电站的初水位包括所述第一水电站的年初水位，所述第二水电站的初水位包括所述第二水电站的年初水位，在根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站前，还包括以下具体步骤：
[0128]
根据所述第一水电站的年初水位、所述第二水电站的年初水位、所述第一水电站的平均月度入库流量、所述第二水电站的平均月度入库流量及所述细分调度发电计划数据，生成所述第一水电站和所述第二水电站的测算数据；
[0129]
匹配所述测算数据与预设的安全数据，得到匹配结果；
[0130]
当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述细分调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；
[0131]
其中，所述第一水电站的平均月度入库流量为所述第一水电站的预测入库流量按月平均后的流量、所述第二水电站的平均月度入库流量所述第二水电站的预测入库流量按月平均后的流量。
[0132]
本实施例中，进一步通过年度发电计划测算确定细分调度发电计划数据的有效性。具体请参考图5，以各站年初水位，各站月度多年平均入库流量，偏枯、偏丰、平水入库流量等基础数据，逐月推演各站水库运行、发电计划，根据丰平枯年份运行特点，设定汛期库水位上下线作为安全约束条件，自动累计年度发电量和发电用水量。按照偏枯、偏峰月度的平均来水量，可重新设定月度发电计划，测算年度发电量。重点模拟汛期全过程水库运行情况，以不浪费，少弃水为原则，调整汛前、汛中下游第二水电站b站发电流量，反推第一水电站a站发电，符合安全约束条件内方案，为合格预测方案。
[0133]
在具体实施时，以第三发电计划模型即水库运行计划、发电策略中反推法为基础，根据月内各站入库流量变化和控水目标，逐月制定月度水库运行计划和发电量目标，分解年度水库运行计划和发电任务目标。按照多年平均偏枯、偏丰、平水入库流量，依次模拟三种情形预测方案，作为预测比较。如a、b两站：按照下游反推法：已知a站和b站的初水位、b站的水位日变幅δh、a站和b站的发电流量、b站的支流流量、a站的入库流量、持续时间，推算a站的发电流量、发电出力、发电量。生成第一水电站和第二水电站的测算数据时调用的逻辑公式具体包括：a站的末水位h
a2
＝初水位h
a1
－水位日变幅δh*持续时间，b站的末水位h
b2
＝初水位h
b1
－水位日变幅δh*持续时间，a站的年初首月初水位可以查得a站的初库容v
a1
，b站的年初首月初水位可以查得b站的初库容v
b1
，b站的末水位h
b2
可以查得b站的末库容v
b2
，b站的发电出力p
b1
＝b站发电流量l
b3
/b站瞬时耗水率k
s2
，b站发电量s
b1
＝发电出力p
b1
*24*月天数，b站的净入库流量δlb＝(初库容v
b1
－末库容v
b2
)/持续时间t＝δv/(3600*24*月天数)，b站的入库流量l
b1
＝发电流量l
b3
+净入库流量δlb+弃水流量l
c2
，a站的发电流量l
a3
＝b站的入库流量l
b1-b站支流流量l
a2
，a站的发电出力p
a1
＝a站发电流量l
a3
/a站瞬时耗水率k
s1
，a站的发电量s
a1
＝发电出力p
a1
*24*月天数，a站的日发电用水量v
a1
＝a站发电流量l
a3
*3600*24*月天数，a站的净入库流量δla＝入库流量l
a1
－发电流量l
a3
－弃水流量l
c1
，a站的末库容v
a2
＝初库容v
a1
－a站的净入库流量δla*(3600*24*持续时间)，a站的末库容v
a2
可以通过库容曲线查得首月末水位h
a2
。以上月末水位作为下月初水位，依次测算每月水库运行计划和发电情况，逐月完成测算。安全约束条件为：a站各时段水位h
all-a
∈[h
low-a
，h
high-a
]，h
low-a
为水库防洪死水位，h
high-a
为汛期防洪汛限水位；b站的发电流量l
b3
≥河道最小生态流
量l
min
，峰时段a(b)出力pf≤当前水位最大发电出力p
max
，符合安全约束条件为合格方案。
[0134]
进一步地，还包括以下具体步骤：
[0135]
根据月内临时发电任务计划数据、所述第一水电站的初水位、所述第二水电站的初水位、所述第一水电站的入库流量、所述第二水电站的入库流量，生成临时调度发电计划数据；
[0136]
匹配所述临时调度发电计划数据与预设的安全数据阈值，得到匹配结果；
[0137]
当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述临时调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；
[0138]
根据所述临时调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站。
[0139]
本实施例中，月内临时发电任务计划数据作为特定情况发电策略制定的基础，根据临时发电任务调整、调峰要求制定符合当下的发电策略，生成临时调度发电计划数据。比如，根据上级部门要求临时调整发电任务和调水要求或省调临时调峰要求，按照当前水库水位、各站入库流量变化，快速制定符合当下的水库运行计划和发电任务。请参考图6，根据各站初水位、月内临时发电任务计划、各站入库流量制定当前发电计划，并通过划定特定峰谷平时段划分各时段时长，进行各站峰谷平时段出力划分，模拟日内各时段出力执行情况。各时段出力设置原则：各时段按照河道最小下泄流量要求对应出力最小出力，最大发电出力按照河道可允许最大出力执行。每个时段区间判断水位涨跌幅，流量大小是否在安全约束条件范围内。临时调度发电计划数据根据特定情况发电策略制定公式计算得到，特定情况发电策略制定公式包括：a站日发电量s
a1
＝发电出力p
a1
*24，b站日发电量s
b1
＝发电出力p
b1
*24，时段ⅰ的a站发电量s
aⅰ＝p
aⅰ*时长ⅰ，时段ⅰ的b站发电量s
bⅰ＝p
bⅰ*时长ⅰ，时段ⅱ的a站发电量s
aⅱ＝p
aⅱ*时长ⅱ，时段ⅱ的b站发电量s
bⅱ＝p
bⅱ*时长ⅱ，时段ⅲ的a站发电量s
aⅲ＝p
aⅲ*时长ⅲ，时段ⅲ的b站发电量s
bⅲ＝p
bⅲ*时长ⅲ，时段ⅳ的a站发电量s
aⅳ＝p
aⅳ*时长ⅳ＝s
a1
－s
aⅰ－s
aⅱ－s
aⅲ，时段ⅳ的b站发电量s
bⅳ＝p
bⅳ*时长ⅳ＝s
b1
－s
bⅰ－s
bⅱ－s
bⅲ。已知a站和b的初水位、a站的入库流量、b站的支流流量、a站和b站的弃水流量、时段小时数，测算两站分时分段末水位及时段发电量时，相应的计算公式为：通过a站的零时初水位可以查得a站的初库容v
a1
，通过b站的零时初水位可以查得b站的初库容v
b1
，同时，根据耗水率曲线可以查得瞬时耗水率k
sa
和k
sb
，a站的发电流量l
a3
＝a站的发电出力p
ag
*a站瞬时耗水率k
sa
或l
a3
＝a站的发电出力p
ap
*a站瞬时耗水率k
sa
或l
a3
＝a站的发电出力p
af
*a站瞬时耗水率k
sa
，a站的净入库流量δla＝入库流量l
a1
－a站的发电流量l
a3
－a站的弃水流量l
c1
，a站的变化库容δva＝净入库流量δla*持续小时数，a站的各时段末库容v
a2
＝初库容v
a1
－变化库容δva，a站的末库容v
a2
可以通过库容曲线查得a站的末水位h
a2
，a站的各时段水位变幅δh＝初水位h
a1
－末水位h
a2
，b站的发电流量l
b3
＝b站的发电出力p
bg
*b站的瞬时耗水率k
sb
或l
b3
＝b站的发电出力p
bp
*b站的瞬时耗水率k
sb
或l
b3
＝b站的发电出力p
bf
*b站的瞬时耗水率k
sb
，b站的入库流量l
b1
＝a站的发电流量l
a3
+b站的支流流量l
b2
，b站的净入库流量δlb＝入库流量l
b1
－b站的发电流量l
b3
－b站的弃水流量l
c2
，b站的变化库容δvb＝净入库流量δlb*持续小时数，b站的各时段末库容v
b2
＝初库容v
b1
－变化库容δvb，b站的末库容v
b2
可以通过库容曲线查得b站的末水位h
b2
，b站的各时段水位变幅δh＝初水位h
b1
－末水位h
b2
。安全约束条件：b站的各时段水位h
all-b
∈[h
low-b
，h
high-b
]，h
low-b
为b站的最低限制水位，h
high-b
为b站的最高限制水位，b站的发电流量l
b3
≥河道最小生态流量l
min
，峰时段a(b)出力pf≤当前水位最大发电出力
p
max
，符合安全约束条件为合格方案。
[0140]
本技术的技术方案通过精细化测算，水库运行计划和发电量测算可从过去月、日时段精细至小时段，水库水位预控、发电量测算更加精确，摒弃了过去依靠经验调度运行水电站的思路，发电方案更加合理化和规范化，创收综合效益增加2％以上。本技术的技术方案，时间成本更加节省，之前依靠人工测算年月等长期水库运行计划和发电量测算，需要至少一天以上时间，现按照数据库已统计多年平均数据直接导入，按照设定安全条件，调整个别月份周期发电流量，直接出测算结果，整个过程几分钟内完成。本技术的技术方案，在专业测算人员培训时间成本上更加节省，专业精算人员培训时长以往至少半年，现在可缩短一半以上。本技术方案解决了三站中长期、短期水库运行计划、发电计划测算方面发电调度效率方面的问题，以此为基础扩展适应电力市场交易月度分周期测算，调峰月峰谷平时段96点发电出力分配，多种条件下年度发电能力预测，特定情况发电策略制定等，应用广泛。本技术中的发电策略以制定实施长、中、短期发电计划为主，辅以a站正推发电计划、b站反推发电计划，即根据不同已知量(如实时水位、入库流量等)，推算求解对目标量。长期调度发电计划是以历史径流水文资料为基础，对水库入库流量做中长期预报前提下，推演a站水库年内逐月水位控制目标；中期调度发电计划是将长期优化目标进一步细化，结合近期实际入库流量，对水库旬(周、日)入库流量滚动预报，并依据电网负荷实际需求调整旬(周、日)发电计划；短期调度发电计划是按照日前计划发电量制定合理出力时段安排，以a站电站为主配合实施地电网峰谷平时段出力安排，可分调峰时段、平发时段、低谷时段，避免机组在低效率区、强震区运行。在具体实施时，按计划运行期间，严守水库运行安全红线(汛期a水库不超汛限水位)，在水库安全运行前提下延长区间高水位、相对中高水位运行时长，降低机组耗水率，增加发电量。按照经济运行原则，优先保证高水头低耗水率电站出力安排，提升水资源整体利用效率。以多年平均入库流量为基准，以具体月份(如4、5月)入库流量做对比，结合卫星云图融雪情况和气象预报，判断本年度大概率丰(预判1.5～2倍)、枯(偏枯25﹪)水年，为制定实施长、中、短期发电计划提供依据。提高上游a站水库蓄水利用率，在c站春秋两季渠道检修期间，维持反调节电站b站下游下泄流量基本需求，将c电站停发期间水量蓄存至a站水库，维持a站水库相对高水位运行，提升水资源整体利用次数。减少机组空转和杜绝机组非停。
[0141]
本技术还提供一种提高流域梯级水电站发电调度效率的系统，包括：
[0142]
模型选择模块，用于根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；
[0143]
数据生成模块，用于根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；
[0144]
数据细分模块，用于根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；
[0145]
运行模块，用于根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；
[0146]
其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。
[0147]
上述实施例不应以任何方式限制本发明，凡采用等同替换或等效转换的方式获得
的技术方案均落在本发明的保护范围内。

技术特征：
1.一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法，其特征在于，包括以下具体步骤：根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标调度发电模型为第一发电计划模型；所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预控水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、预控水位、支流流量、预控天数、弃水流量；所述第一发电计划模型具体用于：根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；所述第一预测参数包括所述第一水电站的预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率、日涨幅；所述第二预测参数包括所述第二水电站的预测电量、入库流量、发电流量、发电出力、流量耗水率。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标调度发电模型为第二发电计划模型；所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、发电出力、预控天数、弃水流量；所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、日涨幅、支流流量、预控天数、弃水流量；所述第二发电计划模型具体用于：根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；所述第一预测参数包括所述第一水电站的预控水位、预测电量、发电流量、日涨幅、流量耗水率；所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电流量、发电出力、流量耗水率。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标调度发电模型为第三发电计划模
型；所述第一调节参数包括所述第一水电站的初水位、预测入库流量、预控天数、弃水流量；所述第二调节参数包括所述第二水电站的初水位、发电流量、日涨幅、预控天数、支流流量、弃水流量；所述第三发电计划模型具体用于：根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，测算所述第一水电站的第一预测参数和所述第二水电站的第二预测参数；其中，所述第一预测参数和所述第二预测参数共同组成所述目标调度发电计划数据；所述第一预测参数包括所述第一水电站的日涨幅、预控水位、预测电量、发电出力、发电流量、流量耗水率；所述第二预测参数包括所述第二水电站的预控水位、预测电量、发电出力、流量耗水率。5.根据权利要求2-4中任一项所述的方法，其特征在于，所述目标调度发电模型通过库容曲线映射库容与水位之间的对应关系，通过耗水率曲线映射耗水率与水位之间的对应关系，根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据，包括以下具体步骤：根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，所述目标调度发电模型通过所述库容曲线、所述耗水率曲线、逻辑公式库生成与所述第一调节参数和所述第二调节参数对应的目标调度发电计划数据。6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，当所述具体应对情景为月度分期发电计划测算时，所述情景应对模型为月度分周期发电测算模型；所述第一调节参数中的预控天数为对应月份的天数；所述月度分周期发电测算模型具体用于：根据所述第一调节参数中的预控天数，划分按天组合的多时段；基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为细分调度发电计划数据，包括以下具体步骤：基于所述根据所述第一调节参数和所述第二调节参数，按所述多时段将所述目标调度发电计划数据细分为第一细分调度发电计划数据；将每天的时间按照峰谷平划分为按小时组合的峰谷平时段，按所述峰谷平时段将所述第一细分调度发电计划数据细分为第二细分调度发电计划数据，将所述第二细分调度发电计划数据作为细分调度发电计划数据。8.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述第一水电站的初水位包括所述第一水电站的年初水位，所述第二水电站的初水位包括所述第二水电站的年初水位，在根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站前，还包括以下具体步骤：根据所述第一水电站的年初水位、所述第二水电站的年初水位、所述第一水电站的平
均月度入库流量、所述第二水电站的平均月度入库流量及所述细分调度发电计划数据，生成所述第一水电站和所述第二水电站的测算数据；匹配所述测算数据与预设的安全数据，得到匹配结果；当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述细分调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；其中，所述第一水电站的平均月度入库流量为所述第一水电站的预测入库流量按月平均后的流量、所述第二水电站的平均月度入库流量所述第二水电站的预测入库流量按月平均后的流量。9.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，还包括以下具体步骤：根据月内临时发电任务计划数据、所述第一水电站的初水位、所述第二水电站的初水位、所述第一水电站的入库流量、所述第二水电站的入库流量，生成临时调度发电计划数据；匹配所述临时调度发电计划数据与预设的安全数据阈值，得到匹配结果；当所述匹配结果为不符合安全约束条件时，调整所述临时调度发电计划数据至所述匹配结果符合安全约束条件；根据所述临时调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站。10.一种提高流域梯级水电站发电调度效率的系统，其特征在于，包括：模型选择模块，用于根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；数据生成模块，用于根据所述目标调度发电模型、所述第一调节参数、所述第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；数据细分模块，用于根据所述第一调节参数、所述第二调节参数、所述目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；运行模块，用于根据所述细分调度发电计划数据，运行所述第一水电站和所述第二水电站；其中，所述第一水电站为上游的年调节水电站，所述第二水电站为与所述第一水电站相邻的下游的日调节水电站。

技术总结
本发明提供一种提高流域梯级水电站发电调度效率的方法，包括以下具体步骤：根据第一水电站的第一调节参数和第二水电站的第二调节参数，选择目标调度发电模型；根据目标调度发电模型、第一调节参数、第二调节参数，生成目标调度发电计划数据；根据第一调节参数、第二调节参数、目标调度发电计划数据，通过与具体应对情景对应的情景应对模型生成细分调度发电计划数据；根据细分调度发电计划数据，运行第一水电站和第二水电站；其中，第一水电站为上游的年调节水电站，第二水电站为与第一水电站相邻的下游的日调节水电站，以此实现了一种通过自动生成发电计划数据提高流域梯级水电站的发电调度效率的技术方案。站的发电调度效率的技术方案。站的发电调度效率的技术方案。


技术研发人员：陈伟 陈俊
受保护的技术使用者：陈伟
技术研发日：2023.03.30
技术公布日：2023/8/14