一种水电、光伏、储能电源互补的集成电源的有功功率调节方法

技术领域

本发明属于电力系统自动化控制技术领域，涉及一种水电、光伏、储能电源互补的集成电源的有功功率调节方法。

背景技术

随着能源新战略的实施，光伏发电的比重不断增加，但是光伏发电主要靠天吃饭，发电能力强烈依赖于不可调节、不可储存的气象资源，具有强烈的随机性和波动性特征，严重威胁电网安全。

水力电源以水力势能作为发电机的原动力来源，从而与光伏发电相比具有了良好的可调节性和可存储性(依赖于水库容量)，与火力电源一起是截止目前为止电力系统的核心支撑电源。

电网发电功率与消耗功率的失衡表现为电网频率与额定频率(50Hz)的偏差，当电网频率与额定频率偏差超过一个门槛值后，调度对控制范围内各并网电站的输出有功功率进行调节，使电网发电功率和消耗功率恢复平衡状态，以保证电网频率和额定频率之差在允许范围内，以上整个过程称为二次调频。二次调频包括如下步骤：1)调度机构根据电网频率偏差量，以及电网“频率—功率”敏感系数，对使电网频率回复到额定频率而需要的发电功率变化量进行计算；2)调度根据计算结果对控制区域内各并网电站的有功功率设定值进行修正，并发出功率调节指令；3)各电站在接收到新的有功功率设定值后，由AGC将电站总有功功率设定值分配到受AGC控制的各台机组；4)各机组有功功率控制系统根据新的单机有功功率设定值对机组有功功率进行闭环反馈调节。

当电网频率与额定频率偏差超过一次调频门槛值(国内绝大部分电网为水电0.05Hz)后，各机组调速器系统根据预设的“频率—功率”调节系数对机组有功功率进行调节，以在一定程度上弥补电网发电功率与消耗功率之间的失衡。与二次调频相比，由于没有统一的控制中枢对各参与一次调频的机组进行协调控制，且与调节量的计算机制有关，一次调频无法使电网频率完全恢复到额定频率，因此又被称为有差调节，但一次调频的优势在于：1)由于没有统一的控制中枢，于是也避免了二次调频那样完全失效的风险(例如调度二次调频功能模块异常退出)，从而获得了极高的总体可靠性；2)调节指令由机组直接计算得出，省略了二次调频的调度计算、指令传输、电站AGC分配等过程，因此对电网频率异常的响应速度远快于二次调频。

发明内容

本发明解决的技术问题在于提供一种水电、光伏、储能电源互补的集成电源的有功功率调节方法，利用调节性能较好的电源对调节性能较差的电源或没有调节能力的电源进行补偿调节，以提高互补集成电源的有功功率总体调节性能。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种水电、光伏、储能电源互补的集成电源的有功功率调节方法，通过互补集成电源集控中心对水力电源、储能电源和光伏能源进行协调控制：所述互补集成电源集控中心设置有互补集成单元、水力电源单元、储能电源单元和光伏电源单元；

水力电源单元依据水力电源的基本参数得到水力电源控制中间参数，并发给互补集成单元；储能电源单元依据储能电源的基本参数得到包括电池状态、储能电源调节系数在内的储能电源控制中间参数，并发给互补集成单元；光伏电源单元将光伏电源控制中间参数发给互补集成单元；

互补集成单元根据获取的参数进行以下调节操作：

S100)计算储能电源单元的充放电修正功率：

S200)计算水力电源的单元有功功率目标值，水力电源的单元有功功率目标值等于互补集成电源的总有功功率设定值减去光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；所述光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，是基于光伏电源单元的单元有功功率实发值、滤波门槛、光伏电源单元的出力死区按固定周期更新；

计算水力电源单元的一次调频调节系数，水力电源单元的一次调频调节系数为电网下发的水力电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(光伏电源单元有功功率额定容量+水力电源单元有功功率额定容量)÷水力电源单元有功功率额定容量；水力电源单元各机组按该一次调频调节系数执行一次调频任务；

S210)将水力电源的单元有功功率目标值与水力电源单元的单元联合运行区进行比较：

S211)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行；互补集成单元将单元有功功率目标值、一次调频调节系数发送给水力电源单元，由其对水力电源的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对水力电源机组的有功功率进行一次调频和二次调频调节；

S212)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，水力电源单元的单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议：

依次寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将发电的机组转为非发电态而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；将寻找到的操作建议分类，并按照优先级进行有序展示，生成针对水力电源单元的运行操作建议；

S300)生成光伏机组的开停机建议：

在确定水力电源单元的单元有功功率目标值之后，获取当前光伏电源单元机组开停机状态与未来T

然后将当前光伏电源单元机组开停机状态与未来T

S400)计算储能电源单元的单元有功功率目标值：

S410)将互补集成电源的总有功功率设定值加上水力电源单元的单元一次调频修正量，然后减去光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去水力电源单元的单元有功功率实发值，得到水力电源单元和光伏电源单元的有功功率总调节偏差；

S420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为有功功率总调节偏差，然后按固定周期对储能电源单元的补偿调节量与当期有功功率总调节偏差进行比较：

S421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期有功功率总调节偏差；

S422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变；

S430)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理，得到储能电源单元的单元有功功率目标值；互补集成单元将储能电源单元的单元有功功率目标值发送给储能电源单元；

储能电源单元根据死区处理后得到储能电源单元的单元有功功率目标值，进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明使用水力电源对光伏电源进行补偿调节、储能电源对水力电源和光伏电源单元进行补偿调节，利用调节性能较好的电源对调节性能较差的电源或没有调节能力的电源进行补偿调节，以提高互补集成电源的有功功率总体调节性能；对于不具备一次调频功能但又因为作为发电电源而必须承担一次调频义务的光伏电源，采取了将其一次调频任务全部转嫁到水力电源的控制策略；

本发明将新兴的储能电源，尤其是储能电源电池的浅充浅放问题作为关注重点，在对电池的充放电策略进行设计时，通过将充放电修正功率引入水力电源单元有功功率目标值的方式，使水力电源作为储能电源电池的充放电来源；同时一方面将储能电源各机组电池状态作为权重参数引入储能机组的调节系数计算，另一方面设计了防止各储能机组调节系数剧烈变化的控制策略，以同时兼顾各机组电池状态的需求和调节过程中有功功率动态稳定性的需求；

本发明还针对各类电源调节由于延时、精度等问题而造成的调节过程和调节结果的非理想性，在有功功率控制策略中大量引入了运算死区等参数，以抑制控制策略的整体敏感性，以防止计算频率过高、调节目标频繁变化、过度补偿等问题；进一步通过在互补集成电源中引入光伏电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值的方法，降低了水力电源对于光伏电源单元有功功率随机涨落的敏感性，水力电源只负责纠正光伏电源单元有功功率实发值的大幅度偏差，以及负责执行对储能电源电池的充放电任务。

将水力电源、光伏电源、储能电源作为一个有机整体进行有功功率协调控制，其中水力电源和光伏电源承担发电任务，水力电源和储能电源承担调节任务，优点在于：1)得益于水力电源和储能电源的配合，具有良好的一次调频和二次调频性能；2)在一次调频和二次调频过程中，储能电源仅负责根据水力电源的调节情况给予动态补偿，于是其调节幅度、调节持续时间、方向不均衡性都被控制在较小范围内，从而可以为储能电源配置较小的电池容量，同时也更容易实现储能电池“浅充浅放”的控制策略；3)得益于水力电源良好的资源存储和峰谷调节能力，通过合理配置水力电源与光伏电源的规模比例，可以极大降低光伏电源用电低谷时段弃光的可能性，尤其是针对光伏电站仅能在白天发电的特性，可以在白天尽量压水力电站负荷保证光伏出力，在夜晚则提高水力电站的出力，从而保证集成电源的日内出力平稳；4)将光伏电源引入发电体系，在日照充沛的情况下，可以相应降低水力电源的有功功率输出，实现节能目标，同时对于不具备多年调节能力或季节性调节能力的水电站，由于水电与光伏在年内的季节出力特性上具有一定程度的互补性，引入光伏电源，还有利于弥合水电在丰枯季节的发电能力差距，从而在一定程度上保证集成电源的年内出力平稳。

附图说明

图1为本发明的“水力电源+光伏+储能电源”互补集成电源的仿真建模图；

图2为本发明的储能电源单元计算和控制逻辑框架图；

图3为本发明的计算储能电源单元各储能机组的调节系数的逻辑流程图；

图4为本发明的各储能机组的向上调节和向下调节的生效阈值参数随电池荷电状态容量比例变化的关系示意图；

图5为本发明的互补集成电源中储能电源单元有功功率目标值的死区处理逻辑示意图；

图6为本发明的“水力电源+光伏+储能电源”互补集成电源的调节效果图；

图7为本发明的“水力电源+光伏+储能电源”互补集成电源的仿真建模图二；

图8为本发明的“水力电源+光伏+储能电源”互补集成电源仿真建模图二的调节效果图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明做进一步详细描述，所述是对本发明的解释而不是限定。

一种水电、光伏、储能电源互补的集成电源的有功功率调节方法，通过互补集成电源集控中心对水力电源、储能电源和光伏能源进行协调控制：所述互补集成电源集控中心设置有互补集成单元、水力电源单元、储能电源单元和光伏电源单元；

水力电源单元依据水力电源的基本参数得到水力电源控制中间参数，并发给互补集成单元；储能电源单元依据储能电源的基本参数得到包括电池状态、储能电源调节系数在内的储能电源控制中间参数，并发给互补集成单元；光伏电源单元将光伏电源控制中间参数发给互补集成单元；

互补集成单元根据获取的参数进行以下调节操作：

S100)计算储能电源单元的充放电修正功率：

S200)计算水力电源的单元有功功率目标值，水力电源的单元有功功率目标值等于互补集成电源的总有功功率设定值减去光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；所述光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，是基于光伏电源单元的单元有功功率实发值、滤波门槛、光伏电源单元的出力死区按固定周期更新；

计算水力电源单元的一次调频调节系数，水力电源单元的一次调频调节系数为电网下发的水力电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(光伏电源单元有功功率额定容量+水力电源单元有功功率额定容量)÷水力电源单元有功功率额定容量；水力电源单元各机组按该一次调频调节系数执行一次调频任务；

S210)将水力电源的单元有功功率目标值与水力电源单元的单元联合运行区进行比较：

S211)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行；互补集成单元将单元有功功率目标值、一次调频调节系数发送给水力电源单元，由其对水力电源的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对水力电源机组的有功功率进行一次调频和二次调频调节；

S212)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，水力电源单元的单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议：

依次寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将发电的机组转为非发电态而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；将寻找到的操作建议分类，并按照优先级进行有序展示，生成针对水力电源单元的运行操作建议；

S300)生成光伏机组的开停机建议：

在确定水力电源单元的单元有功功率目标值之后，获取当前光伏电源单元机组开停机状态与未来T

然后将当前光伏电源单元机组开停机状态与未来T

S400)计算储能电源单元的单元有功功率目标值：

S410)将互补集成电源的总有功功率设定值加上水力电源单元的单元一次调频修正量，然后减去光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去水力电源单元的单元有功功率实发值，得到水力电源单元和光伏电源单元的有功功率总调节偏差；

S420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为有功功率总调节偏差，然后按固定周期对储能电源单元的补偿调节量与当期有功功率总调节偏差进行比较：

S421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期有功功率总调节偏差；

S422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变；

S430)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理，得到储能电源单元的单元有功功率目标值；互补集成单元将储能电源单元的单元有功功率目标值发送给储能电源单元；

储能电源单元根据死区处理后得到储能电源单元的单元有功功率目标值，进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

下面分别对各单元进行说明。

S1000)所述互补集成单元获取的参数包括：

S1100)互补集成单元输入的参数：

S1111)直接输入的互补集成电源的总有功功率设定值；

S1112)单元有功功率额定容量，其中水力电源和光伏电源的单元有功功率额定容量等于该类电源单元正在发电的机组的单机有功功率额定容量的总和，储能电源的单元有功功率额定容量取决于由各储能机组的额定容量和电池荷电状态；

S1113)单元有功功率实发值，分别等于水力电源单元、储能电源单元、光伏电源单元的各机组单机有功功率实发值的总和；

S1114)单元有功功率调节死区，分别等于水力电源单元和储能电源单元正在运行的机组的单机有功功率调节死区的总和；

S1120)水力电源单元发送的输入参数：

S1121)水力电源单元的单元一次调频目标调节量，等于正在发电的机组的单机一次调频目标调节量的总和；

S1122)水力电源单元的单元联合运行区；

S1123)水力电源单元的单元一次调频实际调节量；

S1124)水力电源单元的单元一次调频修正量，当水力电源单元各机组的一次调频实际调节量可以测量时，其等于水力电源单元的单元一次调频实际调节量，否则等于S1121所述水力电源单元的单元一次调频目标调节量；

S1130)储能电源单元发送的参数：储能电源单元的充放电修正功率，由储能电源单元根据各储能机组电池状态等参数计算得出；

S1140)光伏电源单元发送的输入参数：

S1141)光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，由光伏电源单元根据单元有功功率实发值和各光伏机组出力死区计算得出；

S1142)光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，由光伏电源单元根据单元有功功率实发值和各光伏机组出力死区计算得出；

S1143)光伏电源单元的有功功率可能波动范围，是对未来一定时间内光伏电源单元有功功率波动范围的预测结果；

S1144)光伏电源单元的开机序列和停机序列，以及分别与其对应的有功功率可能波动范围序列，用于生成针对光伏机组的开停机操作建议；

S1145)光伏电源单元的单元一次调频目标调节量，等于正在发电的光伏机组的单机一次调频目标调节量的总和；

所述光伏电源机组的开停机操作建议的指令，是根据互补集成电源的总有功功率设定值、水力电源单元的单元联合运行区、光伏电源单元的有功功率可能波动范围、光伏电源单元的开停机序列以及与开停机序列分别对应的有功功率可能波动范围序列得出，并生成供运行人员参考的针对光伏机组的开停机操作建议。

S2000)下面具体给出水力电源的运行。

S2100)确定水力电源单元的机组类型，包括：

S2110)按照机组状态不同划分的发电机组和非发电机组，其中非发电机组包括处于停机态、空转态、空载态和不定态的机组；

S2120)按照机组有功功率调节受控状态的不同，将发电机组进一步划分的：

S2131)单机开环机组，即机组的单机有功功率实发值不受任何来源调节的机组；

S2132)单机闭环机组，即机组的单机有功功率实发值根据单机有功功率设定值或执行值进行闭环调节，使机组的单机有功功率实发值不断趋向于单机有功功率设定值或执行值，并最终稳定在单机有功功率设定值或执行值调节死区范围内的机组；

S2133)投入AGC的机组，即单机闭环，且机组单机有功功率设定值由单元级AGC分配及设定的机组；

S2134)未投入AGC的机组，即除了投入AGC机组之外的发电机组，包括单机开环机组，以及单机闭环但单机有功功率设定值不接受单元级AGC分配及设定的机组；

S2200)建立投入AGC各机组的组合出力模型，并计算联合运行区、联合建议运行区、联合限制运行区，包括：

S2210)确定投入AGC各机组的单机建议运行区、单机限制运行区、单机禁止运行区、单机运行区，包括：

S2211)单机禁止运行区，是指禁止将机组的单机有功功率设定值设置在其间(单机禁止运行区上限和下限之间)的负荷区域；对于机组的单机有功功率实发值则是允许穿越或经过单机禁止运行区，但不允许驻留或长期处于单机禁止运行区；

S2212)单机建议运行区，是指当机组的单机有功功率实发值处于其间(单机建议运行区上限和下限之间)时，机组运行效率高且运行平稳的负荷区域；在条件允许的情况下，机组的单机有功功率设定值均应优先设置在单机建议运行区内；

S2213)单机限制运行区，是指一般不建议将机组的单机有功功率设定值设定在其间(单机限制运行区上限和下限之间)的负荷区域，但当给定的所有机组的总有功功率设定值无论如何分配都不能满足所有机组的单机有功功率设定值均处于单机建议运行区内时，也允许机组的单机有功功率设定值设定在单机限制运行区内。

S2214)单机运行区，S2212所述的单机建议运行区与S2213所述的单机限制运行区统称为单机运行区；

S2216)常规水电机组的单机限制运行区、单机禁止运行区、单机建议运行区的范围随水电站实时水头变化而变化，是机组的常规运行参数；

S2217)水力电源机组的单机额定容量扣除单机禁止运行区和单机限制运行区后，其余部分为单机建议运行区，水电机组的单机额定容量随水电站实时水头变化而变化。

S2220)建立投入AGC的机组的建议组合出力模型，并计算投入AGC机组的联合建议运行区，包括：

S2221)根据各机组单机额定容量、单机禁止运行区范围、单机限制运行区范围、单机建议运行区范围，对投入AGC的机组进行分组，以上参数均相同的机组分为同一组；

S2222)分别针对各组机组，根据各机组出力在各单机建议运行区的分布情况，计算各组机组在各种建议分布方式下的分组建议运行区：根据各组机组的单机建议运行区数量和机组台数，确定各种建议分布方式，然后计算各组机组在每种建议分布方式下的分组建议运行区；

S2223)针对所有投入AGC的机组，根据各组机组处于单机建议运行区的不同分布方式及对应的各组机组的分组建议运行区，计算各组机组处于各种建议分布方式下，并进行不同方式的组合时，所分别对应的投入AGC机组的组合建议运行区；包括：根据S2221的机组分组结果和各组机组处于单机建议运行区的不同分布方式，列举投入AGC的各组机组的如S2222所述的各种建议分布方式的各种组合方式，然后计算投入AGC机组在每种建议分布组合方式下的组合建议运行区；

S2224)对S2223所得的投入AGC机组在所有建议分布组合方式下的组合建议运行区求并集，得出投入AGC机组的联合建议运行区；

S2225)根据S2223所得的投入AGC机组在各种建议分布组合方式下的组合建议运行区，确定投入AGC机组在联合建议运行区内各出力区间下的可用的建议分布组合方式，包括：将S2223所得的每种建议分布组合方式对应的组合建议运行区的上下限进行排序，然后按照排序后的上下限对S2224所得的投入AGC机组的联合建议运行区进行分割，得出多个出力区间，然后将各出力区间与投入AGC机组各种建议分布组合方式所对应的组合建议运行区进行比对，得出各出力区间下的可用建议分布组合方式。

S2230)建立投入AGC机组的限制组合出力模型，并计算投入AGC机组的联合运行区和联合限制运行区，包括：

S2231)按照S2221所述方式，对投入AGC的机组进行分组；

S2232)分别针对各组机组，根据各机组出力在各单机运行区的分布情况，计算各组机组在各种分布方式下的分组运行区，包括：根据各组机组的单机运行区数量和机组台数，确定各种分布方式，然后计算各组机组在每种分布方式下的分组运行区；

S2233)针对所有投入AGC的机组，根据各组机组处于单机运行区的不同分布方式及对应的各组机组的分组运行区，计算各组机组处于各种分布方式下，并进行不同方式的组合时，所分别对应的投入AGC机组的组合运行区；包括：根据S2231的机组分组结果和各组机组处于各单机运行区的不同分布方式，列举投入AGC的各组机组的如S2232所述的各种分布方式的各种组合方式，然后计算投入AGC机组在每种分布组合方式下的组合运行区；

S2234)计算投入AGC机组的联合运行区和联合限制运行区，包括：对S2233所得的投入AGC机组在所有分布组合方式下的组合运行区求并集，得出投入AGC机组的联合运行区，然后从投入AGC机组的联合运行区中扣除S2224所得的联合建议运行区，得出投入AGC机组的联合限制运行区；

S2235)根据S2233所得的投入AGC机组在各种分布组合方式下的组合运行区，确定投入AGC机组在联合限制运行区内各出力区间下的可用的限制分布组合方式，包括：将S2233所得的每种分布组合方式对应的组合运行区的上下限进行排序，然后按照排序后的上下限对S2234所得的投入AGC机组的联合限制运行区进行分割，得出多个出力区间，然后将各出力区间与投入AGC机组各种分布组合方式所对应的组合运行区进行比对，得出各出力区间下的可用限制分布组合方式。

S2240)确定各机组当前的单机AGC有功功率分配值，包括：

S2241)对于投入AGC的机组，单机AGC有功功率分配值由单元级AGC分配；

S2242)对于未投入AGC的单机闭环机组，单机AGC有功功率分配值跟踪单机有功功率设定值；

S2243)对于未投入AGC的单机开环机组，单机AGC有功功率分配值跟踪单机有功功率设定值，而单机有功功率设定值则由单机有功功率实发值赋值，即当单机有功功率设定值不等于单机有功功率实发值，且二者之间的差值绝对值大于单机有功功率调节死区时，将单机有功功率实发值写入单机有功功率设定值。

S2250)将S2220所得投入AGC机组的联合建议运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到水力电源的单元联合建议运行区，为水力电源单元的有功功率自动化控制和互补集成电源的综合控制提供参考；

S2260)将S2234所得投入AGC机组的联合运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到水力电源的单元联合运行区，为水力电源单元的有功功率自动化控制和互补集成电源的综合控制提供参考；

S2270)将S2234所得投入AGC机组的联合限制运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到水力电源的单元联合限制运行区，为水力电源单元的有功功率自动化控制提供参考。

S2300)将水力电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，则跳过S2300剩余步骤；当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议：

S2320)寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2321)设置循环变量i

S2322)对i

S2323)列举从所有未投入AGC的机组中选取i

S2324)分别按照S2323列举的C(j

S2325)根据S2324计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的未投入AGC的机组投入AGC”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的未投入AGC的机组投入AGC”，并跳转至步骤S2326继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i

S2326)对S2325生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：单元有功功率目标值是否(是优于否)属于单元联合建议运行区、单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小(越大越好)。

S2330)寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2331)设置循环变量i

S2332)对i

S2333)列举从所有可用且未发电的机组中选取i

S2334)分别按照S2333列举的C(j

S2335)根据S2334计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC”，并跳转至步骤S2336继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i

S2336)对S2335生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：单元有功功率目标值是否(是优于否)属于单元联合建议运行区、单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小(越大越好)。

S2340)寻找通过将发电的机组转为非发电态而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2341)设置循环变量i

S2342)对i

S2343)列举从所有发电的机组中选取i

S2344)分别按照S2343列举的C(j

S2345)根据S2344计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的发电的机组转为非发电态”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的发电的机组转为非发电态”，并跳转至步骤S2346继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i

S2346)对S2345生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从发电的机组中选取i

S2350)将S2320、S2330、S2340生成的操作建议分类，并按照S2326、S2336、S2346所得优先级(某类操作建议多于1条时)进行有序展示，以辅助运行人员决策。

S2400)计算投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，包括：

S2410)计算水力电源的单元AGC有功功率分配值，包括：

S2411)计算所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，单机AGC有功功率分配值的获得方式如S2240所述；

S2412)从单元有功功率目标值中减去所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得出单元AGC有功功率分配值。

S2420)在满足特定条件时，启动水力电源的单元级AGC分配流程，触发条件包括：

S2421)所有投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值总和不等于(大于或小于)S2410所得的单元AGC有功功率分配值；

S2422)投入AGC机组的组合出力模型或联合运行区、联合建议运行区、联合限制运行区发生变化；

S2423)有投入AGC的机组退出单元级AGC，或者有未投入AGC的机组投入单元级AGC；

S2424)有投入AGC的水电机组因为水电站水头变化而导致单机有功功率额定容量、单机禁止运行区、单机限制运行区、单机建议运行区范围发生变化。

S2430)确定投入AGC机组的目标分布组合方式，包括：

S2431)如果S2410所得的单元AGC有功功率分配值处于投入AGC机组的联合建议运行区内，则根据S2225得出的投入AGC机组在联合建议运行区内各出力区间下的可用的建议分布组合方式，确定可以满足单元AGC有功功率分配值的投入AGC机组的所有的建议分布组合方式，作为可用的分布组合方式，否则根据S2235得出的投入AGC机组在联合限制运行区内各出力区间下的可用的限制分布组合方式，确定可以满足单元AGC有功功率分配值的投入AGC机组的所有的限制分布组合方式，作为可用的分布组合方式；

S2432)从S2431所得的所有可用的分布组合方式中选择最少机组处于单机限制运行区的组合方式，作为可用的分布组合方式；

S2433)如果S2432所得的可用的分布组合方式多于一种，则进一步与当前的分布组合方式进行比较，选择机组穿越单机禁止运行区台次最少的分布组合方式作为目标分布组合方式，如果有多个分布组合方式机组穿越单机禁止运行区台次均为最少并且相同，则全部作为目标分布组合方式。

S2440)确定投入AGC机组的目标出力组合方式，包括：

S2441)列举投入AGC机组可以满足S2430所得的目标分布组合方式的所有出力组合方式；

S2442)对S2441所列举的所有出力组合方式，与投入AGC各机组当前所处的运行区进行比较，选择机组穿越单机禁止运行区台次最少的出力组合方式作为目标出力组合方式；

S2443)如果S2442得出的目标出力组合方式多于1种，则将S2442所得的目标出力组合方式加权投入AGC机组的不良工况运行优先级后，加权方式为对处于限制运行区各机组不良工况运行优先级的累加求和，选择最少加权数量机组处于单机限制运行区的出力组合方式作为目标出力组合方式，其中机组的不良工况运行优先级可以采用手动和自动两种设置方式，采用手动设置方式时不良工况运行优先级由运行人员手动设定；采用自动设置方式时，系统自动对各台机组自上次检修期后处于限制运行区和禁止运行区的运行时间进行加权统计，并对各台机组加权统计后的时间进行排序，然后按加权时间由短到长，依次从高到低设定自动优先级；

S2444)如果S2443得出的目标出力组合方式多于1种，则加权投入AGC机组的不良工况运行优先级后，从S2443所得的目标出力组合方式中选择最少加权台次机组穿越单机禁止运行区的出力组合方式，作为目标出力组合方式。

S2450)根据投入AGC机组的目标出力组合方式，对投入AGC各机组进行AGC有功功率分配，包括：

S2451)将目标出力组合方式下投入AGC各机组的目标运行区与当前所处的运行区进行比较，对于单机运行区改变的机组，将原单机AGC有功功率分配值修正为目标运行区上下限中最接近当前单机运行区的限值，此后S2452、S2453、S2454中使用的原单机AGC有功功率分配值均为该修正后的数值；

S2452)计算单元AGC有功功率分配值减去所有投入AGC机组的原单机AGC有功功率分配值总和的结果，作为待分配值；

S2453)如果S2452所得待分配值大于0，则计算投入AGC各机组原单机AGC有功功率分配值与目标运行区上限的差值绝对值，作为单机可分配值，如果S2452所得待分配值小于0，则计算投入AGC各机组单机AGC有功功率分配值与目标运行区下限的差值绝对值，作为单机可分配值；

S2454)将S2452所得待分配值，按照与S2453所得各投入AGC机组单机可分配值等比例的方式分配至各投入AGC的机组，并将分配结果分别与各机组的原单机AGC有功功率分配值叠加，得到投入AGC各机组的单机AGC有功功率分配值。

S2500)水力电源单元各单机闭环机组的有功功率调节，包括：

S2510)确定各单机闭环机组的单机有功功率设定值，包括：

S2511)对于未投入AGC的单机闭环机组，单机有功功率设定值由运行人员手动设置；

S2512)对于投入AGC的水电机组，单机有功功率设定值等于单机AGC有功功率分配值。

S2530)水力电源单元各单机闭环机组的有功功率控制系统，以单机有功功率设定值为目标，对单机有功功率实发值和单机有功功率设定值之间的偏差进行计算，并根据计算结果输出连续信号对机组单机有功功率实发值进行调节，以使机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率设定值，并最终稳定在单机有功功率设定值的调节死区范围内。

S3000)下面给出储能电源单元的运行，其计算和控制逻辑如图2所示，包括：

S3100)计算储能电源单元各储能机组电池荷电的容量比例，和储能电源单元电池荷电的总体容量比例，包括：

S3110)计算各储能机组电池荷电的容量比例，

S3120)计算储能电源单元电池荷电的总体容量比例，

S3200)设置储能电源单元电池荷电状态总体容量比例的判断阈值R

S3210)0＜R

S3220)R

S3230)R

S3230)R

本实施例中将R

S3300)判断储能电源单元的电池总体电量状态，包括：

S3310)当S3120所得储能电源单元电池荷电的总体容量比例0≤r＜R

S3320)当R

S3330)当R

S3340)当R

S3350)当R

S3360)当R

S3400)设置储能机组电池荷电状态容量比例的判断阈值R

S3210)0＜R

S3220)R

S3230)R

本实施例将R

S3500)设置储能电源单元各储能机组调节系数的辅助计算参数，包括：

S3510)设置4个阈值参数K

S3520)设置储能机组调节系数的变化梯度参数ΔK，0＜ΔK＜min[K

S3600)计算储能电源单元各储能机组的调节系数，如图3所示，包括：

S3610)计算储能电源单元各储能机组的向上调节系数，包括：

S3611)初始化设置储能电源单元各储能机组的向上调节系数

S3612)按固定周期对各储能机组的向上调节系数进行修正，即按照固定周期不断循环运行后续步骤；

S3613)计算各储能机组向上调节的生效阈值参数

S3614)比较

S3620)计算储能电源单元各储能机组的向下调节系数，包括：

S3621)初始化设置储能电源单元各储能机组的向下调节系数

S3622)按固定周期对各储能机组的向下调节系数进行修正，即按照固定周期不断循环运行后续步骤；

S3623)计算各储能机组向下调节的生效阈值参数

S3624)比较

在以上实施例中，根据电池荷电状态容量比例r

S3700)对储能电源单元的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，包括：

S3710)当储能电源单元的单元有功功率目标值等于0时，各储能机组的单机有功功率设定值等于0；

S3720)当储能电源单元的单元有功功率目标值大于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向上调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配，即储能机组的单机有功功率设定值等于

S3730)当储能电源单元的单元有功功率目标值小于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向下调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配，即储能机组的单机有功功率设定值等于

如S3600所述，储能机组的向上调节系数和向下调节系数分别随电池荷电状态容量比例的上升而增加和减少，因此根据S3720和S3730的计算方式，当储能机组单元有功功率目标值大于0，也就是储能机组单元总体处于放电状态时，倾向于使电池荷电状态容量比例较高的储能机组放电，而当储能机组单元有功功率目标值小于0，也就是储能机组单元总体处于充电状态时，倾向于使电池荷电状态容量比例较低的储能机组充电，从而可以保证各储能机组荷电状态容量比例保持一致，以避免某台或某几台储能机组电池相比于其它储能机组电池过度充电或过度放电。

S3800)储能电源单元各储能机组的有功功率控制系统，以单机有功功率设定值为目标，对单机有功功率实发值和单机有功功率设定值之间的偏差进行计算，并根据计算结果输出连续信号对储能机组单机有功功率实发值进行调节，以使储能机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率设定值，并最终稳定在单机有功功率设定值的调节死区范围内。

S3900)计算储能电源单元的单元有功功率额定容量，包括：

S3910)计算储能电源单元的各储能机组的向上调节能力，包括：

S3911)当储能机组如S3613计算的向上调节的生效阈值参数

S3912)当储能机组如S3613计算的向上调节的生效阈值参数

例如当机组的正向单机有功功率额定容量为50MW时，假如K

S3920)将S3910所得各储能机组的向上调节能累加，得到储能电源单元的正向单元有功功率额定容量；

S3930)计算储能电源单元的各储能机组的向下调节能力，包括：

S3931)当储能机组如S3623计算的向下调节的生效阈值参数

S3932)当储能机组如S3623计算的向下调节的生效阈值参数

S3940)将S3930所得各储能机组的向下调节能累加，得到储能电源单元的负向单元有功功率额定容量。

S4000)下面给出光伏电源单元的运行，具体包括：

S4100)针对光伏电源有功功率不可调节，以及输出功率波动性、间歇性的特点，为每台机组生成未来T

S4110)如果部署了功率预测系统，则采用功率预测功能输出的各光伏机组未来T

S4120)如果未部署功率预测系统，则采用以下方法，包括：

S4121)对于发电的光伏机组，使用当前功率乘以上限预测参数作为未来T

S4122)对于未发电的光伏机组，则使用与其性能一致或相近(特别是单机容量一致)的发电机组的未来T

S4123)对于S4121所述的上限预测参数和下限预测参数，可以采用固定值，也可以在不同的时间点采用不同的参数，后者较为适用于具有明显年内、日内时间规律的光伏电站，例如在日出后一段时间内采用较高的预测参数，在日落前一段时间内采用较低的预测参数。

S4130)计算未来T

S4131)将未来T

S4132)将未来T

S4200)针对光伏机组分别生成开停机序列，包括：

S4210)生成发电的光伏机组的停机序列，优先级按机组处于发电态的持续时间计算，处于发电态的持续时间越长，优先级越高；

S4220)生成可用且未发电的光伏机组的开机序列，优先级按机组处于非发电态的持续时间计算，处于非发电态的持续时间越长，优先级越高，所谓可用且未发电的机组是相对于因为设备故障或检修维护工作而无法转为发电态的不可用机组而言。

S4300)针对光伏机组分别生成与开停机序列对应的有功功率可能波动范围序列，包括：

S4310)针对光伏机组生成与开机序列对应的有功功率可能波动范围序列：

S4311)设置变量u

S4312)将S4130所得光伏电源单元有功功率可能波动范围，加上光伏机组开机序列中排序u

S4313)判断u

S4314)将与光伏机组开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u

S4315)跳转至步骤S4313，直至u

例如未来T

S4320)针对光伏机组生成与停机序列对应的有功功率可能波动范围序列，包括：

S4321)设置变量u

S4322)将S4130所得光伏电源单元有功功率可能波动范围，减去光伏停机序列中排序u

S4323)判断u

S4324)将与光伏停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u

S4325)跳转至步骤S4323，直至u

S4400)计算光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，包括：

S4410)将光伏电源单元有功功率实发值参与计算量初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4420)将调度给定，或人工设置的光伏电源单元各机组的出力死区累加，得到光伏电源单元的单元出力死区；

S4430)按固定周期对光伏电源单元有功功率实发值参与计算量和当期光伏电源单元有功功率实发值进行比较，包括：

S4431)如果二者的差值绝对值小于等于光伏电源单元的出力死区，则光伏电源单元有功功率实发值参与计算量保持不变；

S4432)如果二者的差值绝对值大于光伏电源单元的出力死区，则光伏电源单元有功功率实发值参与计算量等于当期光伏电源单元有功功率实发值。

例如光伏电源单元的出力死区为20MW，光伏电源单元有功功率实发值参与计算量与单元有功功率实发值均为300MW，由于功率波动，单元有功功率实发值变化为305MW，由于光伏电源单元有功功率实发值参与计算量300MW与单元有功功率实发值305MW的差值绝对值为5MW，小于出力死区20MW，因此光伏电源单元有功功率实发值参与计算量保持300MW不变，后来由于功率进一步波动，单元有功功率实发值变化为321MW，于是光伏电源单元有功功率实发值参与计算量300MW与单元有功功率实发值321MW的差值绝对值变化为21MW，大于出力死区20MW，从而光伏电源单元有功功率实发值参与计算量根据单元有功功率实发值改变为321MW。

S4500)计算光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，包括：

S4510)将光伏电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4520)计算光伏电源单元有功功率实发值的滤波门槛，包括：

S4521)设置缩放系数λ，λ＞1；

S4522)光伏电源单元有功功率实发值的滤波门槛等于S4420所述单元出力死区乘以λ，本实施例假设λ＝3，则滤波门槛等于单元出力死区的3倍。

S4530)按固定周期对光伏电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值和当期光伏电源单元有功功率实发值进行比较，包括：

S4531)如果二者的差值绝对值小于等于S4522所得滤波门槛，则光伏电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值保持不变；

S4532)如果二者的差值绝对值大于S4522所得滤波门槛，则光伏电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值等于当期光伏电源单元有功功率实发值。

S4600)计算光伏电源单元的单元一次调频目标调节量，包括：

S4610)计算电网频率偏差，电网频率偏差等于电网额定频率(50Hz)减去电网实时频率；

S4620)如果电网频率偏差绝对值小于等于一次调频门槛(调度给定)，则光伏电源单元的单元一次调频目标调节量等于0；

S4630)如果电网频率偏差绝对值大于一次调频门槛，则光伏电源单元的单元一次调频目标调节量等于光伏电源单元有功功率实发值乘以电网频率偏差再乘以光伏一次调频调节系数(电网给定参数)。

下面给出互补集成单元运行的实施例，具体包括：

通过对水力电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对水力电源单元的一次调频调节系数进行设置，以及计算光伏电源机组的开停机操作建议，以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求，控制模型如图1所示，为了直观显示调节效果，控制模型中排除了一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入一次调频也不会影响本发明方法的实施效果，包括：

S100)计算储能电源单元的充放电修正功率；

S110)人工设置充放电参数α

S120)根据S3300计算的储能电源单元的电池总体电量状态，每隔固定周期对充放电系数α进行计算，包括：

S121)当电池总量处于极理想电量状态时，充放电系数α＝0；

S122)当电池总量处于较低电量状态时，充放电系数α＝α

S123)当电池总量处于极低电量状态时，充放电系数α＝α

S124)当电池总量处于较高电量状态时，充放电系数α＝－α

S125)当电池总量处于极高电量状态时，充放电系数α＝－α

S126)当电池总量处于较理想电量状态时，充放电系数保持原来的值不变，本步骤使电池总量的较理想状态成为充放电状态改变的缓冲区，以防止充放电修正功率频繁发生变化，即较理想电量状态的充放电系数，由之前电池所处于的总体电量状态决定，当电池总量从极理想电量状态变为较理想电量状态时，充放电系数α＝0，当电池总量从较低电量状态变为较理想电量状态时，充放电系数α＝α

S130)根据S120所得充放电系数，计算储能电源单元的充放电修正功率，充放电修正功率等于

S200)互补集成单元计算水力电源的单元有功功率目标值，水力电源的单元有功功率目标值等于互补集成电源的总有功功率设定值减去S4500所得光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上S100所得的充放电修正功率；本步骤采用光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，是考虑到互补集成电源中包含了储能电源单元，从而有条件适当降低水力电源单元对于光伏电源单元有功功率实发值随机涨落的敏感度，根据S4500举例，水力电源单元对于光伏电源单元有功功率实发值随机涨落的敏感度为储能电源单元的三分之一；

互补集成单元计算水力电源单元的一次调频缩放系数，等于(光伏电源单元有功功率额定容量+水力电源单元有功功率额定容量)÷水力电源单元有功功率额定容量；假设水力电源单元有功功率额定容量为200MW，光伏电源单元有功功率额定容量为100MW，则水力电源单元的一次调频缩放系数为(200+100)/200＝1.5；

水力电源单元的一次调频调节系数，等于电网下发的水力电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；

将水力电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，有两种可能结果：

S211)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，于是将其分配给水力电源单元；

水力电源单元按照S2000方法，对S200所得水力电源的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并按对水力电源机组的有功功率进行一次调频和二次调频调节，水力电源单元各机组实际执行一次调频任务时按S200所得一次调频调节系数执行；

水力电源单元各机组在实际执行一次调频调节时，根据S200所得一次调频调节系数进行调节；假设电网频率发生某特定偏差时，原本水力电源单元某机组的一次调频调节量为40MW，则为了承担光伏电源的一次调频任务，该机组的一次调频调节量被放大到40×1.5＝60MW。

S212)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则需要通过后续步骤，寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

1)按照S2320方法，寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

2)按照S2330方法，寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

3)按照S2340方法，寻找通过将发电的机组转为非发电态而使水力电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序。

S300)生成光伏机组开停机操作建议：

S310)计算未来T

S311)计算未来T

如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T

如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源的总有功功率设定值减去S2260所得水力电源单元联合运行区上限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间上限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T

S312)计算未来T

如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T

如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源的总有功功率设定值减去S2260所得水力电源单元联合运行区下限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间下限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T

S313)未来T

S320)计算当前光伏电源单元机组开停机状态与未来T

S321)计算S310所得未来T

S322)计算S310所得未来T

S323)按照与S313所得未来T

S330)寻找将发电的光伏机组进行停机的操作建议，具体包括：

S3310)人工设置建议停机操作的判断阈值参数；

S3320)设置变量v

S3330)如果v

S3340)计算光伏停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v

S3341)计算S310所得未来T

S3342)计算未来T

S3343)按照与S313所得未来T

S3350)将原不匹配度量化值变量减去S3343所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S3351)如果计算结果大于等于S3310设置的判断阈值参数，则v

S3352)如果计算结果小于S3310设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S3360继续执行。

S3360)根据变量v

S3361)如果v

S3362)如果v

S340)寻找将可用且未发电的光伏机组进行开机的操作建议，包括:

S3410)人工设置建议开机操作的判断阈值参数；

S3420)设置变量v

S3430)如果v

S3440)计算光伏机组开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v

S3441)计算S310所得未来T

S3442)计算S310所得未来T

S3443)按照与S313所得未来T

S3450)将原不匹配度量化值变量减去S3443所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S3451)如果计算结果大于等于S3410设置的判断阈值参数，则v

S3452)如果计算结果小于S3410设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S3460继续执行。

S3460)根据变量v

S3461)如果v

S3462)如果v

然后将S330生成的光伏机组停机操作建议分别进行有序展示；

将S340生成的光伏机组开机操作建议分别进行有序展示。

互补集成单元将展示的光伏机组停机操作建议、光伏机组开机操作建议发送给光伏电源单元；光伏电源单元分发给各光伏发电机组执行。

S400)计算储能电源单元的单元有功功率目标值，包括：

S410)将互补集成电源的总有功功率设定值加上水力电源单元的单元一次调频修正量，然后减去光伏电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去水力电源单元的单元有功功率实发值，得到水力电源单元和光伏电源单元的有功功率总调节偏差；

S420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为S410所得的有功功率总调节偏差，然后按固定周期对储能电源单元的补偿调节量与当期有功功率总调节偏差进行比较：

S421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的单补偿调节量等于当期水力电源单元和光伏电源单元的有功功率总调节偏差；

S422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变。

S430)参照S430方法对储能电源单元的补偿调节量作死区处理，得到储能电源单元的单元有功功率目标值，处理逻辑如图5所示，包括：

S431)人工设置计时器和时间参数T

S432)当S410所得有功功率总调节偏差的绝对值小于等于水力电源单元有功功率调节死区时，S431设置的计时器开始计时；

S433)当S410所得有功功率总调节偏差的绝对值大于水力电源单元有功功率调节死区时，S431设置的计时器复归清零；

S434)当计时器时间小于时间参数T

S435)当计时器时间大于等于时间参数T

互补集成单元将S430所得单元有功功率目标值分派给储能电源单元，储能电源单元按照S3000的方法进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

图1所示的控制模型中互补集成电源的调节效果如图6所示，容易看出：1)得益于水力电源对于光伏电源单元有功功率实发值大幅度偏离的补偿作用，以及储能电源对于光伏电源单元有功功率实发值随机涨落的补偿作用，互补集成电源的总有功功率实发值始终保持了极高的稳定性，且除个别时间段外，储能电源基本处于较低负荷状态，保障了电池“浅充浅放”的要求；

2)得益于储能电源优越的调节性能，在互补集成电源的总有功功率设定值在70s由300MW改变为400MW时，互补集成电源的总有功功率实发值响应性非常良好，调节延时、调节速率、调节精度等指标均处于较高水平；

3)储能电源电池的充放电修正功率在140s由0改变为100M时，水力电源单元的有功功率实发值随之增加，从而能够使储能电源电池进入充电状态，而这一过程并未对互补集成电源的总有功功率实发值稳定性造成不良影响。

为进一步展示本发明方法中储能电源电池“浅充浅放”的特点，进一步构建水力电源+储能电源+光伏的仿真模型，其中在储能电源单元中设置了3台储能机组，3台储能机组的电池容量比例为5:8:10，控制模型如图7所示，其中集成电源总有功功率实发值、水力电源单元有功功率实发值、光伏单元有功功率实发值、储能电源单元各机组有功功率实发值、储能电源单元各机组电池荷电状态、储能电源单元各机组电池荷电容量比例、储能电源单元电池总荷电容量比例、储能电源单元的充放电修正功率等的关系图分别如图8所示，从图8的调节效果中可见：

1)储能机组进行有功功率调节时的调节幅度，同时与电池容量和电池荷电状态有关，虽然储能机组3的电池容量是储能机组1的两倍，但因为储能机组3电池的初始荷电容量比例远远低于储能机组1，所以导致储能机组3的放电幅度反而小于储能机组1；

2)虽然在仿真初始阶段人为设置3台储能机组的电池荷电容量比例有较大差异，但是在本发明“浅充浅放”策略的支配下，所有储能机组电池荷电的容量比例逐渐趋向于一致，同时如上所述，由于本发明的充放电策略能使储能机组单元电池总荷电量维持较好的平衡，因此所有储能机组的电池也自然而然的处于较为平衡(既不过度充电，也不过度放电)的状态。

以上给出的实施例是实现本发明较优的例子，本发明不限于上述实施例。本领域的技术人员根据本发明技术方案的技术特征所做出的任何非本质的添加、替换，均属于本发明的保护范围。