基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统

摘要

本申请是关于一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统，具体涉及新能源领域。所述风光水储多能互补系统包括：风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站、电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接；所述卧式抽水蓄能电站包括水电机组以及泵机机组及泵机下池；所述电站控制设备用于根据所述风电电力以及所述光电电力，控制所述水电机组与所述泵机机组中的至少一者。上述方案通过在卧式抽水蓄能电站设置水电机组与泵机机组，实现在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

权利要求

1.一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统，其特征在于，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站和电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接；

所述风力发电站用于当接收到风力时，根据风力强度生成对应的风电电力；

所述光伏发电站用于当接收到光照时，根据光照强度生产对应的光电电力；

所述卧式抽水蓄能电站包括水电机组、泵机机组及泵机下池；所述水电机组用于将所述卧式抽水蓄能电站的大坝上游的水输送至大坝下游，并产生相应的水电电力；所述泵机机组用于将所述大坝下游与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水从所述大坝下游输送至所述大坝上游；

所述电站控制设备用于根据所述风电电力以及所述光电电力，控制所述水电机组与所述泵机机组中的至少一者，以对所述风光水储多能互补系统的总出力值进行调节；

其中，所述卧式抽水蓄能电站的参数可以通过以下步骤获取：

根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值；

获取预先设置的泵机机组装机容量；根据所述初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差，与各个时刻风光电总出力值之间的关系，确定各个时刻的抽水功率值；

当确定了各个时刻的抽水功率值后，再确定所述各个时刻的抽水功率值的平均值与泵机机组装机容量之间的比值，作为所述泵机机组的利用效率；当所述泵机机组的利用效率小于效率阈值时，减小所述泵机机组装机容量，并重复所述抽水功率值的计算过程，直到获取到使泵机机组的利用效率大于效率阈值的泵机机组装机容量；

根据初始系统总出力值与泵机机组装机容量的差，与风光电总出力值之间的关系，确定水电补偿出力值；

当获取到各个时刻的水电补偿出力时，获取水电补偿出力的最小值，与水电保证出力进行比较，并根据比较结果对水电补偿出力以及初始系统总出力进行更新。

2.根据权利要求1所述的风光水储多能互补系统，其特征在于，所述泵机下池位于所述卧式抽水蓄能电站的大坝下游；

所述泵机下池包括进水闸、退水闸和拦河坝；所述进水闸用于将河道中的水引入所述泵机下池；所述退水闸用于当所述泵机下池中的水位高于阈值时，将所述泵机下池中的水退入天然河道；所述拦河坝用于将所述泵机下池与所述河道分隔；

所述泵机机组用于将所述大坝下游的所述泵机下池与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水从所述泵机下池输送至所述大坝上游。

3.一种风光水储多能互补系统参数确定方法，其特征在于，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站和电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接，所述方法包括：根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数；所述水电保证出力用于指示所述卧式抽水蓄能电站中水电机组的平均水电电量出力；

其中，所述电站控制设备通过所述水电站运行参数指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程以及泵机机组的抽水蓄能过程；

其中，所述根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数，包括：获取预先设置的泵机机组装机容量；根据所述初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差，与各个时刻风光电总出力值之间的关系，确定各个时刻的抽水功率值；

当确定了各个时刻的抽水功率值后，再确定所述各个时刻的抽水功率值的平均值与泵机机组装机容量之间的比值，作为所述泵机机组的利用效率；当所述泵机机组的利用效率小于效率阈值时，减小所述泵机机组装机容量，并重复所述抽水功率值的计算过程，直到获取到使泵机机组的利用效率大于效率阈值的泵机机组装机容量；

根据初始系统总出力值与泵机机组装机容量的差，与风光电总出力值之间的关系，确定所述水电补偿出力值；

当获取到各个时刻的水电补偿出力时，获取水电补偿出力的最小值，与水电保证出力进行比较，并根据比较结果对水电补偿出力以及初始系统总出力进行更新。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

将所述风力发电站的预定装机容量、所述光伏发电站的预定装机容量以及所述水电机组的平均发电量，按照时间信息进行加权平均处理，获得电力外送面最大容量；

将所述风光电总出力值与所述水电补偿出力值进行累加，获得风光水出力值；

将所述风光水出力值、更新后的系统总出力值以及所述电力外送面最大容量进行对比，获得所述风光水储多能互补系统的弃电量。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述卧式抽水蓄能电站还包括位于大坝下游的泵机下池；

所述方法还包括：

根据所述泵机机组在各个时刻的抽水功率值，确定泵机下池的下池容量；

根据所述下池容量，确定所述泵机下池各个部件分别对应的下池参数。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述泵机下池包括进水闸、退水闸和拦河坝；所述进水闸用于将河道中的水引入所述泵机下池；所述退水闸用于当所述泵机下池中的水位高于阈值时，将所述泵机下池中的水退入天然河道；所述拦河坝用于将所述泵机下池与所述河道分隔；

所述下池参数包括引水闸闸底高程、引水闸闸门宽度、引水闸闸顶高程、下池引水口高程、下池长度、下池岸距中的至少一者。

7.一种风光水储多能互补系统参数确定装置，其特征在于，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站和电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接，所述装置包括：风光电获取模块，用于根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

初始值获取模块，用于将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

迭代更新模块，用于根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数；所述水电保证出力用于指示所述互补系统需要的所述卧式抽水蓄能电站的水电电量出力；

其中，所述电站控制设备通过所述水电站运行参数指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程以及泵机机组的抽水蓄能过程；

其中，所述迭代更新模块，还用于，

获取预先设置的泵机机组装机容量；根据所述初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差，与各个时刻风光电总出力值之间的关系，确定各个时刻的抽水功率值；

当确定了各个时刻的抽水功率值后，再确定所述各个时刻的抽水功率值的平均值与泵机机组装机容量之间的比值，作为所述泵机机组的利用效率；当所述泵机机组的利用效率小于效率阈值时，减小所述泵机机组装机容量，并重复所述抽水功率值的计算过程，直到获取到使泵机机组的利用效率大于效率阈值的泵机机组装机容量；

根据初始系统总出力值与泵机机组装机容量的差，与风光电总出力值之间的关系，确定所述水电补偿出力值；

当获取到各个时刻的水电补偿出力时，获取水电补偿出力的最小值，与水电保证出力进行比较，并根据比较结果对水电补偿出力以及初始系统总出力进行更新。

8.一种计算机设备，其特征在于，所述计算机设备包括处理器和存储器，所述存储器中存储有至少一条指令，所述至少一条指令由所述处理器加载并执行以实现如权利要求3至6任一所述的风光水储多能互补系统参数确定方法。

9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述存储介质中存储有至少一条指令，所述至少一条指令由处理器加载并执行以实现如权利要求3至6任一所述的风光水储多能互补系统参数确定方法。

说明书

基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统

技术领域

[0001] 本申请涉及新能源领域，具体涉及一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统。

背景技术

[0002] 在石化能源危机的压力下，高比例率的清洁能源电网建设已成为世界各国电网主流趋势，风力发电、光伏发电以及水力发电，在新能源领域占据了重要地位。

[0003] 由于风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大，限制了电网对风、光电的消纳能力，大规模储能系统接入电网是解决此类问题的最佳选择之一。而流域梯级水库群是一个巨大的储能系统，水电与风、光电联合电力外送，形成风光水储互补系统，以通过水电实现对风、光电输出波动的调节。

[0004] 上述方案中，当风、光电装机规模大于水电装机后，限于梯级水库对径流调节能力，风光水储互补系统仍会存在一定的资源浪费。

发明内容

[0005] 本申请提供了一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费，该技术方案如下。

[0006] 一方面，提供了了一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站、电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接；

[0007] 所述风力发电站用于当接收到风力时，根据风力强度生成对应的风电电力；

[0008] 所述光伏发电站用于当接收到光照时，根据光照强度生产对应的光电电力；

[0009] 所述卧式抽水蓄能电站包括水电机组、泵机机组及泵机下池；所述水电机组用于将所述卧式抽水蓄能电站的大坝上游的水输送至大坝下游，并产生相应的水电电力；所述泵机机组用于将所述大坝下游与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水所述大坝下游输送至所述大坝上游；

[0010] 所述电站控制设备用于根据所述风电电力以及所述光电电力，控制所述水电机组与所述泵机机组中的至少一者，以对所述风光水储多能互补系统的总出力值进行调节。

[0011] 又一方面，提供了一种风光水储多能互补系统参数确定方法，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站、电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接，所述方法包括：

[0012] 根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

[0013] 将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

[0014] 根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数；所述水电保证出力用于指示所述互补系统需要的所述卧式抽水蓄能电站的水电电量出力；

[0015] 其中，所述电站控制设备通过所述水电站运行参数指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程以及泵机机组的抽水蓄能过程。

[0016] 又一方面，提供了一种风光水储多能互补系统参数确定装置，所述风光水储多能互补系统包括风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站、电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接，所述装置包括：

[0017] 风光电获取模块，用于根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

[0018] 初始值获取模块，用于将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

[0019] 迭代更新模块，用于根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数；所述水电保证出力用于指示所述互补系统需要的所述卧式抽水蓄能电站的水电电量出力；

[0020] 其中，所述电站控制设备通过所述水电站运行参数指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程以及泵机机组的抽水蓄能过程。

[0021] 在一种可能的实现方式中，所述水电站运行参数包括水电补偿出力值以及抽水功率值；所述水电补偿出力值用于指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程；所述抽水功率值用于指示所述泵机机组的抽水蓄能过程；

[0022] 所述迭代更新模块，包括：

[0023] 泵机容量获取模块，用于获取装机利用率满足指定条件的泵机机组装机容量；

[0024] 水电参数值获取模块，用于根据所述初始系统总出力值与所述风光电总出力值之间的关系，确定所述水电补偿出力值以及所述抽水功率值；

[0025] 迭代更新单元，用于根据各个时刻的所述水电补偿出力值的均值，与所述水电保证出力的差值，更新所述初始系统总出力值，以便根据更新后的系统总出力值，确定新的所述水电补偿出力值以及新的所述抽水功率值。

[0026] 在一种可能的实现方式中，所述装置还包括：

[0027] 外送容量获取模块，用于将所述风力发电站的预定装机容量、所述光伏发电站的预定装机容量以及所述水电机组的平均发电量，按照时间信息进行加权平均处理，获得电力外送面最大容量；

[0028] 风光水出力值获取模块，用于将所述风光出力值与所述水电补偿出力值进行累加，获得风光水出力值；

[0029] 弃电量获取模块，用于将所述风光水出力值、更新后的系统总出力值以及所述电力外送面最大容量进行对比，获得所述风光水储多能互补系统的弃电量。

[0030] 在一种可能的实现方式中，所述卧式抽水蓄能电站还包括位于所述大坝下游的泵机下池；

[0031] 所述装置还包括：

[0032] 下池容量确定模块，用于根据所述泵机机组在各个时刻的抽水功率值，确定泵机下池的下池容量；

[0033] 下池参数确定模块，用于根据所述下池容量，所述泵机下池各个部件分别对应的下池参数。

[0034] 在一种可能的实现方式中，所述泵机下池包括进水闸、退水闸、拦河坝；所述进水闸用于将河道中的水引入所述泵机下池；所述退水闸用于当所述泵机下池中的水位高于阈值时，将所述泵机下池中的水退入天然河道；所述拦河坝用于将所述泵机下池与所述河道分隔；

[0035] 所述下池参数包括引水闸闸底高程、引水闸闸门宽度、引水闸闸顶高程、下池引水口高程、下池长度、下池岸距中的至少一者。

[0036] 再一方面，提供了一种计算机设备，所述计算机设备包括处理器和存储器，所述存储器中存储有至少一条指令，所述至少一条指令由所述处理器加载并执行以实现上述的风光水储多能互补系统参数确定方法。

[0037] 又一方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质中存储有至少一条指令，所述至少一条指令由处理器加载并执行以实现上述的风光水储多能互补系统参数确定方法。

[0038] 再一方面，提供了一种计算机程序产品或计算机程序，所述计算机程序产品或计算机程序包括计算机指令，所述计算机指令存储在计算机可读存储介质中。计算机设备的处理器从计算机可读存储介质中读取所述计算机指令，处理器执行所述计算机指令，使得所述计算机设备执行上述风光水储多能互补系统参数确定方法。

[0039] 本申请提供的技术方案可以包括以下有益效果：

[0040] 将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

附图说明

[0041] 为了更清楚地说明本申请具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0042] 图1根据一示例性实施例示出的一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的结构示意图；

[0043] 图2是根据一示例性实施例示出的一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的结构示意图；

[0044] 图3是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定系统结构示意图；

[0045] 图4是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定方法的方法流程图；

[0046] 图5是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定方法的方法流程图；

[0047] 图6是根据一示例性实施例示出的风光水储多能互补系统的工程参数计算方法示意图；

[0048] 图7示出了图6所示实施例涉及的一种流域内水电逐月平均发电过程示意图；

[0049] 图8示出了图6所示实施例涉及的一种流域内风电、光伏逐月出力系数示意图；

[0050] 图9示出了图6所示实施例涉及的一种流域内风电、光伏典型日内逐小时出力特征值示意图；

[0051] 图10是图6所示实施例涉及的外送通道使用情况示意图；

[0052] 图11是图6所示实施例涉及的典型日风、光电出力、水电出力以及弃电量示意图；

[0053] 图12示出了图6所示实施例涉及的卧式抽水蓄能对应的风光水出力过程示意图；

[0054] 图13示出了图6所示实施例涉及的抽水蓄能电站典型日发电、抽水过程示意图；

[0055] 图14示出了图6所示实施例涉及的一种工况调算结果图；；

[0056] 图15示出了图6所示实施例涉及的下池工程设计参数示意图；

[0057] 图16是根据一示例性实施例示出的提供了一种风光水储多能互补系统参数确定装置；

[0058] 图17示出了本申请一示例性实施例示出的计算机设备的结构框图。

具体实施方式

[0059] 下面将结合附图对本申请的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

[0060] 应理解，在本申请的实施例中提到的“指示”可以是直接指示，也可以是间接指示，还可以是表示具有关联关系。举例说明，A指示B，可以表示A直接指示B，例如B可以通过A获取；也可以表示A间接指示B，例如A指示C，B可以通过C获取；还可以表示A和B之间具有关联关系。

[0061] 在本申请实施例的描述中，术语“对应”可表示两者之间具有直接对应或间接对应的关系，也可以表示两者之间具有关联关系，也可以是指示与被指示、配置与被配置等关系。

[0062] 本申请实施例中，“预定义”可以通过在设备(例如，包括终端设备和网络设备)中预先保存相应的代码、表格或其他可用于指示相关信息的方式来实现，本申请对于其具体的实现方式不做限定。

[0063] 图1是根据一示例性实施例示出的一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的结构示意图。所述风光水储多能互补系统包括风力发电站110、光伏发电站120、卧式抽水蓄能电站130以及电站控制设备(图中未示出)；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接；

[0064] 所述风力发电站用于当接收到风力时，根据风力强度生成对应的风电电力；

[0065] 所述光伏发电站用于当接收到光照时，根据光照强度生产对应的光电电力；

[0066] 所述卧式抽水蓄能电站包括水电机组、泵机机组及泵机下池；所述水电机组用于将所述卧式抽水蓄能电站的大坝上游的水输送至大坝下游，并产生相应的水电电力；所述泵机机组用于将所述大坝下游与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水所述大坝下游输送至所述大坝上游；

[0067] 所述电站控制设备用于根据所述风电电力以及所述光电电力，控制所述水电机组与所述泵机机组，以对所述风光水储多能互补系统的总出力值进行调节。

[0068] 例如，当风电电力与光电电力在指定时间内的供能较多时，电站控制设备可以减小水电机组的发电功率；当水电机组停止发电，且风电电力与光电电力仍然超出阈值(即存在弃电情况)时，可以将多余电量输送至泵机机组，泵机机组将大坝下游的水输送至大坝上游，以实现将多余电量转化为水的势能并保存至卧式抽水蓄能电站中。

[0069] 当风电电力与光电电力在指定时间内的供能较少时，电站控制设备可以增大水电机组的发电功率，通过水电补充风电电力与光电电力，以保证风光水储多能互补系统的供电强度。

[0070] 综上所述，将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

[0071] 图2是根据一示例性实施例示出的一种基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的结构示意图。所述风光水储多能互补系统包括风力发电站210、光伏发电站220、卧式抽水蓄能电站230、电站控制设备；所述风力发电站、光伏发电站、卧式抽水蓄能电站之间通过电力线路相互连接；

[0072] 所述风力发电站用于当接收到风力时，根据风力强度生成对应的风电电力；

[0073] 所述光伏发电站用于当接收到光照时，根据光照强度生产对应的光电电力；

[0074] 所述卧式抽水蓄能电站包括水电机组以及泵机机组；所述水电机组用于将所述卧式抽水蓄能电站的大坝上游的水输送至大坝下游，并产生相应的水电电力；所述泵机机组用于将所述大坝下游与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水从所述大坝下游输送至所述大坝上游。

[0075] 所述卧式抽水蓄能电站还包括位于所述大坝下游的泵机下池。

[0076] 所述泵机下池包括进水闸、退水闸、拦河坝；所述进水闸用于将河道中的水引入所述泵机下池；所述退水闸用于当所述泵机下池中的水位高于阈值时，将所述泵机下池中的水退入天然河道；所述拦河坝用于将所述泵机下池与所述河道分隔。

[0077] 所述泵机机组用于将所述大坝下游的所述泵机下池与所述大坝上游连通，并当接收到电力时，将水从所述泵机下池输送至所述大坝上游。

[0078] 可选的，该风光水储多能互补系统中还包括智能监控系统，为保障系统电力生产的安全、稳定，可以部署一套对发电生产过程全要素状态监控的智能监控系统，通过对风光水储多能互补系统的各个模块的参数进行实时监控，达到实时监控水、气、油、电等多要素状态的目的，以实现对风光水储多能互补系统的提前诊断、及时预警。

[0079] 可选的，该风光水储多能互补系统还包括智能发电控制系统，该智能发电控制系统可以是用于智能控制风力发电厂、光伏发电厂以及卧式抽水蓄能电站出力以及卧式抽水蓄能电站抽水功率的发电生产控制系统。

[0080] 该智能发电控制系统可以包括，用于控制水电机组的水电机组自动发电控制系统、用于控制风力发电站的风电机组自动发电控制系统、用于控制光伏发电站的光伏自动发电控制系统、用于控制泵机机组的泵站自动控制系统，以及用于根据风光水储多能互补系统各个区域的发电量，调节各个控制系统之间关系的系统互补发电控制系统。

[0081] 可选的，该系统互补发电控制系统还用于接收电网下达的发电指令，基于智能监控系统实时采集的监控数据以及风、光出力预测数据，以系统运行最优为目标，实时优化分配个光伏电厂、风电厂、水电机组的出力以及抽水泵站的功率。

[0082] 可选的，该光伏自动发电控制系统还用于，执行系统互补发电控制系统的出力指令，实时调整光伏机组的运行方式，并反馈执行情况。

[0083] 可选的，该风电机组自动发电控制系统，还用于执行系统互补发电控制系统的出力指令，实时调整风电机组的运行方式，并反馈执行情况。

[0084] 可选的，该水电机组自动发电控制系统，还用于执行系统互补发电控制系统的出力指令，实时调整水电机组的运行方式，并反馈执行情况。

[0085] 可选的，该泵站自动控制系统还用于执行系统互补发电控制系统的功率指令，实时调整泵站的运行方式。

[0086] 综上所述，将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

[0087] 图3是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定系统结构示意图。该风光水储多能互补系统参数确定系统包括终端设备310与服务器320。

[0088] 其中，该风光水多能互补系统的参数，可以在终端设备310或服务器320中确定。

[0089] 可选的，通过终端设备310的数据处理器，可以执行与风光水储多能互补系统相应的计算方法，以便确定风光水多能互补系统的参数。

[0090] 可选的，通过终端设备310计算出的风光水多能互补系统的参数，可以存储在终端设备310的数据存储器上。

[0091] 可选的，终端设备310计算出的风光水多能互补系统的参数，可以通过有线或无线网络发送并存储在服务器320的数据存储器上。

[0092] 可选的，上述服务器可以是独立的物理服务器，也可以是由多个物理服务器构成的服务器集群或者是分布式系统，还可以是提供云服务、云数据库、云计算、云函数、云存储、网络服务、云通信、中间件服务、域名服务、安全服务、CDN、以及大数据和人工智能平台等技术运计算服务的云服务器。

[0093] 可选的，上述的无线网络或有线网络使用标准通信技术和/或协议。网络通常为因特网，但也可以是其他任何网络，包括但不限于局域网、城域网、广域网、移动、有限或无线网络、专用网络或者虚拟专用网络的任何组合。在一些实施例中，使用包括超文本标记语言、可扩展标记语言等的技术和/或格式来代表通过网络交换的数据。此外还可以使用诸如安全套接字层、传输层安全、虚拟专用网络、网际协议安全等常规加密技术来加密所有或者一些链路。在另一些实施例中，还可以使用定制和/或专用数据通信技术取代或者补充上述数据通信技术。

[0094] 图4是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定方法的方法流程图。所述风光水储多能互补系统可以是如图1或如图2所示的基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统。如图4所示，该风光水储多能互补系统参数确定方法可以包括如下步骤：

[0095] 步骤401，根据该风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及该光伏发电站在该各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值。

[0096] 在新能源领域中，由于光伏发电与风力发电极其容易受环境影响，因此光伏发电与风力发电的发电稳定性不佳，容易受到风力以及光强变化的影响。例如对于光伏发电而言，夏天的光照强度高，冬天的光照强度低，因此夏天月份的光伏发电站的出力情况明显好于冬天的光照强度。

[0097] 为了确定在风光水储多能互补系统中，风电与光电的发电不稳定情况，可以获取到风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及光伏发电站在各个时刻的光电出力情况后，并将该风电出力情况与光电出力情况，按照时间相加，获得各个时刻分别对应的风光电总出力值。

[0098] 可选的，该各个时刻可以是某个典型日的24个小时。

[0099] 步骤402，将该各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为该风光水储多能互补系统的初始系统总出力值。

[0100] 由于在风光水储多能互补系统，卧式抽水蓄能电站用于对风光电力进行稳定，此时为了获取风光水储多能互补系统的稳定输出值(风光水储多能互补系统的总出力值)，当获取到各个时刻的风光电总出力值后，可以将各个时刻的风光电总出力值中的最大值，先确定为风光水储多能互补系统的初始系统总出力值，再根据后续计算对该风光水储多能互补系统的总出力值进行更新。

[0101] 步骤403，根据该初始系统总出力值获取该卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据该水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的该水电站运行参数。

[0102] 其中，该水电保证出力用于指示该卧式抽水蓄能电站中水电机组的最小出力。

[0103] 可选的，当确定了风光水储多能互补系统的总出力值，以及风光电总出力值，可以确定该卧式抽水蓄能电站在各个时刻的水电补偿出力值，即确定该卧式抽水蓄能电站在各个时刻分别需要生成多大的水电电力才可以将将该风光水储多能互补系统的电力输出稳定化。

[0104] 当获取了各个时刻的水电补偿出力值后，根据水电补偿出力的最小值与水电站保证出力之间的关系，当补偿出力最小值小于水电站保证出力时，全时段增加水电补偿出力值，使得补偿出力的最小值等于水电站保证出力，并将补偿出力的增加值增加至风光水储多能互补系统的总出力值。

[0105] 在上述迭代过程中，风光水储多能互补系统的总出力值小于风光电出力过程的最大值时，此时风光电至少存在一个时刻，该时刻的风光电出力值高于风光水储多能互补系统的总出力值，为了避免多出的风光电力的浪费，可以将该多出的风光电量通过泵机机组的抽水蓄能过程转换为水的势能，从而尽可能避免风光电力的弃用。

[0106] 在本申请实施例中，该风光水储多能互补系统的参数包括水电站运行参数以及系统总出力值。对于预先设定好的光伏发电站与风力发电站，可以通过本申请实施例得到的水电站运行参数，构建卧式抽水蓄能电站，以便于风力发电站和光伏发电站共同组成具有稳定系统总出力值的风光水储多能互补系统。

[0107] 综上所述，将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

[0108] 图4是根据一示例性实施例示出的一种风光水储多能互补系统参数确定方法的方法流程图。所述风光水储多能互补系统可以是如图2所示的基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统。如图4所示，该风光水储多能互补系统参数确定方法可以包括如下步骤：

[0109] 步骤501，将该风力发电站的装机容量、该光伏发电站的装机容量以及水电机组的平均发电量，按照时间信息进行加权平均处理，获得电力外送面最大容量。

[0110] 例如，电力外送面最大容量的计算方法可以如下公式(1)所示：

[0111]

[0112] 式中：Nmax为电力外送断面的容量， 为区域风电在i月的出力系数，βi为光伏电在i月的出力系数，Nmax,wp为系统风电装机容量，Npv为光伏装机容量， 为i月水电的平均发电量，为外送断面的设计利用效率。

[0113] 步骤502，根据该风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及该光伏发电站在该各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值。

[0114] 在一种可能的实现方式中，获取该风力发电站的最大风电值，以及该风力发电站在各个时刻的风电系数；根据该风力发电站的最大风电值以及该风力发电站在各个时刻的风电系数，获取该风力发电站在各个时刻的风电出力值；该各个时刻的风电出力值即用于反映各个时刻的风电出力情况。

[0115] 在一种可能的实现方式中，获取该光伏发电站在最大光电值，以及该光伏发电站在各个时刻的光电系数；根据该光伏发电站的最大光电值以及该光伏发电站在各个时刻的光电系数，获取该光伏发电站在各个时刻的光伏出力值；该各个时刻的光伏出力值即用于反映各个时刻的光伏出力情况。

[0116] 当需要获取风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及光伏发电站在各个时刻的光电出力情况时，可以获取该光伏发电站以及风力发电站分别与各个时刻对应的出力系数(即光电系数以及风电系数)，该出力系数用于指示该光伏发电站以及风力发电站在各个时刻的运行效率，通过运行效率以及该各个发电站的最大出力值，即可以确定光伏发电站与风力发电站在各个时刻的出力情况。

[0117] 例如，各个时刻的风光电总出力值可以通过如下公式(2)进行计算：

[0118] Ni,w+p＝aiNmax,wp+biNmax,pv                     (2)

[0119] 式中Ni,w+p为i时段风光联合出力过程，ai为i时段风电日出力特性值，bi为i时段光伏电日出力特性值。

[0120] 典型日风光电的总出力过程的最大最小值 当获取到i时段风光联合出力过程，即可以确定风光电在各个时刻(时段)的联合出力值。

[0121] 步骤503，将该各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为该风光水储多能互补系统的初始系统总出力值。

[0122] 步骤504，根据该初始系统总出力值获取该卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据该水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的该水电站运行参数。

[0123] 其中，该水电站运行参数包括水电补偿出力值以及抽水功率值；该水电补偿出力值用于指示该卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程；该抽水功率值用于指示该泵机机组的抽水蓄能过程。

[0124] 根据该初始系统总出力值与该风光电总出力值之间的关系，确定该水电补偿出力值以及该抽水功率值；根据各个时刻的该水电补偿出力值的均值，与该水电保证出力的差值，更新该初始系统总出力值，以便根据更新后的系统总出力值，确定新的该水电补偿出力值以及新的该抽水功率值。

[0125] 由于在确定抽水功率值之前，还需要提前确定用于提供抽水功率值对应的泵机机组装机容量，并且为了考虑经济效益，在保证泵机机组有足够的功率可以正常将弃电量转换为水的势能的前提下，需要尽可能减小泵机机组的额定功率值，以减小部署泵机机组的资源消耗。

[0126] 因此在上述水电站运行参数的迭代过程中，实际上可以包括如下三个迭代子步骤：

[0127] 迭代步骤1：确定泵站机组装机容量；

[0128] 迭代步骤2：计算水电补偿出力；

[0129] 迭代步骤3：更新水电站出力。

[0130] 在一种可能的实现方式中，其中迭代步骤1可以包括如下步骤：

[0131] 获取预先设置的泵机机组装机容量；根据该初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差，与各个时刻风光电总出力值之间的关系，确定各个时刻的抽水功率值。

[0132] 例如，当获取到预先设置的泵机机组装机容量时，可以确定出初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差值。由于初始系统总出力值可以认为是风光水储多能互补系统的总出力值，该初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差值，即可以被认为是风光水储多能互补系统的最小输出值；当该风光水储多能互补系统的最小输出值，大于此时风光电总出力值时，则说明此时风光电总出力值无法满足风光水储多能互补系统，此时需要通过水电机组进行水电出力，显然当需要水电机组进行补充发电时，该风光水储多能互补系统中是不存在弃电量的，因此泵机机组此时的抽水功率值被设置为0。

[0133] 当该风光水储多能互补系统的最小输出值，小于此时风光电总出力值时，则说明该风光电总出力值，在满足风光水储多能互补系统的前提下，可能还存在电量的溢出，此时可以将溢出部分(即风光电总出力值与风光水储多能互补系统的最小输出值的差)，作为该泵机机组的抽水功率值。

[0134] 当确定了各个时刻的抽水功率值后，可以再确定该各个时刻的抽水功率值的平均值与泵机机组装机容量之间的比值，作为该泵机机组的利用效率；当该泵机机组的利用效率小于效率阈值时，减小该泵机机组装机容量，并重复上述抽水功率值的计算过程，直到获取到使泵机机组的利用效率大于效率阈值的泵机机组装机容量。

[0135] 例如，上述迭代步骤1可以通过如下公式(3)表示：

[0136]

[0137]

[0138] 式中Φ为泵站的利用效率,Nmax,pp为泵机机组装机容量，Ni,pp为各个时刻(即M个时刻)的泵机抽水功率值， 为初始系统总出力值，Ni,w+p为风光电总出力值。

[0139] 在上述公式中，计算机设备可以根据预先确定的泵机机组装机容量，确定出各个时刻的抽水功率值；再根据各个时刻的抽水功率值，确定该泵机机组的利用效率。当利用效率不满足条件时，对泵机机组装机容量进行修正，并再次确定各个时刻的抽水功率值，直至泵机机组的利用效率满足要求。

[0140] 当获取到泵机机组装机容量后，可以将泵机机组装机容量，抹去风光水出力值中的波峰部分，再确定水电补偿出力值。

[0141] 即上述迭代步骤2可以包括以下步骤。

[0142] 在一种可能的实现方式中，根据该初始系统总出力值与泵机机组装机容量的差，与风光电总出力值之间的关系，确定该水力补偿出力值。

[0143] 即上述迭代步骤2可以用如下公式(4)表示：

[0144]

[0145] 其中 为水电补偿出力值，Nmax,pp为泵机机组装机容量，Ni,pp为各个时刻(即M个时刻)的泵机抽水功率值， 为初始系统总出力值，Ni,w+p为风光电总出力值。

[0146] 当获取在抽水功率值的确定过程中迭代更新得到的泵机机组装机容量后，可以确定出初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差值。由于初始系统总出力值可以认为是风光水储多能互补系统的总出力值，该初始系统总出力值与泵机机组装机容量之间的差值，即可以被认为是风光水储多能互补系统的最小输出值。当该风光水储多能互补系统的最小输出值，大于此时风光电总出力值时，则说明此时风光电总出力值无法满足风光水储多能互补系统，此时需要通过水电机组进行水电出力。因此可以将该风光水储多能互补系统的最小输出值与风光电总出力值的差作为该水电机组的出力值(即水电补偿出力值)。

[0147] 在一种可能的实现方式中，上述迭代步骤3可以包括以下步骤，当获取到各个时刻的水电补偿出力时，可以获取水电补偿出力的最小值，并与水电站的最小出力(即水电保证出力)进行比较，当水电补偿出力的最小值小于水电保证出力时，则将水电补偿出力的最小与水电保证出力的差值，增加至各个时刻的水电补偿出力以及初始系统总出力值中，以实现对水电补偿出力与初始系统总出力值的更新。

[0148] 当实现了对初始系统总出力值的更新后，可以根据更新后的系统总出力值，重复上述迭代步骤1至迭代步骤3，以实现对互补系统中各个系统参数的迭代更新。

[0149] 步骤505，将该风光出力值与该水电补偿出力值进行累加，获得风光水出力值。

[0150] 当通过上述迭代步骤获取到水电补偿出力值时，可以将风光出力值与水电补偿出力值进行累加，以获得本申请实施例中风光水储多能互补系统中各个发电站的总出力值(即风光水出力值)。

[0151] 步骤506，将该风光水出力值、更新后的系统总出力值以及该电力外送面最大容量进行对比，获得该风光水储多能互补系统的弃电量。

[0152] 当获取到风光水出力值、更新后的系统总出力值、电力外送面最大容量时，可以将三者进行对比，获得该风光水出力值与更新后的系统总出力值的差(即表征水电站无法协调的出力值)、以及风光水出力值与电力外送面最大容量的差(电力外送面最大容量无法负担的出力值)，并将二者之间的最小值确定为本风光水储多能互补系统在各个时刻的弃电量。将各个时刻的弃电量累加，即可以得到该风光水储多能互补系统在某一时刻内的弃电量。

[0153] 步骤507，根据该泵机机组在各个时刻的抽水功率值，确定泵机下池的下池容量。

[0154] 当确定了泵机机组在各个时刻的抽水功率值时，可以根据各个时刻的抽水功率值，确定该泵机机组的抽水功率，再通过该泵机机组的水泵额定扬程，即可以确定该泵机各个时刻的抽水量，将泵机在各个时刻抽水量进行累加，即可以获得该下池容量。

[0155] 其中，该泵机机组的水泵额定扬程是预先设置的，该泵机机组具有预先设置好的额定扬程。

[0156] 例如，该下池容量可以通过如下公式进行计算：

[0157]

[0158] 式中：W下池为下池设计调蓄容量，η为水泵效率，一般取0.8，H为水泵额定扬程，K为裕度系数，一般取1.05至1.2，ΔT为时段分钟数，T为总时段数，Pt为时段t的泵机抽水功率。

[0159] 步骤508，根据该下池容量，该泵机下池各个部件分别对应的下池参数。

[0160] 在一种可能的实现方式中，该泵机下池包括进水闸、退水闸、拦河坝；该进水闸用于将河道中的水引入该泵机下池；该退水闸用于当该泵机下池中的水位高于阈值时，将该泵机下池中的水退入天然河道；该拦河坝用于将该泵机下池与该河道分隔；

[0161] 该下池参数包括引水闸闸底高程、引水闸闸门宽度、引水闸闸顶高程、下池引水口高程、下池长度、下池岸距中的至少一者。

[0162] 在一种可能的实现方式中，引水闸闸门宽度可以是预先设置的，例如该引水闸闸门宽度可以设置为10m。

[0163] 可选的，引水闸闸底高程可以与引水闸闸顶高程相同。

[0164] 获取预先设置的引水闸闸顶高程，根据预先设置的引水闸闸顶高程确定引水闸闸底高程，并根据引水闸闸底高程、引水闸闸门宽度、引水闸闸顶高程确定在河道内的下池补水量；并根据下池补水量与下池容量之间的差值，迭代更新该引水闸闸顶高程，直到下池补水量大于下池容量，且下池补水量与下池容量之间的差值小于阈值。

[0165] 当确定了下池容量后，可以确定出适当的下池引水口高程、下池长度、下池岸距，使得根据下池引水口高程、下池长度、下池岸距构成的下池，满足该下池容量的要求。

[0166] 例如，泵机下池各个部件分别对应的下池参数可以通过如下步骤进行计算。

[0167] 步骤1，先确定引水闸特征参数，具体包括：闸底高程、闸门宽度、闸顶高程[0168] 闸门宽度一般考虑选择10m，可根据实际情况调整闸门宽度，按照如下方式确定闸底高程。

[0169] 子步骤一：假定闸顶高程Hgate，带入计算下池日累计补水量W补：

[0170]

[0171] 式中：Cd为流量系数，按照自由出流条件下一般取值为0.57。ΔHt为时段t水电站尾水位与闸顶高程的高程差，当水电站尾水位低于闸顶高程时取0，l为闸门宽度。

[0172] 子步骤二：对比W补与W下池，当W补小于W下池时适当抬高Hgate，重复子步骤一，如W补大于W下池时，适当降低Hgate重复子步骤一，直到W补略大于W下池为止。

[0173] 步骤2，再确定下池引水口高程、下池长度、下池岸距

[0174] 根据下池引水闸所在河道大断面情况，初步确定下池岸距离、引水口高程。

[0175] 按照如下公式，计算下池长度：

[0176]

[0177] 式中：L为下池长度，Bp为下池拦河坝距离河岸距离。H取水为泵机进水口高程。

[0178] 综上所述，将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

[0179] 现有的风光水互补系统受限于水电的调节能力，当系统中光伏和风电的比例增大，超出水电站的调节能力时，仍然会存在大量弃风、弃光的现象。为提高风光水互补系统对风光电的补偿调节能力，在现有的梯级水电站的基础上，通过增设抽水泵机，将原有的水电站升级为一种卧式的抽水蓄能电站，通过此种方式提高水电的调蓄能力，进而提高风光水互补系统风光能源的开发规模性，有效提高清洁能源的开发利用率。

[0180] 图6是根据一示例性实施例示出的风光水储多能互补系统的工程参数计算方法示意图。其中，该风光水储多能互补系统可以是如图1所示实施例中的风光水储多能互补系统，或如图2所示实施例中的风光水储多能互补系统。该风光水储多能互补系统的主要工程参数的计算方式可以包括如下步骤。

[0181] S601，计算电力外送断面最大容量，公式如下：

[0182]

[0183] 式中：Nmax为电力外送断面的容量， 为区域风电在i月的出力系统，βi为光伏电在i月的出力系数，Nmax,wp为系统风电装机容量，Npv为光伏装机容量， 为i月水电的平均发电量，为外送断面的设计利用效率。

[0184] S602，计算典型日风光电的总出力过程，计算公式如下：

[0185] Ni,w+p＝aiNmax,wp+biNmax,pv                     (2)

[0186] 式中Ni,w+p为i时段风光联合出力过程，ai为i时段风电日出力特性值，bi为i时段光伏电日出力特性值。

[0187] 典型日风光电的总出力过程的最大最小值

[0188] S603：确定互补系统的总出力 并以风光电的总出力过程的最大值为初始值。

[0189] S604：确定泵站机组装机容量

[0190] 按照水电最大补偿电量，采用切负荷法、结合泵站机组装机利用率要求(如20％‑30％)，确定泵站的装机容量。泵站利用效率计算公式如下：

[0191]

[0192]

[0193] 式中Φ为泵站的利用效率,Nmax,pp为泵机机组装机容量，Ni,pp为各个时刻(即M个时刻)的泵机抽水功率值， 为初始系统总出力值，Ni,w+p为风光电总出力值。

[0194] S605：计算水电补偿出力，按照如下公式计算

[0195]

[0196] 式中 为水电补偿出力。

[0197] S606：计算水电站出力。

[0198] 比较水电平均补偿出力与水电保证出力最小出力间的关系，若水电平均补偿出力小于水电保证出力，则将差值部分增加至水电补偿出力，即水电站出力，并同时将差值增加至步骤三确定的互补系统的总出力；若水电平均补偿出力大于水电保证出力，则将差值部分减少至步骤三确定的互补系统的总出力，并跳转至步骤三。

[0199] S607：计算弃电量。

[0200] 将步骤二确定的风光出力过程、步骤五确定的水电站出力过程相加，得到风光水总出力过程，对比该总出力过程与步骤一计算电力外送断面最大容量以及步骤三确定的互补系统的总出力的最小值，将差值部分累加，即为系统的风光水弃电量。

[0201] 在实际的基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统规划中，可依据上述方法对比系统的工程参数，优选出最佳方案。

[0202] 当获取到该卧式抽水蓄能电站系统的工程参数后，可以根据该工程参数确定卧式抽水蓄能电站的抽水泵机下池设计参数。该抽水泵机下池包括：拦河坝、进水闸、退水闸。下池主要为卧式抽水蓄能电站的抽水泵机提供可供调蓄的下库，下池在水电站发电期间，存续扣除生态下泄水量后的富余水量，以便在抽水泵机运行期间提供充足的可抽水量。

[0203] 拦河坝：是指在原有的天然河道的基础上，修建的将下池与天然河道隔开的水坝。

[0204] 进水闸：在拦河坝的上游，设置进水闸，以便引入水电站发电的富余水量。

[0205] 退水闸：在拦河坝的下游，设置退水闸，当泵机故障等原因导致下池蓄水位超过设计运行水位时，启动退水闸将水退至天然河道。

[0206] 该抽水泵机下池设计参数的涉及方法可以包括如下步骤。

[0207] 步骤一：下池调蓄容量确定

[0208] 根据卧式抽水蓄能电站泵机装机规模和典型日运行方式确定所需下池的调蓄容量大小。具体计算公式如下：

[0209]

[0210] 式中：W下池为下池设计调蓄容量，η为水泵效率，一般取0.8，H为水泵额定扬程，K为裕度系数，一般取1.05至1.2，ΔT为时段分钟数，T为总时段数，Pt为时段t的泵机抽水功率。

[0211] 步骤二：确定引水闸特征参数，具体包括：闸底高程、闸门宽度、闸顶高程[0212] 闸门宽度一般考虑选择10m，可根据实际情况调整闸门宽度，按照如下方式确定闸底高程。

[0213] 子步骤一：假定闸顶高程Hgate，带入计算下池日累计补水量W补：

[0214]

[0215] 式中：Cd为流量系数，按照自由出流条件下一般取值为0.57。ΔHt为时段t水电站尾水位与闸顶高程的高程差，当水电站尾水位低于闸顶高程时取0，l为闸门宽度。

[0216] 子步骤二：对比W补与W下池，当W补小于W下池时适当抬高Hgate，重复子步骤一，如W补大于W下池时，适当降低Hgate重复子步骤一，直到W补略大于W下池为止。

[0217] 步骤三：确定下池引水口高程、下池长度、下池岸距

[0218] 根据下池引水闸所在河道大断面情况，初步确定下池岸距离、引水口高程。

[0219] 按照如下公式，计算下池长度：

[0220]

[0221] 式中：L为下池长度，Bp为下池拦河坝距离河岸距离。H取水为泵机进水口高程。

[0222] 以某流域梯级水电站为例，比较某流域梯级水电站按照风光水电1.5:1.5:1比例开发情景下，传统风光水互补系统与本申请提出的基于卧式抽水蓄能的风光水互补系统的工程参数，验证本申请的效果，具体如下：流域内梯级水电站、风光水能资源基本条件如下。

[0223] 在流域内梯级水电装机容量为1470万kW。图7示出了本申请实施例涉及的一种流域内水电逐月平均发电过程示意图。

[0224] 如图7所示，按照风光水电1.5:1.5:1比例开发，风电和光伏电站装机容量分别为：风电2205kW、光伏2205kW。

[0225] 图8示出了本申请实施例涉及的一种流域内风电、光伏逐月出力系数示意图。

[0226] 图9示出了本申请实施例涉及的一种流域内风电、光伏典型日内逐小时出力特征值示意图。

[0227] 按照传统的风光水互补开发方式，即，按照本申请计算基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的主要工程参数时，将泵站装机容量设置为0。

[0228] 图10是本申请实施例涉及的外送通道使用情况示意图。如图10所示，按照本申请实施例中S601，按照外送通道使用率70％计算，本系统外送通道容量为2771万kW，。

[0229] 按照S602、至S606，图11是本申请实施例涉及的典型日风、光电出力、水电出力以及弃电量示意图。如图11所示，梯级水电站按照风光水电1.5:1.5:1比例开发情景下，水电无法完全调节风光出力的间歇性，存在弃电现象。典型日平均外送电力1961.60万kW，风电日平均出力963.80万kW、光伏日平均出力597.20万kW、水电日平均出力600万kW，平均弃能电量115.80亿kWh，占系统年平均总发电量量的6.81％。

[0230] 按照本申请实施例提出的基于卧式抽水蓄能的风光水互补利用开发方式计算：

[0231] 外送通道容量计算与上述方案相同，即2771万kW。

[0232] 按照步骤二、至步骤六，计算典型日风、光电出力、水电出力、泵站装机容量及抽水功率和弃电量。

[0233] 图12示出了本申请实施例涉及的卧式抽水蓄能对应的风光水出力过程示意图。如图12所示，梯级水电站按照风光水电1.5:1.5:1比例开发情景下，基于卧式抽水蓄能的风光水储互补利用开发方式，可完全调节风光出力的间歇性，对输出稳定的电力。典型日平均外送电力2121.50万kW，风电日平均出力963.80万kW、光伏日平均出力、水电日平均出力600万kW，平均弃能电量115.80亿kWh，占系统年平均总发电量量的6.81％。

[0234] 水电无法完全调节风光出力的间歇性，存在弃电现象。典型日平均出力1961.60万kW，风电日平均出力、光伏日平均出力、水电日平均出力688万kW，泵站额定功率380万Kw，平均利用率29％，系统无弃能。

[0235] 对比传统的风光水互补开发利用模式和本申请提出的基于卧式抽水蓄能的风光水储互补开发利用模式，本申请提出的基于卧式抽水蓄能的风光水储互补开发利用模式通过增设抽水泵站，可增强系统对风光能源的调节能，在风光水电1.5:1.5:1比例开发情景下，比传统的模型减少6.81％的弃能，其主要原因为该系统通过水泵机组按照80％的转换比例将弃能转换为水电能，故，本申请提出的基于卧式抽水蓄能的风光水储互补开发利用模式的水电日平均出力比传统模式增加88万kW。

[0236] 针对流域中的某水电站(卧式抽水蓄能电站)，按照本申请所述方法设计该卧式抽水蓄能电站的下池，并对比其经济效益。

[0237] 图13示出了本申请实施例涉及的抽水蓄能电站典型日发电、抽水过程示意图。如图13所示，该卧式抽水蓄能电站水电装机330万kW、泵机装机86万kW。

[0238] 按照本申请所述下池调蓄容量确定方法，确定下池容量为：747.14万m3。

[0239] 按照本申请所述引水闸特征参数确定方法，确定进水闸特征参数，具体如下：

[0240] 图14示出了本申请实施例涉及的一种工况调算结果图。如图14所示，当初定闸门宽度10m，按照本申请实施例所述方法，当闸顶高程设置为1013.5m时，水电站发电期可补给3
下池总水量为781.40万m，且同时满足在发电补水入下池时，泵机处于停机状态。

[0241] 按照本申请所述下池参数确定方法，确定下池工程设计参数，具体如下：

[0242] 图15示出了本申请实施例涉及的下池工程设计参数示意图，如图15所示，根据进水闸所处大断面数据，初步确定岸距在30m左右时，可不影响河道行洪，运用本申请提出的计算公式，综合考虑下池的长度和深度，确定下池深10m，下池长25.0km。

[0243] 与传统的抽水蓄能电站设计模式相比较，本申请提出的抽水蓄能电站“下池”基于现有河道，通过建设拦河堤坝即可完成“下池”建设，在建筑工程费用方面比传统的抽水蓄能电站节省巨大。

[0244] 传统的抽水蓄能电站建筑工程费用测算如下：

[0245] 按照建筑工程费用占总投资费用的35％算(枢纽建筑物占总投资的70％，其中，建筑工程费用占枢纽建筑物投资费用的50％，施工辅助工程、机电设备、环境保护与水土保持工程、金属结构及安全工程等合计费用占50％)，抽水蓄能总投资按照5500元/kW计算，本实施例按照传统的抽水蓄能方式建设建筑工程费用约为14.88亿元。

[0246] 本申请提出的“下池”设计方法建筑工程费用测算如下：

[0247] 拦河堤坝按照400万元/km计算，本法提出的“下池”设计方法，“下池”建设费用为1.25亿元。

[0248] 此外，本申请所提“下池”设计方法不征地、不移民，比传统的抽水蓄能电站又进一步节省15％的费用(建设征地和移民工程费用按照抽水蓄能总投资费用的15％算)，在本实施例中，移民和征地费用减少6.6亿元。

[0249] 综上，本申请提出的抽水蓄能电站“下池”设计方法比传统的抽水蓄能设计方法在总造价上减少43％。

[0250] 此外，本申请提出的抽水蓄能电站“下池”设计方法的下库就在水电站坝下，泵机抽水的效率损失极小。本申请提出抽水蓄能电站“下池”设计方法，上库基于现有水电站，其对电网的“削峰”能力比传统的抽水蓄能电站大，本实施例中，峰值水电出力可达330万kW，传统的抽水蓄能电站峰值出力为86万kW。传统的抽水蓄能电站对上、下库的选址要求较高，要考虑地形、经济性等多方面因素，大规模推广困难，本申请提出抽水蓄能电站“下池”设计方法，上库基于现有水电站的水库，下库基于下游天然河道，选址方便。

[0251] 并且，本申请实施例所示方案，有效减少抽水蓄能电站的储能成本，提高抽水蓄能的竞争力。传统的抽水蓄能储能方式单位kWh成本约为0.66元(以下成本计算均按照年利用小时数1400h算)，压缩空气储能单位kWh成本约为1.32元，化学电池(铅酸、钠硫、液流)储能单位kWh成本约为5～8元，化学电池(锂离子)储能单位kWh成本约为1.46元。随着技术发展，国际可再生能源机构预计，到2030年，储能电池成本将降低50％～70％，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升，此时抽水蓄能电站储能的经济优势不再明显。而本项目提出的卧式抽水蓄能电站可在传统的抽水蓄能电站的基础上，降低约50％的成本，有效提高抽水蓄能储能的竞争力。

[0252] 选址要求低，储能规模巨大。传统的抽水蓄能电站对上、下库的选址要求较高，要考虑地形、经济性等多方面因素，大规模推广困难，本发明提出抽水蓄能电站“下池”设计方法，上库基于现有水电站的水库，下库基于下游天然河道，选址方便，全国可推广应用的水库上万座。本发明提出的方法可增加水电装机约1/4容量的抽水蓄能容量，按照国家能源局对外公布的全国水电装机380GW来算，全国卧式抽水蓄能理论装机95GW，按照国际水电协会(IHA)发布的《2020年水电现状报告》，全球水电站总装机容量达到1308GW，全球卧式抽水蓄能理论装机327GW，是现有全球总储能量的2倍(截至2020年2月18日，全球储能项目装机规模为191.15GW)，储能规模巨大。

[0253] 传统的风光水互补运行系统的水电与风、光电装机规模的比例为1:1，通过基于卧式抽水蓄能的风光水储多能互补系统的开发技术，可将水电与风、光电装机规模扩大到1:3，可大幅增加区域风、光电的装机容量。通过基于卧式抽水蓄能的风光水多能互补系统技术的应用，将增强水电对风、光电随机性与间歇性的调节能力，大幅减少风、光弃电。按照全国水电装机3.8亿kW来算，采用基于卧式抽水蓄能的风光水互补开发模式可增加7.6亿kW的风、光清洁能源接入容量，按照风电年平均装机利用小时数2082(2019年全国风电平均利用小时数)、光伏年平均装机利用小时数1169(2019年全国光伏平均利用小时数)，风光互补系统中风光配比按照1:1算，年清洁能源消纳规模增加1.23万亿kWh，预计可减少CO2排放量
0.99亿吨/年，约占全国现状总碳排放量的1％。

[0254] 图16是根据一示例性实施例示出的提供了一种风光水储多能互补系统参数确定装置，所述装置包括：

[0255] 风光电获取模块1601，用于根据所述风力发电站在各个时刻的风电出力情况，以及所述光伏发电站在所述各个时刻的光电出力情况，获取各个时刻的风光电总出力值；

[0256] 初始值获取模块1602，用于将所述各个时刻的风光电总出力值中的最大值确定为所述风光水储多能互补系统的初始系统总出力值；

[0257] 迭代更新模块1603，用于根据所述初始系统总出力值获取所述卧式抽水蓄能电站的水电补偿出力值，并根据所述水电补偿出力与水电保证出力之间的关系，迭代更新水电站运行参数，以获得更新后的所述水电站运行参数；所述水电保证出力用于指示所述互补系统需要的所述卧式抽水蓄能电站的水电电量出力；

[0258] 其中，所述电站控制设备通过所述水电站运行参数指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程以及泵机机组的抽水蓄能过程。

[0259] 在一种可能的实现方式中，所述水电站运行参数包括水电补偿出力值以及抽水功率值；所述水电补偿出力值用于指示所述卧式抽水蓄能电站的水电机组的出力过程；所述抽水功率值用于指示所述泵机机组的抽水蓄能过程；

[0260] 所述迭代更新模块，包括：

[0261] 泵机容量获取模块，用于获取装机利用率满足指定条件的泵机机组装机容量；

[0262] 水电参数值获取模块，用于根据所述初始系统总出力值与所述风光电总出力值之间的关系，确定所述水电补偿出力值以及所述抽水功率值；

[0263] 迭代更新单元，用于根据各个时刻的所述水电补偿出力值的均值，与所述水电保证出力的差值，更新所述初始系统总出力值，以便根据更新后的系统总出力值，确定新的所述水电补偿出力值以及新的所述抽水功率值。

[0264] 在一种可能的实现方式中，所述装置还包括：

[0265] 外送容量获取模块，用于将所述风力发电站的预定装机容量、所述光伏发电站的预定装机容量以及所述水电机组的平均发电量，按照时间信息进行加权平均处理，获得电力外送面最大容量；

[0266] 风光水出力值获取模块，用于将所述风光出力值与所述水电补偿出力值进行累加，获得风光水出力值；

[0267] 弃电量获取模块，用于将所述风光水出力值、更新后的系统总出力值以及所述电力外送面最大容量进行对比，获得所述风光水储多能互补系统的弃电量。

[0268] 在一种可能的实现方式中，所述卧式抽水蓄能电站还包括位于所述大坝下游的泵机下池；

[0269] 所述装置还包括：

[0270] 下池容量确定模块，用于根据泵机机组装机容量，以及所述泵机机组在各个时刻的抽水功率值，确定泵机下池的下池容量；

[0271] 下池参数确定模块，用于根据所述下池容量，所述泵机下池各个部件分别对应的下池参数。

[0272] 在一种可能的实现方式中，所述泵机下池包括进水闸、退水闸、拦河坝；所述进水闸用于将河道中的水引入所述泵机下池；所述退水闸用于当所述泵机下池中的水位高于阈值时，将所述泵机下池中的水退入天然河道；所述拦河坝用于将所述泵机下池与所述河道分隔；

[0273] 所述下池参数包括引水闸闸底高程、引水闸闸门宽度、引水闸闸顶高程、下池引水口高程、下池长度、下池岸距中的至少一者。

[0274] 综上所述，将风电、光电以及水电共同接入电网，以通过水电实现对风电以及光电的电力波动的调节时，可以将水电设备设计为风光水储多能互补系统中的卧式抽水蓄能电站，且该卧式抽水蓄能电站中的水电机组可以用于补足风电以及光电的波谷，该卧式抽水蓄能电站中的泵机机组用于吸收风电以及光电的波峰，从而达到在保证风光水储多能系统的出力大小的情况下，对风光水储多能系统多余的出力进行吸收，尽可能避免了风光水储互补系统的资源浪费。

[0275] 图17示出了本申请一示例性实施例示出的计算机设备1700的结构框图。该计算机设备可以实现为本申请上述方案中的服务器。所述计算机设备1700包括中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)1701、包括随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)1702和只读存储器(Read‑Only Memory，ROM)1703的系统存储器1704，以及连接系统存储器1704和中央处理单元1701的系统总线1705。所述计算机设备1700还包括用于存储操作系统1709、应用程序1710和其他程序模块1711的大容量存储设备1706。

[0276] 所述大容量存储设备1706通过连接到系统总线1705的大容量存储控制器(未示出)连接到中央处理单元1701。所述大容量存储设备1706及其相关联的计算机可读介质为计算机设备1700提供非易失性存储。也就是说，所述大容量存储设备1706可以包括诸如硬盘或者只读光盘(Compact Disc Read‑Only Memory，CD‑ROM)驱动器之类的计算机可读介质(未示出)。

[0277] 不失一般性，所述计算机可读介质可以包括计算机存储介质和通信介质。计算机存储介质包括以用于存储诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其他数据等信息的任何方法或技术实现的易失性和非易失性、可移动和不可移动介质。计算机存储介质包括RAM、ROM、可擦除可编程只读寄存器(Erasable Programmable Read Only Memory，EPROM)、电子抹除式可复写只读存储器(Electrically‑Erasable Programmable Read‑Only Memory，EEPROM)闪存或其他固态存储其技术，CD‑ROM、数字多功能光盘(Digital Versatile Disc，DVD)或其他光学存储、磁带盒、磁带、磁盘存储或其他磁性存储设备。当然，本领域技术人员可知所述计算机存储介质不局限于上述几种。上述的系统存储器1704和大容量存储设备1706可以统称为存储器。

[0278] 根据本公开的各种实施例，所述计算机设备1700还可以通过诸如因特网等网络连接到网络上的远程计算机运行。也即计算机设备1700可以通过连接在所述系统总线1705上的网络接口单元1707连接到网络1708，或者说，也可以使用网络接口单元1707来连接到其他类型的网络或远程计算机系统(未示出)。

[0279] 所述存储器还包括至少一条计算机程序，所述至少一条计算机程序存储于存储器中，中央处理器1701通过执行该至少一条计算机程序来实现上述各个实施例所示的方法中的全部或部分步骤。

[0280] 在一示例性实施例中，还提供了一种计算机可读存储介质，用于存储有至少一条计算机程序，所述至少一条计算机程序由处理器加载并执行以实现上述方法中的全部或部分步骤。例如，该计算机可读存储介质可以是只读存储器(Read‑Only Memory，ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、只读光盘(Compact Disc Read‑Only Memory，CD‑ROM)、磁带、软盘和光数据存储设备等。

[0281] 在一示例性实施例中，还提供了一种计算机程序产品或计算机程序，该计算机程序产品或计算机程序包括计算机指令，该计算机指令存储在计算机可读存储介质中。计算机设备的处理器从计算机可读存储介质读取该计算机指令，处理器执行该计算机指令，使得该计算机设备执行上述图4或图5任一实施例所示方法的全部或部分步骤。

[0282] 本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由下面的权利要求指出。

[0283] 应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。