本公开涉及一种水光互补发电系统的控制方法及装置，通过确定水光互补发电系统的待工作时间区间，其中包括具有离散时间点且时长为预设时长的预测区间。确定每个预测区间对应的河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，以确定每个预测区间对应包括切负荷量和至少一个水电站的发电量权重的调节参数切负荷量和至少一个水电站的发电量权重。在待工作时间区间通过至少一个预测区间的调节参数调节切负荷量和至少一个水电站的发电量。本公开引入预测误差对系统中水电站和负荷进行调节时，减小了系统频率的偏差、提高了输出频率的稳定性并提高了系统的安全性与经济性。系统的安全性与经济性。系统的安全性与经济性。
【技术实现步骤摘要】
一种水光互补发电系统的控制方法和装置
[0001]本公开涉及发电领域，尤其涉及一种水光互补发电系统的控制方法和装置。
技术介绍
[0002]随着清洁能源的发展，水电、光伏发电等清洁能源的发电被广泛应用在发电领域，其中水光互补发电系统能够利用不同类型能源间的优势，实现多种清洁能源的互补发电。然而其中的太阳能光伏出力与自然光照条件具有较强的相关性。由于光照条件随天气不断变化，光伏的输出功率也同样具有随机性。在水光互补发电系统离网运行状态下，光伏或负荷功率发生波动时需通过自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)调节水电机组出力，以抑制系统频率波动。传统电力系统的AGC中，功率调节指令按照固定分配因子分配至各发电机组。但传统的AGC无法考虑梯级水电站之间的时空耦合特性，故无法完全利用所有水电站的有功调节能力。枯水期时，水电调节能力不足，光伏出力大幅波动只能以负荷减载的方式抵消，因而降低了供电可靠性。
技术实现思路
[0003]有鉴于此，本公开提出了一种水光互补发电系统的控制方法和装置，旨在考虑光伏出力预测误差的不确定性和水电系统的时空耦合关系实现水光互补发电系统频率的稳定控制，增加系统的可靠性。
[0004]根据本公开的第一方面，提供了一种水光互补发电系统的控制方法，所述方法包括：
[0005]确定所述水光互补发电系统的待工作时间区间；
[0006]根据所述待工作时间区间确定至少一个时长为预设时长的预测区间，所述预测区间中包括至少一个离散时间点；
[0007]确定每个所述预测区间对应的河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列；
[0008]根据每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，确定每个所述预测区间对应的调节参数，所述调节参数中包括切负荷量和至少一个水电站的发电量权重；
[0009]在所述待工作时间区间通过所述至少一个预测区间的调节参数调节切负荷量和至少一个水电站的发电量。
[0010]在一种可能的实现方式中，所述河道状态表征对应预测区间是所述至少一个水电站在河道中的状态，包括流量和水位。
[0011]在一种可能的实现方式中，所述预测负荷序列中包括每个所述离散时间点对应的预测负荷，所述预测光伏出力序列中包括每个所述离散时间点对应的预测光伏出力，所述预测水电出力序列中包括每个所述离散时间点对应的水电出力，光伏预测误差序列中包括每个所述离散时间点预测光伏出力和实际光伏出力的光伏预测误差。
[0012]在一种可能的实现方式中，所述根据每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，确定每个所述预测区间对应的调节参数，包括：
[0013]将每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列输入预设的优化模型函数，计算得到对应的调节参数。
[0014]在一种可能的实现方式中，所述优化模型函数中包括最小化水位偏差项、最小化频率偏差项以及最小化负荷损失项的加权和。
[0015]在一种可能的实现方式中，所述最小化水位偏差项根据时序位置位于第二至最后的预测区间对应的河道状态、以及所述预设时长确定，所述最小化频率偏差项根据时序位置位于第一至倒数第二的预测区间对应的系统频率平方和确定，所述最小化负荷损失项根据时序位置位于第一至倒数第二的预测区间对应的预测负荷量总和确定。
[0016]在一种可能的实现方式中，所述河道状态通过矩阵表示，所述最小化水位偏差项为所述时序位置位于第二至最后的至少一个预测区间对应的河道状态转置后与河道状态乘积的和。
[0017]在一种可能的实现方式中，所述系统频率根据预设时长、所述水光互补发电系统的水电出力、光伏出力和预设的下垂系数确定。
[0018]在一种可能的实现方式中，所述水电出力根据所述河道状态、上下游水位差和状态空间方程确定。
[0019]在一种可能的实现方式中，所述状态空间方程根据时序上相邻前一预测区间对应的河道状态、调节参数和水电出力序列确定当前预测区间得到河道状态。
[0020]根据本公开的第二方面，提供了一种水光互补发电系统的控制装置，所述装置包括：
[0021]第一区间确定模块，用于确定所述水光互补发电系统的待工作时间区间；
[0022]第二区间确定模块，用于根据所述待工作时间区间确定至少一个时长为预设时长的预测区间，所述预测区间中包括至少一个离散时间点；
[0023]离散参数获取模块，用于确定每个所述预测区间对应的河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列；
[0024]调节参数确定模块，用于根据每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，确定每个所述预测区间对应的调节参数，所述调节参数中包括切负荷量和至少一个水电站的发电量权重；
[0025]系统调节模块，用于在所述待工作时间区间通过所述至少一个预测区间的调节参数调节切负荷量和至少一个水电站的发电量。
[0026]在一种可能的实现方式中，所述河道状态表征对应预测区间是所述至少一个水电站在河道中的状态，包括流量和水位。
[0027]在一种可能的实现方式中，所述预测负荷序列中包括每个所述离散时间点对应的预测负荷，所述预测光伏出力序列中包括每个所述离散时间点对应的预测光伏出力，所述预测水电出力序列中包括每个所述离散时间点对应的水电出力，光伏预测误差序列中包括每个所述离散时间点预测光伏出力和实际光伏出力的光伏预测误差。
[0028]在一种可能的实现方式中，所述调节参数确定模块，包括：
[0029]调节参数计算子模块，用于将每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列输入预设的优化模型函数，计算得到对应的调节参数。
[0030]在一种可能的实现方式中，所述优化模型函数中包括最小化水位偏差项、最小化频率偏差项以及最小化负荷损失项的加权和。
[0031]在一种可能的实现方式中，所述最小化水位偏差项根据时序位置位于第二至最后的预测区间对应的河道状态、以及所述预设时长确定，所述最小化频率偏差项根据时序位置位于第一至倒数第二的预测区间对应的系统频率平方和确定，所述最小化负荷损失项根据时序位置位于第一至倒数第二的预测区间对应的预测负荷量总和确定。
[0032]在一种可能的实现方式中，所述河道状态通过矩阵表示，所述最小化水位偏差项为所述时序位置位于第二至最后的至少一个预测区间对应的河道状态转置后与河道状态乘积的和。
[0033]在一种可能的实现方式中，所述系统频率根据预设时长、所述水光互补发电系统的水电出力、光伏出力和预设的下垂系数确定。
[0034]在一种可能的实现方式中，所述水电出力根据所述河道状态、上下游水位差和状态空间方程确定。...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种水光互补发电系统的控制方法，其特征在于，所述方法包括：确定所述水光互补发电系统的待工作时间区间；根据所述待工作时间区间确定至少一个时长为预设时长的预测区间，所述预测区间中包括至少一个离散时间点；确定每个所述预测区间对应的河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列；根据每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，确定每个所述预测区间对应的调节参数，所述调节参数中包括切负荷量和至少一个水电站的发电量权重；在所述待工作时间区间通过所述至少一个预测区间的调节参数调节切负荷量和至少一个水电站的发电量。2.根据按权利要求1所述的方法，其特征在于，所述河道状态表征对应预测区间是所述至少一个水电站在河道中的状态，包括流量和水位。3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述预测负荷序列中包括每个所述离散时间点对应的预测负荷，所述预测光伏出力序列中包括每个所述离散时间点对应的预测光伏出力，所述预测水电出力序列中包括每个所述离散时间点对应的水电出力，光伏预测误差序列中包括每个所述离散时间点预测光伏出力和实际光伏出力的光伏预测误差。4.根据权利要求1
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3中任意一项所述的方法，其特征在于，所述根据每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列，确定每个所述预测区间对应的调节参数，包括：将每个所述河道状态、预测负荷序列、预测光伏出力序列、预测水电出力序列和光伏预测误差序列输入预设的优化模型函数，计算得到对应的调节参数。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述优化模型函数中包括最小化水位偏差项、最小化频率偏差项以及最小化负荷损失项的加权和。6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述最小化水位偏差项根据时序位置位于第二至最后的预测区间对应的河道状态、以及所述预设时长确定，所述最小化频率偏差项根据时序位置位于第一至倒数第二的预测区间对应的系统频率平...
【专利技术属性】
技术研发人员：林今，余志鹏，邱一苇，陈刚，
申请(专利权)人：国网四川省电力公司电力科学研究院，
类型：发明
国别省市：
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