一种水电与光电多目标优化设计与协调控制方法与流程

本发明涉及一种用于优化水电与光电输出功率的方法，属于新能源发电技术中的电源协调控制
技术领域：
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背景技术：
：为了应对大规模光伏接入给电力系统安全稳定运行带来的巨大压力和新的挑战，以及光伏发电的不确定性，光伏电站的运行需要配备相应的储能装置，但同时也增加了额外运行费用，因此将光电与经济的可控能源联合运行逐渐成为研究热点。近年来光伏电站装机容量迅速发展，与此同时光伏消纳问题也更加突出，逐渐引起了研究人员的重视。至2015年，国内光伏电站装机容量达到4158万千瓦，在大部分地区基本能够达到较高比例消纳(85％)，但在光照资源相对丰富的新疆、甘肃等地区光伏消纳能力仍然有待提高。考虑到，新疆、甘肃等地区具有较丰富的水电资源，将水电和光电联合运行，利用水力发电及光伏储能装置的功率可调节能力及输出功率的平抑作用，不仅可有效减少光电出力的波动，使联合系统平滑地输出电能以满足电网调度的需求，同时也可促进清洁及可再生能源的并网，减少弃光量，增加并网效益。目前国内水电与光电联合发电的控制方法并不完善，通常只针对单独的光伏电站调度和水电站调度的优化，导致光电利用率低，弃光量居高不下。同时，光伏电站的大量接入也将对电力系统稳定运行提出更高的要求，对于光伏电站与水电站联合系统，可通过水电站功率调节对整体系统进行优化控制。技术实现要素：发明目的：本发明所要解决的技术问题是水电-光电联合系统有功指令分配问题，提供一种能够利用水电出力调整能力进行水光互补系统有功调度指令优化分配的方法。技术内容：本发明解决其技术问题所采用的技术方案如下：一种水电与光电多目标优化设计与协调控制方法，包括如下步骤：(1)根据电网调度需要设置水电-光电联合系统的控制总时间及控制指令下发周期，采用下述步骤(2)～步骤(5)的优化调度方法分配有功指令水电机组和光伏电站；(2)根据当前预测的水文和光照信息，计算当前最大可利用水力发电输出功率Ph和光伏发电输出功率PS；(3)反馈当前水电和光电的实际输出功率至功率控制器；(4)根据水电-光电联合系统并网效益最大化和光伏消纳最大化构建多目标优化模型，优化求解水电和光电各自的输出功率，对水电和光电功率优化后将指令下发给两个子系统；其中优化目标为Z＝min(f1,f2)(1)；式中其中，f1为水光互补系统并网总效益，f2水光互补系统弃光量，Ch为水力发电并网效益系数；Cs为光伏发电并网效益系数，Pspre为光伏最大出力预测值。约束条件为：Hmin≤H(t)≤Hmax(8)H(t)＝H(t-1)+Qspd(t-1)Δt(9)式中，表示水力发电系统向电网传送的能量，表示光伏发电系统向电网传送的能量。Phpre为最大可利用水力发电输出功率，Pspre为光伏最大出力预测值，Pset为水光互补系统设置的联合外送功率值；ks表示光伏电站出力的波动系数；Hmin和Hmax表示每个周期内水库的最小和最大用水量；Qspd表示水电站水流流速；另外，水电转换关系为Ph＝A·η·Q(t)·h(10)；其中A为水电转换常数，通常取9.81；η为水电站的效率，h为水库的水头高度。(5)闭环控制两个子系统输出功率，本次控制周期结束后返回步骤(3)，直至到达总控制时间。有益效果：本发明提出了一种水电与光电多目标优化设计与协调控制方法，该方法基于超短期光伏功率预测，考虑水电站-光伏电站联合系统运行的各种限制，以提高光伏消纳能力和并网效益最大化为优化目标，采用多目标算法，优化水电和光伏电站的输出功率。与现有水电-光伏电站联合控制相比，采用本方法同时协调联合系统的并网效益及光伏消纳能力，从而有助于可再生能源的并网且相对电网友好运行。附图说明图1为本发明方法的总流程图。图2为水电站-光伏电站联合系统结构图。图3为实施例最大可利用水电及光电功率数据。具体实施方式：下面参照附图并结合实施例对本发明作进一步详细描述。但是本发明不限于所给出的例子。图2为水电站-光伏电站联合系统，包括水电站子系统、光伏电站子系统、功率控制器。本发明用于水电与光伏发电多目标优化设计与协调控制，为模拟光照的随机性和波动性，假设有如图3所示的24小时最大可利用光伏发电输出功率信息，水电和光伏电价分别为0.54元/kwh和0.9元/kwh。(1)根据电网调度需要设置水电-光伏电站联合系统的控制总时间及控制指令下发周期，采用下述步骤(2)～步骤(5)的优化调度方法分配有功指令水电机组和光伏电站；例如，水电-光伏电站联合系统的控制总时间为24小时，控制指令下发周期为15分钟，一共96个指令。(2)根据当前预测的光照信息以及水情信息，计算当前光伏最大出力预测值Pspre和水力发电输出功率Phpre；(3)反馈当前水电和光伏发电的实际输出功率至功率控制器；(4)根据水电-光伏电站联合系统并网效益最大化和光伏消纳能力最大化构建多优化模型，优化求解水电和光伏发电各自的输出功率，对水电和光伏发电功率优化后将指令下发给两个子系统；其中优化目标为Z＝min(f1,f2)(1)；式中其中，f1为水光互补系统并网总效益，f2水光互补系统弃光量，Ch为水力发电并网效益系数；Cs为光伏发电并网效益系数，Pspre为光伏最大出力预测值。约束条件为：Hmin≤H(t)≤Hmax(8)H(t)＝H(t-1)+Qspd(t-1)Δt(9)式中，表示水力发电系统向电网传送的能量，表示光伏发电系统向电网传送的能量。Phpre为最大可利用水力发电输出功率，Pspre为光伏最大出力预测值，Pset为水光互补系统设置的联合外送功率值；ks表示光伏电站出力的波动系数；Hmin和Hmax表示每个周期内水库的最小和最大用水量；Qspd表示水电站水流流速；另外，水电转换关系为Ph＝A·η·Q(t)·h(10)；其中A为水电转换常数，通常取9.81；η为水电站的效率，h为水库的水头高度。例如取H初始值为150000m3，Pset为80MW，水电站最大功率100MW，满发时水流流速为215m3/s，Hmin和Hmax为3000m3和150000m3。(5)闭环控制两个子系统输出功率，本次控制周期结束后返回步骤(3)，直至到达总控制时间。对验证本发明提出的协调控制的有效性，分别对联合系统进行单目标优化及多目标优化，其中，方案1：并网总效益单目标优化；方案2：光伏消纳能力单目标优化；方案3：水光互补系统整体的并网效益和光伏消纳能力最大化为优化目标。优化结果如表1所示：表1三个方案优化结果运行方案并网效益/元光伏消纳能力/％方案一4.03x10672.23％方案二3.23x10586.48％方案三3.86x10679.66％可见采用本发明提出的多目标优化设计可以在保证并网效益的同时，提高光伏消纳能力，从而在并网效益和光伏消纳能力之间达到相对的平衡。当前第1页1 2 3