CN115473282B - 一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法，包括多个水电站、光伏电站、变电站、梯级水光互补发电系统和电力调度机构，多个水电站呈阶梯式分布设置，每个水电站和光伏电站的输出端均接入变电站，每个水电站和光伏电站的监测控制端均与梯级水光互补发电系统的监测控制端连接，梯级水光互补发电系统的控制信号输入端与电力调度机构连接。解决了现有梯级水电与光伏联合运行及协调控制中所存在的水光出力调节效率低、调节精度差、联合送出功率波动大等诸多问题，提升梯级水光功率送出的稳定性、平滑性，提高梯级水光联合送出的电能质量，减少光伏等新能源大规模接入对电网的冲击，同时降低新能源企业运维成本，减小电站生产运维压力。

Description

一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法

技术领域

本发明涉及发电系统技术领域，尤其涉及一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法。

背景技术

随着新型电力系统的建设发展，光伏等新能源在电网中的渗透率也将不断提高，由于光伏受季节、昼夜、温度、云层厚度等随机性因素的影响，其发电出力在一天中变化较大。光伏发电所呈现出得波动性、间歇性和随机性，使得大量光伏电站并网运行不仅影响电力系统的调峰，同时也会造成系统频率、电压的波动，将严重威胁电力系统的安全稳定运行，调度机构也采取限电限负荷等方法减少光伏发电不稳定的影响，这也在一定程度上降低了光伏发电企业的效益，限制了光伏企业的发展。目前，对于水光互补技术的研究，大多集中在光伏与单个大容量水电站的长时间尺度互补发电调度、风光储等的互补运行等方面，对于光伏与梯级水电的实时协调控制运行方法方面相对较少，利用梯级水电与光伏进行互补联合发电，对于减少新能源弃电，降低高渗透率下新能源接入对电网的冲击，具有重要的工程实用价值。

专利《光伏电站与水电站联合运行系统及运行方法》(申请号：201510007143.X)，发明公开了提供一种光伏电站与水电站联合运行系统，采用下述方法建立：首先测量并分析光伏发电的出力特性；其次结合光伏发电的出力特性与水电站的发电特性，根据水量平衡理论分析建立联合运行系统对水电站下游电站的影响；再次分析该系统对电网的影响；再次计算接入水电站的光伏电站的规模，分析联合运行系统中水电站的水轮发电机组运行情况；最后组成联合运行系统。该方法中：(1)所述联合运行系统中，光伏电站接入到水电站，同时监控系统模块同时监控光伏电站和水电站【第14行，与现有的独立运行的光伏电站相比】；本方法所述光伏电站、梯级各水电站分别有独立的计算机监控系统，同时本方法的控制对象是梯级水电站，而非该方法的单个水电站。(2)该方法中光伏接入水电站，未阐述光伏与水电是否同一并网点【第26行，光伏电站与水电站之间不要求距离接近，只要二者能够接入同一电网即可】；本方法所述光伏与水电接入附近220kV变电站，通过同一并网点接入电网。(3)该方法所述AGC控制方法为简单的用调度下达的发电计划实时总有功减去光伏电站的实时有功，得到剩余有功由AGC控制模块分配到所述水电站执行，未考虑相关机组工况、安全约束等条件。

专利《适用于新能源消纳的梯级水电联合调频调峰方法及系统》(申请号：201910509747.2)，发明公开了一种适用于新能源消纳的梯级水电联合调频调峰方法，包括将电网频率偏差转化为ACE，得到所需的总调节量；根据梯级水电厂各机组的调节裕度，对总调节量进行分配；将各机组分配的调节量下发给各机组。该方法对于梯级水电站总负荷的设定通过频率偏差转化得出，常规梯级水电的总负荷为调度下发的总设定值或计划曲线；此外，该方法中所述站间负荷分配，未考虑整个梯级电站的流量平衡，只采用最少的电站来承担负荷分配。

论文《梯级水光蓄互补发电系统实时协调控制策略》(电网技术，2021年3月，第45卷第3期)，针对互补发电系统的实时控制问题，首先提出了基于经验模态分解法的全功率变速恒频抽蓄机组平抑P V功率波动控制策略，根据经EM D法提取的P V功率波动的高低频分量，自适应确定平抑目标，快速为FSCVSCFPSU确定所需的补偿功率。其次，提出了基于CSHP与FSC-VSCFPSU协调控制的互补发电系统跟踪调度计划策略，在平抑P V功率波动控制策略处理的基础上，根据调度计划协调分配CSHP及FSC-VSCFPSU的输出功率，以最小化系统出力与调度计划的偏差，确保系统平稳跟踪调度计划运行。此外，还给出了基于变速运行模式的FSCVSCFPSU虚拟同步机控制策略，通过模拟同步机特性来控制机组的全功率变流器运行，实现FSC-VSCFPSU的快速功率响应。该论文中平抑光伏功率波动的策略基于历史光伏功率数据，未考虑与实际运行环境的差别；此外，文中的协调控制策略以光伏全消纳为目标，未考虑光伏受限的情况。

专利《一种梯级水电站定负荷优化运行方法及系统》(申请号：202110607549.7)，发明公开了一种梯级水电站定负荷运行的调整方法，充分考虑梯级水电站的水力关系，在考虑水电站厂内优化运行的基础上，提供梯级水电站的负荷运行方式，对于运行稳定后出现的负荷偏差，提供负荷调整方式，从而实现给定负荷下的梯级水电站机组开机与调整运行方式行，求出各流量对应的水库电站以及下游径流式电站对应的最优负荷，并累加水库电站及下游径流式电站的最优负荷，求出当前库水位下，各流量对应的梯级水电站最优负荷，从而形成梯级水电站在当前水位下的流量—最优负荷库。该方法中对水库电站和下游径流式水电站的机组负荷分配，按照毛水头的比例进行负荷差值分配，未考虑梯级电站的流量平衡因素。

专利《一种梯级水电站自动发电控制方法》(申请号：201310438530.X)，公开了一种梯级水电站自动发电控制方法，在调度限制梯级出力时，梯级各电站按照给定梯级出力运行方式进行控制，首先计算第i级电站最大出力Nmaxk，再确定电站间的负荷分配，依次比较调度给定出力N与从上游到下游的各级电站最大出力和Nmaxk的值，当N≤Nmaxk时，则停止判断，确定负荷分配电站为第1～k级电站；最后根据流量平衡原则计算各电站的分配出力。该方法通过最少的水电站运行满足调度出力要求，并优先选择靠近上游的电站进行负荷分配，该方法未考虑整个梯级流域所有电站的水位、流量的平衡；此外，该方法中对于某级电站发电机组事故后调整该电站内的其他机组出力，也未考虑该电站可能出现的单机事故导致其他机组不可调节的问题。

目前我国在水风光多能互补方面已经开展了多个应用示范工程，对于水风光互补的机理、优化调度策略进行了试验验证，但在水风光实时协调控制方面尚难以满足规模化的水风互补光联合发电系统的需求，发电企业也经常受到出力受限、指标考核等相关经济效益的困扰。

因此，有必要提供一种实时协调控制方法，用于指导梯级水电与光伏互补联合发电系统的功率协调控制，从而使梯级水电与光伏联合发电系统能够实现实时功率优化控制，减少弃光电量，以实现对光电资源的充分利用，有效提高新能源企业的发电效益。

发明内容

本发明的目的是要提供一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法。

为达到上述目的，本发明是按照以下技术方案实施的：

本发明梯级水电与光伏互补发电系统包括多个水电站、光伏电站、变电站、梯级水光互补发电系统和电力调度机构，多个所述水电站呈阶梯式分布设置，每个所述水电站和所述光伏电站的输出端均接入所述变电站，每个所述水电站和所述光伏电站的监测控制端均与所述梯级水光互补发电系统的监测控制端连接，所述梯级水光互补发电系统的控制信号输入端与所述电力调度机构连接；

每个所述水电站和所述光伏电站均设置有监控系统，所述梯级水光互补发电系统与所述监控系统的监测控制端连接，所述监控系统的控制信号输出端与所述水电站和所述光伏电站的AGC/AVC系统连接，所述水电站的AGC/AVC系统与所述水电站的调速、励磁控制端连接，所述光伏电站的AGC/AVC系统与光伏电站的逆变器连接；

所述梯级水光互补发电系统包括数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元，所述数据采集单元与多个所述水电站和所述光伏电站的监控系统连接，所述数据存储单元存储所述水电站、所述光伏电站和所述梯级水光互补发电系统的运算数据，所述协调控制单元实现对水电站和光伏电站的实时功率控制，协调梯级水电站与光伏电站的出力分配，所述优化调度单元实现对梯级水电和光伏的长期、中期和短期的优化调度，制定梯级水电和光伏电站的日前、日内发电计划；

本发明所述梯级水电与光伏互补发电系统的控制方法：协调控制单元根据二次调频指令，在梯级水光出力增加时，优先增加光伏出力，再增加梯级水电出力；在梯级水光出力减少时，优先降低梯级水电出力，再降低光伏出力；

本发明的有益效果是：

本发明是一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法，与现有技术相比，本发明解决了现有梯级水电与光伏联合运行及协调控制中所存在的水光出力调节效率低、调节精度差、联合送出功率波动大等诸多问题，提升梯级水光功率送出的稳定性、平滑性，提高梯级水光联合送出的电能质量，减少光伏等新能源大规模接入对电网的冲击，同时降低新能源企业运维成本，减小电站生产运维压力，具有推广应用的价值。

附图说明

图1为梯级各水电站与光伏电站的布置接入图。

图2为梯级水光互补发电系统结构示意图。

图3为梯级水光互补控制流程示意图。

图4为梯级水电与光伏电站的动态试验结果图。

具体实施方式

下面结合附图以及具体实施例对本发明作进一步描述，在此发明的示意性实施例以及说明用来解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

本发明以梯级电站和光伏电站为例：梯级电站包含三座水电站，其中首级水电站具备一定调节库容，二级水电站和三级水电站为径流式电站，光伏为集中式光伏电站；三座水电站和光伏电站均架设不同等级输电线路接入与附近的220kV变电站，从同一并网点接入当地电网。梯级水电与光伏通过同一并网点接入可以实现实时(秒级)的电力互补，光伏的出力波动将立即对联络线频率、电压等产生影响，引起联络线频率、电压的波动，作为互补电源的梯级水电可以通过实时出力控制，实现对联络线送出功率波动率、调节精度的精细控制，使得光伏出力更加平滑友好；对于非同一并网点的水光互补，只能通过长时间尺度(15分钟甚至1小时)的优化调度来进行电量的互补，不能实现实时波动率、调节精度的精细控制。

梯级各水电站与光伏电站的布置接入如图1所示。

互补发电系统分别与梯级各水电站计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统通过通信方式，采集实时生产数据，经过协调控制单元计算后，下发功率调节指令给各水电站和光伏电站的AGC/AVC系统，实现对各水电站和光伏电站出力的控制调节。互补发电系统结构如图2所示。

梯级水光互补发电系统由数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元组成。

数据采集单元利用光纤与梯级各水电站及光伏电站建立通信通道，通过部署后的加密装置，实现与梯级各水电站计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统的远程通信，采集实时生产数据，如机组有功功率、无功功率等，并将功率调节控制指令下发给水电站或光伏电站的AGC/AVC，完成对各水电机组调速励磁装置或光伏发电单元逆变器的功率调节。数据存储单元用于存储梯级各水电站、光伏电站的生产数据、互补发电系统的运算数据，便于用户进行查询、统计和分析。协调控制单元实现对梯级水电和光伏的实时功率控制，协调梯级水电站与光伏电站的出力分配。优化调度单元实现对梯级水电和光伏的长期、中期和短期的优化调度，制定梯级水电和光伏电站的日前、日内发电计划。

本发明梯级水光互补发电运行方式：

梯级水光互补发电系统执行来自电力调度机构的梯级水光总出力设定指令、梯级水光发电计划曲线，或者执行运行值班员的出力设定指令，实现对梯级水光互补发电系统出力的实时调节和控制，以满足电网调度机构的需求。梯级水光互补发电系统具备集控、调度两种控制方式和定值、曲线两种设定方式。

控制方式：控制方式是指梯级水光互补发电系统处于集控控制还是调度远方控制。处于集控控制时，由互补发电系统执行集控中心值班人员的梯级水光总有功设定值或日内发电计划曲线；处于调度控制时，系统执行调度远动通信自动下发的梯级水光总有功设定值或日内发电计划曲线。

设定方式：设定方式是指梯级水光互补发电系统的二次调频指令，即梯级水光总有功设定源取单点总有功设定值还是发电计划曲线。处于定值设定方式时，总有功设定源取自集控手动设定(集控控制)或调度远方自动设定值(调度控制)；曲线设定方式是指总有功设定源取自日内发电计划曲线的每5分钟的曲线值。

梯级水光互补发电协调控制方法：

梯级水光互补发电系统数学模型为：

Pset＝PVset+CASset

式中：Pset为梯级水电和光伏当前时刻总出力设定值；

PVset为光伏出力设定值；

CASset为梯级水电的总出力设定值。

本发明的实施过程如图3所示

梯级水光互补发电系统的协调控制单元的负荷分配采用光伏优先策略，即系统根据二次调频指令，在梯级水光出力增加时，优先增加光伏出力，再增加梯级水电出力；在梯级水光出力减少时，优先降低梯级水电出力，再降低光伏出力。

(1)梯级水光总出力增加，即Pset-P'set>Pdb时，

如果AGCL_pv<(Pset-CASset)<AGCH_pv，则由光伏先承担二次调频指令，即

PVset＝Pset-CASset

否则，由梯级水电和光伏共同承担二次调频指令，即

式中：AGCH_pv为光伏AGC的功率调节上限；

AGCL_pv为光伏AGC的功率调节下限；

Pdb为梯级水电与光伏总出力设值死区，Pdb>0.0；

P'set为梯级水电和光伏的上一时刻总出力设定值。

其中：

ΔAGCPv_i＝PvH_i-PvL_i

式中：PvH_i为光伏第i个发电阵列AGC可调上限；

PvL_i为光伏第i个发电阵列AGC可调下限；

ΔAGCPv_i为光伏第i个发电阵列的AGC可调容量；

m为光伏发电站的发电阵列或逆变器的总数目。

(2)梯级水光总出力减少，即P'set-Pset>Pdb时，

如果AGCL_h yd<(Pset-PVset)<AGGH_h yd，则由梯级水电先承担二次调频指令，即

CASset＝Pset-PVset

否则，由梯级水电和光伏共同承担二次调频指令，即

式中：AGCH_h yd为梯级水电AGC的功率调节上限；

AGCL_h yd为梯级水电AGC的功率调节下限；

其中，

ΔAGCHyd_i＝HydH_i-HydL_i

式中：HydL_i为梯级第i级水电站的AGC可调上限，即发电可调机组当前水头下的最大出力之和；

HydL_i为梯级第i级水电站的AGC可调下限，即发电可调机组当前水头下的最小出力之和；

ΔAGCHyd_i为梯级第i级水电站的AGC可调容量；

n为梯级流域水电站的总数目。

(3)梯级水光互补发电系统的二次调频过程在满足abs(Pset-P)≤Pdb时，认为完成本次负荷调节过程，等待下个新的二次调频指令，P为梯级水电与光伏的实时总实发出力。

(4)梯级水光互补发电系统约束条件

电力平衡：

水力平衡：

水位约束：

L_iMin≤L_i≤L_iMax

式中：

L_iMax为梯级第i级电站的正常高水位，即设计最高水位；

L_i为梯级第i级电站当前时刻实时水位；

L_iMin梯级第i级电站的死水位，即设计最低水位；

Q_i、Q_j为梯级第i级、第j级电站当前时刻的发电流量。

水电站振动区约束：

Z_i,jHigh≤PsetHyd_i≤Z_i,j+1Low 1≤i≤n,0≤j≤w

式中：

Z_i,jHigh为当前时刻第i级水电站振动区j的出力上限；

PsetHyd_i为当前时刻第i级水电站的设定出力；

Z_i,j+1Low为当前时刻第i级水电站振动区j+1的出力下限；

[Z_i,jLow，Z_i,jHigh]为当前时刻第i级水电站振动区j的出力上限、下限；

w为电站的振动区个数。

水电站振动区是各电站当前时刻水电机组的不可调出力区间组合，与电站的机组台数、实时水头及水轮机运转特性曲线有关。

梯级水电负荷分配原则：

梯级水光互补发电系统在梯级各水电站之间的负荷分配采用基于流量阈值的梯级水电站AGC可调容量成比例原则。

(1)计算梯级水电的流量阈值Q_{th resh old}。

梯级水电流量阈值的计算，根据梯级各水电站机组调速器功率死区计算出当前水头下的机组流量死区，从而计算出各级水电站当前水头下的流量阈值，取梯级各电站流量阈值的最小值作为梯级水电的实时流量阈值。

①计算当前水头下发电机组的流量死区QDb_ij。

式中：PDb_ij为梯级第i级水电站第j台机组的功率调节死区，为机组调速器整定值；

η_ij为梯级第i级水电站第j台机组当前水头下的发电效率，取自水轮机特性曲线；

H_i为梯级第i级水电站当前发电水头。

②计算梯级各电站的流量阈值Qth_i

式中：m为梯级第i级水电站处于发电状态的机组台数；

3计算梯级水电的流量阈值Q_{th resh old}。

Q_{th resh old}＝min{Qth_i}1≤i≤n

(2)计算梯级水电出力设定的变化值ΔP。

ΔP＝CASset-CAS′set

式中：ΔP为梯级水电出力设定前后时刻的变化值；

CAS'set为上一时刻梯级水电出力设定值。

(3)按梯级各水电站AGC可调容量成比例，对ΔP进行分配计算，同时满足电力平衡和水力平衡条件。

(4)计算当前梯级各水电站出力设定值下的各电站流量，

式中：QHyd_i为梯级第i级水电站当前出力设定值下的流量；

η_i为梯级第i级水电站当前的发电效率，可从水轮机运转特性曲线中获得；

H_i为梯级第i级水电站当前的发电水头。

(1)对当前梯级各水电站出力设定值下的流量进行校核，即判断梯级任意两个电站的流量差ΔQ_ij是否满足小于流量阈值Q_{th resh old}，

式中：ΔQ_ij为梯级任意两级水电站i和水电站j的流量差；

Q_{th resh old}为梯级流量平衡的阈值，梯级各水电站流量差均小于此阈值，认为各电站流量保持平衡，否则认为梯级各水电站存在流量不平衡；

若存在流量不平衡，则计算所有的不平衡流量ΔQ：

(6)若存在流量差ΔQ_ij大于流量阈值Q_{th resh old}，则按不平衡流量重新对梯级各水电站出力设定值进行分配，并继续(4)进行流量校核，直至梯级各电站流量差ΔQ_ij均小于流量阈值Q_{th resh old}。

式中：ΔP'为梯级水电不平衡流量所产生的负荷差；

光伏电站负荷分配原则：

梯级水光互补发电系统在光伏电站的负荷分配，采用基于设定变化量的光伏发电阵列AGC可调容量成比例原则。

(1)计算光伏出力设定的变化量ΔPv。

ΔPv＝PVset-PV′set

式中：ΔPv为光伏出力设定前后时刻的变化量，为实数；

PV'set为上一时刻光伏出力设定值。

(2)按光伏发电阵列容量比例，对ΔPv进行分配计算。

式中：P'setPv_j为上一时刻第j个光伏发电阵列的AGC出力设定值；

m为光伏发电阵列的总数目。

梯级水光互补发电系统平滑控制策略：

梯级水光互补发电系统的平滑控制采用基于流量阈值的最大平抑功率控制策略，即对于光伏的实时出力波动，若光伏波动偏差值不超过梯级水电的最大平抑功率，即不影响各水电站间的流量平衡，则根据光伏波动偏差值方向，通过降低发电流量大于平均值的水电站出力来平抑光伏正方向波动，通过增加发电流量小于平均值的水电站出力来平抑光伏负方向波动；若梯级水电的平抑功率超过流量阈值，则先根据梯级各水电站AGC可调容量成比例原则对光伏波动出力进行分配计算，同时以流量平衡来调整所有梯级水电站的出力，从而维持梯级各水电站的流量平衡。

梯级水光互补发电系统平滑控制与二次调频指令的协调关系以二次调频指令为主：只要有新的二次调频指令下发，立即执行二次调频控制过程；在完成二次调频指令且没有新的二次调频指令下发时，则一直处于平滑控制过程。

(1)计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV。

ΔPV＝Ppv-PVset

式中：ΔPV为当前时刻光伏实时出力与光伏出力设定的偏差值；

Ppv为当前时刻光伏实时出力。

(2)计算梯级水电流量阈值所允许的最大平抑功率P_{th resh old}。

(3)如果|ΔPV|≤P_{th resh old}，则根据光伏出力偏差的方向，按各电站当前流量差成比例计算梯级各水电站的出力设定值。

式中：Qavr为当前时刻梯级各水电站发电流量的平均值；

Qpos为当前时刻梯级各水电站发电流量大于平均值的流量差累加值；

Qneg为当前时刻梯级各水电站发电流量小于平均值的流量差累加值；

①如果ΔPV>0，表示光伏出力增加，将通过降低发电流量大于平均值的水电站出力来平抑光伏波动。

②如果ΔPV<0，表示光伏出力降低，将通过增加发电流量小于平均值的水电站出力来平抑光伏波动。

(4)如果|ΔPV|>P_{th resh old}，则对所有梯级各水电站，通过流量平衡来平抑光伏波动功率，按梯级各水电站AGC可调容量成比例，对ΔPV进行分配计算，同时满足电力平衡和水力平衡条件。

(5)计算当前梯级各水电站出力设定值下的各电站流量，

(6)对当前梯级各水电站出力设定值下的流量进行校核，即判断梯级任意两个电站的流量差ΔQ_ij是否满足小于流量阈值Q_{th resh old}。

式中：ΔQ_ij为梯级任意两级水电站i和水电站j的流量差；

Q_{th resh old}为梯级流量平衡的阈值，梯级各水电站流量差均小于此阈值，认为各电站流量保持平衡，否则认为梯级各水电站存在流量不平衡；

若存在流量不平衡，则计算所有的不平衡流量ΔQ：

(7)若流量差ΔQ_ij大于流量阈值Q_{th resh old}，则按不平衡流量重新对梯级各水电站出力设定值进行分配，并继续(5)进行流量校核，直至梯级各电站流量差ΔQ_ij均小于流量阈值Q_{th resh old}。

式中：ΔP'为梯级水电不平衡流量所产生的负荷差；

使用本方法，进行梯级水电与光伏电站的动态试验，图4为试验结果图。由图4可见，本方法能很好的实现对光伏出力的波动平抑，实现梯级水电与光伏出力的协调控制。

本发明的技术方案不限于上述具体实施例的限制，凡是根据本发明的技术方案做出的技术变形，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：包括多个水电站、光伏电站、变电站、梯级水光互补发电系统和电力调度机构，多个所述水电站呈阶梯式分布设置，每个所述水电站和所述光伏电站的输出端均接入所述变电站，每个所述水电站和所述光伏电站的监测控制端均与所述梯级水光互补发电系统的监测控制端连接，所述梯级水光互补发电系统的控制信号输入端与所述电力调度机构连接；

每个所述水电站和所述光伏电站均设置有监控系统，所述梯级水光互补发电系统与所述监控系统的监测控制端连接，所述监控系统的控制信号输出端与所述水电站和所述光伏电站的AGC/AVC系统连接，所述水电站的AGC/AVC系统与所述水电站的调速、励磁控制端连接，所述光伏电站的AGC/AVC系统与光伏电站的逆变器连接；

所述梯级水光互补发电系统包括数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元，所述数据采集单元与多个所述水电站和所述光伏电站的监控系统连接，所述数据存储单元存储所述水电站、所述光伏电站和所述梯级水光互补发电系统的运算数据，所述协调控制单元实现对水电站和光伏电站的实时功率控制，协调梯级水电站与光伏电站的出力分配，所述优化调度单元实现对梯级水电和光伏的长期、中期和短期的优化调度，制定梯级水电和光伏电站的日前、日内发电计划；

所述梯级水电与光伏互补发电系统的控制方法：建立数学模型：Pset＝PVset+CASset

式中：Pset为梯级水电和光伏当前时刻总出力设定值；

PVset为光伏出力设定值；

CASset为梯级水电的总出力设定值；

所述梯级水光互补发电系统的协调控制单元根据二次调频指令，在梯级水光出力增加时，优先增加光伏出力，再增加梯级水电出力；在梯级水光出力减少时，优先降低梯级水电出力，再降低光伏出力；

所述梯级水光出力增加即Pset-P′set>Pdb时，

若AGCL_pv＜(Pset-CASset)＜AGCH_pv，则由光伏先承担二次调频指令，即：

PVset＝Pset-CASset

否则，由梯级水电和光伏共同承担二次调频指令，即

式中：AGCH_pv为光伏AGC的功率调节上限；

AGCL_pv为光伏AGC的功率调节下限；

Pdb为梯级水电与光伏总出力设值死区，Pdb>0.0；

P′set为梯级水电和光伏的上一时刻总出力设定值；其中，

ΔAGCPv_i＝PvH_i-PvL_i

式中：PvH_i为光伏第i个发电阵列AGC可调上限；

PvL_i为光伏第i个发电阵列AGC可调下限；

ΔAGCPv_i为光伏第i个发电阵列的AGC可调容量；

m为光伏发电站的发电阵列或逆变器的总数目；

所述梯级水光出力减少即P′set-Pset>Pdb时，

若AGCL_hyd＜(Pset-PVset)＜AGCH_hyd，则由梯级水电先承担二次调频指令，即

CASset＝Pset-PVset

否则，由梯级水电和光伏共同承担二次调频指令，即

式中：AGCH_hyd为梯级水电AGC的功率调节上限；

AGCL_hyd为梯级水电AGC的功率调节下限；

其中，

ΔAGCHyd_i＝HydH_i-HydL_i

式中：HydH_i为梯级第i级水电站的AGC可调上限，即发电可调机组当前水头下的最大出力之和；

HydL_i为梯级第i级水电站的AGC可调下限，即发电可调机组当前水头下的最小出力之和；

ΔAGCHyd_i为梯级第i级水电站的AGC可调容量；

n为梯级流域水电站的总数目；

所述二次调频指令在满足abs(Pset-P)≤Pdb时，认为完成本次负荷调节过程，等待下个新的二次调频指令，P为梯级水电与光伏的实时总实发出力。

2.根据权利要求1所述梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：所述梯级水电与光伏互补发电系统的约束条件：

电力平衡：

PsetHyd_i为当前时刻第i级水电站的设定出力；

PsetPv_j为上一时刻第j个光伏发电阵列的AGC出力设定值；

水力平衡：

η_i为梯级第i级水电站当前的发电效率

H_i为梯级第i级水电站当前的发电水头

水位约束：

L_iMin≤L_i≤L_iMax

式中：

L_iMax为梯级第i级电站的正常高水位，即设计最高水位；

L_i为梯级第i级电站当前时刻实时水位；

L_iMin梯级第i级电站的死水位，即设计最低水位；

Q_i、Q_j为梯级第i级、第j级电站当前时刻的发电流量。

3.根据权利要求2所述梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：水电站振动区约束：

Z_i，jHigh≤PsetHyd_i≤Z_i，j+1Low 1≤i≤n，0≤j≤w

式中：Z_i，jHigh为当前时刻第i级水电站振动区j的出力上限；

PsetHyd_i为当前时刻第i级水电站的设定出力；

Z_i，j+1Low为当前时刻第i级水电站振动区j+1的出力下限；

[Z_i，jLow，Z_i，jHigh]为当前时刻第i级水电站振动区j的出力上限、下限；

w为电站的振动区个数。

4.根据权利要求2所述梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：所述协调控制单元的梯级水电负荷分配方法包括以下步骤：

(1)计算梯级水电的流量阈值Q_threshold

梯级水电流量阈值的计算：根据梯级各水电站机组调速器功率死区计算出当前水头下的机组流量死区，从而计算出各级水电站当前水头下的流量阈值，取梯级各电站流量阈值的最小值作为梯级水电的实时流量阈值；

①计算当前水头下发电机组的流量死区QDb_ij

式中：PDb_ii为梯级第i级水电站第j台机组的功率调节死区，为机组调速器整定值；

η_ij为梯级第i级水电站第j台机组当前水头下的发电效率，取自水轮机特性曲线；

H_i为梯级第i级水电站当前发电水头；

②计算梯级各电站的流量阈值Qth_i

式中：m为梯级第i级水电站处于发电状态的机组台数；

③计算梯级水电的流量阈值Q_threshold

Q_threshold＝min{Qth_i}1≤i≤n

(2)计算梯级水电出力设定的变化值ΔP

ΔP＝CASset-CAS′set

式中：ΔP为梯级水电出力设定前后时刻的变化值；

CAS′set为上一时刻梯级水电出力设定值；

(3)按梯级各水电站AGC可调容量成比例，对ΔP进行分配计算，同时满足电力平衡和水力平衡条件；

(4)计算当前梯级各水电站出力设定值下的各电站流量，

式中：QHyd_i为梯级第i级水电站当前出力设定值下的流量；

η_i为梯级第i级水电站当前的发电效率，可从水轮机运转特性曲线中获得；

H_i为梯级第i级水电站当前的发电水头；

(5)对当前梯级各水电站出力设定值下的流量进行校核，即判断梯级任意两个电站的流量差ΔQ_ij是否满足小于流量阈值Q_threshold，

式中：ΔQ_ij为梯级任意两级水电站i和水电站j的流量差；

Q_threshold为梯级流量平衡的阈值，梯级各水电站流量差均小于此阈值，认为各电站流量保持平衡，否则认为梯级各水电站存在流量不平衡；

若存在流量不平衡，则计算所有的不平衡流量ΔQ：

(6)若存在流量差ΔQ_ij大于流量阈值Q_threshold，则按不平衡流量重新对梯级各水电站出力设定值进行分配，并继续(4)进行流量校核，直至梯级各电站流量差ΔQ_ij均小于流量阈值Q_threshold

式中：ΔP′为梯级水电不平衡流量所产生的负荷差。

5.根据权利要求2所述梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：所述协调控制单元的光伏电站负荷分配方法包括以下步骤：

(1)计算光伏出力设定的变化量ΔPv

ΔPv＝PVset-PV′set

式中：ΔPv为光伏出力设定前后时刻的变化量，为实数；

PV′set为上一时刻光伏出力设定值

(2)按光伏发电阵列容量比例，对ΔPv进行分配计算

式中：P′setPv_j为上一时刻第j个光伏发电阵列的AGC出力设定值；

m为光伏发电阵列的总数目。

6.根据权利要求2所述梯级水电与光伏互补发电系统，其特征在于：所述协调控制单元的平滑控制方法包括以下步骤：

(1)计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV

ΔPV＝Ppv-PVset

式中：ΔPV为当前时刻光伏实时出力与光伏出力设定的偏差值；

Ppv为当前时刻光伏实时出力

(2)计算梯级水电流量阈值所允许的最大平抑功率P_threshold

(3)如果|ΔPV|≤P_threshold，则根据光伏出力偏差的方向，按各电站当前流量差成比例计算梯级各水电站的出力设定值

式中：Qavr为当前时刻梯级各水电站发电流量的平均值；

Qpos为当前时刻梯级各水电站发电流量大于平均值的流量差累加值；

Qneg为当前时刻梯级各水电站发电流量小于平均值的流量差累加值；

①如果ΔPV>0，表示光伏出力增加，将通过降低发电流量大于平均值的水电站出力来平抑光伏波动

②如果ΔPV＜0，表示光伏出力降低，将通过增加发电流量小于平均值的水电站出力来平抑光伏波动

(4)如果|ΔPV|>P_threshold，则对所有梯级各水电站，通过流量平衡来平抑光伏波动功率，按梯级各水电站AGC可调容量成比例，对ΔPV进行分配计算，同时满足电力平衡和水力平衡条件

(5)计算当前梯级各水电站出力设定值下的各电站流量

(6)对当前梯级各水电站出力设定值下的流量进行校核，即判断梯级任意两个电站的流量差ΔQ_ij是否满足小于流量阈值Q_threshold

式中：ΔQ_ij为梯级任意两级水电站i和水电站j的流量差；

Q_threshold为梯级流量平衡的阈值，梯级各水电站流量差均小于此阈值，认为各电站流量保持平衡，否则认为梯级各水电站存在流量不平衡；

若存在流量不平衡，则计算所有的不平衡流量ΔQ：

(7)若流量差ΔQ_ij大于流量阈值Q_threshold，则按不平衡流量重新对梯级各水电站出力设定值进行分配，并继续(5)进行流量校核，直至梯级各电站流量差ΔQ_ij均小于流量阈值Q_threshold

式中：ΔP′为梯级水电不平衡流量所产生的负荷差。

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