本发明涉及新能源技术，特别是涉及一种考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法及系统。
背景技术：
1、随着水、风、光等可再生资源发电与高压直流输电技术的发展，通过协调多种清洁能源实施互补开发利用与打捆并网外送，能够有效兼顾电力系统的低碳性与可靠性。但由于光伏出力受气象条件影响，存在较强的随机波动性，随着光电等新能源高比例接入互补系统，系统发电功率会呈现出明显的随机性和难以预测性，进一步加剧源-荷协同难度且不利于电力系统的安全稳定运行，易出现源-荷同步性与平衡能力下降，弃电风险难以控制等问题。
技术实现思路
1、发明目的：本发明的一个目的是提供一种能够有效规避电力波动与弃电风险，在多场景下可以提供更稳定的运行方式与安全可靠的电力支撑的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法；本发明的另一个目的是提供一种所述方法对应的系统。
2、技术方案：本发明所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，包括以下步骤：
3、构建光伏出力不确定性鲁棒模型，进行光伏出力序列波形特征片段解析和光伏出力不确定性场景模拟；包括：解析光伏出力序列波形片段受天气扰动的时空分布特征，将光伏出力序列波形片段划分为多个初始片段，并识别初始片段形成光伏出力的特征片段；在传统云模型基础上，耦合光伏出力序列波形特征片段的定性特征，从光伏出力序列的波形与出力两个维度统计预测偏差信息，得到光伏出力预测偏差模拟值；
4、构建水光互补日前优化调度模型：以净负荷波动量最小为调峰目标函数，以水电运行环境约束、光电不确定性保守程度及波形分阶补偿策略为约束条件，构建考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度模型；
5、运行水光互补系统日前-实时调度仿真过程：利用水光互补日前优化调度模型求解水电与水光互补系统出力过程，将编制的发电计划应用于实时调度仿真过程，得到实时调度情况下的系统波动量与弃电量指标值。
6、进一步的，光伏出力序列波形特征解析的过程具体为：
7、将光伏出力序列划分为多个初始片段，初始片段n的光伏出力计算公式为：
8、
9、其中，为初始片段n的光伏出力；pts为时段t光伏出力；分别为初始片段n的起始、终止时段；
10、根据波动时长参数，计算光伏出力初始片段的波动强度参数，表达式为：
11、
12、其中，为波动强度，表示初始片段n波峰形状的尖度；为波动时长，表示初始片段n持续时间；为初始片段n在时段t内的光伏出力；为在时段t内所有初始片段的平均光伏出力；μ为光伏装机容量；表示初始片段n光伏出力的标准差；
13、通过相邻初始片段同类型融合、不同类型分段的重组原则，形成光伏出力的特征片段，特征片段i的光伏出力计算公式为：
14、
15、其中，pis为特征片段i的光伏出力；j表示通过k-means实施聚类，根据历史光伏出力序列优化特征参数的取值。
16、进一步的，光伏出力不确定性场景模拟的机制为：
17、(1)将特征片段i样本的光伏出力值输入逆向云发生器，计算光伏出力特征片段样本(i,j)区间的定性特征(ei,j,fi,j,hi,j)，ei,j、fi,j、hi,j分别为光伏出力预测偏差的期望值、波动幅度、离散程度，i为波形分段序号，j为出力区间序号；
18、(2)将光伏出力特征片段样本的定性特征(ei,j,fi,j,hi,j)输入正向云发生器，生成云团(ε'u,i,j,μi,j)：
19、f′i,j＝randn(1)×hi,j+fi,j
20、ε'u,i,j＝randn(1)×f′i,j+ei,j
21、
22、其中，u为样本序号；ε'u,i,j为光伏出力预测偏差模拟值；μi,j为光伏出力预测偏差模拟值的概率分布；f′i,j为光伏出力预测偏差模拟值的波动幅度；randn(1)表示均值为0，方差为1的正态分布；
23、(3)重复步骤(1)至步骤(2)，直至i×j个分类区间的云团，产生了满足需求数量的ε'u,i,j，计算模拟光伏出力：
24、ptse＝{pts+ε'u,i,j|pts∈(i,j)}
25、其中，ptse、pts分别为时段t的模拟光伏出力、预测光伏出力；根据pts的分类区间提取预测光伏出力的模拟值，生成模拟光伏出力。
26、进一步的，调峰目标函数表达式为：
27、
28、ptre＝lt-pt,pt＝pth+ptse
29、其中，f为净负荷波动量，表示水光互补系统出力与电网负荷之间的相对波动值；t为优化调度周期；lt、ptre、pt、pth分别为时段t电网负荷、剩余负荷、水光互补系统出力、水电出力；为优化调度周期内的剩余负荷平均值。
30、进一步的，以水电运行环境约束、光电不确定性保守程度及波形分阶补偿策略为约束，保障负荷跟踪能力与控制弃电风险，具体为：
31、(1)水电运行环境约束：
32、
33、
34、其中，vl,t-1、vl,t分别为l级水电站在时段t初、末的库容；为l-1级水电站在时段的下泄流量；ql,t为l级水电站在时段t的下泄流量；ql,t为l级水电站在时段t的坝前区间流量；为水电站l与l-1间水流滞时，△t为计算步长。zl,0为l级水电站起始时段水位；zl,t为l级水电站终止时段水位；分别为l级水电站起始、终止时段控制边界；zl,t为l级水电站在时段t的水位；分别为l级水电站在时段t的水位下限、上限；ql,t为l级水电站在时段t的发电流量；分别为l级水电站在时段t的发电流量下限、上限；为l级水电站在时段t的出力大小；分别为l级水电站在时段t的出力范围下限、上限；
35、(2)光电不确定性保守程度：
36、fi,j＝{α·fi,j|α∈(0.8,1.2)}
37、hi,j＝{β·hi,j|β∈(0.8,1.2)}
38、其中，fi,j表示光伏出力的波动幅度特征集合，hi,j表示光伏出力的离散程度特征集合，α、β为鲁棒因子；α越大，表示预测精度下降与波动幅度扩大；β越大，表示扰动复杂度上升与波动频率加剧；
39、(3)波形分阶补偿策略：
40、a.波动控制：根据光伏出力不确定性场景的特征片段构建一阶补偿边界
41、
42、其中，为一阶补偿边界，由变量集合组成；为不同特征片段模拟光伏出力变量集合，pi为光伏出力变量；t2i为时间变量；为模拟光伏出力集合；
43、b.弃电控制：系统出力通过水电补偿进一步跟踪电网负荷形成二阶补偿边界
44、pt≤g
45、其中，g为输电通道最大容量。
46、进一步的，实时调度仿真过程具体为：
47、将预测光伏出力输入到光伏出力不确定性鲁棒模型，依据鲁棒因子α、β取值生成k组模拟光伏出力，组成光电不确定性集合；
48、调入水光互补日前优化调度模型，输入第k组模拟光伏出力以及径流、负荷信息，采用动态规划算法dp求解水电与水光互补系统出力过程，编制发电计划；
49、将实际光伏出力输入到实时调度过程中，通过以电定水重新修正水电出力，采用判别系数法确定各级水电站的蓄供水次序，对冲与平衡光伏出力偏差值，在梯级水电站的调节能力及可控范围内按照发电计划输送电力；
50、提取实时调度中的水光互补系统修正出力，其中水光互补系统修正出力为光伏出力与修正水电出力总和，超出发电计划的水光互补系统出力形成弃电量；
51、k组模拟光伏出力全部完成仿真调度，输出得到全部场景的库容、水位与实时调度情况下的水光互补系统波动量与弃电量指标值。
52、进一步的，弃电量指标计算公式为：
53、
54、其中，c为弃电量；pth'为时段t修正水电出力。
55、所述方法对应的系统，包括：
56、鲁棒模型构建单元，用于构建光伏出力不确定性鲁棒模型，进行光伏出力序列波形特征片段解析和光伏出力不确定性场景模拟；包括：解析光伏出力序列波形片段受天气扰动的时空分布特征，将光伏出力序列波形片段划分为多个初始片段，并识别初始片段形成光伏出力的特征片段；在传统云模型基础上，耦合光伏出力序列波形特征片段的定性特征，从光伏出力序列的波形与出力两个维度统计预测偏差信息，得到光伏出力预测偏差模拟值；
57、调度模型构建单元，用于构建水光互补日前优化调度模型：以净负荷波动量最小为调峰目标函数，以水电运行环境约束、光电不确定性保守程度及波形分阶补偿策略为约束条件，构建考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度模型；
58、仿真调度单元，用于运行水光互补系统日前-实时调度仿真过程：利用水光互补日前优化调度模型求解水电与水光互补系统出力过程，将编制的发电计划应用于实时调度仿真过程，得到实时调度情况下的系统波动量与弃电量指标值。
59、用于存储并执行所述方法的电子设备，所述设备包括：
60、存储有可执行程序代码的存储器；
61、与所述存储器耦合的处理器；
62、所述处理器调用所述存储器中存储的所述可执行程序代码，执行所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法的步骤。
63、用于存储所述方法的计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令被调用时，用于执行所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法的步骤。
64、有益效果：与现有技术相比，本发明的显著技术效果为：(1)基于光伏出力序列的波形与出力提取光伏出力定性特征，引入耦合云生成光电不确定性场景，以净负荷波动量最小为目标函数建立日前优化调度模型，采用波形分阶补偿策略保障负荷跟踪能力与控制弃电风险，并编制发电计划，应用于日前-实时调度仿真运行过程，有效规避了电力波动与弃电风险；(2)考虑光电波动性与不确定性对源-荷协同风险的影响，充分发挥水电调节的灵活性，具有更强的风险承担能力，且输电形式满足源-荷协同要求，可以有效规避弃电风险，同时契合多能互补系统的未来发展导向：在多场景下可以提供更稳定的运行方式与安全可靠的电力支撑。
1.一种考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，光伏出力序列波形特征解析的过程具体为：
3.根据权利要求1所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，光伏出力不确定性场景模拟的机制为：
4.根据权利要求1所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，调峰目标函数表达式为：
5.根据权利要求1所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，以水电运行环境约束、光电不确定性保守程度及波形分阶补偿策略为约束，保障负荷跟踪能力与控制弃电风险，具体为：
6.根据权利要求1所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，实时调度仿真过程具体为：
7.根据权利要求6所述的考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法，其特征在于，弃电量指标计算公式为：
8.一种考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度系统，其特征在于，包括：
9.一种电子设备，其特征在于，所述设备包括：
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令被调用时，用于执行如权利要求1-7任一项所述的一种考虑源-荷协同风险的水光互补日前优化调度方法的步骤。
