基于调峰裕度的风电并网协调调度优化方法

摘要

本发明公开了一种基于调峰裕度的风电并网协调调度优化方法，其特点是针对风电出力的不确定性，利用24点调峰容量裕度指标来刻画系统的调峰能力，从而确定出风电并网功率和系统正、负旋转备用容量；并建立起以系统总运行成本最小为目标，含水、火电运行价格成本、风电弃风惩罚成本以及系统备用惩罚成本的风电并网协调调度优化模型，为解决常规机组运行经济性和风电利用效益之间的矛盾提供了一种较好的对策。

主权项

基于调峰裕度的风电并网协调调度优化方法，其特征在于该方法包括以下步骤：1)系统24点调峰容量裕度评价指标将风电并网后系统的净负荷最大峰谷差作为调峰需求，为了精确表征24个调度时段的负荷变化，定义系统24点调峰需求为后一时段与前一时段最大负荷差的绝对值，即${\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{LD}.t}=\max \left(\right|P_{\mathrm{LD}.t+1}-P_{\mathrm{LD}.t}\left|\right)(t=\mathrm{0,1,2},···,23)\sqrt{b^2-4\mathrm{ac}}---\left(1\right)$式中，△P_LD.t为t时刻的调峰需求；P_LD.t+1为t+1时刻的负荷；P_LD.t为t时刻的负荷；由于负荷的时变特性导致调度日内24个时段调峰需求具有实时性，所以为应对风电并网后负荷波动系统所配置的调峰容量是要求在需要时能立即投入运行的容量，即调峰容量属于旋转备用容量的一部分，所以在制定调度计划的时候可以在旋转备用的约束条件中将调峰容量计入；针对负荷上升和下降的情况，利用所有常规机组在各个时段的可调节容量之和来确定系统能够提供的调峰容量，那么系统24点调峰容量可分别表示为正调峰容量和负调峰容量，即${\mathrm{\Delta P}}_{G.t}=\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{UR}.t},P_{\mathrm{LD}.t+1}>P_{\mathrm{LD}.t}\\ {\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{DR}.t},P_{\mathrm{LD}.t+1}<P_{\mathrm{LD}.t}\end{array}\right.(t=\mathrm{0,1,2},···,23)---\left(2\right)$式中，△P_G.t为系统24点调峰容量；△P_G.UR.t为t时段系统提供的正调峰容量；△P_G.DR.t为t时段系统提供的负调峰容量；其中△P_G.UR.t和△P_G.DR.t分别表示为$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{UR}.t}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Nh}}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{ui}.t}+\underset{j=1}{\overset{\mathrm{Nt}}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{uj}.t}-P_{\mathrm{fault}.t}\\ {\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{DR}.t}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Nh}}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{di}.t}+\underset{j=1}{\overset{\mathrm{Nt}}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{dj}.t}\\ {\mathrm{\Delta p}}_{\mathrm{ui}.t}=P_{i\max }-P_{i,t}\\ {\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{ui}.t}=\min (P_{j\max }-P_{j.t},{\mathrm{UR}}_j)\\ {\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{di}.t}=P_{i.t}-P_{i\min }\\ {\mathrm{\Delta P}}_{\mathrm{dj}.t}\min (P_{j.t}-P_{j\min .t},{\mathrm{DR}}_j)\end{array}\right.---\left(3\right)$式中，△P_ui.t和△P_di.t分别为水电机组i在t时段提供的正负调峰容量；△P_uj.t和△P_dj.t分别为火电机组j在t时段提供的正负调峰容量；P_fault.t为t时段系统预留的事故备用，通常取为最大发电负荷的5％‑10％，并且不小于系统中一台最大机组的容量；P_imax和P_imin分别为水电机组i的出力上限和出力下限；UR_j和DR_j分别为火电机组j的最大升爬坡能力和最大降爬坡能力；P_jmax和P_jmin分别为火电机组j的出力上限和出力下限；根据以上对调峰需求和调峰容量的描述，可以将系统24点调峰容量裕度指标定义为24点调峰容量与调峰需求的差值，即P_R.t＝△P_G.t‑△P_LD.t(t＝0,1,2,…,23)     (4)利用该指标可以评估系统各个时段的调峰裕度，从而确定出弃风功率，得到修正后的风电并网净负荷曲线，最后依据该曲线制定机组的调度计划；2)风电并网后的等效日负荷曲线利用24点调峰容量裕度指标对系统调峰裕度进行评估，当调峰容量充裕时风电功率可以被系统完全消纳，此时可以将风电出力作为负的负荷直接修正日负荷曲线，得到等效日负荷曲线；如果正调峰容量裕度不足，风电能够全额并网，同时在制定开机方式时需要增开机组数目来提高输出的功率以快速响应系统功率的缺失；如果负调峰容量裕度不足，则需要采取适当的弃风策略；具体方法如下：为系统设定一个调峰容量裕度的下限值P_R.t.min，本文采用类似系统备用容量的确定方法，将P_R.t.min定义为风电预测出力的固定比例；当调峰容量裕度低于P_R.t.min时，则在负荷下降时段对裕度低于P_R.t.min的部分进行积分，得到风电弃风功率，即$P_{w.t.q}=\left\{\begin{array}{c}{P}_{R.t.\min }-P_{R.t},P_{\mathrm{LD}.t+1}<P_{\mathrm{LD}.t}\mathrm{and}{P}_{R.t}<P_{R.t.\min }\\ 0,\mathrm{others}\end{array}\right.(t=\mathrm{0,1,2},···23)---\left(5\right)$在调峰容量不足的情况下需要用扣除弃风功率后的并网风电出力曲线修正日负荷曲线得到等效日负荷曲线；3)风电并网协调调度优化模型的目标函数$\left\{\begin{array}{c}\min F=\min [F_h+F_t+F_c+F_r]\\ F_h=\underset{i=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{\rho }_i{m}_{i.t}{P}_{i.t}\mathrm{\Delta T}\\ F_t=\underset{j=1}{\overset{N_t}{\Sigma }}\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{\rho }_j{m}_{j.t}{P}_{j.t}\mathrm{\Delta T}\\ F_c=\underset{k=1}{\overset{\mathrm{Nw}}{\Sigma }}\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{\rho }_k(P_{k.t}^{\mathrm{av}}-P_{k.t})\mathrm{\Delta T}\\ F_r=\underset{q=1}{\overset{N_h+N_t}{\Sigma }}\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}({\rho }_{q.t}^u{r}_{q.t}^u+{\rho }_{q.t}^d{r}_{q.t}^d+{\rho }_{q.t}^a{R}_{q.t})\mathrm{\Delta T}\end{array}\right.---\left(6\right)$式中，F_h、F_t、F_c、F_r分别表示水电的运行价格成本、火电的运行价格成本、风电弃风惩罚成本以及系统备用惩罚成本；N_h、N_t、N_w分别表示水电机组、火电机组和风电机组的台数；T表示调度时间段内总的时间段数；△T表示一个调度时段的长度；P_i.t、P_j.t分别表示水电机组i和火电机组j在时刻t的有功出力；m_i.t、m_j.t分别表示水电机组i和火电机组j在时刻t的启停状态，其值为1表示开机状态，其值为0表示停机状态；ρ_i、ρ_j分别表示水电机组i和火电机组j在单位时段t内的单位成本电价；ρ_k表示风电机组k在单位时段t内的弃风惩罚电价；表示风电机组k在时刻t的风电功率预测值；P_k.t表示风电机组k在时刻t的实际并网功率；分别表示系统在时刻t的正旋转备用、负旋转备用以及事故备用惩罚价格；R_q.t分别表示系统在时刻t的正旋转备用、负旋转备用以及事故备用容量；4)约束条件①系统正旋转备用容量约束$S_{\mathrm{UR}.t}={\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{UR}.t}+P_{\mathrm{fault}.t}\ge P_{\mathrm{LD}.t}\times L_u\%+\underset{k=1}{\overset{\mathrm{Nw}}{\Sigma }}{P}_{k.t}\times w_u\%---\left(7\right)$式中，S_UR.t为t时段系统提供的正旋转备用容量；L_u％为系统负荷预测误差对正旋转备用的需求；P_k.t为t时段风电机组k的出力；w_u％为风电出力预测误差对正旋转备用的需求；②系统负旋转备用容量约束$S_{\mathrm{DR}.t}={\mathrm{\Delta P}}_{G.\mathrm{DR}.t}\ge \underset{k=1}{\overset{\mathrm{Nw}}{\Sigma }}(W_{k\max }-P_{k.t})\times w_d\%---\left(8\right)$式中，S_DR.t为t时段系统提供的负旋转备用容量；W_kmax为风电机组k的最大出力；w_d％为风电出力预测误差对负旋转备用的需求；③系统有功功率平衡约束$\underset{i=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{P}_{i.t}+\underset{j=1}{\overset{N_t}{\Sigma }}{P}_{j.t}=P_{d.t}+P_{l.t}-\underset{k=1}{\overset{N_w}{\Sigma }}{P}_{k.t}(t=\mathrm{1,2},···,T)---\left(9\right)$式中，为t时段水电机组i的发电出力，为t时段火电机组j的发电出力，P_d.t为t时段系统的有功负荷，P_l.t表示系统t时段有功损耗，为t时段风电机组k的发电出力；④机组有功出力约束$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\min .i}\le P_i\le P_{\max .i}(i=\mathrm{1,2},···,N_h)\\ P_{\min .j}\le P_j\le P_{\max .j}(j=\mathrm{1,2},···,N_t)\end{array}\right.---\left(10\right)$式中，P_min.i和P_max.i分别为水电机组i的最小出力和最大出力；P_min.j和P_max.j分别为火电机组j的最小出力和最大出力；⑤机组爬坡能力约束因为水电机组具有较好的爬坡性能，所以本文中只考虑了火电机组的爬坡能力；$\left\{\begin{array}{c}{P}_{j.t}-P_{j.(t-1)}\le {\mathrm{UR}}_j=r_j^{\mathrm{up}}\mathrm{\Delta t}\\ P_{j.(t-1)}-P_{j.t}\le {\mathrm{DR}}_j=r_j^{\mathrm{down}}\mathrm{\Delta t}\end{array}\right.(j=\mathrm{1,2},···,N_t)---\left(11\right)$式中，UR_j和DR_j分别为火电机组j的增出力爬坡能力限制和减出力爬坡能力限制；和分别为火电机组j的向上爬坡速率和向下爬坡速率。