CN103855718A - 抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，首先对抽水蓄能电站的装机容量进行划分并进行方案筛选得到可行方案，接着根据不同的可行方案建立抽水蓄能电站参与含风电电力***的日前调度模型；然后求解模型得到不同可行方案下的抽水蓄能电站调峰机组的运行点、火电机组的机组组合和运行点、***的运行成本和弃风量；比较各个可行方案下含风电电力***的弃风量，若弃风量不一致，则选取弃风量最小的方案为最优方案；否则，根据上述结果计算各个时段***所能提供的总的正、负旋转备用，运用蒙特卡罗模拟法计算***的电量不足期望值进而得到缺电成本，最后比较各个可行方案下的总成本，并选取总成本最小的可行方案为最优划分方案。

Description

抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法

技术领域

本发明属于电力***领域，涉及一种抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法。

背景技术

近年来，中国的风电装机容量快速增长，风电是可再生、绿色能源，但是其出力具有随机性、波动性及反调峰性等特点，大规模风电并入电网后将增大电力***的调峰、调频难度，影响***的安全稳定运行。目前，除了对风电场本身进行的优化规划和设计外，抽水蓄能电站与风电场的配合受到了广泛关注。抽水蓄能电站单位容量成本相对较低，并且能够进行大规模的存储，具有可靠性高、启动快速、增减负荷及转换工况迅速等特点。

目前针对抽水蓄能电站参与含风电电力***日前调度的研究，一般以抽水蓄能电站的静态功能即调峰填谷功能为主，并考虑利用抽水蓄能机组在承担调峰任务之后的非发电容量向***提供旋转备用。但随着风电渗透率的不断提高，不仅给***带来了更大的调峰压力，同时需要电网提供更多的旋转备用来保证***的安全稳定运行，而目前的研究中往往仅以经济效益最大为目标，忽略了***运行的可靠性，也无法充分发挥抽水蓄能电站的动态效益。

针对现有研究中的不足，借鉴国外抽水蓄能的运行方式，从抽水蓄能电站的总装机容量中划分出一部分专设的备用机组，不承担静态发电任务，此种机组提供的旋转备用总是延续客观存在的，并兼顾***运行的经济性和可靠性，引入可靠性指标对***的可靠性进行定量分析，提出了一种兼顾抽水蓄能静动态效益的抽水蓄能电站参与含风电电力***调度方法。

发明内容

技术问题：本发明提供一种确定抽水蓄能电站的容量划分方案及其调峰机组的运行点，缓解大规模风电接入对***带来的影响，为电网安全稳定经济运行提供调度参考的抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法。

技术方案：本发明的抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，包括以下步骤：

1）对抽水蓄能电站的装机容量进行划分，得到不同调峰机组和备用机组台数的划分方案，然后判断各个划分方案是否满足下式，如是，则该划分方案为可行方案，否则将该划分方案剔除：

$K_{\mathrm{sp}}\≥\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{up}},{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{down}},0\}/P_G,$

其中，K_sp为划分方案中的备用机组台数；P_G为抽水蓄能机组的发电额定功率；N为火电机组的台数；r_i,up为机组i的增出力速率，r_i,down为机组i的减出力速率；SR_up,max为含风电电力***应对负荷和风电出力预测误差所需的调度周期内各个时段的正旋转备用的最大值；SR_down,max为含风电电力***应对负荷和风电出力预测误差所需的调度周期内各个时段的负旋转备用的最大值；

2）分别建立各个可行方案的含风电电力***日前调度模型；

3）分别求解各个可行方案的含风电电力***日前调度模型，得到抽水蓄能电站调峰机组在各个可行方案下的运行点、火电机组的机组组合和运行点，以及含风电电力***在各个可行方案下的运行成本和弃风量，若含风电电力***在各个可行方案下的弃风量不一致，则将弃风量最小的可行方案作为最优方案并结束本方法流程；否则进入步骤4）；

4）在各个可行方案下，根据抽水蓄能电站调峰机组的运行点计算各个时段抽水蓄能电站所能提供的“间断性”正、负旋转备用的大小，根据已知的备用机组台数得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的“延续性”正、负旋转备用的大小，进而得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用的大小；

同时根据各个火电机组的运行点得到各个时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用的大小；

最终根据各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用和火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用，得到各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用的大小；

5）根据所述步骤4）中求得的各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正旋转备用，以及所述步骤3）中得到的火电机组的机组组合和运行点，采用蒙特卡罗模拟法求取含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；

6）根据下式求得含风电电力***在各个可行方案下的总成本：

C_total＝C_G+S_G+VOLL·EENS，

其中，C_total为总成本；C_G为含风电电力***中火电机组的能耗成本，S_G为含风电电力***中火电机组的启停成本，VOLL为单位停电损失费用；EENS为含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；

比较含风电电力***在各个可行方案下的总成本，选取总成本最小的可行方案为抽水蓄能电站参与含风电电力***的最优调度方案。

本发明方法的优选方案中，步骤4）中各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用的大小通过下式进行计算：

$P_{\mathrm{PS},\mathrm{up}}^t=K_G^t{P}_G-P_G^t+K_{\mathrm{sp}}{P}_G,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{PS},\mathrm{down}}^t=P_G^t-K_G^t{P}_{G,\min }+K_{\mathrm{sp}}{P}_S,$ t＝1,2,...,T

其中，

表示t时段抽水蓄能电站所能提供的正旋转备用，

表示t时段抽水蓄能电站所能提供的负旋转备用；

为t时段抽水蓄能电站处于发电状态的调峰机组台数；

为t时段抽水蓄能电站的发电总出力；P_G,min为抽水蓄能电站的发电出力下限；T为调度周期的时段数；P_S为抽水蓄能机组的抽水额定功率；

各个时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用的大小通过下式进行计算：

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\min \{10\·r_{i,\mathrm{up}},U_i^t\·(P_{i,\max }-P_i^t)\},$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\min \{10\·r_{i,\mathrm{down}},U_i^t\·(P_i^t-P_{i,\min })\},$ t＝1,2,...,T

其中，

为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正旋转备用；

为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的负旋转备用；为火电机组i在t时段的运行状态变量，

表示停机，表示运行；P_i,max为第i台火电机组的出力上限；P_i,min为第i台火电机组的出力下限；

表示火电机组i在t时段的有功出力；

根据下式计算得到各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用的大小：

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{up}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{down}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{down}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t,$ t＝1,2,...,T

其中，

表示t时段含风电电力***所能提供的正旋转备用；

表示t时段含风电电力***所能提供的负旋转备用。

有益效果：本发明与现有技术相比，具有以下优点：

本发明针对现有抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法中仅考虑抽水蓄能电站的静态功能即削峰填谷的功能，而忽略抽水蓄能电站的动态功能即旋转备用功能导致抽水蓄能电站无法充分发挥其动态效益的问题，考虑对抽水蓄能电站的总装机容量进行划分，设置专门的备用机组以应对大规模风电并网所带来的备用压力；并通过对划分方案进行筛选得到可行方案，建立了各个可行方案下的含风电电力***日前调度模型；同时针对现有调度方法中仅考虑电力***运行的经济性指标作为方案优劣的评判标准，不利于分析抽水蓄能电站的动态功能对提高含风电电力***可靠性的作用的问题，引入了可靠性指标电量不足期望值对***的可靠性进行定量评估，进而兼顾***运行的经济性和可靠性，通过比较各个可行方案下含风电电力***运行的总成本确定抽水蓄能电站参与含风电电力***的最优调度方案。

本发明克服了常规抽水蓄能电站调度过程中仅着眼于静态功能而忽略其动态功能的缺点，并在模型中考虑了***的可靠性，可以为抽水蓄能电站参与含风电电力***调度，特别是充分发挥抽水蓄能电站的静动态综合效益、缓解风电接入对电网的影响，提供重要的调度参考。

附图说明

图1为本发明方法的流程图；

图2为计算各个时段含风电电力***所能提供的总的正、负旋转备用的流程图；

图3为蒙特卡罗模拟法计算***可靠性指标电量不足期望值的流程图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明方法进行详细描述。

本发明提供一种抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，该方法的流程图如图1所示，包括以下步骤：

步骤1）首先对抽水蓄能电站的装机容量进行划分，得到不同调峰机组和备用机组台数的划分方案；

抽水蓄能电站的容量可按照其静态和动态功能进行合理的划分，从而充分发挥其最大的静动态综合效益；其中，在日前调度中，抽水蓄能电站的静态功能为其调峰填谷的功能，动态功能为其旋转备用功能；即将抽水蓄能电站的总装机容量划分为调峰机组和备用机组，不同的调峰机组的台数K_mp和备用机组的台数K_sp组成了不同的划分方案，其中，K＝K_mp+K_sp，K为抽水蓄能电站机组的总台数；

然后对划分方案进行筛选得到可行方案，具体筛选步骤如下：

11）认为负荷预测误差服从正态分布，得到t时段负荷的区间预测为

风电出力预测误差服从Beta分布，得到t时段风电出力的区间预测为

则根据极限场景法可以求得***应对负荷和风电出力预测误差所需的t时段的正、负旋转备用和

如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up}}^t=(P_{\mathrm{load},\max }^t-P_{\mathrm{wind},\min }^t)-(P_{\mathrm{load}}^t-P_{\mathrm{wind}}^t)\\ {\mathrm{SR}}_{\mathrm{down}}^t=(P_{\mathrm{load}}^t-P_{\mathrm{wind}}^t)-(P_{\mathrm{load},\min }^t-P_{\mathrm{wind},\max }^t)\end{array}\right.,$ t=1，2，...，T

其中，

为t时段负荷的点预测值；为t时段风电出力的点预测值；T为调度周期的时段数；

取整个调度周期内正、负旋转备用的最大值记为SR_up,max和SR_down,max，即有：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up},\max }=\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up}}^1,{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up}}^2,...,{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up}}^T\}\\ {\mathrm{SR}}_{\mathrm{down},\max }=\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down}}^1,{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down}}^2,...,{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down}}^T\}\end{array}\right.$

12）根据***火电机组的参数可以得到机组全开时所能提供的最大正负旋转备用的大小分别为

和

其中，N为火电机组的台数；r_i,up为机组i的增出力速率；r_i,down为机组i的减出力速率；

13）根据上述步骤得到的数据，计算所需备用机组台数的最小值：

$K_{\mathrm{sp}}\≥\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{up}},{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{down}},0\}/P_G,$

判断各个划分方案是否满足上式，如是，则该划分方案为可行方案，否则将该划分方案剔除；

其中，K_sp为划分方案中备用机组的台数；N为火电机组的台数；P_G为抽水蓄能机组的发电额定功率； $\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{up}},{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}10\·r_{i,\mathrm{down}},0\}$ 指取括号中三者的最大值。

步骤2）分别建立各个可行方案的含风电电力***日前调度模型；

模型基于风电最大接纳模式，在其目标函数中加入弃风的惩罚项，如下式所示：

$\min C_G+S_G+\mathrm{\β}\·\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{gw}}^t$

其中，C_G为火电机组的能耗成本；S_G为火电机组的开机成本；β为弃风惩罚系数，一般取一个较大的数，数倍于火电机组的单位运行成本；为t时段***的弃风量；T为调度周期时段数；

约束条件包括考虑风电的功率平衡约束、常规机组的特性约束、旋转备用约束和抽水蓄能机组的特性约束，分别阐述如下：

21）考虑风电的功率平衡约束

$\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{U}_i^t{P}_i^t+(P_{\mathrm{wind}}^t-P_{\mathrm{gw}}^t)+P_{\mathrm{PS}}^t=P_{\mathrm{load}}^t,$ t＝1,2,...,T

其中，

为火电机组i在t时段的运行状态变量，

表示停机，表示运行；

表示火电机组i在t时段的有功出力；

为t时段的风电预测出力；

为t时段抽水蓄能电站调峰机组的出力，机组发电时为正，抽水时为负；

为t时段***的预测负荷；

22）常规机组特性约束包括机组的出力上下限约束、爬坡约束以及机组的最小开停机时间约束；

23）正负旋转备用约束：

$\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,\mathrm{up}}^t+R_{\mathrm{PS},\mathrm{up}}^t\≥{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up}}^t,$ t＝1,2,...,T

$\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,\mathrm{down}}^t+R_{\mathrm{PS},\mathrm{down}}^t\≥{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down}}^t,$ t＝1,2,...,T

其中，

表示t时段火电机组i所提供的正旋转备用；

表示t时段火电机组i所提供的负旋转备用；

表示t时段抽水蓄能机组所提供的正旋转备用；

表示t时段抽水蓄能机组所提供的负旋转备用；表示t时段***所需的正旋转备用；

表示t时段***所需的负旋转备用；

24）抽水蓄能电站的特性约束包括：①抽水蓄能机组出力约束，即抽水蓄能机组发电和抽水出力要满足上下限约束，同时不能出现有的机组抽水、有的机组发电的情况；②抽水蓄能电站库容约束，即抽水蓄能电站的上水库水量需保持在其最大和最小水量之间同时调度周期始末上水库的水量之差需在一定偏差范围以内；③抽水蓄能机组启停次数限制；

步骤3）将模型目标函数和约束条件中的非线性方程进行线性化，从而将模型转化为一个混合整数线性规划问题，通过在Matlab中调用CPLEX对各个可行方案下的含风电电力***日前调度模型进行求解，得到抽水蓄能电站调峰机组在各个可行方案下的运行点、火电机组的机组组合和运行点，以及含风电电力***在各个可行方案下的运行成本和弃风量；

***的运行成本包括火电机组的能耗成本和开机成本，可通过下式进行计算：

$C_G+S_G=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}[a_i{\left({P_i}^t\right)}^2+b_i{P_i}^t+c_i]+\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\left[U_i^t(1-U_i^t)K_i^t\right]$

其中，a_i、b_i、c_i为第i台发电机的燃料成本参数；

表示t时段第i台火电机组的开机成本。

为了尽可能地接纳风电，本发明认为弃风量最小的可行方案为最优方案；比较含风电电力***在各个可行方案下的弃风量，若弃风量不一致，则将弃风量最小的可行方案作为最优方案并结束本方法流程；否则进入步骤4）。

步骤4）计算各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用，如图2为计算流程图，具体计算步骤如下：

41）在各个可行方案下，计算各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用的大小；

抽水蓄能电站所能提供的旋转备用可分为“间断性”和“延续性”旋转备用两个部分：

第一部分是抽水蓄能电站的调峰机组在优先承担调峰任务之后，利用其非发电剩余容量向***提供旋转备用，由于此部分备用容量在不同时段是不相等的，称之为“间断性”旋转备用；

第二部分是从抽水蓄能电站全部装机容量中划分部分容量作为专设的旋转备用容量即备用机组，专门承担向***提供旋转备用的任务，而不再承担静态发电任务，此种旋转备用总是延续客观存在的，称之为“延续性”旋转备用；

因此，在各个可行方案下，各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用为其所能提供的“间断性”正、负旋转备用和“延续性”正、负旋转备用之和；即根据抽水蓄能电站调峰机组的运行点计算各个时段抽水蓄能电站所能提供的“间断性”正、负旋转备用的大小，根据已知的备用机组台数得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的“延续性”正、负旋转备用的大小，进而得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的正、负旋转备用的大小；可通过下式进行计算：

$P_{\mathrm{PS},\mathrm{up}}^t=K_G^t{P}_G-P_G^t+K_{\mathrm{sp}}{P}_G,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{PS},\mathrm{down}}^t=P_G^t-K_G^t{P}_{G,\min }+K_{\mathrm{sp}}{P}_S,$ t＝1,2,...,T

其中，为t时段抽水蓄能电站处于发电状态的调峰机组台数；为t时段抽水蓄能电站的发电总出力；P_G,min为抽水蓄能电站的发电出力下限；P_S为抽水蓄能机组的抽水额定功率，一般有P_S＝P_G，此为优选条件，不是必备条件；

42）同时根据各个火电机组的运行点得到各个时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用；可通过下式进行计算：

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\min \{10\·r_{i,\mathrm{up}},U_i^t\·(P_{i,\max }-P_i^t)\},$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\min \{10\·r_{i,\mathrm{down}},U_i^t\·(P_i^t-P_{i,\min })\},$ t＝1,2,...,T

其中，为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正旋转备用；

为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的负旋转备用；P_i,max为第i台火电机组的出力上限；P_i,min为第i台火电机组的出力下限；

43）最终根据各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用和火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用，得到各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用；可通过下式进行计算：

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{up}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{down}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{down}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t,$ t＝1,2,...,T

其中，

为t时段含风电电力***所能提供的总的正旋转备用；为t时段含风电电力***所能提供的总的负旋转备用。

步骤5）根据步骤4）中求得的各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正旋转备用，以及步骤3）中得到的火电机组的机组组合和运行点，采用蒙特卡罗模拟法求取含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；具体流程图如图3所示，具体步骤为：

51）建立火电机组的蒙特卡罗模型，对于具有N台发电机组的电力***，用N维状态向量

表示***随机状态：

$\stackrel{\‾}{X}=(X_1,X_2,\·\·\·,X_I,\·\·\·,X_N)$

其中，X_i为火电机组i的随机状态变量。当该元件处于停运状态，X_i取值为0；当该元件处于运行状态，X_i取值为1。在非序贯概率仿真中，随机状态变量的值由随机数向量确定。通过伪随机数发生器产生N个在[0,1]上均匀分布的随机数x_i，构成N维随机数向量

$\stackrel{\‾}{x}=(x_1,x_2,\·\·\·,x_i,\·\·\·,x_N)$

由于机组运行状态与机组的等效强迫停运率有关，则X_i与x_i的关系为：

$X_i=\left\{\begin{array}{cc}0& x_i\≤{\mathrm{pr}}_i\\ 1& x_i>{\mathrm{pr}}_i\end{array}\right.,$ i＝1,2,...,N

其中，pr_i为机组i的等效强迫停运率。当x_i小于等于机组i的停机概率时，机组i停运，运行状态X_i为0；当x_i大于机组i的停机概率时，机组i正常运行，运行状态X_i为1；则***中t时段火电机组的总出力为：

$P_j^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_i^t\·X_i,$ t＝1,2,...,T

其中，

为火电机组总出力的第j个样本数据；

52）建立负荷和风电出力的预测误差模型，其中，负荷预测误差采用正态分布，风电出力预测误差采用Beta分布；

53）建立样本空间，进行随机采样，得到***所失负荷的样本数据：

$P_{\mathrm{loss},j}^t=P_{\mathrm{load},j}^t-P_j^t-P_{\mathrm{wind},j}^t,$ j∈M,t＝1,2,...,T

其中，M为样本空间；

为***所失负荷的第j个样本数据；为负荷的第j个样本数据；

为风电出力的第j个样本数据；

54）对样本数据进行统计，计算***的失负荷概率密度函数；则***的正旋转备用为

时的失负荷概率密度函数可通过下式计算：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_j=1,P_{\mathrm{loss},j}^t>R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t\\ I_j=.0,P_{\mathrm{loss},j}^t<R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t\end{array}\right.,$ j＝1,2,..,M,t＝1,2,...,T

$P_{\mathrm{loadshed}}(X>R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t)=\frac{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{I}_j}{M},$ t＝1,2,...,T

其中，表示***的正旋转备用为

时失负荷概率密度函数；I_j为判断变量，当失负荷样本数据大于***所能提供的正旋转备用时，I_j＝1，否则，I_j＝0；

55）由***失负荷概率密度函数可得到含风电电力***在调度周期内的电量不足期望值为：

$\mathrm{EENS}=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\underset{X=R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t}{\overset{S}{\mathrm{\&Sigma;}}}(X-R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t)\&CenterDot;P_{\mathrm{loadshed}}(X>R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t)\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;t}$

其中，EENS为***在调度周期内的电量不足期望值；S为火电机组的总装机容量；Δt为调度时间间隔。

步骤6）根据下式求得含风电电力***在各个可行方案下的总成本：

C_total＝C_G+S_G+VOLL·EENS，

其中，C_total为总成本；VOLL为单位停电损失费用；EENS为含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；

比较含风电电力***在各个可行方案下的总成本，选取总成本最小的可行方案为抽水蓄能电站参与含风电电力***的最优调度方案。

综上所述，本文提供了一种抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，首先对抽水蓄能电站的装机容量进行划分并进行方案筛选得到可行方案，接着根据不同的可行方案建立抽水蓄能电站参与含风电电力***的日前调度模型；然后求解模型得到不同可行方案下的抽水蓄能电站调峰机组的运行点、火电机组的机组组合和运行点、***的运行成本和弃风量；比较各个可行方案下含风电电力***的弃风量，若弃风量不一致，则选取弃风量最小的方案为最优方案；否则，根据上述结果计算***所能提供的总的正、负旋转备用，运用蒙特卡罗模拟法计算***的电量不足期望值进而得到缺电成本，最后比较各个可行方案下的总成本，并选取总成本最小的方案为最优划分方案；此方法充分发挥了抽水蓄能电站的静动态效益，同时兼顾了***的经济性和可靠性，为实际的调度提供了参考。

Claims (2)

1.一种抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1）对抽水蓄能电站的装机容量进行划分，得到不同调峰机组和备用机组台数的划分方案，然后判断各个划分方案是否满足下式，如是，则该划分方案为可行方案，否则将该划分方案剔除：

$K_{\mathrm{sp}}\&GreaterEqual;\max \{{\mathrm{SR}}_{\mathrm{up},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}10\&CenterDot;r_{i,\mathrm{up}},{\mathrm{SR}}_{\mathrm{down},\max }-\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}10\&CenterDot;r_{i,\mathrm{down}},0\}/P_G,$

其中，K_sp为划分方案中的备用机组台数；P_G为抽水蓄能机组的发电额定功率；N为火电机组的台数；r_i,up为机组i的增出力速率，r_i,down为机组i的减出力速率；SR_up,max为含风电电力***应对负荷和风电出力预测误差所需的调度周期内各个时段的正旋转备用的最大值；SR_down,max为含风电电力***应对负荷和风电出力预测误差所需的调度周期内各个时段的负旋转备用的最大值；

2）分别建立各个可行方案的含风电电力***日前调度模型；

3）分别求解各个可行方案的含风电电力***日前调度模型，得到抽水蓄能电站调峰机组在各个可行方案下的运行点、火电机组的机组组合和运行点，以及含风电电力***在各个可行方案下的运行成本和弃风量，若含风电电力***在各个可行方案下的弃风量不一致，则将弃风量最小的可行方案作为最优方案并结束本方法流程；否则进入步骤4）；

4）在各个可行方案下，根据抽水蓄能电站调峰机组的运行点计算各个时段抽水蓄能电站所能提供的“间断性”正、负旋转备用的大小，根据已知的备用机组台数得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的“延续性”正、负旋转备用的大小，进而得到各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用的大小；

同时根据各个火电机组的运行点得到各个时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用的大小；

最终根据各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用和火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用，得到各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用的大小；

5）根据所述步骤4）中求得的各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正旋转备用，以及所述步骤3）中得到的火电机组的机组组合和运行点，采用蒙特卡罗模拟法求取含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；

6）根据下式求得含风电电力***在各个可行方案下的总成本：

C_total＝C_G+S_G+VOLL·EENS，

其中，C_total为总成本；C_G为含风电电力***中火电机组的能耗成本，S_G为含风电电力***中火电机组的启停成本，VOLL为单位停电损失费用；EENS为含风电电力***在各个可行方案下的电量不足期望值；

比较含风电电力***在各个可行方案下的总成本，选取总成本最小的可行方案为抽水蓄能电站参与含风电电力***的最优调度方案。

2.根据权利要求1所述的抽水蓄能电站参与含风电电力***的调度方法，其特征在于，所述步骤4）中各个时段抽水蓄能电站所能提供的总的正、负旋转备用的大小通过下式进行计算：

$P_{\mathrm{PS},\mathrm{up}}^t=K_G^t{P}_G-P_G^t+K_{\mathrm{sp}}{P}_G,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{PS},\mathrm{down}}^t=P_G^t-K_G^t{P}_{G,\min }+K_{\mathrm{sp}}{P}_S,$ t＝1,2,...,T

其中，

表示t时段抽水蓄能电站所能提供的正旋转备用，

表示t时段抽水蓄能电站所能提供的负旋转备用；

为t时段抽水蓄能电站处于发电状态的调峰机组台数；

为t时段抽水蓄能电站的发电总出力；P_G,min为抽水蓄能电站的发电出力下限；T为调度周期的时段数；P_S为抽水蓄能机组的抽水额定功率；

各个时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正、负旋转备用的大小通过下式进行计算：

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}\min \{10\&CenterDot;r_{i,\mathrm{up}},U_i^t\&CenterDot;(P_{i,\max }-P_i^t)\},$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t=\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}\min \{10\&CenterDot;r_{i,\mathrm{down}},U_i^t\&CenterDot;(P_i^t-P_{i,\min })\},$ t＝1,2,...,T

其中，

为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的正旋转备用；

为t时段火电机组在其技术约束范围内所能提供的负旋转备用；

为火电机组i在t时段的运行状态变量，

表示停机，

表示运行；P_i,max为第i台火电机组的出力上限；P_i,min为第i台火电机组的出力下限；

表示火电机组i在t时段的有功出力；

根据下式计算得到各个时段含风电电力***在各个可行方案下所能提供的总的正、负旋转备用的大小：

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{up}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{up}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{up}}^t,$ t＝1,2,...,T

$R_{\mathrm{sys},\mathrm{down}}^t=R_{\mathrm{PS}.\mathrm{down}}^t+R_{\mathrm{CU},\mathrm{down}}^t,$ t＝1,2,...,T

其中，

表示t时段含风电电力***所能提供的正旋转备用；

表示t时段含风电电力***所能提供的负旋转备用。

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