CN103904686B - 一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，包括步骤：A：将电力系统中各个源按照不同的协同能力划分为具有自动的协同能力的源、具有可控的协同能力的源和具有再可控的协同能力的源；B：根据步骤A中定义自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态；C：依据三种协同状态建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数；D：确定经济调度模型在系统发电和备用成本最小的约束条件；E：利用二次规划算法对模型进行求解得到下一时段发电机基点和备用容量。本发明能够扩大经济调度解的空间，避免调度无解而实际可行的情况，更好地实现调度与控制的友好衔接，有助于电网消纳可再生能源发电，具有明显现实意义和应用前景。

Description

一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法

技术领域

本发明涉及一种电力系统调度方法，尤其涉及一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法。

背景技术

依据负荷预测，经济调度就是预先(如日前、半小时前等)对机组运行位置与备用配置进行优化决策，促使发电与负荷按预知轨迹平衡，对预测误差通过控制实现校正，这一校正量越小说明调度的效果越好，因此调度与控制间存在协调问题。由此，调度一直在追求这一协调的有机进行，如J.Zaborszky等人在1979年到1983年做出了开拓性的研究与实践，对调度与自动发电控制(AGC)间关系的协调取得重要进展。其研究主要是针对负荷的不确定性，由于电力系统负荷具有周期性的波动规律，因而有一定的适应性，使自动发电控制技术达到理论与实践都趋于成熟的地步。然而，伴随大规模风电等可再生能源发电的并网，其不确定性发生了质的变化，对电力系统调度与控制间的协调带来了新的问题，若认为风电不可控，就需要围绕频率的波动给出如何消纳的调度与控制间关联的策略。

目前，针对大规模风电等可再生能源发电的并网，电力经济调度的研究主要集中于如何在预调度时间级内把握机组运行位置和备用配置，其研究思路依然在沿用传统方式，即在调度中视频率处于额定值不变，对电力系统频率在允许范围内的变动并未进行关注。实际中，由于频率允许在一定范围内波动，且反映出带有自愈性的有功功率调节特性(称为频率的一次调节)，这是电力系统在一定条件下实现自动平衡的本质，一旦失去这一特性，电力系统自动控制将极其困难。因此，在调度中视频率处于额定值不变，这与实际系统运行允许频率波动事实不符，必将造成调度结果(机组运行位置与备用)的保守性，有时甚至出现计算无解而实际可行的情况。

实际上，随着电力系统满足对象(负荷与可再生能源发电)波动性的增强，电力系统自身所具备的协同能力不容忽视。频率的调节作用可充分反映出电力系统控制有其本身无序但实质有序的协同能力。毫无疑问，这种协同能力来自发电和用电环节，传统上主要是常规发电机组和常规负荷，当然也包括近来发起的可参与频率调节的可再生能源发电、电动汽车以及需求管理等。随着电力系统规模的不断扩大，以及各类新技术的出现，电力系统运行的协同能力如何在调度中得以体现，对电力系统运行的经济性尤为重要。

综观目前调度研究的现状，依据预测来决策可调度机组运行的位置以及备用的配置是众多研究者的共识，但就备用配置应对的对象，以及频率调节特性的本质尚未清晰显现。因此，亟需一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，能够针对大规模风电等可再生能源发电的并网实现经济调度。

发明内容

本发明的目的是提供一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，能够将频率纳入决策，同时考虑负荷和可再生能源发电的波动情况，适用于大规模可再生能源发电并网背景下的经济调度。

本发明采用下述技术方案：

一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

A：依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类，

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力；具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源(提供或接受)电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力；具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源(提供或接受)电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力；具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B：将步骤A中具有自动的协同能力的源其自动协同能力表达为P＝P^*+β·Δf，其中，P^*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β＜0，对于接受电能的源有β＞0；Δf表示系统频率的偏差；仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态；

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整；对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放；对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整；需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态；

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电等不得已手段；采取以上手段的程度与调度水平密切相关；需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态；

C：最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

$\begin{array}{c}\min \underset{i=1}{\overset{Ng}{\Σ}}\{C_{Gi}^{base}\left(P_{Gi}^{base}\right)+C_{Gi}^{ctr}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,up},{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,dn})\}\\ +C_W^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}\right)+C_L^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\right)\end{array};$

其中，N_g为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i＝1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整(二次调整)的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量。

目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本；和一般远大于为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态；

D：以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时三类约束条件

(1)机组输出功率基点的源平衡约束：

其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

(2)由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差。出现负荷与风电波动后，最终都将在本发明上文中定义的三种状态下实现源平衡。电力系统运行协同的三种状态下(即自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态)的源平衡约束表达式为：

$\begin{array}{c}\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+R_{Gi}\mathrm{\Δ}f)+{\mathrm{\ΔP}}_W-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}=\\ {\mathrm{\ΔP}}_L+D\mathrm{\Δ}f-{\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\end{array},$ 其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式 $\begin{array}{c}\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+R_{Gi}\mathrm{\Δ}f)+{\mathrm{\ΔP}}_W-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}=\\ {\mathrm{\ΔP}}_L+D\mathrm{\Δ}f-{\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\end{array}$ 变形后得到 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array};$ 等式 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array}$ 中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项 $(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr});$ 等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P^dn，△P^up]，其中，-△P^dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P^up为预期的最大向上波动量；为了实现等式 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array}$ 中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

$\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D){\mathrm{\Δf}}^{dn}+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,up}+\\ ({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})\≥{\mathrm{\ΔP}}^{up}\end{array},$ 即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

$\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D){\mathrm{\Δf}}^{up}+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}-P_{Gi}^{ctr,dn}\\ ({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})\≤-{\mathrm{\ΔP}}^{dn}\end{array},$ 即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E：利用二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。

本发明依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统协同能力的定义划分为三类，即自动的协同能力、可控的协同能力和再可控的协同能力；然后提出电力系统运行协同的经济调度模型，以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，以区间的形式表示负荷和可再生能源发电波动的预期，在模型中有效考虑协同能力后所对应的约束；最后，利用二次规划算法对模型进行了求解，得到最终的发电机基点和备用容量。本发明相比传统的经济调度方法，能够扩大经济调度解的空间，避免调度无解而实际可行的情况，且能更好的实现调度与控制的友好衔接。在大规模可再生能源发电并网背景下，本发明提出的电力系统运行协同的经济调度模型有助于电网消纳可再生能源发电，尤其是在不确定性度量手段(随机性、模糊性、粗糙性)与经济性衔接的不确定性调度决策中会发挥尽可能消纳可再生能源发电的目标，具有明显现实意义和应用前景。

附图说明

图1为本发明的图流程示意图。

具体实施方式

如图1所示，本发明所述的一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，包括以下步骤：

A：依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源(指电力系统中的各类发电和负荷形式)按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类：

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力。具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源(提供或接受)电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力。具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源(提供或接受)电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力。具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B：步骤A中，依据提供或接受电能的源的性质不同，具有自动的协同能力的源其自动协同能力也不同，可将其自动协同能力表达为P＝P^*+β·Δf，其中，P^*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β＜0，对于接受电能的源有β＞0；Δf表示系统频率的偏差。仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态。

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整。对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放。对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整。需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态。

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电等不得已手段。当然采取以上手段的程度与调度水平密切相关。需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态。

C：最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

$\begin{array}{c}\min \underset{i=1}{\overset{Ng}{\Σ}}\{C_{Gi}^{base}\left(P_{Gi}^{base}\right)+C_{Gi}^{ctr}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,up},{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,dn})\}\\ +C_W^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}\right)+C_L^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\right)\end{array};$

其中，N_g为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i＝1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整(二次调整)的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量。

具体来说，目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本。和一般远大于为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态。

D：以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时三类约束条件

(1)机组输出功率基点的源平衡约束：

其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

(2)由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差。出现负荷与风电波动后，最终都将在本发明上文中定义的三种状态下实现源平衡。电力系统运行协同的三种状态下(即自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态)的源平衡约束表达式为： $\begin{array}{c}\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+R_{Gi}\mathrm{\Δ}f)+{\mathrm{\ΔP}}_W-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}=\\ {\mathrm{\ΔP}}_L+D\mathrm{\Δ}f-{\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\end{array},$ 其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式 $\begin{array}{c}\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+R_{Gi}\mathrm{\Δ}f)+{\mathrm{\ΔP}}_W-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}=\\ {\mathrm{\ΔP}}_L+D\mathrm{\Δ}f-{\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\end{array}$ 变形后得到 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array};$ 等式 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array}$ 中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项 $(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr});$ 等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P^dn，△P^up]，其中，-△P^dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P^up为预期的最大向上波动量；为了实现等式 $\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D)\mathrm{\Δ}f+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr}+({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-\\ {\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})={\mathrm{\ΔP}}_L-{\mathrm{\ΔP}}_W\end{array}$ 中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

$\begin{array}{c}(\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{R}_{Gi}-D){\mathrm{\Δf}}^{dn}+\underset{n=1}{\overset{Ng}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,up}+\\ ({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}-{\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr})\≥{\mathrm{\ΔP}}^{up}\end{array},$ 即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E：利用成熟的二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。

Claims (1)

1.一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

A：依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类，

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力；具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源提供或接受电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力；具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源提供或接受电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力；具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B：将步骤A中具有自动的协同能力的源其自动协同能力表达为P＝P^*+β·Δf，其中，P^*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β＜0，对于接受电能的源有β＞0；Δf表示系统频率的偏差；仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态；

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整；对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放；对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整；需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态；

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电的手段；采取以上手段的程度与调度水平密切相关；需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态；

C：最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

$\begin{array}{c}min\underset{i=1}{\overset{Ng}{\mathrm{\Σ}}}\{C_{Gi}^{base}\left(P_{Gi}^{base}\right)+C_{Gi}^{ctr}({\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,up},{\mathrm{\ΔP}}_{Gi}^{ctr,dn})\}\\ +C_W^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_W^{re-ctr}\right)+C_L^{re-ctr}\left({\mathrm{\ΔP}}_L^{re-ctr}\right)\end{array};$

其中，N_g为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i＝1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量；

目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本；和一般远大于为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态；

D：以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时三类约束条件

(1)机组输出功率基点的源平衡约束：其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

(2)由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差；出现负荷与风电波动后，最终都将在上文中定义的三种状态下实现源平衡；电力系统运行协同的三种状态下的源平衡约束表达式为：

其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式变形后得到 等式中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P^dn，△P^up]，其中，△P^dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P^up为预期的最大向上波动量；为了实现等式中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E：利用二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。