CN105470987A - 荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，在已有的负荷、风电、光伏短期预测和电厂日前调度计划数据基础上，合理地进行虚拟高载能负荷即高载能负荷+自备电厂，与可再生能源的功率协调，对原有发电计划修正，尽可能使可再生能源消纳量最大，同时满足系统功率平衡约束、旋转备用约束、自备电厂调整约束和高载能负荷调整约束等条件。具体实施步骤见摘要附图。本发明用于为电网调度部门合理地安排可再生能源调度计划提供参考。

Description

荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法

技术领域

本发明涉及可再生能源利用和调度领域，具体地，涉及一种荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法。

背景技术

目前，进入21世纪后,以开发新能源和新技术相结合为基础，建立一个新型的清洁、安全、可持续能源系统成为当前能源发展的趋势。但由于风电具有随机性和波动性的特点，大规模风电并网在增加电力供应、节能减排的同时，也将对系统的调峰调频、电压控制、安全稳定等产生显著影响。此外，随着我国风电、光伏装机规模的迅速扩大和配套电网设施建设的滞后，使电网调峰压力不断加大，风电并网和消纳问题日益凸显，弃风现象比较突出。造成风电资源的巨大浪费，风力发电企业也面临较大的经营压力。且我国电源结构以煤电为主，调节性电源资源不足，显然，传统的调度运行模式已不能满足风电的快速发展，亟需寻找新的消纳途径。

另一方面，国家确定在甘肃和内蒙开展可再生能源就近消纳试点，立足产业体系实际，在风电、光伏并网点附近规划了高载能产业，以期就近消纳清洁能源，同时降低高载能产业的成本。因此，将虚拟高载能负荷(高载能负荷+自备电厂)纳入到现有的可再生能源调度策略中，可以改变以往单一的由常规能源进行调峰的困境。在不增加电网和常规电源投资的情况下，更大程度地消纳可再生能源。显然，研究荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法具有重要的理论和实际意义。

发明内容

本发明的目的在于，针对上述问题，提出一种荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，用于定量计算在高载能负荷和可再生能源的协调控制下，可再生能源的日前计划修正量，为电网的可再生能源调度运行提供参考。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，包括：

S1：根据可再生能源短期预测数据和日前计划，得到次日各时段的可再生能源增量

S2：根据高载能负荷当前投运容量和上限值，确定高载能负荷可上调空间；

S3：根据各自备电厂日前计划和出力下限值，确定自备电厂可下调空间；

S4：根据负荷短期预测、常规电源日前计划，确定火电开机方式和系统下旋转备用容量；

S5：根据上述步骤S1至步骤S4得到的结果，确定荷-源协调控制数学模型，得到各时段高载能负荷调节量及自备电厂调节量

S6：根据各时段高载能负荷及自备电厂的调节量得到可再生能源消纳增量；

S7：根据各时段的可再生能源消纳增量对原有发电计划进行修正，得到荷-源协调后的可再生能源日前发电计划。

优选的，所述步骤S4具体包括以下步骤：

S401:根据负荷短期预测以及电网对旋转备用的要求确定系统开机方式；

S402：对于水电的调度计划，以水定电，不考虑水电调峰能力，根据水电日前调度计划确定火电开机方式；

S403：根据火电厂日前发电计划和火电的出力限值，得到系统各时段的旋转备用容量。

优选的，所述S5中的荷-源协调控制数学模型包括目标函数和约束条件：

所述目标函数：确定荷-源协调的目标函数，即可再生能源增量消纳电量最大；

且所述目标函数应满足的约束条件包括系统功率平衡约束、旋转备用约束、新能源出力约束、自备电厂运行约束以及高载能负荷调整约束。

优选的，所述目标函数公式具体为：

式中：T为调度期间的总时段数；N_W为风电场个数；N_S为光伏电站个数；为风电场i在t时段的增发电力；为光伏电站i在t时段的增发电力；ΔT为每个时段持续的时间。

优选的，所述负荷平衡约束公式具体为：

$\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_S}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t=(\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{P}_{Self0\_m}^t-\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t{P}_{Self\_m}^t)+\underset{k=1}{\overset{N_H}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Hk}^t$

式中：为原计划中自备电厂m在t时段的出力；

为荷源协调后自备电厂m在t时段的出力；为高载能负荷k在t时段的上调容量；N_m为自备电厂机组台数；

N_k为高载能负荷种数；为自备电厂m在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机。

优选的，所述旋转备用约束公式具体为：

$\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m\max }-P_{Self\_m}^t)+\underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G\_h\max }-P_{G0\_h}^t)\≥R_{L\_up}^t+R_{W\_up}^t;$

$\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m}^t-P_{Self\_m\min })+\underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G0\_h}^t-P_{G\_h\min })\≥R_{L\_down}^t+R_{W\_down}^t;$

式中：为常规机组h在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机；为原计划中常规机组h在t时段的出力；P_{G_hmin}和P_{G_hmax}分别为第h台常规机组出力的下界和上界；P_{Self_mmin}和P_{Self_mmax}分别为第m台自备机组出力的下界和上界；和分别为t时段应对负荷预测误差所需的上下旋转备用；和分别为t时段应对风电短期预测误差所需的上下旋转备用。

优选的，所述新能源出力约束具体为：

各风电厂、光电电站的计划增加出力不能大于依据风、光电预测得到的增量：

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t\≤P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t;$

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t\≤P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t;$

其中，风、光电增量为：

$P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t=P_{W\_pre\left(i\right)}^t-P_{W\_plan\left(i\right)}^t;$

$P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t=P_{S\_pre\left(j\right)}^t-P_{S\_plan\left(j\right)}^t$

式中：分别为既定的各风电场、光伏电站发电计划，分别为风、光电短期预测值；分别为风电厂、光电电站的计划增加出力。

优选的，所述自备电厂运行约束，包括，机组出力上下限约束和机组爬坡率约束；

所述，机组出力上下限约束公式为：

$D_m^t{P}_{Self\_m\min }\≤P_{Self\_m}^t\≤D_m^t{P}_{Self\_m\max };$

所述机组爬坡率约束公式为：

$P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,dn}\≤P_{Self\_m}^t\≤P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,up};$

且 $P_{Self\_m}^t=P_{Self0\_m}^t-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m}^t$

式中：ΔP_{Self_m,dn}和ΔP_{Self_m,up}分别为第m台自备电厂从时段t-1到时段t允许的最大降出力和升出力值；为自备电厂m在t时段的下调容量。

优选的，所述高载能负荷调整约束包括，上调时间约束和调节次数约束；

所述上调时间约束：

对第k种高载能负荷的投切时段约束为：上调的持续时间不小于最小稳定时间不超过最大上调持续时间数学表示如下：

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-T_{Hk,on}^{\min }}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\min })\≥0;$

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-(T_{Hk,on}^{\max }+1)}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\max })\≤0;$

所述调节次数约束：

$0\≤\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left|S_k^{t+1}-S_k^t\right|\≤M_k;$

式中：M_k为高载能负荷k在调度周期内的最大允许投切次数，为高载能负荷k在t时刻的状态变量。

本发明的技术方案具有以下有益效果：

本发明的技术方案，提供的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，综合考虑了荷-源两个方面的互动协调能力，通过建立以可再生能源消纳量最大为目标的数学模型，得到各虚拟高载能负荷的调整量和可再生能源的日前计划修正量，对日前调度计划进行修正，为电网制定可再生能源调度计划提供参考。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

图1为本发明实施例所述的是荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法流程图；

图2为本发明实施例所述的系统下调旋转备用容量求解流程图；

图3为本发明实施例所述的含大规模可再生能源及高载能负荷的甘肃河西电网示意图；

图4为本发明实施例所述的荷-源消纳可再生能源增量的示意图；

图5为本发明实施例所述的荷-源协调前后的新能源日前计划对比图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例1：

如图一所示，荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，包括：

S1：根据风、光电短期预测数据和日前计划值得到次日各时段可再生能源增量：

$P_{incre}^t=\underset{i=1}{\overset{N_w}{\Σ}}{P}_{Wind\_incre\left(i\right)}^t+\underset{j=1}{\overset{N_S}{\Σ}}{P}_{Solar\_incre\left(j\right)}^t;$

S2：根据高载能负荷当前投运容量P_curi和上限值P_{H_imax}，确定高载能负荷可上调空间P_{H_imax}-P_curi；

S3：根据各自备电厂日前计划和出力下限值P_{Self_mmin}，确定自备电厂可下调空间

S4：根据负荷短期预测、常规电源日前计划，确定火电开机方式和系统下旋转备用容量R_down；

S5：根据以上步骤得到的结果，确定荷-源协调控制数学模型，计算各时段高载能负荷、自备电厂的调节量

S6：根据各时段高载能负荷、自备电厂的调节量计算得到可再生能源消纳增量 $\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m}^t+\underset{k=1}{\overset{N_H}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Hk}^t;$

S7：根据各时段的可再生能源消纳增量对原有发电计划进行修正，得到荷-源协调后的可再生能源日前发电计划

优选地,；如图2所示，步骤S4中系统下调旋转备用容量求解流程图，包括以下步骤：

S401:根据负荷短期预测，得到高峰负荷值P_Lmax，根据省内发用电平衡、高峰期间按照无风、无光，系统旋转备用容量(R_min)按最大负荷的5％留取确定系统开机方式；

S402：对于水电的调度计划，一般是以水定电，不考虑其调峰能力。根据水电日前调度计划确定火电开机方式：

$P_{G\max }=P_{L\max }+R_{\min }-\underset{i=1}{\overset{N_{water}}{\Σ}}{P}_{water\_i}^t;$

S403：根据火电厂日前发电计划基点值和火电的出力下限(考虑为57％的额定容量)，得到系统各时段的下旋转备用容量：

$R_{down}=\underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0\_h}^t-57{\mathrm{\%P}}_{G\max };$

优选地：所述S5中的数学模型包括如下目标函数和约束条件：

1、目标函数

确定荷-源协调的目标函数，即可再生能源增量消纳电量最大：

式中：T为调度期间的总时段数；N_W为风电场个数；N_S为光伏电站个数；为风电场i在t时段的增发电力；为光伏电站i在t时段的增发电力；ΔT为每个时段持续的时间。

2、约束条件：

目标函数应满足的约束条件包括系统功率平衡约束、旋转备用约束、自备电厂上下限值和爬坡率约束和高载能负荷调整约束等。数学描述如下：

1)负荷平衡约束

$\begin{array}{c}\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_S}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t=\\ (\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{P}_{Self0\_m}^t-\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t{P}_{Self\_m}^t)+\underset{k=1}{\overset{N_H}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Hk}^t\end{array}---\left(1\right)$

式中：为原计划中自备电厂m在t时段的出力；为荷源协调后自备电厂m在t时段的出力；为高载能负荷k在t时段的上调容量；N_m为自备电厂机组台数；N_k为高载能负荷种数；为自备电厂m在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机。

2)旋转备用约束

新能源的随机性导致风光电预测存在一定的误差，为了避免新能源预测误差对系统优化造成不利影响，需要有足够的上下旋转备用容量来应对大规模风电出力的波动。

$\begin{array}{c}\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m\max }-P_{Self\_m}^t)+\\ \underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G\_h\max }-P_{G0\_h}^t)\≥R_{L\_up}^t+R_{W\_up}^t\end{array};---\left(2\right)$

$\begin{array}{c}\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m}^t-P_{Self\_m\min })+\\ \underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G0\_h}^t-P_{G\_h\min })\≥R_{L\_down}^t+R_{W\_down}^t\end{array};---\left(3\right)$

式中：为常规机组h在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机；为原计划中常规机组h在t时段的出力；P_{G_hmin}和P_{G_hmax}分别为第h台常规机组出力的下界和上界；P_{Self_mmin}和P_{Self_mmax}分别为第m台自备机组出力的下界和上界；和分别为t时段应对负荷预测误差所需的上下旋转备用；和分别为t时段应对风电短期预测误差所需的上下旋转备用。

3)新能源出力约束

各风电厂、光电电站的计划增加出力不能大于依据风、光电预测得到的增量：

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t\≤P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t;---\left(4\right)$

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t\≤P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t;---\left(5\right)$

其中，风、光电增量为：

$P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t=P_{W\_pre\left(i\right)}^t-P_{W\_plan\left(i\right)}^t;---\left(6\right)$

$P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t=P_{S\_pre\left(j\right)}^t-P_{S\_plan\left(j\right)}^t;---\left(7\right)$

式中：分别为既定的各风电场、光伏电站发电计划，风、光电短期预测值。

4)自备电厂运行约束：

①机组出力上下限约束：

$D_m^t{P}_{Self\_m\min }\≤P_{Self\_m}^t\≤D_m^t{P}_{Self\_m\max }---\left(8\right)$

②机组爬坡率约束：

$P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,dn}\≤P_{Self\_m}^t\≤P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,up}---\left(9\right)$

且 $P_{Self\_m}^t=P_{Self0\_m}^t-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m}^t---\left(10\right)$

式中：ΔP_{Self_m,dn}和ΔP_{Self_m,up}分别为第m台自备电厂从时段t-1到时段t允许的最大降出力和升出力值；为自备电厂m在t时段的下调容量。

5)高载能负荷调整约束：

①上调时间约束

对第k种高载能负荷的投切时段约束为：上调的持续时间不小于最小稳定时间不超过最大上调持续时间数学表示如下：

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-T_{Hk,on}^{\min }}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\min })\≥0---\left(11\right)$

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-(T_{Hk,on}^{\max }+1)}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\max })\≤0---\left(12\right)$

②调节次数约束

$0\≤\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left|S_k^{t+1}-S_k^t\right|\≤M_k---\left(13\right)$

式中：M_k为高载能负荷k在调度周期内的最大允许投切次数，为高载能负荷k在t时刻的状态变量。

实施例2：

图3是含大规模风电及高载能负荷的甘肃河西电网示意图，以4月5日数据为例分析，本发明提供的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法包括：

S1：根据风、光电短期预测数据和日前计划值，得到次日各时段可再生能源增量，如表1所示。

时刻	可再生能源增量(MW)	时刻	可再生能源增量(MW)
				0:00	1267.31771	12:00	146.1565484
0:15	1289.31371	12:15	245.0514407
				0:30	1336.81371	12:30	125.202905
0:45	1493.44371	12:45	215.6558921
				1:00	1556.15771	13:00	256.5395741
1:15	1599.72171	13:15	306.2839221
				1:30	1665.78771	13:30	323.0201406
1:45	1882.36771	13:45	231.1374981
				2:00	1934.90771	14:00	212.0968951
2:15	1987.71771	14:15	303.5281426
				2:30	2014.80771	14:30	297.5534552
2:45	2149.42771	14:45	342.8560811
				3:00	2174.17771	15:00	363.4208396
3:15	2180.80771	15:15	361.9515056
				3:30	2172.85771	15:30	425.4150881
3:45	2214.90771	15:45	509.6935473
				4:00	2162.19771	16:00	583.4104932
4:15	2153.58371	16:15	533.0433305
				4:30	2089.51371	16:30	557.1407491
4:45	2101.35771	16:45	515.1618487
				5:00	2050.34771	17:00	502.9717303
5:15	1971.31771	17:15	497.6418749 -->
				5:30	1889.34771	17:30	564.3219289
5:45	1795.54771	17:45	530.2431282
				6:00	1731.36771	18:00	502.8504171
6:15	1649.45371	18:15	368.3776729
				6:30	1577.41371	18:30	290.3821032
6:45	1476.10371	18:45	295.4219335
				7:00	1384.917368	19:00	274.5949725
7:15	1213.6796	19:15	352.7637274
				7:30	957.1024248	19:30	370.676042
7:45	683.3997842	19:45	415.871077
				8:00	596.1576736	20:00	396.071968
8:15	488.5257709	20:15	362.046839
				8:30	389.3018808	20:30	422.836839
8:45	374.6501519	20:45	514.174634
				9:00	372.1457703	21:00	519.522839
9:15	309.1507919	21:15	453.728839
				9:30	241.2520678	21:30	315.772839
9:45	217.9461278	21:45	272.664634
				10:00	175.8727409	22:00	214.486839
10:15	126.3637766	22:15	486.356839
				10:30	88.78526564	22:30	475.002839
10:45	122.4561447	22:45	615.208429
				11:00	83.7146333	23:00	720.570634
11:15	128.7327224	23:15	747.884634
				11:30	160.3887344	23:30	745.110634
11:45	150.2565303	23:45	724.370634

表1各时段的可再生能源消纳增量。

S2：根据高载能负荷当前投运容量和上限值，确定高载能负荷可上调空间，如表2所示。由于高载能负荷不能频繁调节，且上调持续时间有严格约束，以4h为一个时段进行调整，且各类高载能负荷均不能在上限连续运行超过8h，一天调整次数不超过3次。

高载能负荷名称	当前投运容量(MW)	可上调节容量(MW)
			电解铝	625	75+35(可分为两次投切)
铁合金	92	2.1
			金属硅	30*4	6

表2各时段的可再生能源消纳增量。

S3：根据各自备电厂日前计划和出力下限值，确定自备电厂可下调空间，四月各自备电厂处于纯凝工况，调节特性如表3所示。

自备电厂名	机组容量	最小负荷	爬坡率
				甘酒钢三厂	300MW(2台)	85MW	±5MW/min
甘酒钢新厂	125MW(2台)	170MW	±3MW/min

表3自备电厂特性表。

S4：按照目前甘肃省联络线考核规则，不调用其他省份调峰资源，本省按省内发用电平衡、高峰期间按照无风、无光，火电旋转备用容量按最大发受电负荷1750万千瓦的5％留取，旋转备用预留90万千瓦确定开机方式。其中，目前甘肃是按周对火电开机方式进行调整，所以高峰选择的是一周中的最大负荷(12055.39MW)，即：火电开机＝一周中的最大负荷+系统旋转备用-水电出力。

对于水电的调度计划，一般是以水定电，不考虑其调峰能力。火电的出力上限考虑为100％额定容量，出力下限考虑为57％的额定容量。得到火电调节的基础数据如表4所示。

火电开机(MW)	出力上限(MW)	出力下限(MW)
			11565.39	11565.39	6592.2723

表4火电调节基础数据。

再根据已有的火电厂日前计划得到系统上、下旋转备用容量：

上旋转备用容量＝出力上限-已有日前计划；

下旋转备用容量＝已有日前计划-出力下限；

为了多消纳风电，在合适的时候可以下调自备电厂的出力计划，可下调空间＝下旋转备用容量-900(MW)，结果如表5所示。

表5火电各时段旋转备用和可下调空间。

S5：根据以上步骤得到的结果，确定荷-源协调控制数学模型，计算得到各时段高载能负荷、自备电厂的调节量，如表6和表7所示；

时段	电解铝(MW)	铁合金(MW)	金属硅(MW)
				0:00-3:45	110	2.1	6
4:00-3:45	110	2.1	6
				8:00-11:45	75	2.1	6
12:00-15:45	110	2.1	6
				16:00-19:45	110	2.1	6
20:00-23:45	110	2.1	6

表6各时段每类高载能负荷的上调量。

时刻	甘酒钢三厂	甘酒钢新厂	时间	甘酒钢三厂	甘酒钢新厂
						0:00	160	30	12:00	28.05655	0
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11:45	67.15653	0	23:45	160	30

表7各时段各自备电厂的下调量。

S6：根据各时段高载能负荷、自备电厂的调节量，加和计算得到可再生能源消纳增量，如图4所示为荷-源消纳可再生能源增量的示意图，图4中以0:00时间点曲线由上到下依次为：可再生能源增量；虚拟负荷总调节量；自备电厂下调容量；高载能负荷上调容量。

S7：根据各时段的可再生能源消纳增量对原有发电计划进行修正，得到荷-源协调后的可再生能源日前发电计划,图5为荷-源协调前后的新能源日前计划对比图，图5中的阴影部分为采用本方法多消纳的可再生能源。

上方线为荷源协调后的新能源日前计划，下方线为已有的新能源日前计划。

上述实例分析表明：荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，综合考虑了荷-源两个方面的互动协调能力，通过建立以可再生能源消纳量最大为目标的数学模型，得到各虚拟高载能负荷的调整量和可再生能源的日前计划修正量，对日前调度计划进行修正，为电网制定可再生能源调度计划提供参考。

本方法通过将虚拟高载能负荷(高载能负荷+自备电厂)纳入到现有的可再生能源调度策略中，综合考虑了荷-源两个方面的互动协调能力，通过建立以可再生能源消纳量最大为目标的数学模型，得到各虚拟高载能负荷的调整量和可再生能源的日前计划修正量，对日前调度计划进行修正，为电网制定可再生能源调度计划提供指导。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，包括：

S1：根据可再生能源短期预测数据和日前计划，得到次日各时段的可再生能源增量

S2：根据高载能负荷当前投运容量和上限值，确定高载能负荷可上调空间；

S3：根据各自备电厂日前计划和出力下限值，确定自备电厂可下调空间；

S4：根据负荷短期预测、常规电源日前计划，确定火电开机方式和系统下旋转备用容量；

S5：根据上述步骤S1至步骤S4得到的结果，确定荷-源协调控制数学模型，得到各时段高载能负荷调节量及自备电厂调节量

S6：根据各时段高载能负荷及自备电厂的调节量得到可再生能源消纳增量；

S7：根据各时段的可再生能源消纳增量对原有发电计划进行修正，得到荷-源协调后的可再生能源日前发电计划。

2.根据权利要求1所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述步骤S4具体包括以下步骤：

S401:根据负荷短期预测以及电网对旋转备用的要求确定系统开机方式；

S402：对于水电的调度计划，以水定电，不考虑水电调峰能力，根据水电日前调度计划确定火电开机方式；

S403：根据火电厂日前发电计划和火电的出力限值，得到系统各时段的旋转备用容量。

3.根据权利要求1所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述S5中的荷-源协调控制数学模型包括目标函数和约束条件：

所述目标函数：确定荷-源协调的目标函数，即可再生能源增量消纳电量最大：

且所述目标函数应满足的约束条件包括系统功率平衡约束、旋转备用约束、新能源出力约束、自备电厂运行约束以及高载能负荷调整约束。

4.根据权利要求3所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述目标函数公式具体为：

$\begin{array}{c}{E}_{New}=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}(\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t\\ +\underset{j=1}{\overset{N_S}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t)\mathrm{\Δ}T\end{array};$

式中：T为调度期间的总时段数；N_W为风电场个数；N_S为光伏电站个数；为风电场i在t时段的增发电力；为光伏电站i在t时段的增发电力；ΔT为每个时段持续的时间。

5.根据权利要求4所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述负荷平衡约束公式具体为：

$\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_S}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t=(\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{P}_{Self0\_m}^t-\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t{P}_{Self\_m}^t)+\underset{k=1}{\overset{N_H}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{Hk}^t$

式中：为原计划中自备电厂m在t时段的出力；为荷源协调后自备电厂m在t时段的出力；为高载能负荷k在t时段的上调容量；N_m为自备电厂机组台数；N_k为高载能负荷种数；为自备电厂m在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机。

6.根据权利要求4所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述旋转备用约束公式具体为：

$\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m\max }-P_{Self\_m}^t)+\underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G\_h\max }-P_{G0\_h}^t)\≥R_{L\_up}^t+R_{W\_up}^t;$

$\underset{m=1}{\overset{N_m}{\Σ}}{D}_m^t(P_{Self\_m}^t-P_{Self\_m\min })+\underset{h=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{D}_h^t(P_{G0\_h}^t-P_{G\_h\min })\≥R_{L\_down}^t+R_{W\_down}^t;$

式中：为常规机组h在t时段的启停状态变量，表示开机，表示停机；为原计划中常规机组h在t时段的出力；P_{G_hmin}和P_{G_hmax}分别为第h台常规机组出力的下界和上界；P_{Self_mmin}和P_{Self_mmax}分别为第m台自备机组出力的下界和上界；和分别为t时段应对负荷预测误差所需的上下旋转备用；和分别为t时段应对风电短期预测误差所需的上下旋转备用。

7.根据权利要求4所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述新能源出力约束具体为：

各风电厂、光电电站的计划增加出力不能大于依据风、光电预测得到的增量：

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Wind\_i}^t\≤P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t;$

$0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{Solar\_j}^t\≤P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t;$

其中，风、光电增量为：

$P_{Wind\_incre\left(i\right)}^t=P_{W\_pre\left(i\right)}^t-P_{W\_plan\left(i\right)}^t;$

$P_{Solar\_incre\left(j\right)}^t=P_{S\_pre\left(j\right)}^t-P_{S\_plan\left(j\right)}^t$

式中：分别为既定的各风电场、光伏电站发电计划，分别为风、光电短期预测值；分别为风电厂、光电电站的计划增加出力。

8.根据权利要求4所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述自备电厂运行约束，包括，机组出力上下限约束和机组爬坡率约束；

所述，机组出力上下限约束公式为：

$D_m^t{P}_{Self\_m\min }\≤P_{Self\_m}^t\≤D_m^t{P}_{Self\_m\max };$

所述机组爬坡率约束公式为：

$P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,dn}\≤P_{Self\_m}^t\≤P_{Self\_m}^{t-1}-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m,up};$

且 $P_{Self\_m}^t=P_{Self0\_m}^t-{\mathrm{\ΔP}}_{Self\_m}^t$

式中：ΔP_{Self_m，dn}和ΔP_{Self_m，up}分别为第m台自备电厂从时段t-1到时段t允许的最大降出力和升出力值；为自备电厂m在t时段的下调容量。

9.根据权利要求4所述的荷-源协调控制的可再生能源日前计划修正方法，其特征在于，所述高载能负荷调整约束包括，上调时间约束和调节次数约束；

所述上调时间约束：

对第k种高载能负荷的投切时段约束为：上调的持续时间不小于最小稳定时间不超过最大上调持续时间数学表示如下：

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-T_{Hk,on}^{\min }}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\min })\≥0;$

$S_k^{t-1}(S_k^{t-1}-S_k^t)(\underset{i=t-(T_{Hk,on}^{\min }+1)}{\overset{t-1}{\Σ}}{S}_k^i-T_{Hk,on}^{\min })\≤0;$

所述调节次数约束：

$0\≤\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}|S_k^{t+1}-S_k^t|\≤M_k;$

式中：M_k为高载能负荷k在调度周期内的最大允许投切次数，为高载能负荷k在t时刻的状态变量。