CN107404129A

CN107404129A - 风‑储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法

Info

Publication number: CN107404129A
Application number: CN201710816599.XA
Authority: CN
Inventors: 张新松; 华亮; 周辉; 顾菊平; 李智; 李俊红; 徐鸣; 徐一鸣; 杨慧; 罗来武
Original assignee: Nantong University
Current assignee: Jiangsu Sentai Electric Appliance Co ltd
Priority date: 2017-09-12
Filing date: 2017-09-12
Publication date: 2017-11-28
Anticipated expiration: 2037-09-12
Also published as: CN107404129B

Abstract

本发明公开了一种风‑储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，风‑储混合电站运行策略分为两步：首先，根据分时上网电价预先制定电池储能系统在调度周期内的充、放电序列，一方面将部分风能从低电价时段平移至高电价时段实现套利，另一方面，通过事先规划的充、放电序列避免电池储能系统在充、放电状态之间频繁切换，延长储能使用寿命；接着，以实时风功率为依据，调节电池储能系统的充、放电功率大小，实现风‑储混合电站对计划出力的有效跟踪，尽可能满足并网要求，并进一步提升并网效益。风‑储混合电站短期计划出力设为短期风功率预测值与电池储能系统计划充、放电功率之和。本发明易实施，效果优异。

Description

风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法

技术领域

本发明涉及风力发电并网技术与电池储能技术，具体涉及一种新型风-储混合电站运行策略与基于迭代求解机制的短期计划出力优化方法。

背景技术

近年来，随着化石燃料的逐渐枯竭与节能减排压力的日益增大，世界各国对发展以风电为代表的可再生能源给予了足够重视。截止2016年底，我国风电累计装机容量高达1.49亿千瓦，成为电力系统第3大主力电源，且规模居世界第一位。然而，与常规能源机组不同，风功率具备与生俱来的间歇特性与随机波动特性，其大规模并网势必增加电网调度压力，大幅度提高电网调度成本。更为严重的是，在某些情况下，系统调度人员将不得不通过“弃风”确保电网功率平衡，这将严重制约风能资源的可持续开发利用。据统计，仅2016年度，我国电网的“弃风”总量就接近500亿千瓦时。

近年来，电池储能技术的快速发展为解决风电并网导致的一系列问题提供了全新的技术思路。文献一《Control strategies for battery energy storage for wind farmdispatching》(IEEE Transactions on Energy Conversion，2009年，第24卷，第3期，第725页至732页)将电池储能系统接入风电场构成风-储混合电站运行，利用电池储能系统的灵活充、放电能力对风功率中的波动分量进行平抑。文献二《Optimal control of batteryenergy storage for wind farm dispatching》(IEEE Transactions on EnergyConversion，2010年，第25卷，第3期，第787页至794页)利用最优控制的理念对文献一给出的运行策略进行了改进，取得了更好的平抑效果。文献一、二直接将风功率短期预测结果作为风-储混合电站的短期计划出力，因此，实际风功率将在短期计划出力周围随机波动，从而导致电池储能系统在充、放电状态间频繁切换，严重缩短其使用寿命。

为避免电池储能系统在充、放状态间频繁切换，延长其使用寿命，文献三《Costoptimized battery capacity and short-term power dispatch control for windfarm》(IEEE Transactions on Industrial Application，2015年，第51卷，第1期，第595页至606页)改变了风-储混合电站短期计划出力的确定方法，将未来若干调度周期内的风功率出力上、下限作为计划出力，从而避免了电池储能系统在充、放电状态间的频繁切换，延长了使用寿命。然而，该文献提出的风-储混合电站运行策略较为复杂，且风功率出力的上、下限难以确定。文献四《On generation schedule tracking of wind farms withbattery energy storage systems》(IEEE Transactions on Energy Conversion，2017年，第8卷，第1期，第341页至353页)将电池储能系统分为容量相等的两部分独立运行，分别用于平抑实际风功率与计划出力间的正、负偏差。显然，该运行策略可有效避免电池储能系统在充、放电状态间的频繁切换，延长其使用寿命。然而，该运行策略将显著增加电池储能系统的容量需求，降低经济性。

发明内容

本发明的目的在于提供一种效果优异的风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法。

本发明的技术解决方案是：

一种风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，其特征是：风-储混合电站短期计划出力为短期风功率预测值与电池储能系统计划充、放电功率之和，如下式所示：

P_s,t＝P_wf,t+P_bs,t t＝1,2,3,…,m

上式中，P_s,t为风-储混合电站在时段t的计划出力；P_wf,t为时段t的风功率短期预测值；P_bs,t为电池储能系统在时段t的计划充、放电功率，取正值表示电池储能系统处于放电状态，负值表示电池储能系统处于充电状态；m为整个调度周期内调度时段的个数，由实际情况确定。

风-储混合电站的短期运行策略可分为两步：第1步，根据分时上网电价政策预先制定电池储能系统在调度周期内的充、放电序列，即电池储能系统在低电价时段充电、高电价时段放电，一方面将部分风能从低电价时段平移至高电价时段实现套利，另一方面避免电池储能系统在充、放电状态间的频繁切换；第2步，根据实时风功率调节电池储能系统充、放电功率的大小，实现对风-储混合电站短期发电计划的跟踪，满足电网调度者提出的并网要求，并进一步提升并网效益。具体描述如下：

首先，根据第1步给定的电池储能系统充、放电序列确定电池储能系统在时段t的充、放电状态，在此基础上计算该时段的最大可用充、放电功率。

若电池储能系统在当前时段处于充电状态，则其最大可用充电功率P_bmc,t为：

P_bmc,t＝-min{P_r,chE_c,[(S_max-S_t-1)E_c]/[Tη_ch]}

上式中，P_r,ch为单位容量电池储能系统的额定充电功率；E_c是电池储能系统容量；S_max为电池储能系统的最大允许荷电状态；S_t-1为电池储能系统在时段t-1的荷电状态；η_ch为电池储能系统的充电效率；T为调度时段长度。在本发明中，P_bmc,t为负值。

若电池储能系统在当前时段处于放电状态，则其最大可用放电功率P_bmd,t为：

P_bmd,t＝min{P_r,disE_c,[(S_t-1-S_min)E_cη_ch]/T}

上式中，P_r,dis为单位容量电池储能系统的额定放电功率；S_min为电池储能系统的最小允许荷电状态；η_dis为电池储能系统的放电效率。在本发明中，P_bmd,t为正值。

接着，以实时风功率P_w,t为基础，计算电池储能系统在时段t的实际充、放电功率P_b,t，风-储混合电站在当前时段的“弃风”功率P_wcur,t与注入功率差额P_dev,t。

若实时风功率P_w,t恰好等于其预测值P_wf,t，则电池储能系统在当前时段按计划充、放电功率运行，即：

P_b,t＝P_bs,t

若实时风功率P_w,t不等于其预测值P_wf,t，则电池储能系统的实际充、放电功率与其充、放电状态，最大可用充、放电功率，风-储混合电站计划出力等多种因素有关，具体描述如下。

当电池储能系统在调度时段t处于充电状态，且实时风功率P_w,t小于其预测值P_wf,t时，应减少电池储能系统的充电功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率，此时，电池储能系统实时充电功率如下式所示：

从上式可见，若实时风功率P_w,t大于(等于)其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和(注：电池储能系统在当前时段处于充电状态，因此，按本发明中的约定，P_bs,t在当前时段为负值)，则电池储能系统的实际充电功率由计划充电功率P_bs,t下降为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电。若实时风功率P_w,t进一步减小(即小于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和)，则即使将电池储能系统充电功率下调为零，风-储混合电站也无法按计划出力发电，此时，风-储混合电站的注入功率差额P_dev,t为：

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t

当电池储能系统在调度时段t处于充电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，应增大电池储能系统的充电功率、吸收多余风功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率。此时，电池储能系统实时充电功率如下式所示：

从上式可见，若实时风功率P_w,t小于(等于)其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用充电功率P_bmc,t，则电池储能系统的实际充电功率由计划充电功率P_bs,t上升为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电。若实时风功率P_w,t进一步增大(即大于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用充电功率P_bmc,t)，则即使将电池储能系统充电功率将上升至其最大可用充电功率，也必须部分“弃风”才能保证风-储混合电站按计划出力发电，对应的“弃风”功率P_wcur,t为：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t+P_bmc,t-P_bs,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t小于其预测值P_wf,t时，应增大电池储能系统的放电功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率，此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

从上式可看出，若实时风功率P_w,t大于(等于)其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用放电功率P_bmd,t，则电池储能系统的实际放电功率应由计划放电功率P_bs,t上升为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电。若实时风功率P_w,t进一步减小(即小于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用放电功率P_bmd,t)，则即使将电池储能系统的放电功率将上升至其最大可用放电功率，风-储混合电站仍不能按计划出力发电，对应的注入功率差额P_dev,t为：

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t-P_bmd,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，应减少电池储能系统的放电功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率，此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

从上式可见，若实时风功率P_w,t小于(等于)其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和，则电池储能系统的实际放电功率应由其计划放电功率P_bs,t减小为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力P_s,t发电。若实时风功率P_w,t进一步增大(即大于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和)，则即使将电池储能系统的放电功率下调至零，也必须部分“弃风”才能保证风-储混合电站按计划出力发电，对应的“弃风”功率P_wcur,t为：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t-P_bs,t

从上文给出的运行策略可看出，风-储混合电站短期计划出力制定的是否合理将显著影响其技术、经济性能。风电场配备的风功率预测系统可提供短期风功率预测结果，因此，风-储混合电站短期计划出力优化本质上是电池储能系统计划充、放电功率的优化。本发明采用序贯蒙特卡洛模拟技术对风-储混合电站在调度周期内的运行状况进行模拟，并以模拟结果为依据，从某一初值出发，对电池储能系统在各调度时段的计划充、放电功率进行迭代更新，直至给出最终计划充、放电功率。

电池储能系统初始计划充、放电功率的确定方法如下：

依据分时上网电价，可将电池储能系统在整个短期调度周期内的运行状态分为n个充、放电循环。上式中，为电池储能系统在时段t的初始计划充、放电功率；S_ch,i、E_ch,i是第i个充、放电循环的充电开始、结束时段；E_dis,i是第i个充、放电循环的放电结束时段；i＝1,2,···,n。

对风-储混合电站在调度周期内的运行状况进行模拟是优化其计划充、放电功率的基础，模拟方法如下所示：

步骤1、将衡量风-储混合电站实时技术、经济性能的评价指标初始化为零，即：

上式中，M_PPST,t、M_EWCL,t、M_EPDP,t和M_EESI,t分别为发电计划跟踪概率(Probabilitiesof Power Schedules Tracking,PPST)、弃风损失期望(Expected Wind PowerCurtailment Losses,EWCL)、注入功率偏差惩罚期望(Expected Power DeviationPunishments,EPDP)与电能销售收入期望(Expected Energy Sale Incomes,EESI)这四个实时评价指标在调度时段t的取值。

步骤2、将调度时段索引t初始化为1。根据事先拟定的电池储能系统充、放电序列，可知电池储能系统在初始时段的工作状态。若电池储能系统在初始时段处于充电状态，则将其荷电状态初始化为S_min；若电池储能系统在初始时段处于放电状态，则将其荷电状态初始化为S_max。

步骤3、根据时段t的风功预测值确定Versatile分布中的三个形状参数α、β和γ的取值。本发明中，采用Versatile分布描述实际风功率在其预测值附近的随机波动特性，该分布的概率密度函数f(x)与累积概率分布函数F(x)分别如下式所示：

f(x)＝αβexp[-α(x-γ)]/{1+exp[-α(x-γ)]}^β+1

F(x)＝{1+exp[-α(x-γ)]}^-β

风功率波动特性与其出力水平密切相关，因此，当出力水平不同时，Versatile分布中的形状参数α、β和γ应取不同的数值。

步骤4、生成服从Versatile分布的随机风功率，即：

上式中，P_w,t为调度时段t的随机风功率；G_wind为风电场的装机容量；函数F^-1(·)为Versatile分布累积概率分布函数的反函数；c为区间[0,1]内服从均匀分布的随机数。

步骤5、将步骤4产生的随机风功率P_w,t当作实时风功率，按照上文描述的风-储混合电站运行策略，确定电池储能系统在当前时段的实时充、放电功率P_b,t，风-储混合电站当前时段的实时“弃风”功率P_wcur,t与注入功率差额P_dev,t。

步骤6、根据步骤5的计算结果，按下式更新指标EWCL、EPDP和EESI在调度时段t的取值。如下式所示：

上式中，n_sim为事先给定的蒙特卡洛模拟次数；ρ_t为调度时段t的电价；β_t为调度时段t的出力偏差惩罚电价。至于指标PPST，若风-储混合电站在该时段能按计划出力发电，则按下式对该指标进行更新：

步骤7：按下式计算电池储能系统在当前时段的荷电状态S_t。

步骤8：令t＝t+1，重复执行步骤3至步骤7，直至t＝m。

步骤9：重复执行步骤2至步骤8，直至达到事先设定的最大蒙特卡洛模拟次数。

在运行模拟结果的基础上，按以下方法对电池储能系统在各调度时段的计划充、放电功率进行迭代更新，直至给出最终计划充、放电功率。

若风-储混合电站在时段t的发电计划跟踪概率无法满足电网调度方提出的要求，则说明该时段电池储能系统计划充、放电功率设置过大，此时，可按下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

上式中，分别指第i次与第i+1次迭代时电池储能系统在时段t的计划充、放电功率；γ为事先制定的修正系数。

若风-储混合电站在时段t的发电计划跟踪概率能满足电网调度方的要求，则可通过对该时段电池储能系统计划充、放电功率的修正进一步提升并网效益。若指标EWCL的取值大于指标EPDP的取值，则说明当前时段电池储能系统计划充、放电功率设置过低，此时，为进一步提升并网效益，可依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

反之，若指标EWCL的取值小于指标EPDP的取值，则说明当前时段电池储能系统计划充、放电功率设置过大，此时，为进一步提升并网效益，可依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

本发明中，事先设定一个较大的迭代次数D_max，若迭代更新次数达到该最大迭代次数，即可认为迭代收敛。此时，对应的电池储能系统计划充、放电功率即为最终计划充、放电功率。需要指出的是：在对各时段计划充、放电功率进行修正时，需注意计划充、放电功率的取值范围。若电池储能系统处于充电状态，则其计划充、放电功率取值范围为[-P_r,chE_c,0]，反之，若电池储能系统处于放电状态，则其计划充、放电功率取值范围为[0,P_r,disE_c]。

本发明方法易实施，效果优异。

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。

图1是风-储混合电站的短期运行策略示意图。

图2是电池储能系统在各调度时段的计划充、放电功率进行迭代更新示意图。

具体实施方式

实施例1

风-储混合电站短期计划出力设为短期风功率预测值与电池储能系统计划充、放电功率之和，如下式所示：

P_s,t＝P_wf,t+P_bs,t t＝1,2,3,…,m

风-储混合电站的短期运行策略可分为两大步，具体如附图1所示：第1步，根据分时上网电价政策预先制定电池储能系统在调度周期内的充、放电序列，即电池储能系统在低电价时段充电、高电价时段放电；第2步，根据实时风功率调节电池储能系统充、放电功率的大小，实现对风-储混合电站短期发电计划的跟踪，满足电网调度者提出的并网要求，并进一步提升并网效益。具体描述如下：

P_bmc,t＝-min{P_r,chE_c,[(S_max-S_t-1)E_c]/[Tη_ch]}

P_bmd,t＝min{P_r,disE_c,[(S_t-1-S_min)E_cη_ch]/T}

P_b,t＝P_bs,t

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t

当电池储能系统在调度时段t处于充电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，应增大电池储能系统的充电功率、以吸收多余风功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率。此时，电池储能系统实时充电功率如下式所示：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t+P_bmc,t-P_bs,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t小于其预测值P_wf,t时，应增大电池储能系统的放电功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率。此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t-P_bmd,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，应减少电池储能系统的放电功率，尽可能确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率。此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t-P_bs,t

电池储能系统初始计划充、放电功率的确定方法如下：

步骤1、将衡量风-储混合电站实时技术、经济性能的各评价指标的初值设定为零，即：

f(x)＝αβexp[-α(x-γ)]/{1+exp[-α(x-γ)]}^β+1

F(x)＝{1+exp[-α(x-γ)]}^-β

步骤4、生成服从Versatile分布的随机风功率，即：

步骤7：按下式计算电池储能系统在当前时段的荷电状态S_t。

步骤8：令t＝t+1，重复执行步骤3至步骤7，直至t＝m。

在运行模拟结果的基础上，可按以下方法对电池储能系统在各调度时段的计划充、放电功率进行迭代更新，直至给出最终计划充、放电功率，具体如附图2所示。

若风-储混合电站在时段t的发电计划跟踪概率无法满足电网调度方提出的要求，则说明电池储能系统在该时段的计划充、放电功率设置过大，此时，可按下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

若风-储混合电站在时段t的发电计划跟踪概率能满足电网调度方的要求，则可通过对该时段电池储能系统计划充、放电功率的修正进一步提升并网效益。若指标EWCL的取值大于指标EPDP的取值，则说明电池储能系统在该时段的计划充、放电功率设置过低，此时，为进一步提升并网效益，可依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

反之，若指标EWCL的取值小于指标EPDP的取值，则说明电池储能系统在该时段的计划充、放电功率设置过大，此时，为进一步提升并网效益，可依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

Claims

1.一种风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，其特征是：风-储混合电站短期计划出力的确定方法：

风-储混合电站短期计划出力为短期风功率预测值与电池储能系统计划充、放电功率之和，如下式所示：

P_s,t＝P_wf,t+P_bs,t t＝1,2,3,…,m

上式中，P_s,t为风-储混合电站在时段t的计划出力；P_wf,t为时段t的风功率短期预测值；P_bs,t为电池储能系统在时段t的计划充、放电功率，取正值表示电池储能系统处于放电状态，负值表示电池储能系统处于充电状态；m为整个调度周期内调度时段的个数；

风-储混合电站的短期运行策略可分为两步：第1步，根据分时上网电价政策预先制定电池储能系统在调度周期内的充、放电序列，即电池储能系统在低电价时段充电、高电价时段放电；第2步，根据实时风功率调节电池储能系统充、放电功率的大小，实现对风-储混合电站短期发电计划的跟踪，满足电网调度者提出的并网要求，并进一步提升并网效益；具体如下：

首先，根据第1步给定的电池储能系统充、放电序列确定电池储能系统在时段t的充、放电状态，在此基础上计算该时段的最大可用充、放电功率；

P_bmc,t＝-min{P_r,chE_c,[(S_max-S_t-1)E_c]/[Tη_ch]}

上式中，P_r,ch为单位容量电池储能系统的额定充电功率；E_c是电池储能系统容量；S_max为电池储能系统的最大允许荷电状态；S_t-1为电池储能系统在时段t-1的荷电状态；η_ch为电池储能系统的充电效率；T为调度时段长度；P_bmc,t为负值；

P_bmd,t＝min{P_r,disE_c,[(S_t-1-S_min)E_cη_ch]/T}

上式中，P_r,dis为单位容量电池储能系统的额定放电功率；S_min为电池储能系统的最小允许荷电状态；η_dis为电池储能系统的放电效率；P_bmd,t为正值；

接着，以实时风功率P_w,t为基础，计算电池储能系统在时段t的实际充、放电功率P_b,t，风-储混合电站在当前时段的“弃风”功率P_wcur,t与注入功率差额P_dev,t；

P_b,t＝P_bs,t

若实时风功率P_w,t不等于其预测值P_wf,t，则电池储能系统的实际充、放电功率与其充、放电状态，最大可用充、放电功率及风-储混合电站计划出力因素有关，具体如下：

当电池储能系统在调度时段t处于充电状态，且实时风功率P_w,t小于其预测值P_wf,t时，电池储能系统应减少充电功率，确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率，此时，电池储能系统实时充电功率如下式所示：

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从上式可见，若实时风功率P_w,t大于或等于其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和，则电池储能系统的实际充电功率由计划充电功率P_bs,t下降为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电；若实时风功率P_w,t进一步减小，即小于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和，则即使将电池储能系统充电功率下调为零，风-储混合电站也无法按计划出力发电，此时，风-储混合电站的注入功率差额P_dev,t为：

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t

当电池储能系统在调度时段t处于充电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，增大电池储能系统充电功率、吸收多余风功率，确保风-储混合电站按计划出力P_s,t向电网注入功率，此时，电池储能系统实时充电功率如下式所示：

从上式可见，若实时风功率P_w,t小于或等于其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用充电功率P_bmc,t，则电池储能系统的实际充电功率由计划充电功率P_bs,t上升为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电；若实时风功率P_w,t进一步增大，即大于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用充电功率P_bmc,t，则即使将电池储能系统充电功率将上升至其最大可用充电功率，也必须部分“弃风”才能保证风-储混合电站按计划出力发电，对应的“弃风”功率P_wcur,t为：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t+P_bmc,t-P_bs,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t小于其预测值P_wf,t时，增大电池储能系统的放电功率，确保风-储混合电站尽可能按计划出力P_s,t发电，此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

<mrow> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <mfenced open = "{" close = ""> <mtable> <mtr> <mtd> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>m</mi> <mi>d</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo><</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mi>f</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>m</mi> <mi>d</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mi>f</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>&GreaterEqual;</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mi>f</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>m</mi> <mi>d</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> </mrow>

从上式可看出，若实时风功率P_w,t大于或等于其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用放电功率P_bmd,t，则电池储能系统的实际放电功率由计划放电功率P_bs,t上升为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力发电；若实时风功率P_w,t进一步减小，即小于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和再减去电池储能系统的最大可用放电功率P_bmd,t，则即使将电池储能系统的放电功率将上升至其最大可用放电功率，风-储混合电站仍不能按计划出力发电，对应的注入功率差额P_dev,t为：

P_dev,t＝P_wf,t+P_bs,t-P_w,t-P_bmd,t

当电池储能系统在调度时段t处于放电状态，且实时风功率P_w,t大于其预测值P_wf,t时，减少电池储能系统的放电功率，确保风-储混合电站按计划出力P_s,t发电，此时，电池储能系统实时放电功率如下式所示：

从上式可见，若实时风功率P_w,t小于或等于其预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和，则电池储能系统的实际放电功率应由其计划放电功率P_bs,t减小为P_wf,t+P_bs,t-P_w,t，以确保风-储混合电站按计划出力P_s,t发电；若实时风功率P_w,t进一步增大，即大于预测值P_wf,t与电池储能系统计划充、放电功率P_bs,t之和，则即使将电池储能系统的放电功率下调至零，也必须部分“弃风”才能保证风-储混合电站按计划出力发电，对应的“弃风”功率P_wcur,t为：

P_wcur,t＝P_w,t-P_wf,t-P_bs,t。

2.根据权利要求1所述的风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，其特征是：所述电池储能系统，其初始计划充、放电功率确定方法，具体如下式所示：

依据分时上网电价，可将电池储能系统在整个短期调度周期内的运行状态分为n个充、放电循环；上式中，为电池储能系统在时段t的初始计划充、放电功率；S_ch,i、E_ch,i是第i个充、放电循环的充电开始、结束时段；E_dis,i是第i个充、放电循环的放电结束时段；i＝1,2,…,n。

3.根据权利要求2所述的风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，其特征是：为优化电池储能系统的计划充、放电功率，采用序贯蒙特卡洛模拟技术对风-储混合电站在调度周期内的运行状况进行模拟，具体步骤如下所示：

上式中，M_PPST,t、M_EWCL,t、M_EPDP,t和M_EESI,t分别为发电计划跟踪概率、弃风损失期望、注入功率偏差惩罚期望与电能销售收入期望这四个实时评价指标在调度时段t的取值；

步骤2、将调度时段索引t初始化为1；根据事先拟定的电池储能系统充、放电序列，可知电池储能系统在初始时段的工作状态；若电池储能系统在初始时段处于充电状态，则将其荷电状态初始化为S_min；若电池储能系统在初始时段处于放电状态，则将其荷电状态初始化为S_max；

步骤3、根据时段t的风功预测值确定Versatile分布中的三个形状参数α、β和γ的取值；采用Versatile分布描述实际风功率在预测值附近的随机波动特性，该分布的概率密度函数f(x)与累积概率分布函数F(x)分别如下式所示：

f(x)＝αβexp[-α(x-γ)]/{1+exp[-α(x-γ)]}^β+1

F(x)＝{1+exp[-α(x-γ)]}^-β

风功率波动特性与其出力水平密切相关，因此，当出力水平不同时，Versatile分布中的形状参数α、β和γ应取不同的数值；

步骤4、生成服从Versatile分布的随机风功率，即：

<mrow> <msub> <mi>P</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>G</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mi>i</mi> <mi>n</mi> <mi>d</mi> </mrow> </msub> <msup> <mi>F</mi> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <mi>c</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>=</mo> <msub> <mi>G</mi> <mrow> <mi>w</mi> <mi>i</mi> <mi>n</mi> <mi>d</mi> </mrow> </msub> <mo>&lsqb;</mo> <mi>&gamma;</mi> <mo>-</mo> <mfrac> <mn>1</mn> <mi>&alpha;</mi> </mfrac> <mi>l</mi> <mi>n</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msup> <mi>c</mi> <mrow> <mo>-</mo> <mfrac> <mn>1</mn> <mi>&beta;</mi> </mfrac> </mrow> </msup> <mo>-</mo> <mn>1</mn> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&rsqb;</mo> </mrow>

上式中，P_w,t为调度时段t的随机风功率；G_wind为风电场的装机容量；函数F^-1(·)为Versatile分布累积概率分布函数的反函数；c为区间[0,1]内服从均匀分布的随机数；

步骤5、将步骤4产生的随机风功率P_w,t当作实时风功率，确定电池储能系统在当前时段的实时充、放电功率P_b,t，风-储混合电站的实时“弃风”功率P_wcur,t与实时注入功率偏差P_dev,t；

步骤6、根据步骤5的计算结果，按下式更新指标EWCL、EPDP和EESI在调度时段t的取值；如下式所示：

上式中，n_sim为事先给定的蒙特卡洛模拟次数；ρ_t为调度时段t的电价；β_t为调度时段t的出力偏差惩罚电价；至于指标PPST，若风-储混合电站在该时段能按计划出力发电，则按下式对该指标进行更新：

步骤7：按下式计算电池储能系统在当前时段的荷电状态S_t；

步骤8：令t＝t+1，重复执行步骤3至步骤7，直至t＝m；

4.根据权利要求3所述的风-储混合电站运行策略及短期计划出力优化方法，其特征是：所述电池储能系统，其计划充、放电功率迭代更新方法如下：

<mrow> <msubsup> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msubsup> <mo>=</mo> <msubsup> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> <mi>i</mi> </msubsup> <mo>-</mo> <mi>&gamma;</mi> <mfrac> <msub> <mi>M</mi> <mrow> <mi>E</mi> <mi>P</mi> <mi>D</mi> <mi>P</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mrow> <msub> <mi>&beta;</mi> <mi>t</mi> </msub> <mi>T</mi> </mrow> </mfrac> <mo>,</mo> <mi>t</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> <mo>,</mo> <mn>2</mn> <mo>,</mo> <mn>3</mn> <mo>,</mo> <mo>...</mo> <mo>,</mo> <mi>m</mi> </mrow>

上式中，分别指第i次与第i+1次迭代时电池储能系统在时段t的计划充、放电功率；γ为事先制定的修正系数；

若风-储混合电站在时段t的发电计划跟踪概率能满足电网调度方的要求，则可通过对该时段电池储能系统计划充、放电功率的修正进一步提升并网效益；若指标EWCL的取值大于指标EPDP的取值，则说明电池储能系统在该时段的计划充、放电功率设置过低，此时，为进一步提升并网效益，依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

<mrow> <msubsup> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msubsup> <mo>=</mo> <msubsup> <mi>P</mi> <mrow> <mi>b</mi> <mi>s</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> <mi>i</mi> </msubsup> <mo>+</mo> <mi>&gamma;</mi> <mfrac> <msub> <mi>M</mi> <mrow> <mi>W</mi> <mi>E</mi> <mi>C</mi> <mi>L</mi> <mo>,</mo> <mi>t</mi> </mrow> </msub> <mrow> <msub> <mi>&rho;</mi> <mi>t</mi> </msub> <mi>T</mi> </mrow> </mfrac> <mo>,</mo> <mi>t</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> <mo>,</mo> <mn>2</mn> <mo>,</mo> <mn>3</mn> <mo>,</mo> <mo>...</mo> <mo>,</mo> <mi>m</mi> </mrow>

反之，若指标EWCL的取值小于指标EPDP的取值，则说明电池储能系统在该时段的计划充、放电功率设置过大，此时，为进一步提升并网效益，依据下式对当前时段的计划充、放电功率进行修正：

事先设定一个较大的迭代次数D_max，若迭代更新次数达到该最大迭代次数，即可认为迭代收敛；此时，对应的电池储能系统计划充、放电功率即为最终计划充、放电功率；若需要指出的是：在对各时段计划充、放电功率进行修正时，需注意计划充、放电功率的取值范围，若电池储能系统处于充电状态，则其计划充、放电功率取值范围为[-P_r,chE_c,0]，反之，若电池储能系统处于放电状态，则其计划充、放电功率取值范围为[0,P_r,disE_c]。