CN108711892B - 一种多能互补发电系统的优化调度方法 - Google Patents

一种多能互补发电系统的优化调度方法 Download PDF

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Abstract

一种多能互补发电系统的优化调度方法，该方法在风光发电系统以及抽水储能电站接入大电网运行时，应用协调调度方法，解决风光发电以及抽水储能电站接入大电网产生的网损与互补系统经济优化目标之间的协调问题。同时还考虑了风光发电的消纳问题，提出了协调调度策略，用于对包含风光发电以及抽水储能电站的整体系统进行系统优化。因此，本发明通过运用粒子群智能算法，可以为风光发电系统内部、风光发电系统与抽水储能电站之间以及互补系统与大电网之间提供灵活、安全、可靠的技术，实现灵活的经济调度，并保证互补系统的稳定性。

Description

一种多能互补发电系统的优化调度方法
技术领域
本发明涉及一种多能互补发电系统的优化调度方法，属于大电网的经济调度领域。
背景技术
在全球能源日益紧张的背景下，开发新能源成为世界各国共同重视的话题。目前分布式能源系统在世界上的各个国家得到了高度的重视，并且积极的开发利用，其中，风力与光伏发电是最为明显的，其高效环保等优点尤为突出。但由于其缺乏相应的控制技术，从而导致其接入电网成本过高，并且对主网的安全运行带来了消极的影响。为此，产生了多能源互补系统，多能源互补系统借助其高度的系统集成和以及快速的过程革新，同时将多种能源综合互补、高效利用的有效途径与方法，逐步成为能源领域可持续发展的方向之一。
我国的水资源储备极为丰富，总储量居世界第一位。大容量的水电机组运行稳定性较高，并且调峰调频能力强以及发电过程安全，对环境无污染。在大型的水电站内，可以用水库中的蓄水量对水的波动进行抑制，因此出力可以平稳的保持着，从而能够很好的控制其输出。与火电机组相比，水电机组启停的时间较短，调节速度很快，从开始停机一直到以额定负荷运行，通常只需几分钟即可完成。另外，值得关注的是，在枯水期和丰水期，水电站的运行方式通常是不同。同时，梯级水电站在被纳入调度方案时，其约束条件比较繁杂，还需要同时考虑诸多约束，例如库容约束、出力约束、发电流量约束，还有上下游之间的水力联系。
为了更好的解决以上的问题，提出一种多能源互补系统。该互补系统是一种包含风力发电单元，光伏发电单元，抽水储能电站等为一体的发电系统。随着传统煤炭、石油等化石能源的逐渐枯竭，环境问题的日益突出，作为分布式供能单元的有效组织形式，互补系统具有一次能源利用率高、污染小、可靠性高等优点，被广泛认为是解决能源问题的有效方案。
发明内容
本发明针对现有技术中的不足，提供一种多能互补发电系统的优化调度方法，该方法将风光发电系统与抽水储能电站作为一个综合的系统。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种多能互补发电系统的优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一、输入多能源互补系统的数据；
步骤二、建立以满足能源需求、功率平衡、设备运行条件为约束，以互补系统的经济效益最大、建设维护成本最小、接入大电网的网损最小为目标函数的系统多能互补控制模型；
步骤三、列写互补系统的总目标函数和能量平衡方程，根据互补系统的运行要求，列写互补系统的设备运行约束条件；
步骤四、采用负荷峰谷的运行控制策略；
步骤五、利用粒子群算法求解出互补系统的最优目标值，得出综合系统的最优的调度。
为优化上述技术方案，采取的具体措施还包括：
所述步骤一中，多能源互补系统的数据包括大电网的负荷数据、风光发电的预测数据以及互补系统的设备参数。
所述步骤二中，互补系统的经济效益的目标函数为：
Figure BDA0001678200920000021
式中，T为调度周期内的计算时刻数；N为系统中所有常规机组的台数；t表示时刻序号；i、j分别表示火电机组和抽水储能电站机组的序号；Pit表示第i台火电机组在t时刻的出力；Ct为t时刻火电机组的上网电价，Ce为火电机组所用煤的单价；αi、βi、ci为火电机组i的煤耗系数；Cwt为t时段风电场向电网售电的单位电价；Pwt为t时段风电场直接输送电网的功率；Cgt为t时段抽水储能电站向电网售电的单位电价；Pgt为t时段抽水储能电站的水轮机组发电功率；Cft为t时段光伏电站向电网售电的单位电价；Pft为t时段光伏电站直接输送电网的功率；Cpt为t时段抽水储能电站的单位抽水费用；Ppt为t时段抽水储能电站的水泵的抽水功率；Cqf为弃光惩罚价格；Pqft为弃光的发电量；Cqw为弃风的惩罚价格；Pqwt为弃风的发电量。
所述步骤二中，互补系统的建设与维护成本目标函数为：
F2＝CE+Co
Figure BDA0001678200920000022
Figure BDA0001678200920000023
式中，CE包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的装置购置费用以及设备安装费用；Co包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的维护费用；λi表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的装机容量配比；αi表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的单位建设价格；Ei表示风力发电、光伏发电系统的装机容量以及抽水电站的最大水库容；Pi为风力、光伏与抽水电站的输出功率；KXi为风力、光伏与抽水电站运行维护的年固定成本系数；KOi为运行维护的年可变成本系数；Ti为微网三种分布式电源的年平均运行时间。
所述步骤二中，互补系统的接入大电网的网损目标函数为：
F3＝Rloss0-RlossD
Figure BDA0001678200920000031
Figure BDA0001678200920000032
式中，Rloss0、RlossD分别为抽水储能电站在抽水储能过程中产生的网损和排水发电时产生的网损；PL、PH分别为负荷低谷时与高峰时的有功功率；QL、QH分别为负荷低谷时与高峰时的无功功率；up为用电负荷的电压；Pi+、Pi-分别为抽水储能系统的放电功率和充电功率；ZL、ZH分别为负荷低谷和高峰时的线路阻抗；vgridL、vgridH分别为抽水储能系统的用电和售电电价；tL、tH分别为抽水储能电站在一定的时间段内的抽水和排水时间。
所述步骤三中，总目标函数为：
F＝max(F1-F2-F3)
式中，F1表示风光-抽水储能系统的经济收益；F2表示风光-抽水储能系统建设与维护成本；F3表示风光-抽水储能系统的网损。
所述步骤三中，互补系统的平衡方程与约束条件为：
1)功率平衡约束：
Figure BDA0001678200920000033
式中，PLt为t时段用电负荷；
2)火电机组容量约束：
Pimin≤Pit≤Pimax
式中，Pimin、Pimax为常规火电机组i的出力上下限；
3)旋转备用约束：
Figure BDA0001678200920000041
式中，Pimax为第t时段第i台火电机组的额定输出功率，Rt为第t时段互补系统需要作为备用的容量；
4)发电机爬坡速率约束：
-ηidown≤Pit-Pit′≤ηiup
式中，ηidown、ηiup分别为第i台火电机组的出力的下降和上升速率；Pit′为第(t-1)时段第i台火电机组的功率；
5)常规机组最小启停时间约束：
Figure BDA0001678200920000042
Figure BDA0001678200920000043
式中，
Figure BDA0001678200920000044
分别为第t时段第i台火电机组的开机和停机的持续时间；
Figure BDA0001678200920000045
分别为第i台火电机组的最小连续运行和停运时间；
6)抽水储能机组约束：
0≤Pgt≤Pgon
0≤Ppt≤Ppon
式中，Pgon、Ppon分别为抽水储能电站水轮机组的额定发电功率和水泵的额定抽水功率；
7)水量平衡约束：
Vt+1＝Vt+[qt-Qt]
式中，Vt为抽水电站t时刻初水库蓄水量，Vt+1为抽水电站t+1时刻初水库蓄水量，qt为抽水电站t时刻平均径流量，Qt为抽水电站在t时刻的发电流量；
8)水库需水量约束：
VSmin≤VSt≤VSmax
式中，VSmin、VSmax分别为水库的最小和最大水量，Vst为水库需水量；
9)输出功率约束：
0≤Pwt≤Pwon
0≤Pft≤Pfon
式中，Pwon、Pfon分别为风力发电机组的额定功率和光伏发电系统的额定功率。
所述步骤四中，负荷峰谷的运行控制策略为：当电负荷处于低谷时，风光发电与抽水储能电站相连，不并网运行；当电负处于高峰时，风光发电与抽水储能电站都并网运行；当电负荷处于平峰时，风光发电以一定的容量并网，剩余容量接入到抽水储能电站进行抽水储能。
本发明的有益效果是：实施简单，容易运行，科学合理，能够在满足技术要求的前提下，促进电力系统清洁、高效运行，实现互补系统内部的功率平衡，实现对整个系统能源的有效利用，获得可观的经济和社会效益。
附图说明
图1是本发明的优化调度方法流程图。
图2是本发明的多能源互补系统示意图。
具体实施方式
现在结合附图对本发明作进一步详细的说明。
本发明的多能源互补系统是由一台风力发电机(即：WT)、一台光伏发电单元(即：PV)、一个抽水储能电站(即：MT)、7台等比例的火电机组以及大电网的负荷等部分组成。多能源互补系统结构如图2所示，具体实施过程如图1所示。
一、输入多能源互补系统的数据，包括大电网的负荷数据、风光发电的预测数据以及互补系统的设备参数等，如表1、表2所示。
表1多能源互补系统的参数
Figure BDA0001678200920000051
Figure BDA0001678200920000061
表2火电机组参数
Figure BDA0001678200920000062
二、建立以满足能源需求、功率平衡、设备运行条件为约束，以互补系统的经济效益最大、建设与维护成本最小以及接入大电网的网损最小为目标函数的系统多能互补控制模型。
互补系统的经济效益的目标函数为：
Figure BDA0001678200920000063
式中，T为调度周期内的计算时刻数；N为系统中所有常规机组的台数；t表示时刻序号；i、j分别表示火电机组和抽水储能电站机组的序号；Pit表示第i台火电机组在t时刻的出力；Ct为t时刻火电机组的上网电价，Ce为火电机组所用煤的单价；αi、βi、ci为火电机组i的煤耗系数；Cwt为t时段风电场向电网售电的单位电价；Pwt为t时段风电场直接输送电网的功率；Cgt为t时段抽水储能电站向电网售电的单位电价；Pgt为t时段抽水储能电站的水轮机组发电功率；Cft为t时段光伏电站向电网售电的单位电价；Pft为t时段光伏电站直接输送电网的功率；Cpt为t时段抽水储能电站的单位抽水费用；Ppt为t时段抽水储能电站的水泵的抽水功率；Cqf为弃光惩罚价格；Pqft为弃光的发电量；Cqw为弃风的惩罚价格；Pqwt为弃风的发电量。
互补系统的建设与维护成本目标函数为：
F2＝CE+Co
Figure BDA0001678200920000071
Figure BDA0001678200920000072
式中，CE包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的装置购置费用以及设备安装费用；Co包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的维护费用；λi表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的装机容量配比；αi表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的单位建设价格；Ei表示风力发电、光伏发电系统的装机容量以及抽水电站的最大水库容；Pi为风力、光伏与抽水电站的输出功率；Kxi为风力、光伏与抽水电站运行维护的年固定成本系数；Koi为运行维护的年可变成本系数；Ti为微网三种分布式电源的年平均运行时间。
互补系统接入大电网的网损目标函数为：
F3＝Rloss0-RlossD
Figure BDA0001678200920000073
Figure BDA0001678200920000074
式中，Rloss0、RlossD分别为抽水储能电站在抽水储能过程中产生的网损和排水发电时产生的网损；PL、PH分别为负荷低谷时与高峰时的有功功率；QL、QH分别为负荷低谷时与高峰时的无功功率；up用电负荷的电压；Pi+、Pi-分别为抽水储能系统的放电功率和充电功率，ZL、ZH分别为负荷低谷和高峰时的线路阻抗，一般取等效阻抗；vgridL、vgridH为抽水储能系统的用电和售电电价；tL、tH分别为抽水储能电站在一定的时间段内的抽水和排水时间，一般取一年为一个周期。
三、列写互补系统的总的目标函数、能量平衡方程。包括互补系统的供电负荷平衡方程以及抽水储能电站的水库平衡方程；根据互补系统的运行要求，列写互补系统的设备运行约束条件。
总目标函数为：
F＝max(F1-F2-F3)
式中，F1表示风光-抽水储能系统的经济收益；F2表示风光抽水储能系统建设与维护成本；F3表示风光-抽水储能系统的网损。
互补系统的平衡方程与约束条件为：
1、功率平衡约束
Figure BDA0001678200920000081
式中，PLt为t时段用电负荷。
2、火电机组容量约束
Pimin≤Pit≤Pimax
式中，Pimin、Pimax为常规火电机组i的出力上下限。
3、旋转备用约束
Figure BDA0001678200920000082
式中，Pimax为第t时段第i台火电机组的额定输出功率，Rt为第t时段互补系统需要作为备用的容量。
4、发电机爬坡速率约束
-ηidown≤Pit-Pit′≤ηiup
式中，ηidown、ηiup分别为第i台火电机组的出力的下降和上升速率；Pit′为第(t-1)时段第i台火电机组的功率。
5、常规机组最小启停时间约束
Figure BDA0001678200920000083
Figure BDA0001678200920000084
式中，
Figure BDA0001678200920000085
分别为第t时段第i台火电机组的开机和停机的持续时间；
Figure BDA0001678200920000086
分别为第i台火电机组的最小连续运行和停运时间。
6、抽水储能机组约束
0≤Pgt≤Pgon
0≤Ppt≤Ppon
式中，Pgon、Ppon分别为抽水储能电站水轮机组的额定发电功率和水泵的额定抽水功率。
7、水量平衡约束
Vt+1＝Vt+[qt-Qt]
式中，Vt为抽水电站t时刻初水库蓄水量，Vt+1为抽水电站t+1时刻初水库蓄水量，qt为抽水电站t时刻平均径流量，Qt为抽水电站在t时刻的发电流量。
8、水库需水量约束
Vsmin≤VSt≤VSmax
式中，VSmin、VSmax分别为水库的最小和最大水量，Vst为水库需水量。
9、输出功率约束
0≤Pwt≤Pwon
0≤Pft≤Pfon
式中，Pwon、Pfon分别为风力发电机组的额定功率和光伏发电系统的额定功率。
四、采用负荷峰谷的运行控制策略，当电负荷处于低谷时，风光发电与抽水储能电站相连，不并网运行；当电负处于高峰时，风光发电与抽水储能电站都并网运行；当电负荷处于平峰时，风光发电以一定的容量并网(本发明取抽水储能电站的额定容量的40％并网)，剩余容量接入到抽水储能电站进行抽水储能。
五、利用粒子群算法求解出互补系统的最优目标值，得出综合系统的最优的调度，如表3、4和5所示，表格中的负值代表抽水储能电站蓄水而消耗的功率，正值代表抽水储能电站排水而产生的功率。
表3总目标函数值
Figure BDA0001678200920000091
Figure BDA0001678200920000101
表4火电机组不同时段的输出
Figure BDA0001678200920000102
Figure BDA0001678200920000111
表5风光与抽水储能电站不同时段的输出
Figure BDA0001678200920000112
以上仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，应视为本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种多能互补发电系统的优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一、输入多能源互补系统的数据；所述步骤一中，多能源互补系统的数据包括大电网的负荷数据、风光发电的预测数据以及互补系统的设备参数；
步骤二、建立以满足能源需求、功率平衡、设备运行条件为约束，以互补系统的经济效益最大、建设维护成本最小、接入大电网的网损最小为目标函数的系统多能互补控制模型；所述步骤二中，互补系统的经济效益的目标函数为：
Figure FDA0003112894870000011
式中，T为调度周期内的计算时刻数；N为系统中所有常规机组的台数；t表示时刻序号；i、j分别表示火电机组和抽水储能电站机组的序号；Pit表示第i台火电机组在t时刻的出力；Ct为t时刻火电机组的上网电价，Ce为火电机组所用煤的单价；αi、βi、ci为火电机组i的煤耗系数；Cwt为t时刻风电场向电网售电的单位电价；Pwt为t时刻风电场直接输送电网的功率；Cgt为t时刻抽水储能电站向电网售电的单位电价；Pgt为t时刻抽水储能电站的水轮机组发电功率；Cft为t时刻光伏电站向电网售电的单位电价；Pft为t时刻光伏电站直接输送电网的功率；Cpt为t时刻抽水储能电站的单位抽水费用；Ppt为t时刻抽水储能电站的水泵的抽水功率；Cqf为弃光惩罚价格；Pqft为弃光的发电量；Cqw为弃风的惩罚价格；Pqwt为弃风的发电量；
互补系统的建设与维护成本目标函数为：
F2＝CE+CO
Figure FDA0003112894870000012
Figure FDA0003112894870000013
式中，CE包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的装置购置费用以及设备安装费用；CO包括风力发电、光伏发电系以及抽水储能电站的维护费用；λi、λw、λg分别表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的装机容量配比；γi、γw、γg分别表示风力发电、光伏发电以及抽水电站的单位建设价格；Ei、Ew、Ew分别表示风力发电、光伏发电系统的装机容量以及抽水电站的最大水库容；Pi、Pw、Pg分别为风力、光伏与抽水电站的输出功率；KXi、KXw、KXg分别为风力、光伏与抽水电站运行维护的年固定成本系数；KOi为运行维护的年可变成本系数；Ti为微网三种分布式电源的年平均运行时间；
互补系统的接入大电网的网损目标函数为：
F3＝Rloss0-RlossD
Figure FDA0003112894870000021
Figure FDA0003112894870000022
式中，Rloss0、RlossD分别为抽水储能电站在抽水储能过程中产生的网损和排水发电时产生的网损；PL、PH分别为负荷低谷时与高峰时的有功功率；QL、QH分别为负荷低谷时与高峰时的无功功率；up为用电负荷的电压；Pi+、Pi-分别为抽水储能系统的放电功率和充电功率；ZL、ZH分别为负荷低谷和高峰时的线路阻抗；vgridL、vgridH分别为抽水储能系统的用电和售电电价；tL、tH分别为抽水储能电站在一定的时间段内的抽水和排水时间；
步骤三、列写互补系统的总目标函数和能量平衡方程，根据互补系统的运行要求，列写互补系统的设备运行约束条件；
步骤四、采用负荷峰谷的运行控制策略；
步骤五、利用粒子群算法求解出互补系统的最优目标值，得出综合系统的最优的调度。
2.如权利要求1所述的一种多能互补发电系统的优化调度方法，其特征在于：所述步骤三中，总目标函数为：
F＝max(F1-F2-F3)
式中，F1表示风光-抽水储能系统的经济收益；F2表示风光-抽水储能系统建设与维护成本；F3表示风光-抽水储能系统的网损。
3.如权利要求2所述的一种多能互补发电系统的优化调度方法，其特征在于：所述步骤三中，互补系统的平衡方程与约束条件为：
1)功率平衡约束：
Figure FDA0003112894870000031
式中，PLt为t时刻用电负荷；
2)火电机组容量约束：
Pimin≤Pit≤Pimax
式中，Pimin、Pimax为常规火电机组i的出力上下限；
3)旋转备用约束：
Figure FDA0003112894870000032
式中，Pimax为第t时刻第i台火电机组的额定输出功率，Rt为第t时刻互补系统需要作为备用的容量；
4)发电机爬坡速率约束：
-ηidown≤Pit-Pit'≤ηiup
式中，ηidown、ηiup分别为第i台火电机组的出力的下降和上升速率；Pit'为第(t-1)时刻第i台火电机组的功率；
5)常规机组最小启停时间约束：
Figure FDA0003112894870000033
Figure FDA0003112894870000034
式中，
Figure FDA0003112894870000035
分别为第t时刻第i台火电机组的开机和停机的持续时间；
Figure FDA0003112894870000036
分别为第i台火电机组的最小连续运行和停运时间；
6)抽水储能机组约束：
0≤Pgt≤Pgon
0≤Ppt≤Ppon
式中，Pgon、Ppon分别为抽水储能电站水轮机组的额定发电功率和水泵的额定抽水功率；
7)水量平衡约束：
Vt+1＝Vt+[qt-Qt]
式中，Vt为抽水电站t时刻初水库蓄水量，Vt+1为抽水电站t+1时刻初水库蓄水量，qt为抽水电站t时刻平均径流量，Qt为抽水电站在t时刻的发电流量；
8)水库需水量约束：
VSmin≤VSt≤VSmax
式中，VSmin、VSmax分别为水库的最小和最大水量，Vst为水库需水量；
9)输出功率约束：
0≤Pwt≤Pwon
0≤Pft≤Pfon
式中，Pwon、Pfon分别为风力发电机组的额定功率和光伏发电系统的额定功率。
4.如权利要求3所述的一种多能互补发电系统的优化调度方法，其特征在于：所述步骤四中，负荷峰谷的运行控制策略为：当电负荷处于低谷时，风光发电与抽水储能电站相连，不并网运行；当电负处于高峰时，风光发电与抽水储能电站都并网运行；当电负荷处于平峰时，风光发电以一定的容量并网，剩余容量接入到抽水储能电站进行抽水储能。
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