CN109386429B - 一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置 - Google Patents

一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置,先计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;然后通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;再根据各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制。本发明可促进可再生能源的并网,减少弃风量,增加并网效益;且不仅能够较好的协调风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差,且有助于可再生能源的并网且相对电网友好运行。

Description

一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置
技术领域
本发明涉及新能源发电控制技术,具体涉及一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置。
背景技术
为了应对大规模风电接入给电力系统安全稳定运行带来的巨大压力和新的挑战,且为了减小风力发电的波动性及不确定性,风电机组的运行需要配备大容量储能系统。但是配备大容量储能系统的同时却增加了额外运行费用,因此风电与经济的可控能源联合运行逐渐成为研究热点。
近年来光热技术的迅速发展,使得光热发电逐渐引起了人们的重视。据国家能源局规划,至2020年,中国光热发电装机目标为300万kW,中国风资源丰富的地区主要集中在西部和北部,这些地区光照资源也相对丰富。但是目前中国光热电站与风电联合发电的控制方法并不完善,通常只针对单独的光热电站调度和风电场调度的优化,导致风能利用率低,弃风量居高不下;同时,风电场的大量接入也将对电力系统稳定运行提出更高的要求。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足,本发明提供一种风电与光热发电互补系统协调运行控制方法与装置,先计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;然后通过满足约束条件的多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,实现风电与光热发电互补系统的协调运行控制。其中的多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,其中约束条件包括根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值对目标确定的光热发电出力约束和风电出力约束。
为了实现上述发明目的,本发明采取如下技术方案:
本发明提供了一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法,包括:
计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;所述多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,所述约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定;
根据所述各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对所述风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制。
所述风电机组最大出力预测值按下式计算:
Figure BDA0001369898020000021
其中,Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
所述光热发电最大出力预测值按下式计算:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
所述通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值包括:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000022
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000023
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure BDA0001369898020000024
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000031
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000032
Figure BDA0001369898020000033
所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束。
所述光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000034
Figure BDA0001369898020000035
其中,
Figure BDA0001369898020000036
Figure BDA0001369898020000037
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000038
所述储热系统约束如下式:
Figure BDA0001369898020000039
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量。
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA00013698980200000310
Figure BDA00013698980200000311
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA00013698980200000312
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA00013698980200000313
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
本发明还提供一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制装置,包括:
计算模块,用于计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
建模及模型求解模块,用于以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标建立多目标优化模型,并根据多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;所述多目标优化模型包括目标函数以及根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定的约束条件;
控制模块,用于根据所述各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对所述风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制。
所述计算模块用于计算如下式的风电机组最大出力预测值:
Figure BDA0001369898020000041
其中,Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
所述计算模块用于计算如下式的光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
所述建模及模型求解模块具体用于:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000042
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000051
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure BDA0001369898020000052
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000053
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000054
Figure BDA0001369898020000055
所述建模及模型求解模块还用于确定约束条件,所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束、风电与光热发电互补系统运行约束;
所述光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000056
Figure BDA0001369898020000057
其中,
Figure BDA0001369898020000058
Figure BDA0001369898020000059
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure BDA00013698980200000510
所述储热系统约束如下式:
Figure BDA00013698980200000511
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA00013698980200000512
Figure BDA0001369898020000061
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA0001369898020000062
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000063
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
所述求解模块采用法线边界交叉法求解目标函数。
本发明更提供一种风电与光热发电互补系统,包括:
风力发电站,用于计算风电最大出力预测值并发送至功率控制器,以及根据从功率控制器获取的风电出力调度指令值调节风力发电站的实际功率;
光热电站,用于计算光热发电最大出力预测值并发送至功率控制器,以及根据从功率控制器获取的光热发电出力调度指令值调节光热电站的实际功率;
功率控制器,用于通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,并将各风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值分别发送至风力发电站和光热电站;所述多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,所述目标函数的约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定。
所述风力发电站根据下式计算风电最大出力预测值:
Figure BDA0001369898020000064
其中,Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
所述光热电站根据下式计算光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
所述功率控制器通过多目标优化模型得到各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值包括:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000071
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000072
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure BDA0001369898020000073
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000074
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000075
Figure BDA0001369898020000076
所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束。
所述光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000077
Figure BDA0001369898020000078
其中,
Figure BDA0001369898020000079
Figure BDA00013698980200000710
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure BDA00013698980200000711
所述储热系统约束如下式:
Figure BDA00013698980200000712
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA0001369898020000081
Figure BDA0001369898020000082
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA0001369898020000083
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000084
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
与最接近的现有技术相比,本发明提供的技术方案具有以下有益效果:
本发明提供的风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法,先计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;然后通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,实现风电与光热发电互补系统的协调运行控制。其中的多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,其中约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定;
本发明提供的技术方案将光热电站和风电联合起来形成了风电与光热发电互补系统,利用光热电站中的储热系统的可调节能力及输出功率的平抑作用,不仅可有效减少风电出力的波动,使风电与光热发电互补系统平滑地输出电能以满足电网调度的需求,同时也可促进可再生能源的并网,减少弃风量,增加并网效益;
本发明提供的技术方案基于超短期风电功率预测,考虑风电与光热发电互补系统运行的各种限制,以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标建立了多目标优化模型,并采用法线边界交叉法求解多目标优化模型,得到各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,与现有技术相比,本发明提供的技术方案不仅能够较好的协调风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差,且有助于可再生能源的并网且相对电网友好运行。
附图说明
图1是本发明实施例中风电与光热发电互补系统结构图;
图2是本发明实施例中风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法流程图;
图3是本发明实施例中风电最大出力预测值Pw.t和光热发电最大出力预测值Ps.t示意图;
图4是本发明实施例中风电与光热发电互补系统输出功率曲线图;
图5是本发明实施例中储热系统的能量和蓄/放能示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
本发明实施例提供一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法,具体流程图如图2所示,其包括以下步骤:
S101:计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
S102:通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;其中的多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,其中的约束条件根据S101计算的风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定;
S103:得到各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值后,风电与光热发电互补系统中的功率控制器将各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值分别下发给风力发电站和光热电站,根据各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值分别对风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制。
上述S101中的风电最大出力预测值按下式计算:
Figure BDA0001369898020000091
其中,Pw.t表示t时刻风电最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
上述S101中的光热发电最大出力预测值按下式计算:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
上述S102中,通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值具体过程为:
1)确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000101
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000102
其中,cw为风电并网效益系数,取0.54元/kwh;cs为光热发电并网效益系数,取1.2元/kwh;
Figure BDA0001369898020000103
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000104
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,设控制总时间为24小时,功率控制器给风力发电站和光热电站分别下发风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值的周期为15分钟,于是上文中的n取96,即分别有96个发风电出力调度指令值和96个光热发电出力调度指令值。
2)采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000105
Figure BDA0001369898020000106
上述S102中的约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束。
其中的光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000107
Figure BDA0001369898020000108
其中,
Figure BDA0001369898020000109
Figure BDA00013698980200001010
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限,两者均由光热发电本身的设计参数决定,这里
Figure BDA00013698980200001011
取50MW,
Figure BDA00013698980200001012
取5MW。
其中的风电出力约束如下式:
Figure BDA00013698980200001013
约束条件还包括储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束。
其中的储热系统约束如下式:
Figure BDA0001369898020000111
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量,这里取300MW;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限,这里Emax取2000MW,Emin取200MW;设储热系统的能量的初始值取为1000MW,Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量。
其中的风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA0001369898020000112
Figure BDA0001369898020000113
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA0001369898020000114
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000115
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限,这里RD取-45MW,RU取45MW。
为了验证本发明实施例提供的风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法的有效性,下面对风电与光热发电互补系统分别进行单目标优化及多目标优化,具体采取以下三种方案:
方案一:以风电与光热发电互补系统的并网效益最大为目标进行单目标优化;
方案二:以风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差最小为目标进行单目标优化;
方案三:以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标进行多目标优化。
以上三种方案优化结果如表1:
表1
Figure BDA0001369898020000116
Figure BDA0001369898020000121
根据表1可发现,采用本发明实施例提出的采用多目标优化的风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法可以使风电与光热发电互补系统的并网效益最大化,同时还可以使风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差明显减小,使风电与光热发电互补系统输出的功率曲线更加平滑,风电与光热发电互补系统输出功率曲线如图4,从图4可以看出,在风力发电功率较大的时候,由于受到光储装置最小输出功率的限制,使得风光互补系统的并网功率存在一定的越限情况,但在大部分时间里联合系统并网功率都稳定在200MW,从而保证了整体并网功率输出的平滑性。考虑到并网传输线最大允许爬坡速率的限制,系统在风功率变化较快时将会出现一定的弃风现象。将图3的风电最大出力预测值Pw.t和光热发电最大出力预测值Ps.t与图4显示的风电与光热发电互补系统输出功率曲线进行对比,可知方案三中的多目标优化后的风电与光热发电互补系统输出实际功率和其可利用的功率基本保持一致,表明引进储热系统后可减小风电与光热发电互补系统的弃风量,增大风能的利用率,提高风电与光热发电互补系统的并网效益。
图5为储热系统的能量和蓄/放能示意图,由图5可知,在光热电站没有发电时,通过储热系统放热发电补偿风电输出,减小并网功率输出方差,在光热电站发电量较大时,为减小弃风弃光现象,通过储热系统吸收多余的发电量最终实现风电与光热发电互补系统功率的平滑输出,并网效益的最大化。
基于同一发明构思,本发明实施例还提供了一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制装置,这些设备解决问题的原理与风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法相似,该风电与光热发电互补系统的协调运行控制装置主要包括计算模块、建模及模型求解模块以及控制模块,下面对上述三个模块的功能进行进一步说明:
其中的计算模块,用于计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
其中的建模及模型求解模块,用于以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标建立多目标优化模型,并根据多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;多目标优化模型包括目标函数以及根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定的约束条件;
其中的控制模块,用于根据上述各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制。
上述的计算模块用于计算如下式的风电机组最大出力预测值:
Figure BDA0001369898020000131
其中,Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
上述的计算模块用于计算如下式的光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
上述的建模及模型求解模块具体用于:
1)确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000132
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000133
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure BDA0001369898020000134
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000135
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
2)采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000136
Figure BDA0001369898020000137
上述的建模及模型求解模块还用于确定约束条件,约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束、风电与光热发电互补系统运行约束;
上述的光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000141
Figure BDA0001369898020000142
其中,
Figure BDA0001369898020000143
Figure BDA0001369898020000144
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
上述的风电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000145
上述的储热系统约束如下式:
Figure BDA0001369898020000146
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
上述的风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA0001369898020000147
Figure BDA0001369898020000148
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA0001369898020000149
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA00013698980200001410
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
本发明实施例还提供一种风电与光热发电互补系统,结构图如图1所示,图1中的Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值。本发明实施例提供的风电与光热发电互补系统包括风力发电站、光热电站和功率控制器,下文中风电指的是风力发电站,该风力发电站具体包括风力机、发电机、AC/DC变换器、DC/AC变换器和变压器,同样光热发电指的是光热电站,光热电站包括储热系统、蒸汽发生器、冷凝器、冷却塔和汽轮发电机,其中的储热系统又具体包括光场、换热器、热盐罐和冷盐罐。下面分别进行详细说明:
其中的风力发电站,主要用于计算风电最大出力预测值并发送至功率控制器,还根据从功率控制器获取的风电出力调度指令值调节风力发电站的实际功率;
其中的光热电站,主要用于计算光热发电最大出力预测值并发送至功率控制器,还根据从功率控制器获取的光热发电出力调度指令值调节光热电站的实际功率;
其中的功率控制器,主要用于通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,并将各风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值分别发送至风力发电站和光热电站;上述多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,上述目标函数的约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定。
上述风力发电站根据下式计算风电最大出力预测值:
Figure BDA0001369898020000151
其中,Pw.t表示t时刻风电机组最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度。
上述光热电站根据下式计算光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率。
上述功率控制器通过多目标优化模型得到各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值具体过程如下:
1)确定如下式目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000152
f2按照下式计算:
Figure BDA0001369898020000161
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure BDA0001369898020000162
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000163
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
2)采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure BDA0001369898020000164
Figure BDA0001369898020000165
上述的约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束。
其中的光热发电出力约束如下式:
Figure BDA0001369898020000166
Figure BDA0001369898020000167
其中,
Figure BDA0001369898020000168
Figure BDA0001369898020000169
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
其中的风电出力约束如下式:
Figure BDA00013698980200001610
其中的储热系统约束如下式:
Figure BDA00013698980200001611
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
其中的风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure BDA0001369898020000171
Figure BDA0001369898020000172
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure BDA0001369898020000173
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure BDA0001369898020000174
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
为了描述的方便,以上所述装置的各部分以功能分为各种模块或单元分别描述。当然,在实施本申请时可以把各模块或单元的功能在同一个或多个软件或硬件中实现。
本领域内的技术人员应明白,本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此,本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且,本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器,使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中,使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品,该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上,使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理,从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是:以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制,所属领域的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换,这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换,均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (3)

1.一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制方法,其特征在于,包括:
计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;所述多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,所述目标函数的约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定;
根据所述各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对所述风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制;
所述风电最大出力预测值按下式计算:
Figure FDA0002650100650000011
其中,Pw.t表示t时刻风电最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度;
所述光热发电最大出力预测值按下式计算:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率;
所述通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值包括:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000012
f2按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000021
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure FDA0002650100650000022
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000023
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure FDA0002650100650000024
Figure FDA0002650100650000025
所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束;
所述光热发电出力约束如下式:
Figure FDA0002650100650000026
Figure FDA0002650100650000027
其中,
Figure FDA0002650100650000028
Figure FDA0002650100650000029
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure FDA00026501006500000210
所述储热系统约束如下式:
Figure FDA00026501006500000211
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure FDA00026501006500000212
Figure FDA0002650100650000031
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure FDA0002650100650000032
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000033
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
2.一种风电与光热发电互补系统的协调运行控制装置,其特征在于,包括:
计算模块,用于计算风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值;
建模及模型求解模块,用于以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标建立多目标优化模型,并根据多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值;所述多目标优化模型包括目标函数以及根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定的约束条件;
控制模块,用于根据所述各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,分别对所述风电与光热发电互补系统中的风力发电站的实际功率以及光热电站的实际功率进行控制;
所述计算模块用于计算如下式的风电最大出力预测值:
Figure FDA0002650100650000034
其中,Pw.t表示t时刻风电最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度;
所述计算模块用于计算如下式的光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率;
所述建模及模型求解模块具体用于:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000041
f2按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000042
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure FDA0002650100650000043
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000044
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure FDA0002650100650000045
Figure FDA0002650100650000046
所述建模及模型求解模块还用于确定约束条件,所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束;
所述光热发电出力约束如下式:
Figure FDA0002650100650000047
Figure FDA0002650100650000048
其中,
Figure FDA0002650100650000049
Figure FDA00026501006500000410
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure FDA00026501006500000411
所述储热系统约束如下式:
Figure FDA00026501006500000412
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure FDA0002650100650000051
Figure FDA0002650100650000052
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure FDA0002650100650000053
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000054
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
3.一种风电与光热发电互补系统,其特征在于,包括:
风力发电站,用于计算风电最大出力预测值并发送至功率控制器,以及根据从功率控制器获取的风电出力调度指令值调节风力发电站的实际功率;
光热电站,用于计算光热发电最大出力预测值并发送至功率控制器,以及根据从功率控制器获取的光热发电出力调度指令值调节光热电站的实际功率;
功率控制器,用于通过多目标优化模型确定各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值,并将各风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值分别发送至风力发电站和光热电站;所述多目标优化模型包括以风电与光热发电互补系统的并网效益最大和并网输出功率方差最小为目标构建的目标函数,所述目标函数的约束条件根据风电最大出力预测值和光热发电最大出力预测值确定;
所述风力发电站根据下式计算风电最大出力预测值:
Figure FDA0002650100650000055
其中,Pw.t表示t时刻风电最大出力预测值,CP为风力机的风能利用系数,Rtur为风力机的叶片半径,vt为t时刻的预测风速,ρ为空气密度;
所述光热电站根据下式计算光热发电最大出力预测值:
Ps.t=Qco.tηte
其中,Ps.t为t时刻光热发电最大出力预测值,ηte为蒸汽生产及汽轮发电机的效率,Qco.t为t时刻单元集热管的吸热量,不考虑热损失时,Qco.t=It·A·ηsc,It为t时刻太阳辐照强度预测值,A为集热器的聚光面积,ηsc为聚光集热系统的总效率;
所述功率控制器通过多目标优化模型得到各时刻的风电出力调度指令值和光热发电出力调度指令值包括:
确定如下式的目标函数:
Z=min(f1,f2)
其中,Z为目标函数值,-f1为风电与光热发电互补系统的并网效益,f2为风电与光热发电互补系统的并网输出功率方差,且f1按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000061
f2按照下式计算:
Figure FDA0002650100650000062
其中,cw为风电并网效益系数,cs为光热发电并网效益系数,
Figure FDA0002650100650000063
为t时刻风电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000064
为t时刻光热发电出力调度指令值,Pmean为风电与光热发电互补系统并网功率的平均值,n为总时刻;
采用法线边界交叉法求解目标函数,确定
Figure FDA0002650100650000065
Figure FDA0002650100650000066
所述约束条件包括光热发电出力约束、风电出力约束、储热系统约束以及风电与光热发电互补系统运行约束;
所述光热发电出力约束如下式:
Figure FDA0002650100650000067
Figure FDA0002650100650000068
其中,
Figure FDA0002650100650000069
Figure FDA00026501006500000610
分别为光热发电出力调度指令值的上限和下限;
所述风电出力约束如下式:
Figure FDA00026501006500000611
所述储热系统约束如下式:
Figure FDA00026501006500000612
-Pmax≤Pbess.t≤Pmax
Emin≤Et≤Emax
Et=Et-1+Pbess.t-1
其中,Pbess.t为t时刻储热系统的蓄/放能量,Pbess.t<0表示储热系统放能,Pbess.t>0表示储热系统蓄能,Pmax为储热系统的最大蓄/放能量;Et为t时刻储热系统的能量;Emax和Emin分别为储热系统能量的上限和下限;Et-1为t-1时刻储热系统的能量;Pbess.t-1为t-1时刻储热系统的蓄能量;
所述风电与光热发电互补系统运行约束如下式:
Figure FDA0002650100650000071
Figure FDA0002650100650000072
其中,Pline_max为并网线路的最大传输功率,
Figure FDA0002650100650000073
为t-1时刻光热发电出力调度指令值,
Figure FDA0002650100650000074
为t-1时刻风电出力调度指令值,RD和RU分别为爬坡功率的上限和下限。
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