CN109980660B - 基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,该方法包括以下步骤:建立具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;根据劳斯稳定判据,对表达式进行简化;将简化后的表达式扩展到多发电机系统,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式;将标准形式转换到时域,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差;确定基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件;根据优化目标和约束条件,对电力系统进行鲁棒区间风电调度。本发明在发生风电出力突然波动时,能够保证系统频率波动范围始终在系统安全限度内,而且能够消纳更多的风电。
Description
技术领域
本发明属于电力系统运行和控制技术领域,特别涉及一种基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法。
背景技术
风能取之不尽、用之不竭,并且清洁无污染,使得风力发电成为未来最有希望的可再生能源利用形式之一。在过去二十年内,全球风电产业获得了超常发展。中国2017年新增风电装机容量19660MW,占全球风电新增装机容量的37.45%,位列世界第一。
虽然风力发电具有较多优点,但同时它也存在随机性、间歇性大及难以准确预测等缺点。大规模风电接入电网对电力系统的有功平衡及频率控制带来了较大挑战。当风电出力出现突然大幅度波动时,电力系统有功平衡将被破坏,频率也将随之出现严重振荡,这将对电力系统安全稳定造成较大影响。而且,大部分风力发电机组是异步发电机,它们不能像同步发电机那样提供惯性响应和一次频率控制服务,从而将进一步恶化电力系统频率响应特性。
为适应大规模风电接入,人们提出了许多新的调度方法和模型,如基于模型预测控制的动态经济调度、鲁棒优化等,但它们缺乏对风电出力扰动后的频率稳定问题分析。少数文献虽然对调度过程中的频率稳定性问题进行了考虑,但仿真结果表明,采用传统的电力系统一次频率响应模型有时会导致出现大量弃风问题,这使得这些方法难以投入实际应用。因此,亟需一种能够有效改进系统频率响应特性的模型及调度方法。
发明内容
为解决大规模风电接入后的电力系统频率控制难题,本发明提出一种基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法。该方法能够有效改善系统频率特性,提高风电消纳水平,具体步骤为:
步骤一,建立具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;
步骤二,根据劳斯稳定判据,获得简化后的具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;
步骤三,将具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式;
步骤四,将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差;
步骤五,根据发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型,确定基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件;
步骤六,根据基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件,对电力系统进行鲁棒区间风电调度。
优选的,所述步骤一中具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式为:
其中,Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,H为发电机转子的机械惯性时间常数,s为复数频率,D为负荷阻尼系数,FHP为高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH为再热器时间常数,R为调速器的速度调节率,TCH为主进汽室的时间常数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,TG为伺服时间常数,及RD为比例和微分控制器的微分系数。
优选的,所述步骤二中简化后的具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式为:
其中,Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,R为调速器的速度调节率,Rp为比例和微分控制器的比例系数,H为发电机转子的机械惯性时间常数,s为复数频率,D为负荷阻尼系数,FHP为高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH为再热器时间常数。
优选的,所述步骤三中将具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式,具体步骤为:
具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统后,表达式为:
其中,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH,i为第i台发电机的再热器时间常数,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,RP,i为第i台发电机的比例和微分控制器的比例系数,D为负荷阻尼系数。
设所有发电机再热器的时间常数均为T,所有RP,i取相同值RP,式(11)转化为式(12),式(12)为电力系统一次频率响应特性的标准形式:
其中:
其中,Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,s为复数频率,T为发电机再热器的时间常数,H为发电机转子的机械惯性时间常数,D为负荷阻尼系数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数。
优选的,所述步骤四中将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差,具体步骤为:
将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,Δω的阶跃响应表示如下:
令Δω(t)导数为0,求得其极值点,也就是扰动情况下的最大频率偏差:
其中,Δω(t0)为扰动情况下的最大频率偏差,ΔPL为扰动大小,H为发电机转子的机械惯性时间常数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,T为发电机再热器的时间常数,t为时间变量。
目标函数包括火电机组运行成本及风电场弃风惩罚成本两部分,
其中:ai、bi、ci为常规火电机组煤耗成本系数,Gcon为传统火电机组集合,Gwind为风电场集合,λj为风电场弃风的惩罚成本系数,pit为火电机组i在时段t的有功出力,ts和Ts分别为优化过程的初始时段及优化时长,为风电场了在时段t的出力计划区间,为风电场了在时段t的预测出力区间。
优选的,所述步骤五中的所述约束条件包括系统频率波动限值约束、发电机出力限值约束、旋转备用约束、输电断面潮流限值约束和火电机组的爬坡率约束。
优选的,所述系统频率波动限值约束、发电机出力限值约束、旋转备用约束、输电断面潮流限值约束和火电机组的爬坡率约束具体为:
①系统频率波动限值约束
其中,为允许的系统频率波动安全阈值,为风电出力波动量,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,T为发电机再热器时间常数,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,Γ∈[0,1]为不确定度,代表了系统安全性与经济性的权衡,Γ越大则解越保守,反之亦然,e为自然常数,s.t.在数学公式中表示受到的约束。
②发电机出力限值约束
③旋转备用约束
其中,Dt为第t时段的系统负荷需求;分别为火电机组i在第t时段的上、下旋转备用;Gcon及Gwind分别为传统火电机组及风电场集合;为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力。
④输电断面潮流限值约束
其中,为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力,kli为火电机组i对断面l的发电分布转移因子,klj为风电机组i对断面l的发电分布转移因子,L为总输电断面个数; TLl 分别为输电断面l的潮流上下限值。
⑤火电机组的爬坡率约束。
pi,t-1-Δpd,iΔT≤pit≤pi,t-1+Δpu,iΔT (26)
其中,Δpu,i、Δpd,i分别为火电机组最大上、下爬坡速度,ΔT为优化步长。
本发明与现有技术相比具有以下优势:
1、本发明方法能够显著改善电力系统一次频率响应特性,显著减小风电出力波动情况下的频率波动幅度,提高电力系统安全性;
2、本发明方法叫传统考虑频率特性的有功调度方法相比,能够消纳更多风电,从而减小弃风问题,提升电力系统经济性;
附图说明
图1为基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法流程图;
图2为传统电力系统一次频率响应模型;
图3为增加比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型;
图4为增加比例和微分控制器反馈的电力系统与传统电力系统的一次频率控制效果比较;以及
图5为基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法与传统调度方法的风电出力结果对比。
具体实施方式
本发明的目的是为解决大规模风电接入后的电力系统频率控制难题,提出一种基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法。该方法能够有效改善系统频率特性,提高风电消纳水平。该方法首先对传统的一次频率响应模型进行了改进,增加了一个基于比例和微分控制器的反馈环节,并对改进后的一次频率响应模型的传递函数进行了推导。在此基础上,提出一种频域传递函数的降阶方法,并推导了频率的时域响应表达式。最后,将频率的时域响应特性作为约束融入到鲁棒区间风电调度模型中,并对控制效果进行了分析。
本发明提出的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,具体包括以下步骤:
步骤一,建立增加了比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型及其表达式;
如图1所示的传统的电力系统一次频率响应模型,其表达式如下面的式(1)所示:
其中,Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,H为发电机转子的机械惯性时间常数,s为复数频率,D为负荷阻尼系数,FHP为高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH为再热器时间常数,R为调速器的速度调节率,TG为伺服时间常数,TCH为主进汽室的时间常数。
本发明在传统一次频率响应模型的调速器响应特性部分添加一个基于比例和微分控制器反馈环节,改进后的获得的增加比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型如图2所示,其表达式如下面的式(2)所示:
其中,Rp为比例和微分控制器的比例系数,及RD为比例和微分控制器的微分系数。
由于TCH取值范围在0.2~0.3s左右,而TRH取值范围通常为6~12s,因此,TCH相对TRH来说基本可以忽略,这样式(2)可以降阶为式(3)的形式,式(3)为传递函数:
步骤二,根据劳斯稳定判据,简化增加比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;
根据劳斯稳定判据,要使得控制系统稳定,式(4)~(7)应严格满足:
2HRTRH(TG-RD)>0 (4)
2HTRHR(1-RP)+R(2H+TRHD)(TG-RD)>0 (5)
DR(1-RP)+1>0 (6)
由(4)~(6)可知,要满足公式(4)~(6)则必须使得参数满足以下要求:
RD<TG
当Rp及RD取值越小时,传递函数(3)的特征方程(即,式(3)的分母)的极点将离坐标轴虚轴越远,控制系统越稳定。同时,控制效果将会越差,这意味着频率波动将会越大,反之亦然。因此,为减小频率波动,Rp及RD应取较大数值。同时,由于R一般取值为10-3级别,因此,R(1-RP)及(TG-RD)R一般较小。据此,忽略R(1-RP)及(TG-RD)R两项后,式(7)可以简化为如下形式:
当TRH取典型值6~12s,FHP取典型值0.1~0.6,D取典型值1%,H取典型值3~6s,由式(8)可得:
步骤三,将增加比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型扩展到多发电机系统,设所有发电机再热器的时间常数TRH均为T,设所有RP,i取相同值RP,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式;
当扩展到多发电机系统后,式(10)可以表示为如下形式:
其中,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH,i为第i台发电机的再热器时间常数,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,RP,i为第i台发电机的比例和微分控制器的比例系数。
以往研究表明,频率波动对TRH灵敏度较小,因此,可近似假设所有发电机再热器的时间常数均为T。同时,考虑控制参数设置的简便性,假定所有RP,i取相同值RP,这样,式(11)可以转化为式(12),式(12)为电力系统一次频率响应特性的标准形式:
其中:
其中:Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,s为复数频率,T为发电机再热器的时间常数,H为发电机转子的机械惯性时间常数,D为负荷阻尼系数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数。
步骤四,将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差;
将式(12)转换到时域中,Δω的阶跃响应可以表示为如下形式:
令Δω(t)导数为0,可以求得其极值点,也就是扰动情况下的最大频率偏差:
其中,Δω(t0)为扰动情况下的最大频率偏差,ΔPL为扰动大小,H为发电机转子的机械惯性时间常数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,T为发电机再热器的时间常数,t为时间变量。
步骤五,确定基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件;
在步骤一建立了增加比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的基础上,本发明将扰动情况下电力系统最大频率偏差Δω(t0),即式(14)作为约束引入到鲁棒区间风电调度模型中,从而建立了考虑发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型,考虑发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型包括优化目标和约束条件两部分。
1)发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标是使目标函数最小,其中目标函数包括两部分:火电机组运行成本及风电场弃风惩罚成本。
其中:ai、bi、ci为常规火电机组煤耗成本系数,Gcon为传统火电机组集合,Gwind为风电场集合,λj为风电场弃风的惩罚成本系数,pit为火电机组i在时段t的有功出力,ts和Ts分别为优化过程的初始时段及优化时长,为风电场j在时段t的出力计划区间,为风电场j在时段t的预测出力区间。
2)约束条件
①系统频率波动限值约束
其中,为允许的系统频率波动安全阈值,为风电出力波动量,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,T为发电机再热器时间常数,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,Γ∈[0,1]为不确定度,代表了系统安全性与经济性的权衡,Γ越大则解越保守,反之亦然,e为自然常数,s.t.在数学公式中表示受到的约束。
式(16)保证了在任意风电出力波动情况下电力系统最大频率偏差满足系统安全要求。式(16)的第一个约束为单个风电场出力变化范围的限制约束,第二个约束为对所有风电场出力变化范围的限制约束。
式(16)为非线性规划问题,不能用现有的优化方法直接求解。然而,将绝对值号去除后,它可以等值转化为如下两个线性规划问题,从而可以方便求解:
②发电机出力限值约束
③旋转备用约束
其中,Dt为第t时段的系统负荷需求;分别为火电机组i在第t时段的上、下旋转备用;Gcon及Gwind分别为传统火电机组及风电场集合;为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力。
④输电断面潮流限值约束
其中,为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力,L为总输电断面个数;kli为火电机组i对断面l的发电分布转移因子,klj为风电机组i对断面l的发电分布转移因子, TL l分别为输电断面l的潮流上下限值。
⑤火电机组的爬坡率约束。
pi,t-1-Δpd,iΔT≤pit≤pi,t-1+Δpu,iΔT (26)
其中,Δpu,i、Δpd,i分别为火电机组最大上、下爬坡速度,ΔT为优化步长。
步骤六,根据基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件,对电力系统进行鲁棒区间风电调度。
将优化目标和约束条件输入到电力调度系统中,式(15)-(26)构成了一个双层非线性规划问题,其中,(16)-(18)、(22)-(25)为优化问题的子问题。根据当前电力系统参数,实时计算获得该模型的解,即根据目标函数、系统频率波动限值约束、发电机出力限值约束、旋转备用约束、输电断面潮流限值约束和火电机组的爬坡率约束的公式进行联立方程组,对式(15)-(26)求解获得火电机组i在时段t的有功出力pit及风电场j在时段t的出力计划区间然后,在系统中设定pit为火电机的组i在时段t的有功出力,设定为风电场j在时段t的出力区间,在这种计划方式安排下,当发生风电出力突然波动时,不仅能够保证系统频率波动范围始终在系统安全限度内,而且与考虑传统一次频率响应特性的调度模型相比,本发明方法能够消纳更多的风电。对该模型,根据线性规划的强对偶原理,可将下层优化问题用其对偶问题等价替换后转化为传统的二次规划问题求解。
下面结合步骤一到步骤六,对本申请提出的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法进行仿真,以IEEE RTS系统为测试系统,对本发明所提方法进行仿真验证,具体算例结果如下:
1)令RP=0.6,RD=0.15,TG=0.2s,并假定在t=0s时风电出力突然出现23.91MW波动,则采用本发明模型与采用传统一次频率响应模型时电力系统一次频率控制效果如图3所示。
由图3可见,在传统的一次频率控制模式下,系统最大频率偏差为-0.19Hz;而采用本发明所提控制模型时,系统最大频率偏差为-0.095Hz。因此,本发明所提方法能够有效减小扰动情况下的系统最大频率偏差幅值,对保证系统频率安全具有重要意义。同时,本发明所提方法只需6s左右即可使得系统频率回复到稳定值,而传统一次频率控制模式则需要10s左右时间,因此本发明方法能够有效减小系统频率波动时间,使得系统能够在更短时间内恢复到稳定状态,对保证电力系统暂态稳定性也具有重要意义。
2)图4给出了基于本发明改进频率响应模型与基于传统频率响应模型的风电出力结果对比。可以看出,本发明所提方法能够有效提高风电出力区间范围,从而使得电力系统能够消纳更多风电,对提升系统经济性具有较好意义。
最后应说明的是:以上所述的各实施例仅用于说明本发明的技术方案,而非对其限制;尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明,本领域的普通技术人员应当理解:其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改,或者对其中部分或全部技术特征进行等同替换;而这些修改或替换,并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (8)
1.一种基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤一,建立具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;
步骤二,根据劳斯稳定判据,获得简化后的具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型的表达式;
步骤三,将具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式;
步骤四,将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差;
步骤五,确定基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件;以及
步骤六,根据基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型的优化目标和约束条件,对电力系统进行鲁棒区间风电调度。
4.根据权利要求3所述的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,其特征在于,所述步骤三中将具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统,获得电力系统一次频率响应特性的标准形式,具体步骤为:
具有比例和微分控制器反馈的一次频率响应模型表达式扩展到多发电机系统后,表达式为:
其中,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,TRH,i为第i台发电机的再热器时间常数,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,RP,i为第i台发电机的比例和微分控制器的比例系数,D为负荷阻尼系数。
设所有发电机再热器的时间常数TRH均为T,所有RP,i取相同值RP,式(11)转化为式(12),式(12)为电力系统一次频率响应特性的标准形式:
其中:
其中,Δω为发电机转子转速与同步转速的偏差,ΔPL为扰动大小,s为复数频率,T为发电机再热器的时间常数,H为发电机转子的机械惯性时间常数,D为负荷阻尼系数,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数。
5.根据权利要求4所述的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,其特征在于,所述步骤四中将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,并对发电机转子转速与同步转速的偏差求导,获取多发电机系统在扰动情况下的最大频率偏差,具体步骤为:
将电力系统一次频率响应特性的标准形式转换到时域中,Δω的阶跃响应表示如下:
令Δω(t)导数为0,求得其极值点,也就是扰动情况下的最大频率偏差:
7.根据权利要求6所述的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,其特征在于,所述步骤五中的所述约束条件包括系统频率波动限值约束、发电机出力限值约束、旋转备用约束、输电断面潮流限值约束和火电机组的爬坡率约束。
8.根据权利要求7所述的基于发电机改进频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法,其特征在于,所述系统频率波动限值约束、发电机出力限值约束、旋转备用约束、输电断面潮流限值约束和火电机组的爬坡率约束具体为:
①系统频率波动限值约束
其中,为允许的系统频率波动安全阈值,为风电出力波动量,Rp为比例和微分控制器的比例系数,N为系统中发电机组的台数,i取值为1到N的整数,表示发电机组中的第i台发电机,Ri为第i台发电机的调速器的速度调节率,T为发电机再热器时间常数,FHP,i为第i台发电机的高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数,Γ∈[0,1]为不确定度,代表了系统安全性与经济性的权衡,Γ越大则解越保守,反之亦然,e为自然常数,s.t.在数学公式中表示受到的约束;
②发电机出力限值约束
③旋转备用约束
其中,Dt为第t时段的系统负荷需求;分别为火电机组i在第t时段的上、下旋转备用;Gcon及Gwind分别为传统火电机组及风电场集合;为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力;
④输电断面潮流限值约束
其中,为风电场j在时段t的有功出力,pit为火电机组i在时段t的有功出力,kli为火电机组i对断面l的发电分布转移因子,klj为风电机组i对断面l的发电分布转移因子,L为总输电断面个数; TLl 分别为输电断面l的潮流上下限值。
⑤火电机组的爬坡率约束。
pi,t-1-Δpd,iΔT≤pit≤pi,t-1+Δpu,iΔT (26)
其中,Δpu,i、Δpd,i分别为火电机组最大上、下爬坡速度,ΔT为优化步长。
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