CN110797888A - 基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，属于电力系统运行控制技术领域。该方法适用于包含柔直传输系统和抽水蓄能电站的电力系统中，通过建立由目标函数和约束条件构成的基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统优化调度模型并求解，利用抽蓄储能的能力，调节不稳定的新能源出力，平抑新能源发电波动，使流入负荷中心的功率呈现平稳的阶梯状，得到最优调度方案。本发明考虑电力系统中可再生能源的波动，利用柔性直流输电快速灵活的优点，使负荷中心能够接收到高质量的平稳的功率，减小火电对于新能源波动的调节压力，提高电力系统调节的灵活性，保证电力系统安全，适合应用于电力系统的滚动调度等场景之中。

Description

基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法

技术领域

本发明涉及一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，属于电力系统运行控制技术领域。

背景技术

电力系统的调度对电力系统运行具有重要的指导作用，负责制定发电机组的出力计划，在满足用电负荷和保证电力系统安全的前提下实现最优运行。近年来越来越多的风电接入电力系统，而风电的出力具有波动性，因此可以利用抽蓄对来平抑风电的波动，减小火电机组的调节负荷。同时针对大规模可再生能源馈入的系统，传统有功调控方法没有考虑柔直灵活调制，并且传统确定性方法无法较好适应大规模高密度可再生能源的强随机波动性，不能保证可靠消纳。

目前常用的电力系统柔性直流输电系统中，并没有考虑使用抽蓄电站来平抑风电的波动，这样会使传统机组的调节负载增大，调节成本增多。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法。本发明利用抽蓄电站来平抑风电的波动，使负荷中心接收到高质量的平稳功率，可增大新能源消纳的同时减小发电成本。

本发明提出一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)建立基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

(1-1)确定模型的目标函数；

模型的目标函数为系统运行的总成本S_SUM最小化：

总成本为传输成本、发电成本和惩罚项之和，其中，

传输成本的计算表达式如下：

式中，A_i表示电力系统中第i条传输线上的传输成本函数，P_i表示第i条传输线上的有功功率，I表示柔性直流传输支路集合；

A_i的计算表达式如下：

A_i＝R_iP_i ²

其中，R_i代表第i条传输线上线路损耗；

发电成本的计算表达式如下：

式中，G_i表示柔性直流电力系统节点i处发电机的发电成本函数，P_Gi表示柔性直流电力系统节点i处发电机的有功功率，G表示接入发电机的柔性直流电力系统节点集合；

G_i的计算表达式如下：

G_i＝a_iP_Gi ²+b_iP_Gi+c_i

其中，a_i,b_i,c_i分别代表节点i处发电机的发电成本参数；

惩罚项为弃电惩罚与负荷追踪偏移惩罚之和，计算表达式如下：

S_pun＝S₁+S₂

其中，弃电惩罚的计算表达式如下：

式中，P_j表示新能源电站j的实际出力，p_j表示预测的新能源电站j的出力；J为所有新能源电站的集合，α代表新能源电站的弃电惩罚系数；

负荷追踪偏移惩罚计算表达式如下：

S₂＝γ(P_b.t-P_b.t-1)²,t∈T

其中，γ为负荷追踪偏移惩罚系数，T为受控时间段，P_b.t为t时刻的负荷追踪值；

(1-2)确定模型的约束条件，具体如下：

(1-2-1)发电机功率约束：

P_Gi,min≤P_Gi-α_i(u_max-u₀)

P_Gi-α_i(u_min-u₀)≤P_Gi,max

其中，P_Gi,min,P_Gi,max分别表示节点i处发电机的最小出力与最大出力，P_Gi是节点i处发电机实际出力，α_i是节点i处发电机的自动发电控制AGC调节系数，u_max是新能源电站的最大出力，u_min是新能源电站的最小出力，u₀为新能源电站的实际出力；

(1-2-2)新能源电站功率约束：

w_i,min≤w

0≤w_i,min≤w_i,0≤w_i,max

其中，w_i,0表示节点i处新能源电站的功率设定值，w_i,min代表节点i处的新能源电站的最小出力，w_i,max代表节点i处的新能源电站的最大出力，w是新能源波动下界，

是新能源波动上界；

(1-2-3)全网功率平衡方程约束：

其中，

表示接入负载的电力系统节点集合，

表示接入传统能源发电厂的电力系统节点集合，

表示接入新能源电站的电力系统节点集合，P_Di表示电力系统节点i处的负荷功率；

(1-2-4)线路传输功率容量约束：

其中，

分别表示电力系统中支路L相对于节点i和节点j的功率分布转移因子，

为电力系统中支路L相对于节点i的有功功率的灵敏度：

其中，

表示支路L的最大允许功率，α_i表示节点i处发电机的自动发电控制调节系数；

(1-2-5)抽水蓄能电站约束：

w_u,t+1-w_u,t＝w_h,t-w_g,t

w_u,min≤w_u,t≤w_u,max

w_l,t+1-w_l,t＝w_g,t-w_h,t

w_l,min≤w_l,t≤w_l,max

w_h,t＝η_hp_h,t

p_g,t＝η_gw_g,t

p_ch.t＝B(t)p_g,t

p_dis.t＝B(t)p_g,t

p_ch.t≥0

p_dis.t≥0

其中，p_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的发电功率，w_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的用水功率，η_g为抽水蓄能电站的发电效率，p_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的用电功率，w_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的蓄水功率，η_h表示抽水蓄能电站的抽水效率，w_u,t表示时刻t上游水库的蓄水量，w_l,t表示时刻t下游水库的蓄水量，p_ch.t为时刻t流入抽水蓄能电站的功率，p_di_s.t为时刻t流出抽水蓄能电站的功率，B为布尔函数；

(1-2-6)柔性直流模型约束：

p_z＝p_z.i+p_z.o

p_z+l_z＝0

p_z≤S_z

r≥|l_z/S_zl|

r≤1

其中，p_z.i,p_z.o分别为柔性直流母线z处的注入功率和流出功率，l_z为连接柔性直流母线z的柔性直流输电线路传输功率，r为线路最大负载率，S_z为母线z处的换流站容量，S_zl为连接母线z的输电线路容量；

(2)对步骤(1)建立的模型进行求解，得到P_Gi，w_i,0，p_g,t，l_z分别对应的最优解，即为基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统的最优调度方案。

本发明提出的基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，其优点是：

本发明的基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，其约束条件采用鲁棒模型，利用抽水蓄能电站来平抑风电的波动，减小火电机组的调节负荷。同时考虑柔性直流灵活调制，可以适应大规模高密度可再生能源的强随机波动性，保证新能源的可靠消纳。本发明方法考虑了电力系统中可再生能源的波动，减小了校正控制的成本，提高电力系统调节的灵活性，保证了电力系统安全，适合应用于电力系统的滚动调度等场景之中。

附图说明

图1为本发明方法的整体流程图。

具体实施方式

本发明提出一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，下面结合附图对本发明进一步详细说明如下。

本发明提出一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，整体流程如图1所示，包括以下步骤：

(1)建立基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

本发明中基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统由若干数量的新能源发电站(通常指风电和光伏)、大型抽水蓄能电站、若干数量的传统能源发电站和负荷中心构成，

(1-1)确定模型的目标函数：

模型的目标函数为系统运行的总成本S_SUM最小化：

实现调度需求的目的是使总成本最小，总成本由传输成本、发电成本、惩罚项构成，其中：

传输成本的计算表达式如下：

式中，A_i表示电力系统中第i条传输线上的传输成本函数，P_i表示第i条传输线上的有功功率，是待求解量，I表示柔性直流传输支路集合，是已知量；

第i个条传输线上的传输成本函数A_i的计算表达式如下：

A_i＝R_iP_i ²

其中，R_i代表第i条传输线上线路损耗，为已知量；

发电成本的计算表达式如下：

式中，G_i表示柔性直流电力系统节点i处发电机的发电成本函数，P_Gi表示柔性直流电力系统节点i处发电机的有功功率，是待求解量，G表示接入发电机的柔性直流电力系统节点集合，从系统所有发电机的接入位置获取，是已知量；

节点i处发电机的发电成本函数G_i的计算表达式如下：

G_i＝a_iP_Gi ²+b_iP_Gi+c_i

其中，a_i,b_i,c_i分别代表节点i处发电机的发电成本参数，a_i,b_i,c_i由发电厂根据发电成本给出，为已知量；

惩罚项由弃电惩罚和负荷追踪偏移惩罚组成，计算表达式如下：

S_pun＝S₁+S₂

其中，弃电惩罚的计算表达式如下：

式中，P_j表示新能源电站j的实际出力，为待求解量，p_j表示预测的新能源电站j 的出力；J为所有新能源电站的集合；α代表新能源电站的弃电惩罚系数；

负荷追踪偏移惩罚表达式如下：

S₂＝γ(P_b.t-P_b.t-1)²,t∈T

其中，γ为负荷追踪偏移惩罚系数，为已知量，T为受控时间段，为已知量，P_b.t为 t时刻的负荷追踪值。

(1-2)确定模型的约束条件，具体如下：

(1-2-1)发电机功率约束：

P_Gi,min≤P_Gi-α_i(u_max-u₀)

P_Gi-α_i(u_min-u₀)≤P_Gi,max

其中，P_Gi,min,P_Gi,max分别表示节点i处发电机的最小出力与最大出力，是已知量,P_Gi是节点i处发电机实际出力，是待求量，α_i是节点i处发电机的自动发电控制(AGC)调节系数，是已知量，u_max和u_min分别是新能源电站的最大最小出力，u₀为新能源电站的实际出力；

(1-2-2)新能源电站功率约束：

w_i,min≤w

0≤w_i,min≤w_i,0≤w_i,max

其中，w_i,0表示节点i处新能源电站的功率设定值，是待求解量，w_i,min和w_i,max分别代表节点i处的新能源电站的最小出力与最大出力，为已知量，w和

分别是新能源波动下界和上界；

(1-2-3)全网功率平衡方程约束：

其中，

表示接入负载的电力系统节点集合，

表示接入传统能源发电厂的电力系统节点集合，

表示接入新能源电站的电力系统节点集合，P_Di表示电力系统节点i处的负荷功率，是已知量；

(1-2-4)线路传输功率容量约束：

其中，

分别表示电力系统中支路L相对于节点i和节点j的功率分布转移因子，

为电力系统中支路L相对于节点i的有功功率的灵敏度：

其中，

表示支路L的最大允许功率，

是已知量，α_i表示节点i处发电机的自动发电控制调节系数，是已知量；

(1-2-5)抽水蓄能电站约束：

w_u,t+1-w_u,t＝w_h,t-w_g,t

w_u,min≤w_u,t≤w_u,max

w_l,t+1-w_l,t＝w_g,t-w_h,t

w_l,min≤w_l,t≤w_l,max

w_h,t＝η_hp_h,t

p_g,t＝η_gw_g,t

p_ch.t＝B(t)p_g,t

p_dis.t＝B(t)p_g,t

p_ch.t≥0

p_dis.t≥0

其中p_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的发电功率，w_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的用水功率，η_g为抽水蓄能电站的发电效率，p_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的用电功率，w_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的蓄水功率，η_h表示抽水蓄能电站的抽水效率，w_u,t表示时刻t上游水库的蓄水量，w_l,t表示时刻t下游水库的蓄水量，p_ch.t为时刻t流入抽水蓄能电站的功率， p_di_s.t为时刻t流出抽水蓄能电站的功率，B为布尔函数。

(1-2-6)柔性直流模型约束：

p_z＝p_z.i+p_z.o

p_z+l_z＝0

p_z≤S_z

r≥|l_z/S_zl|

r≤1

其中，p_z.i,p_z.o分别为柔性直流母线z处的注入功率和流出功率，l_z为连接柔性直流母线z的柔性直流输电线路传输功率，r为线路最大负载率，S_z为母线z处的换流站容量。S_zl为连接母线z的输电线路容量。

(2)对步骤(1)建立的模型采用CPLEX进行求解，得到P_Gi，w_i,0，p_g,t，l_z分别对应的最优解，并将最优解分别用于传统能源机组的发电控制、新能源机组发电控制、抽蓄电站的控制与柔性直流输电控制中，即为基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统的最优调度方案。

Claims (1)

1.一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)建立基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

(1-1)确定模型的目标函数；

模型的目标函数为系统运行的总成本S_SUM最小化：

总成本为传输成本、发电成本和惩罚项之和，其中，

传输成本的计算表达式如下：

式中，A_i表示电力系统中第i条传输线上的传输成本函数，P_i表示第i条传输线上的有功功率，I表示柔性直流传输支路集合；

A_i的计算表达式如下：

A_i＝R_iP_i ²

其中，R_i代表第i条传输线上线路损耗；

发电成本的计算表达式如下：

式中，G_i表示柔性直流电力系统节点i处发电机的发电成本函数，P_Gi表示柔性直流电力系统节点i处发电机的有功功率，G表示接入发电机的柔性直流电力系统节点集合；

G_i的计算表达式如下：

G_i＝a_iP_Gi ²+b_iP_Gi+c_i

其中，a_i,b_i,c_i分别代表节点i处发电机的发电成本参数；

惩罚项为弃电惩罚与负荷追踪偏移惩罚之和，计算表达式如下：

S_pun＝S₁+S₂

其中，弃电惩罚的计算表达式如下：

式中，P_j表示新能源电站j的实际出力，p_j表示预测的新能源电站j的出力；J为所有新能源电站的集合，α代表新能源电站的弃电惩罚系数；

负荷追踪偏移惩罚计算表达式如下：

S₂＝γ(P_b.t-P_b.t-1)²,t∈T

其中，γ为负荷追踪偏移惩罚系数，T为受控时间段，P_b.t为t时刻的负荷追踪值；

(1-2)确定模型的约束条件，具体如下：

(1-2-1)发电机功率约束：

P_Gi,min≤P_Gi-α_i(u_max-u₀)

P_Gi-α_i(u_min-u₀)≤P_Gi,max

其中，P_Gi,min,P_Gi,max分别表示节点i处发电机的最小出力与最大出力，P_Gi是节点i处发电机实际出力，α_i是节点i处发电机的自动发电控制AGC调节系数，u_max是新能源电站的最大出力，u_min是新能源电站的最小出力，u₀为新能源电站的实际出力；

(1-2-2)新能源电站功率约束：

w_i,min≤w

0≤w_i,min≤w_i,0≤w_i,max

其中，w_i,0表示节点i处新能源电站的功率设定值，w_i,min代表节点i处的新能源电站的最小出力，w_i,max代表节点i处的新能源电站的最大出力，w是新能源波动下界，

是新能源波动上界；

(1-2-3)全网功率平衡方程约束：

其中，表示接入负载的电力系统节点集合，

表示接入传统能源发电厂的电力系统节点集合，

表示接入新能源电站的电力系统节点集合，P_Di表示电力系统节点i处的负荷功率；

(1-2-4)线路传输功率容量约束：

其中，

分别表示电力系统中支路L相对于节点i和节点j的功率分布转移因子，

为电力系统中支路L相对于节点i的有功功率的灵敏度：

其中，

表示支路L的最大允许功率，α_i表示节点i处发电机的自动发电控制调节系数；

(1-2-5)抽水蓄能电站约束：

w_u,t+1-w_u,t＝w_h,t-w_g,t

w_u,min≤w_u,t≤w_u,max

w_l,t+1-w_l,t＝w_g,t-w_h,t

w_l,min≤w_l,t≤w_l,max

w_h,t＝η_hp_h,t

p_g,t＝η_gw_g,t

p_ch.t＝B(t)p_g,t

p_dis.t＝B(t)p_g,t

p_ch.t≥0

p_dis.t≥0

其中，p_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的发电功率，w_g,t表示时刻t抽水蓄能电站的用水功率，η_g为抽水蓄能电站的发电效率，p_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的用电功率，w_h,t表示时刻t抽水蓄能电站的蓄水功率，η_h表示抽水蓄能电站的抽水效率，w_u,t表示时刻t上游水库的蓄水量，w_l,t表示时刻t下游水库的蓄水量，p_ch.t为时刻t流入抽水蓄能电站的功率，p_dis.t为时刻t流出抽水蓄能电站的功率，B为布尔函数；

(1-2-6)柔性直流模型约束：

p_z＝p_z.i+p_z.o

p_z+l_z＝0

p_z≤S_z

r≥|l_z/S_zl|

r≤1

其中，p_z.i,p_z.o分别为柔性直流母线z处的注入功率和流出功率，l_z为连接柔性直流母线z的柔性直流输电线路传输功率，r为线路最大负载率，S_z为母线z处的换流站容量，S_zl为连接母线z的输电线路容量；

(2)对步骤(1)建立的模型进行求解，得到P_Gi，w_i,0，p_g,t，l_z分别对应的最优解，即为基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统的最优调度方案。