CN112821464A - 经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型 - Google Patents

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CN112821464A CN202110018778.5A CN202110018778A CN112821464A CN 112821464 A CN112821464 A CN 112821464A CN 202110018778 A CN202110018778 A CN 202110018778A CN 112821464 A CN112821464 A CN 112821464A
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Abstract

本发明公开一种经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，所述调度模型以可再生能源和火电在同一并网点形成的耦合系统作为研究对象，以一天内耦合系统参与调峰辅助服务后对其综合运行收益的影响进行建模，该目标函数是最大化耦合系统的综合运行收益，由耦合系统内可再生能源发电收益、火电机组发电收益、火电机组运行成本、火电机组启动成本和环境成本几部分构成。该模型考虑了将通过同一并网点的火电厂和可再生能源作为耦合系统进行统一调度与控制，进一步挖掘了火电和可再生能源的协调调度潜力，使得耦合系统在现有政策下可获得更高的收益，并能提高对电网稳定支撑的能力。

Description

经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型
技术领域
本发明涉及电力系统调度领域。
背景技术
我国北方地区风、光等资源丰富，水电、燃机等灵活可调电源占比少，可再生能源高比例接入的灵活性需求目前主要通过调峰辅助服务市场。一般的机组只具备常规调峰的能力，但是为了给可再生能源让出力，有的大机组就要求具备深度调峰的能力，需要以低于常规调峰正常运行时的最小值的出力去运行，这个时候就属于深度调峰。
东北电网主要通过调峰辅助服务市场，利用火电机组灵活性改造、深度调峰、电热协调调度等措施适应可再生能源出力变化，有效提高了可再生能源消纳水平。但是，火力发电与可再生能源的协同控制潜力还未充分挖掘。
现有可再生能源与火电机组调度系统相对独立，各自接受电网调度控制指令，不利于充分发挥两者耦合后的协同调节潜力，且近电气网络的可再生能源机组与火电机组各自参与东北辅助服务市场，未能充分利用火电与可再生能源调节性能的互补性，整体综合效益及运行平稳性均较差，随着未来可再生能源装机容量逐年增长，系统将面临更大的调度压力。
发明内容
针对上述技术的不足，本发明提供了一种经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，解决如何提高耦合系统中可再生能源与火力发电之间的协调调度能力的技术问题。
为解决上述技术问题，本发明提供一种经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，可再生能源和火电机组在同一并网点形成的耦合系统作为一个运营主体，统一接受上级电网调控；以一天内耦合系统参与调峰辅助服务后对其综合运行收益的影响建立调度模型，调度模型包括目标函数与约束条件；
目标函数是最大化耦合系统的综合运行收益，由耦合系统内可再生能源发电收益、火电机组发电收益、火电机组运行成本、火电机组启动成本和环境成本几部分构成：
约束条件包括耦合系统功率平衡约束、可再生能源发电约束与火电机组发电约束；
所述系统功率平衡约束是指耦合系统内火电机组与可再生能源的发电功率之和应满足电网对耦合系统的功率需求；
所述可再生能源发电约束是指耦合系统内的可再生能源发电时，通过主动减少部分可再生能源的发电功率，来调整火电机组的出力，同时火电出力的增加平抑可再生能源的出力波动；但可再生能源在每个时段可减少的可再生能源发电功率以及一天内可减少的可再生能源发电功率不能超过规定值；
所述火电机组发电约束包括火电机组出力约束，即火电机组在每个调度时段的出力应在其允许的出力范围内。
进一步的，所述调峰辅助服务包括常规调峰服务与深度调峰服务；所述火电机组发电约束还包括火电机组爬坡率约束、火电机组最小启停时间约束与火电机组旋转备用约束。
进一步的，所述第t个调度时段内第n台火电机组的发电收益
Figure BDA0002887957520000021
Figure BDA0002887957520000022
其中，
Figure BDA0002887957520000023
为耦合系统在第t个调度时段内开机火电机组的平均负荷率；N为耦合系统内火电机组的总数；
Figure BDA0002887957520000024
分别为耦合系统单位统计周期内开机火电机组的平均负荷率在大于有偿调峰补偿基准、处于有偿调峰补偿第一档和处于有偿调峰补偿第二档时的发电收益；
Figure BDA0002887957520000025
和
Figure BDA0002887957520000026
分别为有偿调峰补偿第一档和有偿调峰补偿第二档规定区间内的平均负荷率上限值；
Figure BDA0002887957520000027
为第t个调度时段内第n类台火电机组的发电功率。
进一步的，所述耦合系统功率平衡约束，具体表示为：
Figure BDA0002887957520000028
其中，Pt G为第t个调度时段内大电网对耦合系统的功率需求；
所述可再生能源发电约束，具体表示为：
Figure BDA0002887957520000031
其中，λk,t为第k类可再生能源在第t个调度时段内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；λk′为第k类可再生能源一天内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；
Figure BDA0002887957520000032
为第k类可再生能源在第t个调度时段内的预测发电功率。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果包括：
1、现有可再生能源与火电机组调度系统相对独立，各自接受电网调度控制指令，不利于充分发挥两者耦合后的协同调节潜力。本发明充分考虑了将通过同一并网点的火电厂和可再生能源作为耦合系统进行统一调度与控制，挖掘了火电和可再生能源的协调调度潜力，通过主动减少部分可再生能源的发电功率，来调整火电机组的出力，同时火电出力的增加平抑可再生能源的出力波动，使得耦合系统在现有政策下可获得更高的收益，并能提高对电网稳定支撑的能力。
2、本发明进一步考虑到深度调峰服务对火电机组发电收益的影响，增加深度调峰阶段的运行约束，那么根据辅助服务市场运营规则，当火电厂单位统计周期内开机机组的平均负荷率小于或等于有偿调峰补偿基准时，可获得辅助服务补偿，从而进一步增大收益。
3、通过求解本发明的调度模型，找出各个调度时段合理的可减少的发电功率占其预测发电功率的比例，可以在损失可再生能源利用率的情形下，增加较多的综合运行收益，且避免了大容量机组的关停，从而使耦合系统更加高效的运行。
附图说明
图1为本实施例中耦合系统典型结构图；
图2为本实施例中测试仿真的局域电网示意图；
图3为本实施例中典型日内风电和负荷功率预测曲线示意图；
图4为本实施例中耦合方式运行与传统独立方式运行时并网点功率波动范围示意图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明实施例作进一步地详细描述，如图1所示为本发明实施例所述的耦合系统典型结构图，本发明实施例构建出一个可再生能源与火力发电经同一并网点耦合的耦合系统，基于该图1，本发明实施例提供了一种可再生能源与火力发电经同一并网点耦合的耦合系统调度模型，所述调度模型以一天内耦合系统参与调峰辅助服务后对其综合运行收益的影响进行建模，所建立的目标函数表示为：
Figure BDA0002887957520000041
该目标函数是最大化耦合系统的综合运行收益，由耦合系统内可再生能源发电收益、火电机组发电收益、火电机组运行成本、火电机组启动成本和环境成本几部分构成：
1)可再生能源发电收益
耦合系统内可再生能源发电上网可获取收益，其收益为：
Figure BDA0002887957520000042
其中，
Figure BDA0002887957520000043
表示第t个调度时段内第k类可再生能源的发电收益；K为耦合系统内可再生能源的类型总数；T为调度总时段数；
Figure BDA0002887957520000044
为第k类可再生能源发电的上网电价；
Figure BDA0002887957520000045
为第t个调度时段内第k类可再生能源的发电功率。
2)火电机组发电收益
耦合系统内火电机组发电收益与其能够提供的实时深度调峰服务有关。根据东北电力辅助服务市场运营规则，当火电厂单位统计周期内开机机组的平均负荷率小于或等于有偿调峰补偿基准时，可获得辅助服务补偿。因此，耦合系统内火电机组发电收益为：
Figure BDA0002887957520000046
Figure BDA0002887957520000047
其中，
Figure BDA0002887957520000048
表示第t个调度时段内第n台火电机组的发电收益；
Figure BDA0002887957520000049
为耦合系统在第t个调度时段内开机火电机组的平均负荷率；N为耦合系统内火电机组的总数；
Figure BDA00028879575200000410
Figure BDA00028879575200000411
分别为耦合系统单位统计周期内开机火电机组的平均负荷率在大于有偿调峰补偿基准、处于有偿调峰补偿第一档和处于有偿调峰补偿第二档时的发电收益；
Figure BDA00028879575200000412
和
Figure BDA00028879575200000413
分别为有偿调峰补偿第一档和有偿调峰补偿第二档规定区间内的平均负荷率上限值；
Figure BDA0002887957520000051
为第t个调度时段内第n类台火电机组的发电功率；
Figure BDA0002887957520000052
为第n台火电机组的最大发电功率；αn,t为0-1变量，表示第t个调度时段内第n台火电机组的启停状态，αn,t＝1表示处于启动状态，αn,t＝0表示处于停机状态。
3)火电机组运行成本
当火电机组处于常规调峰状态，其运行成本主要为运行煤耗成本；当火电机组处于不投油深度调峰状态，其运行成本除运行煤耗成本外，会产生机组损耗成本；而当火电机组处于投油深度调峰状态时，还会产生额外的投油成本。因此，火电机组运行成本为：
Figure BDA0002887957520000053
其中，
Figure BDA0002887957520000054
表示第t个调度时段内第n台火电机组的运行成本；an、bn和cn分别为第n台火电机组耗量特性函数的系数；
Figure BDA0002887957520000055
和
Figure BDA0002887957520000056
为第n台火电机组的运行损耗系数，且
Figure BDA0002887957520000057
Ln,t和
Figure BDA0002887957520000058
分别为第t个调度时段内第n台火电机组的转子致裂循环周次和投油量；Ccoal为煤炭价格；
Figure BDA0002887957520000059
为第n台火电机组的购机成本；Coil为油价；
Figure BDA00028879575200000510
和
Figure BDA00028879575200000511
分别为第n台火电机组在常规调峰、不投油深度调峰和投油深度调峰状态下的机组负荷区间。
4)火电机组启动成本
火电机组在启动时会产生启动成本，其启动成本为：
Figure BDA00028879575200000512
其中，
Figure BDA00028879575200000513
表示第t个调度时段内第n台火电机组的启动成本；
Figure BDA00028879575200000514
为第n台火电机组的启动成本。
5)环境成本
火电机组排放的废气中，包含的应税污染物主要有烟尘、二氧化硫和氮氧化物。因此，火电机组的环境成本为：
Figure BDA0002887957520000061
其中，
Figure BDA0002887957520000062
表示第t个调度时段内第n台火电机组的环境成本；J为应税污染物种类；
Figure BDA0002887957520000063
和
Figure BDA0002887957520000064
分别为第j种污染物的排放系数、单位应税税额和污染当量值。
具体实现中，上述调度模型在电力系统的约束条件包括：
1)耦合系统功率平衡约束
耦合系统内火电机组与可再生能源的发电功率之和应满足大电网对耦合系统的功率需求，具体表示为：
Figure BDA0002887957520000065
其中，Pt G为第t个调度时段内大电网对耦合系统的功率需求。
2)可再生能源发电约束
耦合系统内的可再生能源发电时，可通过主动减少部分可再生能源的发电功率，来提高耦合系统的出力平稳性及运行经济性。但可再生能源在每个时段可减少的可再生能源发电功率以及一天内可减少的可再生能源发电功率不能超过规定值。因此，可再生能源的发电约束具体表示为：
Figure BDA0002887957520000066
其中，λk,t为第k类可再生能源在第t个调度时段内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；λk′为第k类可再生能源一天内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；
Figure BDA0002887957520000067
为第k类可再生能源在第t个调度时段内的预测发电功率。
3)火电机组发电约束，包括机组出力约束、机组爬坡率约束、最小起停时间约束和旋转备用约束：
a)火电机组出力约束
火电机组在每个调度时段的出力应在其允许的出力范围内，具体表示为：
Figure BDA0002887957520000068
其中，
Figure BDA0002887957520000069
为第n台火电机组的最小发电功率。
b)火电机组爬坡率约束
火电机组运行在深度调峰状态时，可直接进行停机，而当火电机组启动时，不能直接进入深度调峰状态，必须至少达到常规调峰状态的最小输出功率。因此，火电机组爬坡率约束具体表示为：
Figure BDA0002887957520000071
Figure BDA0002887957520000072
其中，
Figure BDA0002887957520000073
和
Figure BDA0002887957520000074
分别为第n台火电机组的最大启动、停机功率限制；
Figure BDA0002887957520000075
为第n台火电机组在常规调峰阶段的最小出力；ΔT为调度时间尺度；βn,t、βn′,t和βn″,t均为0-1变量，仅αn,t＝αn,t-1＝1时βn,t＝1，仅αn,t＝1且αn,t-1＝0时βn′,t＝1，仅αn,t＝0且αn,t-1＝1时βn″,t＝1，其余情况βn,t、βn′,t和βn″,t均为0。
c)火电机组最小启停时间约束
火电机组最小启停时间约束包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间，具体表示为：
Figure BDA0002887957520000076
其中，
Figure BDA0002887957520000077
和
Figure BDA0002887957520000078
分别为第n台火电机组在第t个调度时段时已经连续运行和停机的时间；
Figure BDA0002887957520000079
和
Figure BDA00028879575200000710
分别为第n台火电机组的最小连续运行和停机时间。
d)火电机组旋转备用约束
由于火电机组在深度调峰运行时，其出力不宜随意波动，因此，只有运行在常规调峰状态下的火电机组可提供旋转备用，具体表示为：
Figure BDA00028879575200000711
其中，
Figure BDA00028879575200000712
和
Figure BDA00028879575200000713
分别为第t个调度时段内第n台火电机组在常规调峰运行状态下的最大和最小可用出力；Pt SR.U和Pt SR.D分别为耦合系统的正、负旋转备用容量需求。
为了验证本发明实施例所述模型的有效性，这里以辽宁某局域电网为例建立仿真对象进行分析，如图2所示。该局域电网内包括2400MW的火电厂和300MW的风电场，且在同一并网点A耦合形成耦合系统。表1列出了该实例中所涉及火电机组的运行参数：
表1 火电机组运行参数
Figure BDA0002887957520000081
根据东北电力辅助服务市场运营规则，当火电厂负荷率大于50％、在40％和50％之间和小于40％时，火电上网电价分别为0.375元/kW·h、0.4元/kW·h和0.8元/kW·h。此外，海上风电上网电价为0.85元/kW·h。
本算例以30分钟为调度时间尺度，采用该局域电网某典型日的风电功率预测数据和负荷功率预测数据进行仿真，如图3所示。
1)考虑不同弃风比例的耦合运行结果分析
在本发明所述的耦合系统中，风电可通过主动弃风参与系统功率调节，每个调度时段允许的弃风比例不同，耦合系统的运行结果也不一样。在本算例中，考虑不同弃风比例的耦合系统运行结果如表2所示：
表2 考虑不同弃风比例的耦合系统运行结果
Figure BDA0002887957520000082
通过表2可以看出，每个时段允许的弃风比例越高，耦合系统的综合运行收益越大。这是由于风电在耦合系统进行深度调峰时的出力较大，会进一步压缩火电机组的出力空间，导致600MW机组在深度调峰时关停，无法满足有偿调峰补偿第二档的要求。而在系统深度调峰时通过适当的主动弃风，可以增加该阶段火电机组的出力总量，从而保证600MW机组在该阶段无需停机系统也可正常运行，且满足有偿调峰补偿第二档的要求，从而获得更多的收益。此外，每个时段允许的弃风比例从40％增至60％和90％增至100％时，综合运行收益没有随着该比例变大而增加；而从0增至10％和60％增至70％时，综合运行收益增加较多，且火电启动成本降低。这是因为火电开机机组的平均负荷率满足有偿调峰补偿第二档的要求时，系统所能获得的综合运行效益最大。因此，随着弃风比例增加，当火电开机机组的平均负荷率达到有偿调峰补偿第二档的最低要求，且此时耦合系统内的弃风量不足以支撑额外1台火电机组运行时，耦合系统会保持现有火电机组出力和弃风策略运行，综合运行收益、风电利用率和火电启动成本均保持不变。
由此可见，在耦合系统中，找出每个时段合理的弃风比例，可以在损失较少风电利用率的情形下，增加较多的综合运行收益，且避免了大容量机组的关停，从而使耦合系统更加高效的运行。
2)耦合方式与独立方式的运行仿真结果分析
在本发明所述的耦合系统中，可再生能源和火力发电在同一并网点构成一个运营主体，统一受上级电网调控。而目前的调度方式中，火电厂出力受上级电网单独调控，且风电场出力不确定性的平抑也由上级电网承担。两种不同运行方式的运行收益如表3所示。
表3 耦合方式与独立方式的运行结果
Figure BDA0002887957520000091
从表3可以看出，在独立运行情形下，由于风电场出力不确定性由上级电网承担，火电厂无需预留该部分备用，因此火电厂的净收益相比耦合情形有所增加，综合运行收益相比同样不允许弃风的耦合情形增加了0.13％。但是，当耦合系统允许适当弃风时，虽然风电发电收益有所减少，但是火电净收益明显增加，该耦合运行方式下的综合收益相比独立运行情形增加了1.1％。
此外，假设风电功率和负荷功率可能发生的波动均满足高斯分布，则在耦合和独立运行情形下，典型日内通过并网点的输出功率及可能发生的功率波动范围如图4所示。
从图4可以看出，当风电输出功率较小时，耦合和独立运行情形下通过并网点的输出功率可能发生的波动范围基本相同，但随着风电输出功率增加，独立运行情形下通过并网点的输出功率可能发生的波动范围逐渐增大，会增加上级电网的调度负担，而此时耦合后通过并网点的输出功率可能发生的波动范围更小，上级电网可更好的进行调度安排。
由此可见，当风电场和火电厂经同一并网点接入电网进行耦合共同运行，火电厂可以平抑风电场的出力波动，风电场可以调整火电厂的机组出力，不仅可以在现有政策下获得更好的综合运行收益，并且耦合系统对外输出功率更加平稳可控。
值得注意的是，本发明实施例中未做详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
综上所述，本发明实施例所提供的模型将通过同一并网点的火电厂和可再生能源作为耦合系统进行统一调度与控制，与现有电网调控方式相比，可以进一步挖掘火电和可再生能源的协调调度潜力，提高对电网稳定支撑的能力，并在当前政策下获得更高的收益。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：可再生能源和火电机组在同一并网点形成的耦合系统作为一个运营主体，统一接受上级电网调控；以一天内耦合系统参与调峰辅助服务后对其综合运行收益的影响建立调度模型，调度模型包括目标函数与约束条件；
目标函数是最大化耦合系统的综合运行收益，由耦合系统内可再生能源发电收益、火电机组发电收益、火电机组运行成本、火电机组启动成本和环境成本几部分构成：
约束条件包括耦合系统功率平衡约束、可再生能源发电约束与火电机组发电约束；
所述系统功率平衡约束是指耦合系统内火电机组与可再生能源的发电功率之和应满足电网对耦合系统的功率需求；
所述可再生能源发电约束是指耦合系统内的可再生能源发电时，通过主动减少部分可再生能源的发电功率，来调整火电机组的出力，同时火电出力的增加平抑可再生能源的出力波动；但可再生能源在每个时段可减少的可再生能源发电功率以及一天内可减少的可再生能源发电功率不能超过规定值；
所述火电机组发电约束包括火电机组出力约束，即火电机组在每个调度时段的出力应在其允许的出力范围内。
2.根据权利要求1所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述调峰辅助服务包括常规调峰服务与深度调峰服务；所述火电机组发电约束还包括火电机组爬坡率约束、火电机组最小启停时间约束与火电机组旋转备用约束。
3.根据权利要求1或2所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述目标函数表示为：
Figure FDA0002887957510000011
其中，FC表示最大化耦合系统的综合运行收益；
Figure FDA0002887957510000012
表示第t个调度时段内第k类可再生能源的发电收益，其中K为耦合系统内可再生能源的类型总数；T为调度总时段数；
Figure FDA0002887957510000013
表示第t个调度时段内第n台火电机组的发电收益；
Figure FDA0002887957510000014
表示第t个调度时段内第n台火电机组的运行成本；
Figure FDA0002887957510000015
表示第t个调度时段内第n台火电机组的启动成本；
Figure FDA0002887957510000016
表示第t个调度时段内第n台火电机组的环境成本。
4.根据权利要求3所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：第t个调度时段内第k类可再生能源的发电收益
Figure FDA0002887957510000017
Figure FDA0002887957510000021
其中，
Figure FDA0002887957510000022
为第k类可再生能源发电的上网电价；
Figure FDA0002887957510000023
为第t个调度时段内第k类可再生能源的发电功率。
5.根据权利要求2所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：第t个调度时段内第n台火电机组的发电收益
Figure FDA0002887957510000024
Figure FDA0002887957510000025
其中，
Figure FDA0002887957510000026
为耦合系统在第t个调度时段内开机火电机组的平均负荷率；N为耦合系统内火电机组的总数；
Figure FDA0002887957510000027
分别为耦合系统单位统计周期内开机火电机组的平均负荷率在大于有偿调峰补偿基准、处于有偿调峰补偿第一档和处于有偿调峰补偿第二档时的发电收益；
Figure FDA0002887957510000028
和
Figure FDA0002887957510000029
分别为有偿调峰补偿第一档和有偿调峰补偿第二档规定区间内的平均负荷率上限值；
Figure FDA00028879575100000210
为第t个调度时段内第n类台火电机组的发电功率。
6.根据权利要求2所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述火电机组运行成本、火电机组启动成本和环境成本分别如下：
Figure FDA00028879575100000211
其中，an、bn和cn分别为第n台火电机组耗量特性函数的系数；
Figure FDA00028879575100000212
和
Figure FDA00028879575100000213
为第n台火电机组的运行损耗系数，且
Figure FDA00028879575100000214
Ln,t和
Figure FDA00028879575100000215
分别为第t个调度时段内第n台火电机组的转子致裂循环周次和投油量；Ccoal为煤炭价格；
Figure FDA00028879575100000216
为第n台火电机组的购机成本；Coil为油价；
Figure FDA00028879575100000217
和
Figure FDA00028879575100000218
分别为第n台火电机组在常规调峰、不投油深度调峰和投油深度调峰状态下的机组负荷区间；
Figure FDA00028879575100000219
其中，N为耦合系统内火电机组的总数；αn,t为0-1变量，表示第t个调度时段内第n台火电机组的启停状态，αn,t＝1表示处于启动状态，αn,t＝0表示处于停机状态；
Figure FDA0002887957510000031
为第n台火电机组的启动成本；
Figure FDA0002887957510000032
其中，J为应税污染物种类；
Figure FDA0002887957510000033
和
Figure FDA0002887957510000034
分别为第j种污染物的排放系数、单位应税税额和污染当量值。
7.根据权利要求3所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述耦合系统功率平衡约束，具体表示为：
Figure FDA0002887957510000035
其中，Pt G为第t个调度时段内大电网对耦合系统的功率需求；
所述可再生能源发电约束，具体表示为：
Figure FDA0002887957510000036
其中，λk,t为第k类可再生能源在第t个调度时段内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；λ′k为第k类可再生能源一天内可减少的发电功率占其预测发电功率的比例；
Figure FDA0002887957510000037
为第k类可再生能源在第t个调度时段内的预测发电功率。
8.根据权利要求3所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述火电机组出力约束具体表示为：
Figure FDA0002887957510000038
其中，
Figure FDA0002887957510000039
为第n台火电机组的最小发电功率；αn,t为0-1变量，表示第t个调度时段内第n台火电机组的启停状态，αn,t＝1表示处于启动状态，αn,t＝0表示处于停机状态。
9.根据权利要求2所述的经同一并网点的可再生能源与火力发电耦合系统调度模型，其特征在于：所述火电机组爬坡率约束具体表示为：
Figure FDA00028879575100000310
Figure FDA0002887957510000041
其中，
Figure FDA0002887957510000042
和
Figure FDA0002887957510000043
分别为第n台火电机组的最大启动、停机功率限制；
Figure FDA0002887957510000044
为第n台火电机组在常规调峰阶段的最小出力；ΔT为调度时间尺度；βn,t、β′n,t和β″n,t均为0-1变量，仅αn,t＝αn,t-1＝1时βn,t＝1，仅αn,t＝1且αn,t-1＝0时β′n,t＝1，仅αn,t＝0且αn,t-1＝1时β″n,t＝1，其余情况βn,t、β′n,t和β′n,t均为0。
所述火电机组最小启停时间约束包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间，具体表示为：
Figure FDA0002887957510000045
其中，
Figure FDA0002887957510000046
和
Figure FDA0002887957510000047
分别为第n台火电机组在第t个调度时段时已经连续运行和停机的时间；
Figure FDA0002887957510000048
和
Figure FDA0002887957510000049
分别为第n台火电机组的最小连续运行和停机时间。
所述火电机组旋转备用约束具体表示为：
Figure FDA00028879575100000410
其中，
Figure FDA00028879575100000411
和
Figure FDA00028879575100000412
分别为第t个调度时段内第n台火电机组在常规调峰运行状态下的最大和最小可用出力；Pt SR.U和Pt SR.D分别为耦合系统的正、负旋转备用容量需求。
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