CN113872251A - 一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，步骤为：首先，构建了含光伏、火电、直流调制以及储能系统的“源网储”协调互动的光伏消纳系统模型；其次综合考虑光伏的波动特性以及各调节方式的启停成本和调节特性，提出“源网储”协调互动调节策略，包含三种不同调节模式，最后通过在不同时间段、不同场景下选用合适的调节模式，协调火电机组、储能和直流调制的爬坡速率和出力比例，在加强光伏消纳、减小火电机组爬坡压力的同时，减小系统运行成本。

Description

一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法
技术领域
本发明涉及新能源并网消纳技术领域，具体是涉及一种缓解火电机组爬坡压力的“源-网-储”协调互动调节策略。
背景技术
随着大规模新能源的并网发电，我国电网面临着新能源消纳、系统调峰、新能源功率预测、计划出力管理等一系列技术难题。与灵活调度的常规火电不同，光伏发电等新能源出力具有较强的间歇性、随机性和高频波动性，大大增加了电网调度运行的不确定性，且光伏典型出力曲线与尖峰负载的变化极不匹配，高比例光伏并网使净负荷曲线在白天出现极低的谷值，净负荷波动幅度大，火电机组不能及时响应净负荷波动，进一步加大了传统火电机组的爬坡压力。
国内外学者针对高比例光伏并网导致的火电机组爬坡压力等问题，在源网荷储等方面提出了一系列解决措施。在电源侧，主要利用水电联调机制有效地提高了系统调峰能力并降低了系统运行成本，但受限于水电运行条件，无法大规模推广；在电网侧，主要利用新能源功率爬坡事件的预测与预警模型，通过预警功率爬坡事件以增加火电机组响应时间，但由于云层数据等大气信息难以获取，模型仍存在一定的预测偏差；在负荷侧，主要利用需求响应协调策略，通过动态因素调整法和超前调整法削峰填谷以增加系统光伏消纳能力，缓解火电机组爬坡压力，但受限于响应量预测技术和实时反馈技术的欠缺，需求响应效果和预期效果常有出入；在储能侧，主要利用储能辅助火电机组调峰的分层优化调度方案，一定程度减少了新能源丢弃，但该方案无法应对光伏出现大幅波动或快速波动时的特殊情况。
上述方法主要通过单一资源调控或提高光伏功率预测率来解决高比例光伏并网问题，与多资源调控策略相比效果有限。但现有的多资源调控策略大多是源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等交互调控策略，参与调峰的资源仍然不足，且缺乏考虑电网直流的快速调节特性，其调峰能力在实际电网运行中并不稳定。此外，当前多资源调控策略极少考虑调峰代价，无法在提高光伏消纳水平、缓解火电机组爬坡压力的同时兼顾系统运行成本。因此，在高比例光伏并网条件下，如何充分利用多资源联合调峰以缓解火电机组爬坡压力，减少弃光率，实现电网安全、经济运行是当前亟待解决的问题。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明提供了一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，提高光伏消纳能力，缓解火电机组爬坡压力，提高系统运行的经济性，保障电网安全稳定运行。
本发明所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，包括如下步骤：
步骤1、构建缓解高比例光伏并网下含光伏、火电、直流调制以及储能系统的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型；
步骤2、基于所述的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型确定“源网储”协调互动调节策略，以“源网储”协调互动光伏消纳系统综合运行成本最小为目标，通过在不同时间段、不同场景下切换不同调节模式，协调火电机组、储能和直流调制的爬坡速率和处理比列，优化系统调峰；
步骤3、基于线性规划单纯形法对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，输出最优解。
进一步的，步骤1中，构建“源网储”协调互动光伏消纳数学模型的具体流程为：
步骤1-1、构建火电机组数学模型；
设置各火电机组出力约束，包括各火电机组出力上下限、上下爬坡率极限值，如公式(1)、(2)所示：
Figure BDA0003314829220000021
Figure BDA0003314829220000022
其中，
Figure BDA0003314829220000023
分别为第i台火电机组出力上下限，
Figure BDA0003314829220000024
分别为第i台火电机组的上下爬坡率极限值，Pgi,t为t时刻第i台火电机组出力大小；
设置系统端点线路传输功率线路约束条件，包括端点线路传输功率的约束条件和失负荷约束，如公式(3)、(4)、(5)、(6)所示：
Pij,t＝Bij(θi,t-θj,t) (3)
Figure BDA0003314829220000025
-π≤θi,t≤π (5)
0≤PlL,t≤Plj,t (6)
其中，Pij,t为t时刻以i、j为端点线路的传输功率，Bij为该线路的电纳，θi,t、θj,t为t时刻i、j节点的相角，
Figure BDA0003314829220000031
为该线路热稳定极限，Plj,t为t时刻j节点的负荷功率，其应大于该节点的失负荷功率PlL,t。
步骤1-2、构建储能系统数学模型，设置有功平衡约束、储能功率约束、储能荷电约束、储能容量约束的约束条件；
设置有功平衡约束，系统有功率要满足平衡条件，如公式(7)所示：
Figure BDA0003314829220000032
其中，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Plj,t为第j个负荷节点t时刻负荷功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数；
设置储能约束，包括储能功率约束、储能荷电约束、储能容量约束的约束条件，如公式(8)、(9)、(10)、(11)、(12)、(13)所示：
-Pin,max≤Pin,t≤Pin,max (8)
-Po,max≤Po,t≤Po,max (9)
SOCmin≤SOCt≤SOCmax (10)
Figure BDA0003314829220000033
Et+△t(Pin,t-Po,t)/λ1≥Emin (12)
Et+(Pin,t-Po,t)△tλ2≤Emax (13)
其中，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率；Po,max为储能最大放电功率，Po,t为t时刻储能的放电功率，SOCmax、SOCmin为储能最大、最小荷电率，SOCt为t时刻储能电荷率，SOC0为初始时刻储能电荷率，Et为t时刻系统的储能容量，Emax，Emin分别为储能容量上下限，△t为时间间隔，λ1，λ2分别为储能充、放电效率；
步骤1-3、构建直流调制系统数学模型，如公式(14)、(15)所示；
Figure BDA0003314829220000041
PZ,min≤PZ,t≤PZ,max (15)
其中，PZ,t为t时刻直流输入功率；PZ,min、PZ,max分别为最小和最大调制功率；PZ0为直流不调制时馈入的功率；
步骤1-4、利用Matpower工具包在IEEE-24节点系统中构建出“源网储”协调互动光伏消纳数学模型。
进一步的，步骤2中，构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型，以“源网储”协调互动系统综合运行成本最小为目标，建立目标函数；所述目标函数包括火电机组发电成本、失负荷成本、弃光成本、储能运行成本、直流调制成本、火电机组爬坡成本，具体如公式(16)所示：
Figure BDA0003314829220000042
其中，Cgi为第i台火电机组发电单位成本，CL为失负荷单位成本，Cpv为弃光单位成本，CC为储能运行单位成本，CZ为直流调制单位成本，Cq为火电机组爬坡单位成本，PpvD,t为t时刻光伏弃光功率，Pl,t为t时刻的总负荷功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率，PZ,t为t时刻直流输入功率，PZ0为直流不调制时馈入的功率，T为总的优化时间。
进一步的，步骤2中，“源网储”协调互动调节策略根据不同场景切换下述调节模式：
模式1、当光伏发电功率的的变化率大于下降阈值-λσ，小于上升阈值λσ时，由火电机组和储能系统共同调节以平衡电网功率；在白天光伏出力升高时，储能系统充电运行，减小光伏直接并网功率，抬高白天净负荷曲线，减缓净负荷曲线变化速度；在夜间负荷高峰时段，由于光伏发电功率为零，由储能系统进行放电，拉低夜间净负荷曲线，缓解净负荷变化速度；
模式2、当光伏发电功率下降速率小于下降阈值-λσ时，仅靠火电机组和储能系统不足以平衡电网功率，此时先采用模式1调节，增加火电机组发电功率、储能放电功率；当火电机组上爬坡率和储能放电功率都达到上限时，采用直流调制增加电网馈入功率以缓解净负荷变化速度；
模式3：当光伏发电功率上升速率大于上升阈值λσ时，亦先采用模式1调节，减小火电机组发电功率，储能开始充电运行；当火电机组上爬坡率和储能充电功率达到上限时，采用直流调制减小电网馈入功率，增加光伏消纳功率以平衡电网功率。
进一步的，步骤3中，对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，其步骤为：
步骤3-1、设置成本参数，所述成本参数包括储能单位成本、机组爬坡单位成本、负荷单位成本、失负荷惩罚系数、直流调制单位成本、储能容量和时间；同时输入数据，包括光伏预测功率、负荷功率、火电机组上下限、火电机组上下爬坡率、光伏上下爬坡率、储能容量上下限、储能最大荷电率和最小荷电率、储能最大充电功率、储能最大放电功率；
步骤3-2、设置线性模型参数，包括成本向量、火电、光伏爬坡功率系数矩阵、储能充放电约束向量、线路有功等式约束和系统功率平衡约束系数矩阵、线路有功等式向量、系统负荷功率向量；
步骤3-3、依据“源网储”协调互动调节策略对光伏进行消纳，设置或更新模型的初始可行解X(t)＝(b1,b2,...,bn,0,...,0)，即得到t时刻各机组、储能及直流调制的最佳出力大小，并计算下一时刻t＝△t+t的最优解；
步骤3-4、输出日内所有时刻最优解，基于求解结果对电网调峰进行优化。
本发明所述的有益效果为：储能系统削峰填谷的特性大大减小了弃光率、平滑了净负荷曲线，同时直流调制的快速响应性弥补了火电和储能调峰速度较慢的不足，在加强光伏消纳、减小火电机组爬坡压力的同时，减小系统运行成本。本发明填补了储能和直流联合传统调峰手段参与新能源消纳领域的空白，为多资源调控策略的创新提供新思路。
附图说明
为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明。
图1是本发明的“源网储”协调互动调节步骤图；
图2为本发明的“源网储”协调互动调节策略求解流程图；
图3为本发明的“源网储”协调互动调节策略图。
具体实施方式
如图1-2所示，本发明所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，包括如下步骤：
步骤1、构建缓解高比例光伏并网下含光伏、火电、直流调制以及储能系统的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型；
步骤2、基于所述的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型确定“源网储”协调互动调节策略，以“源网储”协调互动光伏消纳系统综合运行成本最小为目标，通过在不同时间段、不同场景下切换不同调节模式，协调火电机组、储能和直流调制的爬坡速率和处理比列，优化系统调峰；
步骤3、基于线性规划单纯形法对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，输出最优解。
其中，步骤1中，构建“源网储”协调互动光伏消纳数学模型的具体流程为：
步骤1-1、构建火电机组数学模型；
设置各火电机组出力约束，包括各火电机组出力上下限、上下爬坡率极限值，如公式(1)、(2)所示：
Figure BDA0003314829220000061
Figure BDA0003314829220000062
其中，
Figure BDA0003314829220000071
分别为第i台火电机组出力上下限，
Figure BDA0003314829220000072
分别为第i台火电机组的上下爬坡率极限值，Pgi,t为t时刻第i台火电机组出力大小；
设置系统端点线路传输功率线路约束条件，包括端点线路传输功率的约束条件和失负荷约束，如公式(3)、(4)、(5)、(6)所示：
Pij,t＝Bij(θi,t-θj,t) (3)
Figure BDA0003314829220000073
-π≤θi,t≤π (5)
0≤PlL,t≤Plj,t (6)
其中，Pij,t为t时刻以i、j为端点线路的传输功率，Bij为该线路的电纳，θi,t、θj,t为t时刻i、j节点的相角，
Figure BDA0003314829220000074
为该线路热稳定极限，Plj,t为t时刻j节点的负荷功率，其应大于该节点的失负荷功率PlL,t。
步骤1-2、构建储能系统数学模型，设置有功平衡约束、储能功率约束、储能荷电约束以、储能容量约束的约束条件；
设置有功平衡约束，系统有功率要满足平衡条件。如公式(7)所示：
Figure BDA0003314829220000075
其中，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Plj,t为第j个负荷节点t时刻负荷功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数；
设置储能约束，包括储能功率约束、储能荷电约束以、储能容量约束的约束条件，如公式(8)、(9)、(10)、(11)、(12)、(13)所示：
-Pin,max≤Pin,t≤Pin,max (8)
-Po,max≤Po,t≤Po,max (9)
SOCmin≤SOCt≤SOCmax (10)
Figure BDA0003314829220000081
Et+△t(Pin,t-Po,t)/λ1≥Emin (12)
Et+(Pin,t-Po,t)△tλ2≤Emax (13)
其中，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率；Po,max为储能最大放电功率，Po,t为t时刻储能的放电功率，SOCmax、SOCmin为储能最大、最小荷电率，SOCt为t时刻储能电荷率，SOC0为初始时刻储能电荷率，Et为t时刻系统的储能容量，Emax，Emin分别为储能容量上下限，△t为时间间隔，λ1，λ2分别为储能充、放电效率；
步骤1-3、构建直流调制系统数学模型；
Figure BDA0003314829220000082
PZ,min≤PZ,t≤PZ,max (15)
其中，PZ,t为t时刻直流输入功率；PZ,min、PZ,max分别为最小和最大调制功率；PZ0为直流不调制时馈入的功率；
步骤1-4、利用Matpower工具包在IEEE-24节点系统中构建出“源网储”协调互动光伏消纳数学模型。
步骤2中，构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型，以“源网储”协调互动系统综合运行成本最小为目标，建立目标函数；所述目标函数包括火电机组发电成本、失负荷成本、弃光成本、储能运行成本、直流调制成本、火电机组爬坡成本，具体如公式(16)所示：
Figure BDA0003314829220000083
其中，Cgi为第i台火电机组发电单位成本，CL为失负荷单位成本，Cpv为弃光单位成本，CC为储能运行单位成本，CZ为直流调制单位成本，Cq为火电机组爬坡单位成本，PpvD,t为t时刻光伏弃光功率，Pl,t为t时刻的总负荷功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率，PZ,t为t时刻直流输入功率，PZ0为直流不调制时馈入的功率，T为总的优化时间。
“源网储”协调互动调节策略根据不同场景切换下述调节模式：
模式1、当光伏发电功率的的变化率大于下降阈值-λσ，小于上升阈值λσ时，由火电机组和储能系统共同调节以平衡电网功率；在白天光伏出力升高时，储能系统充电运行，减小光伏直接并网功率，抬高白天净负荷曲线，减缓净负荷曲线变化速度；在夜间负荷高峰时段，由于光伏发电功率为零，由储能系统进行放电，拉低夜间净负荷曲线，缓解净负荷变化速度；
模式2、当光伏发电功率下降速率小于下降阈值-λσ时，仅靠火电机组和储能系统不足以平衡电网功率，此时先采用模式1调节，增加火电机组发电功率、储能放电功率；当火电机组上爬坡率和储能放电功率都达到上限时，采用直流调制增加电网馈入功率以缓解净负荷变化速度；
模式3：当光伏发电功率上升速率大于上升阈值λσ时，亦先采用模式1调节，减小火电机组发电功率，储能开始充电运行；当火电机组上爬坡率和储能充电功率达到上限时，采用直流调制减小电网馈入功率，增加光伏消纳功率以平衡电网功率。
步骤3中，对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，其步骤为：
步骤3-1、设置成本参数，所述成本参数包括储能单位成本、机组爬坡单位成本、负荷单位成本、失负荷惩罚系数、直流调制单位成本、储能容量和时间；同时输入数据，包括光伏预测功率、负荷功率、火电机组上下限、火电机组上下爬坡率、光伏上下爬坡率、储能容量上下限、储能最大荷电率和最小荷电率、储能最大充电功率、储能最大放电功率；
步骤3-2、设置线性模型参数，包括成本向量、火电、光伏爬坡功率系数矩阵、储能充放电约束向量、线路有功等式约束和系统功率平衡约束系数矩阵、线路有功等式向量、系统负荷功率向量；
步骤3-3、依据“源网储”协调互动调节策略对光伏进行消纳，设置或更新模型的初始可行解X(t)＝(b1,b2,...,bn,0,...,0)，即得到t时刻各机组、储能及直流调制的最佳出力大小，并计算下一时刻t＝△t+t的最优解；
步骤3-4、输出日内所有时刻最优解，基于求解结果对电网调峰进行优化。
本发明中，当光伏爬坡率小于下降阈值且储能充放电功率未达极限值时，用火电机组和储能系统进行光伏消纳；当光伏出力大幅下降或上升，光伏爬坡率大于上升阈值，或火电机组爬坡率已达极限值，储能充放电功率达极限值时，启动直流调制。
以图3为例，在一个典型日内，0-6时内光伏出力为0且功率需求变化不大，此时由火电机组单独进行光伏消纳，火电功率曲线基本拟合功率需求曲线；7-9时内光伏出力大幅上升，火电机组爬坡率迅速下降至极限值，此时储能系统充电，且在8时左右储能充电功率达极限值，利用直流快速调制以增加光伏消纳；10-11时内光伏出力虽然继续升高，但功率需求加大，储能放电运行；在15时及17时左右，受天气变化和日落影响，光伏出力大幅下降，火电机组爬坡率迅速上升，同时储能放电，直流调制增加馈入功率减小失负荷量；之后光伏出力再次降为为0，由火电机组单独进行光伏消纳，火电功率曲线再次拟合功率需求曲线。
以上所述仅为本发明的优选方案，并非作为对本发明的进一步限定，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的各种等效变化均在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1、构建缓解高比例光伏并网下含光伏、火电、直流调制以及储能系统的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型；
步骤2、基于所述的“源网储”协调互动光伏消纳数学模型确定“源网储”协调互动调节策略，以“源网储”协调互动光伏消纳系统综合运行成本最小为目标，通过在不同时间段、不同场景下切换不同调节模式，协调火电机组、储能和直流调制的爬坡速率和处理比列，优化系统调峰；
步骤3、基于线性规划单纯形法对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，输出最优解。
2.根据权利要求1所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，其特征在于，步骤1中，构建“源网储”协调互动光伏消纳数学模型的步骤为：
步骤1-1、构建火电机组数学模型；
设置各火电机组出力约束，包括各火电机组出力上下限、上下爬坡率极限值，如公式(1)、(2)所示：
Figure FDA0003314829210000011
Figure FDA0003314829210000012
其中，
Figure FDA0003314829210000013
分别为第i台火电机组出力上下限，
Figure FDA0003314829210000014
分别为第i台火电机组的上下爬坡率极限值，Pgi,t为t时刻第i台火电机组出力大小；
设置系统端点线路传输功率线路约束条件，包括端点线路传输功率的约束条件和失负荷约束，如公式(3)、(4)、(5)、(6)所示：
Pij,t＝Bij(θi,t-θj,t) (3)
Figure FDA0003314829210000015
-π≤θi,t≤π (5)
0≤PlL,t≤Plj,t (6)
其中，Pij,t为t时刻以i、j为端点线路的传输功率，Bij为该线路的电纳，θi,t、θj,t为t时刻i、j节点的相角，
Figure FDA0003314829210000021
为该线路热稳定极限，Plj,t为t时刻j节点的负荷功率，其应大于该节点的失负荷功率PlL,t。
步骤1-2、构建储能系统数学模型，设置有功平衡约束、储能功率约束、储能荷电约束、储能容量约束的约束条件；
设置有功平衡约束，系统有功率要满足平衡条件，如公式(7)所示：
Figure FDA0003314829210000022
其中，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Plj,t为第j个负荷节点t时刻负荷功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数；
设置储能约束，包括储能功率约束、储能荷电约束、储能容量约束的约束条件，如公式(8)、(9)、(10)、(11)、(12)、(13)所示：
-Pin,max≤Pin,t≤Pin,max (8)
-Po,max≤Po,t≤Po,max (9)
SOCmin≤SOCt≤SOCmax (10)
Figure FDA0003314829210000023
Et+△t(Pin,t-Po,t)/λ1≥Emin (12)
Et+(Pin,t-Po,t)△tλ2≤Emax (13)
其中，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率；Po,max为储能最大放电功率，Po,t为t时刻储能的放电功率，SOCmax、SOCmin为储能最大、最小荷电率，SOCt为t时刻储能电荷率，SOC0为初始时刻储能电荷率，Et为t时刻系统的储能容量，Emax，Emin分别为储能容量上下限，△t为时间间隔，λ1，λ2分别为储能充、放电效率；
步骤1-3、构建直流调制系统数学模型，如公式(14)、(15)所示；
Figure FDA0003314829210000031
PZ,min≤PZ,t≤PZ,max (15)
其中，PZ,t为t时刻直流输入功率；PZ,min、PZ,max分别为最小和最大调制功率；PZ0为直流不调制时馈入的功率；
步骤1-4、利用Matpower工具包在IEEE-24节点系统中构建出“源网储”协调互动光伏消纳数学模型。
3.根据权利要求1所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，其特征在于，步骤2中，构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型，以“源网储”协调互动系统综合运行成本最小为目标，建立目标函数；所述目标函数包括火电机组发电成本、失负荷成本、弃光成本、储能运行成本、直流调制成本、火电机组爬坡成本，具体如以下公式所示：
Figure FDA0003314829210000032
其中，Cgi为第i台火电机组发电单位成本，CL为失负荷单位成本，Cpv为弃光单位成本，CC为储能运行单位成本，CZ为直流调制单位成本，Cq为火电机组爬坡单位成本，PpvD,t为t时刻光伏弃光功率，Pl,t为t时刻的总负荷功率，PPV,t为t时刻光储联合出力，Pgi,t为第i台火电机组t时刻的发电功率，PlLj,t为第j个负荷节点t时刻的失负荷功率，Ngen为火电机组数量，Nload为负荷节点数，Pin,max为储能最大充电功率，Pin,t为t时刻储能的充电功率，PZ,t为t时刻直流输入功率，PZ0为直流不调制时馈入的功率，T为总的优化时间。
4.根据权利要求1所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，其特征在于，步骤2中，“源网储”协调互动调节策略根据不同场景切换下述调节模式：
模式1、当光伏发电功率的的变化率大于下降阈值-λσ，小于上升阈值λσ时，由火电机组和储能系统共同调节以平衡电网功率；在白天光伏出力升高时，储能系统充电运行，减小光伏直接并网功率，抬高白天净负荷曲线，减缓净负荷曲线变化速度；在夜间负荷高峰时段，由于光伏发电功率为零，由储能系统进行放电，拉低夜间净负荷曲线，缓解净负荷变化速度；
模式2、当光伏发电功率下降速率小于下降阈值-λσ时，仅靠火电机组和储能系统不足以平衡电网功率，此时先采用模式1调节，增加火电机组发电功率、储能放电功率；当火电机组上爬坡率和储能放电功率都达到上限时，采用直流调制增加电网馈入功率以缓解净负荷变化速度；
模式3：当光伏发电功率上升速率大于上升阈值λσ时，亦先采用模式1调节，减小火电机组发电功率，储能开始充电运行；当火电机组上爬坡率和储能充电功率达到上限时，采用直流调制减小电网馈入功率，增加光伏消纳功率以平衡电网功率。
5.根据权利要求1所述的一种“源网储”协调互动的火电机组爬坡压力缓解方法，其特征在于，步骤3中，对构建的缓解高比例光伏并网下“源网储”协调互动光伏消纳数学模型进行求解，其步骤为：
步骤3-1、设置成本参数，所述成本参数包括储能单位成本、机组爬坡单位成本、负荷单位成本、失负荷惩罚系数、直流调制单位成本、储能容量和时间；同时输入数据，包括光伏预测功率、负荷功率、火电机组上下限、火电机组上下爬坡率、光伏上下爬坡率、储能容量上下限、储能最大荷电率和最小荷电率、储能最大充电功率、储能最大放电功率；
步骤3-2、设置线性模型参数，包括成本向量、火电、光伏爬坡功率系数矩阵、储能充放电约束向量、线路有功等式约束和系统功率平衡约束系数矩阵、线路有功等式向量、系统负荷功率向量；
步骤3-3、依据“源网储”协调互动调节策略对光伏进行消纳，设置或更新模型的初始可行解X(t)＝(b1,b2,...,bn,0,...,0)，即得到t时刻各机组、储能及直流调制的最佳出力大小，并计算下一时刻t＝△t+t的最优解；
步骤3-4、输出日内所有时刻最优解，基于求解结果对电网调峰进行优化。
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