CN114362255A - 一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统,属于电力系统技术领域,构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型,多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数,利用NSGA‑Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。本发明建立了更全面的日前优化调度目标函数,提高了系统新能源的消纳率,缓解火电机组的调峰压力,降低系统运行总成本。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域,特别是涉及一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统。
背景技术
近年来,可再生装机能源装机容量持续扩大,可再生能源发电量不断攀升,高比例可再生能源并网,给可再生能源消纳带来了一系列严峻挑战。
在多种能源的电力系统优化调度求解中,一般仅考虑火电运行成本最小化的单目标求解,以二次函数拟合火电燃煤成本,且并未将新能源消纳以及系统灵活性裕量考虑在内。但随着高比例新能源的并网,火电机组出现了深度调峰、频繁爬坡等运行新工况,加上污染物惩罚、弃电惩罚等相关政策的变化,传统的系统运行成本模型不再适用,须建立更加完善的系统运行总成本计算模型。
发明内容
本发明的目的是提供一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统,以提高系统新能源的消纳率,缓解火电机组的调峰压力,降低系统运行总成本。
为实现上述目的,本发明提供了如下方案:
一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,所述方法包括:
构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型;所述多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数;
获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值;
根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集;
根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
可选的,所述构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型,具体包括:
建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量,表示系统t运行时段向上的灵活性供给能力, 表示系统t运行时段向下的灵活性供给能力, 分别为第i台火电机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为抽水蓄能电站在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率,分别为火电机组的出力上下限,Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限,ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率;
确定各发电单元的约束条件为其中,分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率,分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
可选的,所述建立最低系统运行成本目标函数,具体包括:
利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率;
将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
可选的,所述获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值,之前还包括:
根据待调度地区的资源分布情况,确定待调度地区中分布式电源的种类。
一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,所述系统包括:
多目标日前优化调度模型构建模块,用于构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型;所述多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数;
日出力预测值获取模块,用于获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值;
Pareto最优集确定模块,用于根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集;
最佳用电计划确定模块,用于根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
可选的,所述多目标日前优化调度模型构建模块,具体包括:
成本目标函数建立子模块,用于建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
灵活性裕量目标函数建立子模块,用于建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量,表示系统t运行时段向上的灵活性供给能力, 表示系统t运行时段向下的灵活性供给能力, 分别为第i台火电机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为抽水蓄能电站在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率,分别为火电机组的出力上下限,Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限,ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率;
发电单元约束条件确定子模块,用于确定各发电单元的约束条件为其中,分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率, 分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
可选的,所述成本目标函数建立子模块,具体包括:
燃煤成本确定单元,用于利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
污染物排放惩罚成本确定单元,用于利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率;
火电机组运行成本确定单元,用于将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
系统运行成本最低目标函数确定单元,用于根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
可选的,所述系统还包括:
分布式电源种类确定模块,用于根据待调度地区的资源分布情况,确定待调度地区中分布式电源的种类。
根据本发明提供的具体实施例,本发明公开了以下技术效果:
本发明公开一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统,首先构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型,多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数,然后利用NSGA-Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,最后根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。本发明建立了更全面的日前优化调度目标函数,提高了系统新能源的消纳率,缓解火电机组的调峰压力,降低系统运行总成本。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明提供的一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法的流程图;
图2为本发明提供的一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法的原理图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法及系统,以提高系统新能源的消纳率,缓解火电机组的调峰压力,降低系统运行总成本。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂,下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
本发明提供了一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,如图1-2所示,方法包括:
步骤101,构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型。多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数。
具体包括:
(1)建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
最低系统运行成本目标函数获得过程为:
利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,QTSP,i分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率(取75%);表示SO2和S的分子量之比;表示NOx和N的分子量之比;第i台火电机组的燃煤消耗量Mi均按一般工况下计算:
将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
(3)建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的灵活性供给能力,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量;
最大火电机组灵活性裕量目标函数各个字母的计算方法为:
FNE,t=PNL,t+1-PNL,t
PNL,t=Lt-PRE,t
其中,FNE,t为电力系统灵活性需求;PNL,t和PNL,t+1分别为系统t运行时刻和t+1运行时刻的净负荷功率,Lt为系统t运行时刻的用电负荷,PRE,t为系统t运行时刻的新能源总出力。
其中,分别为系统t运行时刻向上、下的灵活性供给能力;Ng为系统中火电机组数量;分别为火电第i台机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为抽水蓄能电站在t运行的上、下调灵活性供给;为抽水蓄能在t运行时刻的出力;及分别为火电机组和抽水蓄能的出力上下限;分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率;Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限;ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率。
(4)确定各发电单元的约束条件为其中, 分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率,分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
本发明选择次日24h作为该模型的调度周期,以小时为尺度。建立含风、光、火、蓄的高比例新能源电力系统多目标日前优化调模型,包括目标函数及约束条件。其中,日前调度是指前一日对次日24h的调度安排。
步骤102,获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值。
首先,根据某区域的资源分布,发用电负荷情况等综合考虑多种因素合理选择分布式电源。然后,将选择的各个分布式电源典型日出力的预测值作为模型输入。
步骤103,根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集。
NSGA-Ⅱ算法计算步骤如下所示:
(1)随机产生规模为N的初始种群;
(2)非支配排序后通过遗传算法的选择、交叉、变异三个基本操作得到第一代子代种群;
(3)从第二代开始,将父代种群与子代种群合并,进行快速非支配排序,同时对每个非支配层中的个体进行拥挤度计算,根据非支配关系以及个体的拥挤度选取合适的个体组成新的父代种群;
(4)通过遗传算法的基本操作产生新的子代种群:依此类推,直到满足程序结束的条件。
步骤104,根据待调度地区的当日调度优化目标,在Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
考虑抽水蓄能电站,兼顾系统净负荷波动的风、光、蓄联合互补运行多目标优化,火电机组进行调峰。
本发明以最小化火电机组运行成本、最大化新能源出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数,同时通过分段函数拟合能反映火电低负荷运行工况的火电燃煤成本,建立了考虑更全面的日前优化调度目标函数。
本发明还提供了一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,系统包括:
多目标日前优化调度模型构建模块,用于构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型;多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数;
日出力预测值获取模块,用于获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值;
Pareto最优集确定模块,用于根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集;
最佳用电计划确定模块,用于根据待调度地区的当日调度优化目标,在Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
多目标日前优化调度模型构建模块,具体包括:
成本目标函数建立子模块,用于建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
灵活性裕量目标函数建立子模块,用于建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量,表示系统t运行时段向上的灵活性供给能力, 表示系统t运行时段向下的灵活性供给能力, 分别为第i台火电机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为抽水蓄能电站在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率,分别为火电机组的出力上下限,Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限,ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率;
发电单元约束条件确定子模块,用于确定各发电单元的约束条件为其中,分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率, 分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
成本目标函数建立子模块,具体包括:
燃煤成本确定单元,用于利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
污染物排放惩罚成本确定单元,用于利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,QTSP,i分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率;
火电机组运行成本确定单元,用于将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
系统运行成本最低目标函数确定单元,用于根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
系统还包括:
分布式电源种类确定模块,用于根据待调度地区的资源分布情况,确定待调度地区中分布式电源的种类。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述,每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处,各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言,由于其与实施例公开的方法相对应,所以描述的比较简单,相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述,以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想;同时,对于本领域的一般技术人员,依据本发明的思想,在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述,本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (8)
1.一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,其特征在于,所述方法包括:
构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型;所述多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数;
获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值;
根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集;
根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
2.根据权利要求1所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,其特征在于,所述构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型,具体包括:
建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量,表示系统t运行时段向上的灵活性供给能力, 表示系统t运行时段向下的灵活性供给能力, 分别为第i台火电机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,Ft PH,up、Ft PH,dn分别为抽水蓄能电站在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率,分别为火电机组的出力上下限,Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限,ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率;
确定各发电单元的约束条件为其中,分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率,分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
3.根据权利要求2所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,其特征在于,所述建立最低系统运行成本目标函数,具体包括:
利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,QTSP,i分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率;
将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
4.根据权利要求1所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化方法,其特征在于,所述获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值,之前还包括:
根据待调度地区的资源分布情况,确定待调度地区中分布式电源的种类。
5.一种源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,其特征在于,所述系统包括:
多目标日前优化调度模型构建模块,用于构建考虑火电机组在深度调峰和频繁爬坡工况下的新能源电力系统的多目标日前优化调度模型;所述多目标日前优化调度模型以发电单元的运行状态为决策变量,以最小化火电机组运行成本、最大化风光出力、最大化火电机组灵活性裕量为目标函数;
日出力预测值获取模块,用于获取待调度地区新能源电力系统中各个分布式电源日出力的预测值;
Pareto最优集确定模块,用于根据各个分布式电源日出力的预测值,利用NSGA-Ⅱ算法对所述多目标日前优化调度模型进行求解,确定Pareto最优集;
最佳用电计划确定模块,用于根据待调度地区的当日调度优化目标,在所述Pareto最优集中选取满足当日调度优化目标的最优解,作为待调度地区当日的最佳用电计划。
6.根据权利要求5所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,其特征在于,所述多目标日前优化调度模型构建模块,具体包括:
成本目标函数建立子模块,用于建立最低系统运行成本目标函数为其中,f1表示系统运行成本,zt1表示火电机组运行成本,zt2表示弃电惩罚成本,zt11、zt12和zt13分别表示火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本,分别表示t运行时段风电场、光伏电站的预测出力,分别表示t运行时刻风电、光电的实际出力,ζw、ζpv为弃风、弃光电量的惩罚费用,T表示调度周期;
灵活性裕量目标函数建立子模块,用于建立最大火电机组灵活性裕量目标函数为其中,f3表示火电机组灵活性裕量,分别表示t运行时段同一方向的灵活性供给与需求量,分别表示系统t运行时段向上、下的需求量,表示系统t运行时段向上的灵活性供给能力, 表示系统t运行时段向下的灵活性供给能力, 分别为第i台火电机组在t运行时刻的上、下调灵活性供给,Ft PH,up、Ft PH,dn分别为抽水蓄能电站在t运行时刻的上、下调灵活性供给,分别为第i台火电机组的向上、向下爬坡速率,分别为火电机组的出力上下限,Et、Emax、Emin分别为抽水蓄能电站在t运行时段的存储电量及其上、下限,ηC、ηD分别为抽水蓄能电站的充电、放电效率,分别为抽水蓄能电站最大、最小充电功率;
发电单元约束条件确定子模块,用于确定各发电单元的约束条件为其中,分别表示第i台火电机组最小、最大出力,分别表示第i台火电机组在t、t-1运行时刻的输出功率, 分别表示第i台火电机组在t运行时段内向上爬坡、向下爬坡速率限值,Δt表示调节时间间隔,表示抽水蓄能电站在t运行时段的功率值,为抽水蓄能电站最大功率值,ηG表示抽水蓄能转换效率,TG表示抽水蓄能电站发电工况运行时段;
7.根据权利要求6所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,其特征在于,所述成本目标函数建立子模块,具体包括:
燃煤成本确定单元,用于利用公式确定火电机组燃煤成本;其中,w表示煤价,ai、bi、ci分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三煤耗系数,α表示低负荷工况边界限定,分别表示第i台火电机组的最大、最小输出功率,pi、qi、mi、ni分别表示第i台火电机组的第一、第二、第三、第四低负荷工况成本因子;
污染物排放惩罚成本确定单元,用于利用公式确定污染物排放惩罚成本;其中,QTSP,i分别表示SO2、NOx以及粉尘排放成本,q1、q2、q3分别表示SO2、NOx、粉尘排放收费标准,Mi表示第i台火电机组的燃煤消耗量,Sar表示燃煤收到基含硫量,表示燃烧过程中SO2的转化率,表示脱硫装置的脱硫效率,Nar表示燃煤收到基含氮量,表示燃烧过程中NOx的转化率,m表示燃料中氮生成的NOx占全部NOx排放量的比例,ηN表示脱硝装置的脱硝效率,μ表示粉尘排放系数;ηc表示除尘效率;
火电机组运行成本确定单元,用于将调度周期内火电机组燃煤成本、火电机组爬坡成本和污染物排放惩罚成本的和作为火电机组运行成本;
系统运行成本最低目标函数确定单元,用于根据火电机组运行成本和弃电惩罚成本,确定系统运行成本最低目标函数。
8.根据权利要求5所述的源网荷储电力系统多目标日前调度优化系统,其特征在于,所述系统还包括:
分布式电源种类确定模块,用于根据待调度地区的资源分布情况,确定待调度地区中分布式电源的种类。
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CN117638874A (zh) * | 2023-11-07 | 2024-03-01 | 国网四川省电力公司经济技术研究院 | 一种基于源网荷储协同优化的新能源系统成本确定方法 |
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- 2022-01-12 CN CN202210030055.1A patent/CN114362255A/zh active Pending
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