趙晉泉，唐 潔，羅衛(wèi)華，趙 軍

（1.河海大學(xué) 教育部可再生能源發(fā)電技術(shù)研究中心，江蘇 南京 210098；2.遼寧省電力有限公司調(diào)度控制中心，遼寧 沈陽 110006）

0 引言

風(fēng)能是可再生能源的重要組成部分，積極發(fā)展風(fēng)力發(fā)電對改善能源結(jié)構(gòu)、促進節(jié)能減排、改善生態(tài)環(huán)境具有重要意義。然而，風(fēng)電由于受自然因素的影響，具有強烈的間歇性和隨機波動性[1]，當(dāng)前的風(fēng)電功率預(yù)測精度不高，大規(guī)模的風(fēng)電并網(wǎng)會給電網(wǎng)的安全運行和經(jīng)濟調(diào)度帶來很大影響。

維持系統(tǒng)足夠的旋轉(zhuǎn)備用是消納大規(guī)模風(fēng)電和減小電網(wǎng)運行風(fēng)險的一個重要途徑。同時，還必須考慮電力系統(tǒng)調(diào)度的經(jīng)濟性，需要合理地安排旋轉(zhuǎn)備用。許多學(xué)者已經(jīng)對含風(fēng)電的電力系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用設(shè)置和經(jīng)濟調(diào)度的相關(guān)問題進行了大量研究。文獻[2-3]采用將風(fēng)電預(yù)測出力的一定百分比作為附加旋轉(zhuǎn)備用的需求，但固定比例的旋轉(zhuǎn)備用容易造成備用不足或備用浪費的情況，不能使電力系統(tǒng)的經(jīng)濟性達到最優(yōu)。文獻[4]以系統(tǒng)失負(fù)荷概率為可靠性指標(biāo)來確定系統(tǒng)的備用需求，能確保系統(tǒng)在設(shè)定的可靠性水平下達到經(jīng)濟最優(yōu)，但可靠性水平的設(shè)定帶有很強的主觀性及無法回答其是否合理。文獻[5-6]將風(fēng)險成本化，以燃料費用與停電損失之和最小為目標(biāo)，通過備用成本和風(fēng)險成本的相互牽制自動確定系統(tǒng)最佳備用，但未考慮機組爬坡約束和網(wǎng)絡(luò)約束對備用的影響。以上文獻只考慮了備用在總量上滿足系統(tǒng)需求，未考慮備用在不同煤耗機組之間的分配及所安排的備用是否完全可用。文獻[7-8]研究了在總備用確定的情況下對備用在不同煤耗機組間的最優(yōu)分配問題。總之，上述文獻均未能同時決策出系統(tǒng)總備用需求及每臺機組承擔(dān)的備用容量。而在含風(fēng)電電力系統(tǒng)的備用決策中，同時決策出系統(tǒng)的總備用需求和總備用在不同煤耗機組的經(jīng)濟分配是非常重要的，本文將對此進行研究。

本文考慮了風(fēng)速預(yù)測誤差和負(fù)荷預(yù)測誤差2種隨機因素，并將可能的失負(fù)荷和棄風(fēng)作為懲罰成本計入目標(biāo)函數(shù)中，提出了一種含風(fēng)電電力系統(tǒng)的日前發(fā)電計劃和旋轉(zhuǎn)備用決策模型。在消納全部預(yù)測風(fēng)電，并滿足機組爬坡等約束和系統(tǒng)安全約束的前提下，求取總費用最小時的日前24時段各機組出力計劃、正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用值。對含一個風(fēng)電場的26機系統(tǒng)算例進行建模仿真，結(jié)果表明了本文模型的有效性和合理性。

1 含風(fēng)電電力系統(tǒng)中的不確定性因素

1.1 風(fēng)電場的不確定模型

a.風(fēng)速的不確定模型。

準(zhǔn)確的風(fēng)電功率預(yù)測可減小風(fēng)電對電力系統(tǒng)的不利影響，研究表明，采用風(fēng)速預(yù)測和風(fēng)-功曲線得到的風(fēng)電功率值比直接進行風(fēng)電功率預(yù)測的準(zhǔn)確度要高[9]。大規(guī)模風(fēng)電場地域分布廣闊，根據(jù)中心極限定理，風(fēng)速預(yù)測誤差可以用正態(tài)分布表示[10]，實際風(fēng)速的概率密度函數(shù)為：

其中，v為實際風(fēng)速；σv為風(fēng)速的標(biāo)準(zhǔn)差；vˉ為風(fēng)速預(yù)測值。

b.風(fēng)功率的不確定模型。

不同類型風(fēng)機的風(fēng)能輸入與輸出之間的關(guān)系不同，本文使用目前廣泛應(yīng)用的變速恒頻風(fēng)機模型[11]來描述風(fēng)速和風(fēng)電功率輸出之間的關(guān)系：

其中，PW和PN分別為風(fēng)機的實際出力和額定出力；vin、vN、vout分別為風(fēng)機的切入風(fēng)速、額定風(fēng)速、切出風(fēng)速；a、b為曲線中三次函數(shù)段的系數(shù)。

假設(shè)所有風(fēng)機出力完全一致，則有：

其中，Wav為風(fēng)電場實際出力；NW為風(fēng)機個數(shù)。

根據(jù)風(fēng)速的概率分布和風(fēng)機的輸出特性可以求得風(fēng)電場輸出功率的概率分布函數(shù)fWav（Wav），其離散部分和連續(xù)部分的概率分布見文獻[12]。

1.2 負(fù)荷的不確定模型

負(fù)荷的不確定性可以采用負(fù)荷預(yù)測誤差按正態(tài)分布來表示[13]，負(fù)荷預(yù)測誤差的概率密度函數(shù)為：

其中，ΔPL為負(fù)荷預(yù)測誤差；σL為負(fù)荷預(yù)測誤差的標(biāo)準(zhǔn)差。

2 失負(fù)荷期望和棄風(fēng)期望模型

由于風(fēng)速和負(fù)荷預(yù)測誤差的存在，使得系統(tǒng)面臨失負(fù)荷和棄風(fēng)的風(fēng)險。而允許一定程度的失負(fù)荷可以使用戶和系統(tǒng)達到雙贏[14-17]。為方便后續(xù)推導(dǎo)失負(fù)荷期望和棄風(fēng)期望，定義一個新的隨機變量：

其中，PG∑為常規(guī)機組總出力計劃值，其等于負(fù)荷預(yù)測值與風(fēng)電功率預(yù)測值之差；為負(fù)荷預(yù)測值。

由于負(fù)荷預(yù)測值和風(fēng)電功率預(yù)測值為已知值，故隨機變量Z的變化只與風(fēng)電場實際出力功率Wav和負(fù)荷預(yù)測誤差ΔPL有關(guān)。Z表示系統(tǒng)不平衡功率。Z=0表示系統(tǒng)功率平衡；Z＞0表示系統(tǒng)發(fā)電功率富余，需要負(fù)旋轉(zhuǎn)備用，Z＜0則相反。

假設(shè)Wav和ΔPL相互獨立，利用卷積公式可求取隨機變量Z的概率密度函數(shù)：

其中，p0和pN分別為風(fēng)電出力為0和額定值的概率，其具體表達式見文獻[12]。

2.1 失負(fù)荷期望模型

當(dāng)Z＜0且全部使用系統(tǒng)安排的正備用仍不能平衡系統(tǒng)功率缺額時（RUt＜-Z，RUt為系統(tǒng)在時段t的正備用），就會產(chǎn)生失負(fù)荷，則有：

其中，ΔPloss=-（Z+RUt）為功率缺額；Lloss，t為在正備用值為RUt時的失負(fù)荷期望。

2.2 棄風(fēng)期望模型

當(dāng)Z＞0且全部使用系統(tǒng)安排的負(fù)備用系統(tǒng)發(fā)電功率仍有盈余時（Z-RDt＞0，RDt為系統(tǒng)在時段t的負(fù)備用），就會產(chǎn)生棄風(fēng)，則有：

其中，ΔWloss=Z-RDt為棄風(fēng)功率；Wloss，t為在負(fù)備用值為RDt時的棄風(fēng)期望。

由于式（6）—（8）所含的積分函數(shù)很難獲得其原函數(shù)具體表達式，本文采用數(shù)值積分方法近似求解。

3 電力系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用決策模型

由于失負(fù)荷期望和棄風(fēng)期望與正負(fù)備用的容量成負(fù)相關(guān)，備用的增加會減少系統(tǒng)的風(fēng)險，本文通過將風(fēng)險成本化，以備用成本和風(fēng)險成本最小化來求取系統(tǒng)的最佳備用容量。

3.1 備用成本和風(fēng)險成本模型

a.正備用成本和失負(fù)荷成本。

當(dāng)給定某一時段的正備用值，失負(fù)荷期望可由式（7）求出，則正備用成本和失負(fù)荷成本可以表示為：

其中，cUR為系統(tǒng)正備用容量的成本系數(shù)；cL為失負(fù)荷成本系數(shù)。

b.負(fù)備用成本和棄風(fēng)成本。

當(dāng)給定某一時段的負(fù)備用值，棄風(fēng)期望可由式（8）求出，則負(fù)備用成本和棄風(fēng)成本可以表示為：

其中，cDR為系統(tǒng)負(fù)備用容量的成本系數(shù)；cW為棄風(fēng)成本系數(shù)。

3.2 備用在具體機組的分配模型

a.3類發(fā)電曲線。

本文借鑒文獻[7-8]通過定義3類發(fā)電負(fù)荷曲線來進行備用分配的思想進行備用分配。3類發(fā)電曲線分別為預(yù)測發(fā)電曲線KG0、正備用全部使用時的最大發(fā)電曲線KG1、負(fù)備用全部使用時的最小發(fā)電曲線KG2。3類發(fā)電曲線如下：

b.備用分配模型的目標(biāo)函數(shù)。

3類發(fā)電曲線各對應(yīng)一個目標(biāo)函數(shù)：

其中，T 為總時段數(shù)；N 為火電機組總數(shù)；Pi0，t、Pi1，t、Pi2，t分別為火電機組i在時段t對應(yīng)3條發(fā)電曲線的有功出力；Si為機組i的啟動成本；Ii，t為機組i在時段t的啟停狀態(tài)；Ci為火電機組 i的發(fā)電成本，如 Ci（Pi0，t）=為發(fā)電成本系數(shù)。

3個目標(biāo)函數(shù)分別按照3條發(fā)電曲線分配機組有功出力，在同一時段，3個目標(biāo)函數(shù)的機組啟停狀態(tài)相同。 則 Pi1，t-Pi0，t就是機組 i在時段 t承擔(dān)的正備用容量；Pi0，t-Pi2，t就是機組 i在時段 t承擔(dān)的負(fù)備用容量。

3.3 備用決策模型

當(dāng)確定系統(tǒng)的正負(fù)備用，系統(tǒng)的備用成本、風(fēng)險成本和機組計劃出力成本確定，而系統(tǒng)需要通過尋優(yōu)找到系統(tǒng)總費用最小時的正負(fù)備用容量，目標(biāo)函數(shù)如下：

其中，F(xiàn)U，t的值由式（9）求得；FD，t的值由式（10）求得；F0的值由式（14）求得，F(xiàn)0中的機組計劃出力 Pi0，t要受式（15）中的機組最大出力 Pi1，t和式（16）中的機組最小出力 Pi2，t的約束。

3.4 模型約束條件

a.系統(tǒng)功率平衡約束。

b.機組出力限制約束。

其中，Pmaxi、Pmini分別為機組i的出力上、下限。

c.機組爬坡速率約束。

其中，ΔPup，i、ΔPdown，i分別為機組 i的正、負(fù)爬坡速率。

式（24）表示時段t的最大出力相對時段t-1的最小出力必須滿足機組爬坡速率約束；式（25）表示時段t的最小出力相對時段t-1的最大出力必須滿足機組爬坡速率約束；式（26）表示同一時段的機組最大出力和最小出力必須滿足爬坡速率約束。

d.機組最小運行、最小停運時間限制。

其中，Toni、Toffi分別為機組i的最小允許開機時間和最小允許停機時間；xi，t-1為機組i在時段t-1的開停機時間，當(dāng) xi，t-1≥1 時表示已開機時間，當(dāng) xi，t-1≤-1時表示已關(guān)機時間。

e.支路傳輸容量約束。

為簡化模型采用直流潮流表述支路傳輸容量約束，本文采用節(jié)點的發(fā)電轉(zhuǎn)移分布因子來表示線路傳輸功率。

其中，Gj，m為節(jié)點m對線路j的發(fā)電轉(zhuǎn)移分布因子；Pm0，t、Pm1，t、Pm2，t分別對應(yīng)發(fā)電曲線為預(yù)測發(fā)電曲線、最大發(fā)電曲線、最小發(fā)電曲線時節(jié)點m在時段t的注入功率；fmaxj為線路j的最大輸送功率；M為節(jié)點總數(shù)。

4 求解方法

本文模型待求的參數(shù)包括系統(tǒng)每時段的正負(fù)備用容量、每臺常規(guī)機組的計劃出力及其所承擔(dān)的正負(fù)備用容量。本文模型可以表達為混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，從而采用CPLEX等商業(yè)軟件求解，也可以采用任何一種現(xiàn)代智能算法進行求解，但計算量較大。這里出于簡化計算的考慮，采用優(yōu)先列表法和基于最小邊際成本法的經(jīng)濟調(diào)度法[17]相結(jié)合進行求解。

計算開始先初始化各時段的正負(fù)備用初值，根據(jù)正負(fù)備用初值結(jié)合式（7）和式（8）可以求出各時段的失負(fù)荷和棄風(fēng)期望。然后依據(jù)式（9）和式（10）可以求出模型的備用成本和風(fēng)險成本。

在備用分配和確定機組計劃出力時，先通過經(jīng)濟調(diào)度求取最大發(fā)電曲線下的各機組出力Pi1，t，然后在滿足爬坡約束式（24）—（26）的前提下通過經(jīng)濟調(diào)度求取最小發(fā)電曲線下的各機組出力Pi2，t，最后以最大出力 Pi1，t和最小出力 Pi2，t為約束（約束式（23）），通過經(jīng)濟調(diào)度求出機組的計劃出力 Pi0，t，則式（14）的成本確定。目標(biāo)函數(shù)式（15）和式（16）作為約束來影響式（14）和式（17）中機組的計劃出力成本，同時也確保正旋轉(zhuǎn)備用 Pi1，t-Pi0，t和負(fù)旋轉(zhuǎn)備用 Pi0，t-Pi2，t的可用性。

目標(biāo)函數(shù)式（17）的值隨正負(fù)備用變化，以式（17）減少的方向，對正備用RUt和負(fù)備用RDt進行尋優(yōu)，找到使目標(biāo)函數(shù)式（17）最小時的正負(fù)備用值即為最佳正負(fù)備用值，同時能得到最佳正負(fù)備用值下的每臺機組出力計劃和其承擔(dān)的正負(fù)備用。

本文方法的求解步驟如下。

a.讀取數(shù)據(jù)（包括發(fā)電機參數(shù)、負(fù)荷、風(fēng)電場及風(fēng)速數(shù)據(jù)等）和進行初始化（如置迭代次數(shù)k=1）。

b.根據(jù)式（7）得到失負(fù)荷期望 Lloss，t與正備用 RUt之間的關(guān)系，以式（9）為優(yōu)化目標(biāo)求出每時段的正備用 RUt，作為正備用初值；同理根據(jù)式（8）和式（10）求出每時段的負(fù)備用RDt，作為負(fù)備用初值。

c.通過風(fēng)電場預(yù)測出力和負(fù)荷預(yù)測值，結(jié)合每時段的正負(fù)備用值，求出常規(guī)機組的3條發(fā)電曲線。

d.以滿足最大發(fā)電曲線為目標(biāo)，在滿足式（27）前提下求取24時段各機組啟停狀態(tài)。

e.通過經(jīng)濟調(diào)度計算出機組的最大出力Pi1，t、最小出力 Pi2，t和計劃出力 Pi0，t。

f.判斷是否滿足支路傳輸約束式（28）—（30），若不滿足則限制相關(guān)機組出力，轉(zhuǎn)步驟d繼續(xù)迭代；若滿足則轉(zhuǎn)步驟g。

g.計算出當(dāng)前正備用RUt和負(fù)備用RDt下的備用費用、懲罰費用和機組計劃出力費用，記為F（k）。按總成本F（k）減少的方向?qū)φ?fù)旋轉(zhuǎn)備用進行尋優(yōu)，求得優(yōu)化后的 F（k+1），判斷是否滿足為一很小的正數(shù)），如果滿足則轉(zhuǎn)步驟h；否則按F（k）減少的方向修改，令k=k+1轉(zhuǎn)步驟c繼續(xù)迭代。

h.輸出每時段的正負(fù)備用值RUt和RDt；輸出各機組的計劃出力 Pi0，t及其承擔(dān)的正備用容量 Pi1，t-Pi0，t和負(fù)備用容量 Pi0，t-Pi2，t。

5 算例分析

5.1 算例參數(shù)

為驗證本文所述模型和方法的有效性，算例選用IEEE-RTS24[18]系統(tǒng)。 該系統(tǒng)包含 24 個節(jié)點、34 條支路、26臺發(fā)電機。負(fù)荷預(yù)測數(shù)據(jù)、機組能耗特性、機組爬坡速率見文獻[18]。在系統(tǒng)節(jié)點9中接入1個風(fēng)電場群，設(shè)該風(fēng)電場共有200臺額定功率為2 MW的風(fēng)力發(fā)電機。風(fēng)電場中風(fēng)力發(fā)電機的參數(shù)如下：vin=3 m /s，vN=12 m /s，vout=25 m /s。 24 時段的風(fēng)速預(yù)測值如圖1所示，風(fēng)速預(yù)測誤差的標(biāo)準(zhǔn)差取預(yù)測值的20%，負(fù)荷預(yù)測誤差的標(biāo)準(zhǔn)差取預(yù)測值的4%。模型中正旋轉(zhuǎn)備用成本系數(shù)為20$/（MW·h），負(fù)旋轉(zhuǎn)備用成本系數(shù)為11$/（MW·h），甩負(fù)荷懲罰成本系數(shù)為1000$/（MW·h），風(fēng)電溢出懲罰成本系數(shù)為 50$ /（MW·h）。

圖1 24時段風(fēng)速預(yù)測曲線Fig.1 Wind speed prediction curve of 24 periods

5.2 系統(tǒng)的最佳備用值及相關(guān)分析

通過模型優(yōu)化計算得到的24時段最佳正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用值如表1所示。

表1 系統(tǒng)的最佳正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用需求Tab.1 Optimal up/down spinning reserve demand

圖2為系統(tǒng)費用、失負(fù)荷期望隨正備用變化的關(guān)系圖。在計算過程中，保持每時段的最佳負(fù)備用值不變，正備用變化量為最佳正備用值的5%，系統(tǒng)的總正備用容量為24時段的正備用容量之和。

圖2 系統(tǒng)失負(fù)荷期望和期望總成本隨正備用的變化Fig.2 Load loss expectation and expected total system cost vs.up reserve

由圖2可以看出隨著正備用值的增加，系統(tǒng)的失負(fù)荷期望不斷減少，系統(tǒng)的期望總成本先減少后增加。這是因為當(dāng)正備用值比較小時，隨著正備用的增加，失負(fù)荷懲罰費用的減少大于正備用費用的增加，系統(tǒng)總費用減少；當(dāng)正備用超過最佳值時，隨著備用的增加，失負(fù)荷懲罰費用的減少小于備用費用的增加，系統(tǒng)的總費用增加。

圖3為系統(tǒng)費用、棄風(fēng)期望隨負(fù)備用變化的關(guān)系圖。在計算過程中，保持每時段的最佳正備用值不變，負(fù)備用變化量為最佳負(fù)備用值的5%，系統(tǒng)的總負(fù)備用容量為24時段的負(fù)備用容量之和。

圖3 系統(tǒng)的棄風(fēng)期望和期望總成本隨負(fù)備用的變化Fig.3 Wind loss expectation and expected total system cost vs.down reserve

由圖3可以看出，隨著負(fù)備用值的增加，系統(tǒng)的棄風(fēng)期望不斷減少，系統(tǒng)的期望總成本也呈現(xiàn)出先減少后增加的趨勢。由圖2和圖3可知，隨正負(fù)備用變化，系統(tǒng)總成本呈現(xiàn)先降后增的趨勢，而系統(tǒng)總成本最小時對應(yīng)的正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用即為本模型所要求的最優(yōu)解。本文方法能通過成本和風(fēng)險之間的牽制，擺脫人為決策的影響，自動獲取最佳正負(fù)備用容量（見表 1）。

由圖4可知，隨著失負(fù)荷懲罰成本的增大，系統(tǒng)所需要的正備用容量和期望總成本呈現(xiàn)不斷增長的趨勢。這是因為失負(fù)荷成本越大，表明對系統(tǒng)的可靠性要求越高，則正備用需求越大，從而導(dǎo)致系統(tǒng)總成本增加。

圖4 正備用容量和期望總成本隨失負(fù)荷懲罰成本的變化Fig.4 Up reserve and expected total system cost vs.load loss penalty cost

5.3 備用優(yōu)化分配

選取時段15為例進行說明，時段15所需的正備用為308.3 MW、負(fù)備用為173.8 MW，其在各機組的分配情況如表2所示，表中未列出的發(fā)電機組在時段15為停機狀態(tài)。

從表2可以看出，本文在備用分配過程中考慮了備用的節(jié)煤效益，在滿足機組爬坡速率的前提下，煤耗成本較高的機組優(yōu)先承擔(dān)正備用，煤耗機組稍低的機組承擔(dān)負(fù)備用，煤耗成本最低的機組保持滿發(fā)狀態(tài)而不承擔(dān)備用。此種備用分配的意義是：正備用根據(jù)機組煤耗由低到高進行安排，當(dāng)需要增加常規(guī)機組出力時，優(yōu)先增加煤耗成本低的機組出力；負(fù)備用根據(jù)機組煤耗由高到低進行安排，當(dāng)需要降低常規(guī)機組出力時，優(yōu)先降低煤耗成本高的機組出力，如此安排正負(fù)備用，能最大限度地降低使用備用后系統(tǒng)的總煤耗成本。

表2 時段15機組出力及備用分配Tab.2 Power output of generators and reserve distribution of period 15

5.4 爬坡約束和支路傳輸容量約束對備用的影響

在備用分配中不考慮爬坡約束式（22）—（24）時時段15的備用分配情況如表3所示。

由表2和表3比較可知，不考慮機組爬坡速率，煤耗成本很高的機組15—17承擔(dān)更多的正備用，煤耗成本稍高的機組9、10、13、14承擔(dān)更多的負(fù)備用，而煤耗成本較低的機組6、18—21不再承擔(dān)備用。不考慮機組爬坡速率約束時系統(tǒng)總成本從$782409降為$778048。不考慮爬坡速率能更好地通過降低高能耗機組的出力、增加低能耗機組出力，來減少系統(tǒng)的總成本，但是這樣分配的備用不完全可用。表3中機組9、10、13—17所承擔(dān)的備用超過了機組的爬坡約束，從而導(dǎo)致超過爬坡約束的備用無效。表2的備用分配考慮了爬坡約束，但會導(dǎo)致系統(tǒng)煤耗增加，其實質(zhì)是通過增加煤耗來保證備用的可用性。

表3 不考慮爬坡約束時段15機組出力及備用分配Tab.3 Power output of generators and reserve distribution of period 15 without considering ramprate constraint

為研究支路傳輸容量約束對備用安排的影響，將線路7-8的傳輸容量由250 MW降為150 MW。由圖5可知，如果僅考慮約束式（28）進行備用安排，當(dāng)因風(fēng)電和負(fù)荷的波動，系統(tǒng)需要按最大發(fā)電曲線發(fā)電時，線路7-8的部分時段將會發(fā)生支路有功潮流越界。若增加考慮約束式（29）和式（30），即要求正負(fù)備用全部被使用時，也必須滿足支路傳輸容量約束。此時，各機組承擔(dān)的備用容量將會被重新分配，以滿足系統(tǒng)的安全約束。如圖6所示，為了滿足最大發(fā)電曲線下的支路傳輸容量約束，節(jié)點7上的3臺機組在時段11后所承擔(dān)的正備用有所減少。考慮約束式（29）和式（30），系統(tǒng)總成本從 $782 409 增加到$783226，但保證了備用的可用性，其實質(zhì)是增加煤耗量來換取系統(tǒng)的安全性。

圖5 線路7-8最大有功潮流Fig.5 Maximum power flow of line 7-8

圖6 節(jié)點7的3臺火電機組承擔(dān)的正備用容量Fig.6 Up reserve of three generators connecting to node 7

6 結(jié)論

本文提出了一種新的含風(fēng)電電力系統(tǒng)的日前發(fā)電計劃和旋轉(zhuǎn)備用決策模型。在發(fā)電費用目標(biāo)函數(shù)中計入失負(fù)荷和棄風(fēng)2種風(fēng)險成本，通過備用成本和風(fēng)險成本相互牽制來獲得最佳備用值，實現(xiàn)了電力系統(tǒng)經(jīng)濟性和安全性的平衡。模型同時求出各機組出力計劃和每時段最佳正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用。本文模型既考慮了系統(tǒng)總備用量又考慮了備用在不同煤耗機組之間的最優(yōu)分配，同時考慮機組爬坡速率約束和電網(wǎng)安全約束，能為運行人員安排有效可用的正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用和機組出力計劃提供依據(jù)。