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        考慮風(fēng)儲一體的多場景兩階段調(diào)度決策模型

        2014-09-25 07:18:50高紅均劉俊勇魏震波劉友波
        電力自動(dòng)化設(shè)備 2014年1期
        關(guān)鍵詞:出力時(shí)段風(fēng)電

        高紅均,劉俊勇,魏震波,劉友波,王 瑋,李 霞

        (1.四川大學(xué) 電氣信息學(xué)院,四川 成都 610065;2.甘肅省電力公司,甘肅 蘭州 730050)

        0 引言

        大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)后,風(fēng)電功率的波動(dòng)性和不確定性給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來了新的挑戰(zhàn),同時(shí)給電網(wǎng)調(diào)度方面包括常規(guī)機(jī)組啟停機(jī)、爬坡速率、備用容量等產(chǎn)生了較大影響。

        針對上述調(diào)度問題,國內(nèi)外學(xué)者做了大量研究。文獻(xiàn)[1]從建模和求解方法兩方面綜述了含風(fēng)電場的電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度問題,同時(shí)也分析了風(fēng)電不確定性求解方法,但僅停留在理論層面上,未進(jìn)行實(shí)際分析。文獻(xiàn)[2-3]分別考慮了風(fēng)電波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)成本和可靠性約束,建立了隨機(jī)動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型,并論證了各自方法的有效性,但未深入挖掘風(fēng)電的不確定性。文獻(xiàn)[4]分別建立了基于點(diǎn)預(yù)測、區(qū)間預(yù)測、場景預(yù)測的機(jī)組組合綜合模型,分析了不同預(yù)測信息下的優(yōu)化結(jié)果,得出合理?xiàng)夛L(fēng)有利于更優(yōu)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。文獻(xiàn)[5]建立了計(jì)及風(fēng)電預(yù)測誤差帶的調(diào)度計(jì)劃漸進(jìn)優(yōu)化模型,用分位點(diǎn)回歸技術(shù)得到預(yù)測區(qū)間,從而表征風(fēng)電的不確定性,并根據(jù)最新預(yù)測信息對日前調(diào)度計(jì)劃進(jìn)行調(diào)整。另外,國內(nèi)一些學(xué)者在滾動(dòng)調(diào)度方面也有一定的研究[6-7]。

        在已有研究的基礎(chǔ)上,本文將綜合考慮風(fēng)電的不確定性和棄風(fēng)、切負(fù)荷成本,建立基于場景集的日前機(jī)組組合和日內(nèi)滾動(dòng)修正兩階段調(diào)度決策模型。所做主要工作與特點(diǎn)在于:日前機(jī)組組合模型是在具有一定保守度的不確定性場景集上建立的,而日內(nèi)滾動(dòng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度則在日前的調(diào)度計(jì)劃基礎(chǔ)上,并根據(jù)最新的預(yù)測信息作出相應(yīng)調(diào)整;同時(shí)引入棄風(fēng)量和切負(fù)荷量作為松弛變量,用以提高模型的收斂性;在模型中引入儲能系統(tǒng)對風(fēng)電功率波動(dòng)進(jìn)行抑制[8-11]。最后將通過10機(jī)算例對所提模型進(jìn)行驗(yàn)算。

        1 基于場景集的日前機(jī)組組合模型

        1.1 場景集的生成

        場景集的思想在含風(fēng)電的電力系統(tǒng)調(diào)度中得到了廣泛應(yīng)用[12-13]。和傳統(tǒng)場景的選擇不同,本文場景的生成主要考慮風(fēng)電出力的不確定性波動(dòng)誤差。假設(shè)實(shí)際第t時(shí)段的不確定性風(fēng)電功率出力Pwt服從基于預(yù)測功率Pft的正態(tài)分布。場景集的波動(dòng)大小取決于誤差分位點(diǎn)α的取值。α的物理意義表示系統(tǒng)能夠接納的風(fēng)電至少為α,或者滿足負(fù)荷的概率至少為α。根據(jù)分位點(diǎn)可以得到場景集允許的風(fēng)電最大誤差上、下出力 Pht、Ptl, 其中 F(Plt)=1-α,F(xiàn)(Pht)=α。 設(shè) ft+=1表示第t時(shí)段的場景出力達(dá)到正的最大波動(dòng)誤差Pht,ft-=1表示第t時(shí)段的場景出力達(dá)到負(fù)的最大波動(dòng)誤差Plt,ft-=0和ft+=0表示第t時(shí)段波動(dòng)較小,出力為預(yù)測值Pft。另外,為了使日前機(jī)組組合解在較大的風(fēng)電出力誤差下具有較強(qiáng)的魯棒性,定義一個(gè)場景保守度指標(biāo)NB,NB表示允許風(fēng)電出力較大波動(dòng)的時(shí)段數(shù),其中0<NB<T(T為調(diào)度周期總時(shí)段數(shù)),NB越大,表示生成的場景集越保守[14]。因此可以得到相應(yīng)的不確定性場景集Ωs。

        不同場景集Ωs就構(gòu)成了整個(gè)調(diào)度場景約束集ΩS。本文的場景集應(yīng)用于日前機(jī)組組合中,來決定次日的常規(guī)發(fā)電機(jī)機(jī)組狀態(tài)。

        1.2 基于場景集的模型基本原理

        由于實(shí)際風(fēng)電功率存在一定誤差,就決定了含風(fēng)電的日前調(diào)度計(jì)劃是一個(gè)包含不確定性的優(yōu)化問題。本文的機(jī)組組合模型用場景集刻畫風(fēng)電出力的不確定性,在目標(biāo)函數(shù)中對各場景賦予相應(yīng)的權(quán)重,從而求得相應(yīng)優(yōu)化解,同時(shí)也滿足相應(yīng)的場景約束。

        一般模型如下:

        其中,s為場景數(shù);S為風(fēng)電場景數(shù);ωs為場景s下的權(quán)重;ξs為場景s下的不確定量;Us為場景s下的不確定集;m為約束條件總數(shù)。

        1.3 含風(fēng)電的機(jī)組組合模型

        1.3.1 目標(biāo)函數(shù)

        含風(fēng)電的日前機(jī)組組合模型是對次日發(fā)電機(jī)組出力的計(jì)劃,目標(biāo)函數(shù)只包含常規(guī)機(jī)組運(yùn)行成本。

        其中,T為調(diào)度周期的總時(shí)段數(shù);t為時(shí)段編號;I為常規(guī)機(jī)組總數(shù);i為常規(guī)機(jī)組編號;Pti,s為場景s下常規(guī)機(jī)組 i在第 t時(shí)段的有功出力;C(Pti,s)為常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本;CSTi、CSDi分別為常規(guī)發(fā)電機(jī)組i的開機(jī)、停機(jī)費(fèi)用;uti為常規(guī)機(jī)組狀態(tài)標(biāo)志。

        1.3.2 約束條件

        a.功率平衡:

        b.發(fā)電機(jī)組功率限制:

        c.備用需求:

        d.爬坡率限制:

        其中,Pts為場景s下第t時(shí)段的風(fēng)電出力;PtBs為場景s下儲能裝置第t時(shí)段的出力;PLt為系統(tǒng)第t時(shí)段的負(fù)荷功率;Pimax、Pimin分別為常規(guī)電機(jī)組i出力的上、下限;Rtu、Rtd分別為系統(tǒng)第t時(shí)段的上、下備用需求;RUi、RDi、SUi、SDi分別為常規(guī)電機(jī)組 i的爬坡速率、滑坡速率、開機(jī)爬坡速率和停機(jī)爬坡速率。

        e.儲能裝置的相關(guān)約束有以下3個(gè)方面。

        充放電狀態(tài)限制:

        功率極限:

        容量限制:

        其中,Pdt,s為蓄電池儲能裝置在第t時(shí)段的放電功率;為蓄電池儲能裝置在第t時(shí)段的充電功率;為儲能裝置在第t時(shí)段的電量;αc、αd分別為充、放電系數(shù);PSmdax、PSmdin,EBmax、EBmin分別為儲能裝置的功率與容量上、下限;utc,s為蓄電池裝置場景s下的充電狀態(tài),utc,s=1 表示裝置處于充電狀態(tài),utc,s=0 表示裝置處于空閑或者放電狀態(tài);udt,s為蓄電池裝置放電狀態(tài),udt,s=1表示裝置處于放電狀態(tài),utd,s=0表示裝置處于空閑或者充電狀態(tài)。蓄電池儲能裝置在同一時(shí)間內(nèi)充放電過程不能同時(shí)進(jìn)行。

        f.機(jī)組最小開停機(jī)時(shí)間約束:采用文獻(xiàn)[13]的最小開停機(jī)時(shí)間約束。

        由此構(gòu)成了含風(fēng)電的機(jī)組組合數(shù)學(xué)模型。

        2 日內(nèi)滾動(dòng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度修正模型

        日內(nèi)滾動(dòng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度修正模型是根據(jù)最新的預(yù)測信息和負(fù)荷需求等,對之前制定的調(diào)度計(jì)劃進(jìn)行的滾動(dòng)調(diào)整。滾動(dòng)修正階段,由于更接近真實(shí)運(yùn)行情況,并且合理?xiàng)夛L(fēng)或切負(fù)荷能提高大規(guī)模風(fēng)電的消納能力[2],因此引入了棄風(fēng)量和切負(fù)荷量,允許一定棄風(fēng)和切負(fù)荷,既考慮了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性,同時(shí)從數(shù)學(xué)角度上,把棄風(fēng)量作為一個(gè)松弛變量,保證模型存在可行解,從而具有意義[4]。

        由于滾動(dòng)修正模型在數(shù)學(xué)上是一個(gè)NP難題,模型復(fù)雜,耗時(shí)較多,為了簡化運(yùn)算量,只有當(dāng)預(yù)測負(fù)荷需求和計(jì)劃出力之間出現(xiàn)較大差值,即超過一定的閾值,才對當(dāng)前時(shí)段以后的計(jì)劃出力作出修正[7],且不改變?nèi)涨皺C(jī)組組合模型得到的機(jī)組狀態(tài)。

        2.1 目標(biāo)函數(shù)

        由于之前的機(jī)組組合模型在日前調(diào)度計(jì)劃上考慮了一定的風(fēng)電出力不確定性,因此該階段模型主要偏向于系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。由文獻(xiàn)[6]可知滾動(dòng)調(diào)度的啟動(dòng)周期為30~60 min,本文的調(diào)度周期為1 h,因此提前從當(dāng)前時(shí)段的后一時(shí)段開始修正從實(shí)際意義上是可行的。目標(biāo)函數(shù)為:

        其中,t0為當(dāng)前時(shí)段;F1、F2、F3分別為發(fā)電成本、棄風(fēng)成本、切負(fù)荷成本;Cw為單位棄風(fēng)成本,Ptw,t0為 t0時(shí)段對第t時(shí)段的風(fēng)電預(yù)測功率;Ptw為第t時(shí)段的風(fēng)電調(diào)度功率;CL為單位切負(fù)荷成本;時(shí)段對第t時(shí)段的負(fù)荷需求預(yù)測;PLt為第t時(shí)段滿足的負(fù)荷需求。t0取0時(shí),表示日前調(diào)度計(jì)劃。

        2.2 約束條件

        對于日前機(jī)組組合模型,由于調(diào)度修正模型中加入了棄風(fēng)量和切負(fù)荷量作為松弛變量,需要對約束條件進(jìn)行部分改動(dòng)。

        a.功率平衡:

        b.風(fēng)電調(diào)度功率(棄風(fēng)量)約束:

        c.切負(fù)荷約束:

        其中,PL為允許的最大切負(fù)荷量。除了上述功率約束以外,該階段修正模型還包括備用約束、爬坡約束、儲能裝置相關(guān)約束。另外,一般不改變由日前機(jī)組組合模型決定的機(jī)組組合狀態(tài)。

        3 算例分析

        本算例采用10機(jī)系統(tǒng)進(jìn)行驗(yàn)證,該系統(tǒng)包含10臺常規(guī)發(fā)電機(jī)組、1個(gè)風(fēng)電場和1個(gè)蓄電池儲能系統(tǒng)。常規(guī)機(jī)組的爬坡能力和蓄電池的相關(guān)參數(shù)參見文獻(xiàn)[13],10 臺常規(guī)機(jī)組參數(shù)參見文獻(xiàn)[15],并模擬實(shí)際運(yùn)行情況,NB=8。

        3.1 模型求解及調(diào)度流程

        該兩階段調(diào)度優(yōu)化模型是一個(gè)混合整數(shù)規(guī)劃模型,采用cplex商業(yè)優(yōu)化軟件進(jìn)行求解,圖1為整個(gè)優(yōu)化模型兩階段調(diào)度流程圖。

        圖1 兩階段調(diào)度流程圖Fig.1 Flowchart of two-stage dispatch

        3.2 模型結(jié)果

        表1為基于場景集的10機(jī)日前機(jī)組組合狀態(tài)結(jié)果。

        表1 各發(fā)電機(jī)組狀態(tài)Tab.1 Generator states

        在表1的機(jī)組組合狀態(tài)下,選擇一個(gè)約束條件檢驗(yàn)日前機(jī)組組合模型的適應(yīng)度。在此選擇備用約束即不同場景下的發(fā)電充裕度,如圖2所示。

        圖2 各場景下的發(fā)電充裕度Fig.2 Generation adequacy of different scenarios

        由圖2可發(fā)現(xiàn),只有極少時(shí)段處于備用需求臨界點(diǎn)上,其他時(shí)段均有一定量的發(fā)電充裕度,表明該日前機(jī)組組合狀態(tài)在不同的場景下均能較好地滿足系統(tǒng)要求,同時(shí)也說明了該模型有較好的適應(yīng)度。

        根據(jù)表1確定的日前機(jī)組組合狀態(tài),并根據(jù)滾動(dòng)預(yù)測信息進(jìn)行修正得到各時(shí)段機(jī)組調(diào)度計(jì)劃出力,如表2所示。

        設(shè)棄風(fēng)成本為 2 000$/(MW·h),切負(fù)荷成本為200$/(MW·h)。由于日前機(jī)組組合狀態(tài)是基于一定抗風(fēng)險(xiǎn)的不確定性場景集建立的,棄風(fēng)成本高于切負(fù)荷成本,因此模型結(jié)果未出現(xiàn)切風(fēng)量,切負(fù)荷量為35 MW·h,運(yùn)行成本為$417160。

        表2 各發(fā)電機(jī)組出力Tab.2 Generator power outputs

        3.3 模型分析

        3.3.1 有無場景集的對比分析

        將算例中的場景集去掉,采用傳統(tǒng)的不計(jì)及風(fēng)電不確定性的日前機(jī)組組合模型求出日前機(jī)組組合狀態(tài)。根據(jù)日前機(jī)組組合狀態(tài)固定來求解日內(nèi)滾動(dòng)修正解,無法收斂;不固定常規(guī)機(jī)組狀態(tài),根據(jù)滾動(dòng)預(yù)測風(fēng)電和負(fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)節(jié)機(jī)組狀態(tài)出力和有功出力,所得運(yùn)行成本為$438990,包括$421 390的常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本、$13600的切風(fēng)成本和$4000的切負(fù)荷成本。與本文模型算例對比可得:

        a.由于機(jī)組啟停未固定,日內(nèi)模型的修正增加了啟停次數(shù),從而增加了常規(guī)機(jī)組發(fā)電費(fèi)用;

        b.常規(guī)模型不計(jì)及風(fēng)電的不確定性,而風(fēng)電預(yù)測出現(xiàn)一定誤差,實(shí)際風(fēng)電出力存在波動(dòng)性,這導(dǎo)致了更多的棄風(fēng)成本和切負(fù)荷成本。

        因此,基于場景集的日前機(jī)組組合模型能更好地抑制風(fēng)電不確定性和波動(dòng)性帶來的影響。

        3.3.2 有無松弛變量(棄風(fēng)量和切負(fù)荷量)的對比分析

        將算例修正模型目標(biāo)函數(shù)中的棄風(fēng)和切負(fù)荷成本以及約束條件中棄風(fēng)量和切負(fù)荷量去掉,得到無松弛變量的修正模型,但模型不收斂。由此可得:松弛變量的引入對模型的收斂性有著重要的意義,有效地解決了經(jīng)濟(jì)調(diào)度修正模型不收斂的問題。因?yàn)榛趫鼍凹娜涨皺C(jī)組組合具有較強(qiáng)的抗風(fēng)險(xiǎn)性、抗不確定性,但是實(shí)際的機(jī)組爬坡率等原因可能導(dǎo)致無法通過僅修正常規(guī)機(jī)組出力來跟隨負(fù)荷的隨機(jī)性,因此必須通過松弛變量(棄風(fēng)量和切負(fù)荷量)來進(jìn)行調(diào)整,進(jìn)而提高模型的收斂性。另外,設(shè)置棄風(fēng)成本高于切負(fù)荷成本,使得優(yōu)先利用切負(fù)荷來抑制風(fēng)電波動(dòng)性,有利于系統(tǒng)接納風(fēng)電的能力,提高風(fēng)電利用率。

        3.3.3 不同保守度下的對比分析

        將算例中的NB增至12,其他參數(shù)不變,即增大了場景集的保守度,使得日前機(jī)組組合模型更保守,計(jì)及了更大的風(fēng)電不確定性,得到各發(fā)電機(jī)計(jì)劃出力見表3。運(yùn)行成本為$429750,其中包含55 MW·h的切負(fù)荷量對應(yīng)的切負(fù)荷成本$11 000和常規(guī)機(jī)組$418750的發(fā)電成本。

        表3 NB=12下的各發(fā)電機(jī)組出力Tab.3 Generator power outputs at NB=12

        通過對比分析,可以得出:由于NB更大,從而得到更加保守的不確定性場景集,日前機(jī)組組合模型計(jì)及了更多的不確定性以及更大的波動(dòng)性,但由于約束性和抗波動(dòng)性更強(qiáng),導(dǎo)致了更高的發(fā)電成本代價(jià),進(jìn)而產(chǎn)生更多的運(yùn)行成本,不利于系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。另外,NB越大,可能導(dǎo)致切負(fù)荷量越大,這是由于NB越大使得模型更具抗風(fēng)險(xiǎn)性、抗不確定性,進(jìn)而日前決策更加保守,但是由于實(shí)際風(fēng)電出力和機(jī)組爬坡率等原因,需要更大的松弛量來調(diào)節(jié)。相反,NB越小,所獲得的場景集能夠表征風(fēng)電出力不確定性的能力就越小,日前機(jī)組組合模型就只能得到計(jì)及更小波動(dòng)性的優(yōu)化解。因此,NB過大雖然在抑制不確定性上更優(yōu),但它是以更大的成本作為代價(jià),選擇合適的NB值,能兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和抑制風(fēng)電波動(dòng)性。

        3.3.4 儲能裝置容量分析

        改變儲能裝置容量,其他參數(shù)不變,NB=8,得到不同儲能裝置容量下的切負(fù)荷量,如表4所示。

        表4 不同儲能裝置容量下的切負(fù)荷量Tab.4 Shedding load for different storage capacities MW·h

        另外,常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本和切負(fù)荷成本的對比情況見表5。

        表5 不同儲能裝置容量下的運(yùn)行情況對比Tab.5 Comparison of operating condition among different storage capacities

        由于切負(fù)荷成本低于棄風(fēng)成本,在該模型下每種運(yùn)行情況都無棄風(fēng)量。當(dāng)儲能裝置容量減少到100 MW·h時(shí),滾動(dòng)調(diào)度修正模型從第5時(shí)段開始沒有收斂解。由表4和表5可以得出:

        a.總體上,儲能裝置容量的減少會導(dǎo)致切負(fù)荷量的增加、總運(yùn)行成本(包含常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本和切負(fù)荷成本)的增加;

        b.當(dāng)儲能裝置容量大于一定閾值(該算例中為175 MW·h)時(shí),增大裝置容量對系統(tǒng)的常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本和切負(fù)荷量影響都不大,這是由于基于場景集的日前機(jī)組組合模型具有一定的抗不確定性和波動(dòng)性,可以通過調(diào)節(jié)機(jī)組出力進(jìn)行抑制,但容量下降到一定程度會導(dǎo)致模型沒有收斂解,因此系統(tǒng)必須配置一定容量的儲能裝置來平抑風(fēng)電的波動(dòng)。

        4 結(jié)論

        本文建立了兩階段調(diào)度優(yōu)化模型,包含基于一定不確定性場景集的日前機(jī)組組合模型和根據(jù)最新預(yù)測信息作出相應(yīng)調(diào)整的日內(nèi)滾動(dòng)修正模型。

        通過算例分析表明:

        a.基于場景集的日前機(jī)組組合有效地抑制了風(fēng)電的不確定性和波動(dòng)性,并減少了啟停成本、棄風(fēng)成本和切負(fù)荷成本,增強(qiáng)了滾動(dòng)調(diào)度模型的魯棒性;

        b.松弛變量的引入,有效地解決了日前機(jī)組組合的不確定性場景集導(dǎo)致日內(nèi)滾動(dòng)修正模型不收斂的問題;

        c.更大的保守度指標(biāo)NB是以更大的成本作為代價(jià),選擇合適的NB,兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和抑制風(fēng)電波動(dòng)性;

        d.系統(tǒng)必須配置一定容量的儲能裝置,但容量增大到一定程度后,繼續(xù)增加容量對系統(tǒng)的常規(guī)機(jī)組發(fā)電成本和切負(fù)荷量影響都不大,這為系統(tǒng)儲能裝置容量的配置提供了一定參考。

        本文未考慮儲能系統(tǒng)成本給調(diào)度優(yōu)化帶來的影響,計(jì)及儲能成本的調(diào)度優(yōu)化模型將是下一步研究工作的重點(diǎn)。

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