廣東工業(yè)大學 黃 強 簡俊威 鐘其源 莫 超

簡述計及風電旋轉(zhuǎn)備用約束的經(jīng)濟調(diào)度原理

廣東工業(yè)大學 黃 強 簡俊威 鐘其源 莫 超

為解決風電大規(guī)模并網(wǎng)給電力調(diào)度帶來的困難，本文建立了基于風險備用約束的含風電場電力系統(tǒng)動態(tài)經(jīng)濟調(diào)度模型。該模型在滿足系統(tǒng)負荷平衡的約束條件下，以燃料成本最低為優(yōu)化目標。

風電；旋轉(zhuǎn)備用；經(jīng)濟調(diào)度

1.風力發(fā)電功率預測

短期風速概率特性多采用風速預測值和誤差預測的正態(tài)分布來估算某一時段或某一天的風電機組（wind turbine generation system，WTGS）出力值[1]：

WTGS有功輸出與常規(guī)發(fā)電機有很大的不同，很大程度上取決于風機輪轂高度處的風速，可由下式表征兩者關系[2]：

2.含風電場的動態(tài)經(jīng)濟調(diào)度建模

總?cè)剂腺M用最少：

(1)目標函數(shù)：

式中：F為總發(fā)電成本；T為調(diào)度周期內(nèi)的時段數(shù)；N為常規(guī)機組總數(shù)；Pi,t為機組i在時段t輸出的有功功率；Fit(Pi,t)為發(fā)電機組i在時段t產(chǎn)生的運行成本。

當考慮閥點效應時，機組i在時段t產(chǎn)生的運行成本Fit(Pi,t)可表示為：

式中：ai，bi，ci為機組i的燃料費用系數(shù)；ei，fi為閥點效應系數(shù)；Pimin為機組i出力下限。

(2)功率平衡約束：

式中：PDt為時段t的傳輸網(wǎng)損；PLt為時段t的負荷需求。

系統(tǒng)傳輸損耗則可由文獻[3]提供的網(wǎng)損系數(shù)矩陣B求得：

(3)機組運行約束：

式中：Pimax為機組i出力上限。

(4)機組爬坡率約束：

式中：URi為機組i向上爬坡率；DRi為機組i向下爬坡率；T60為每個時段為60min。

同時考慮機組的有功出力約束與爬坡率限制時，式(7)和(8)可由式(9)表示：

(5)系統(tǒng)正旋轉(zhuǎn)備用約束：

式中：SSRtu為系統(tǒng)在t時段提供的正旋轉(zhuǎn)備用總?cè)萘?；為機組i在t時段提供的10分鐘響應備用容量；D%為總負荷預測誤差對系統(tǒng)正旋轉(zhuǎn)備用的需求；wu%為風電預測誤差對系統(tǒng)正旋轉(zhuǎn)備用的需求；為機組i在t時段的出力上限；T10為旋轉(zhuǎn)備用響應時間為10min；T60為表示一個時段為60min。

(6)系統(tǒng)負旋轉(zhuǎn)備用約束：

式中：SSRtd為系統(tǒng)在t時段提供的負旋轉(zhuǎn)備用總?cè)萘?；為機組i在t時段提供的總負旋轉(zhuǎn)備用容量；Wcmax為風機c的最大出力；NW為風機臺數(shù)；wd%為風電預測誤差對系統(tǒng)負旋轉(zhuǎn)備用的需求；為機組i在t時段的出力下限。

一般情況下，風機輸出功率預測誤差隨預測周期的變長而增大，使系統(tǒng)對正負旋轉(zhuǎn)備用容量需求也相應增加，wu%與wd%可根據(jù)時段的不同按照等比例增長規(guī)律來選取。

3.結(jié)語

本文在傳統(tǒng)風電經(jīng)濟調(diào)度模型的基礎上，考慮了旋轉(zhuǎn)備用約束，更貼合實際情況，為實際工程應用提供了科學理論的支持，具有一定的指導作用。

[1]Dutta S,Sharma R．Optimal storage sizing for integrating wind and load forecast uncertainties[C]．Innovative Smart Grid Technologies．2012：1-7．

[2]田廓,曾鳴,鄢帆,等．考慮環(huán)保成本和風電接入影響的動態(tài)經(jīng)濟調(diào)度模型[J]．電網(wǎng)技術,2011(6)：55-59．

[3]Abdelaziz AY,Kamh MZ,Mekhamer SF,Badr MAL．A hybrid HNN-QP approach for dynamic economic dispatch problem．Electr Power Syst Res 2008,78：1784-88．

In order to solve the difficulties caused by large-scale grid-connected power supply，this paper establishes a dynamic economic scheduling model of wind power system based on risk reserve.The model satisfies the constraints of system load balancing，with the lowest fuel cost as the optimization target.

Wind power；rotating standby；economic dispatch