張艷華, 黃靜梅, 黃景光*, 鄧逸天, 李振興

(1.三峽大學(xué)電氣與新能源學(xué)院， 宜昌 443002； 2.國網(wǎng)重慶電力公司永川供電分公司， 重慶 402160)

隨著可再生能源發(fā)電的建設(shè)規(guī)模增大，其發(fā)電并網(wǎng)的容量占比大幅提升。但可再生能源發(fā)電，尤其是光伏和風(fēng)力發(fā)電的不確定性，加劇了電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻的困難，給快速跟蹤調(diào)節(jié)電源響應(yīng)的能力帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)[1-2]。且在價(jià)格因素的推動(dòng)下，可再生能源投產(chǎn)后會(huì)與其他能源搶占負(fù)荷空間和輸出通道，同時(shí)導(dǎo)致產(chǎn)生棄風(fēng)、棄光的現(xiàn)象，反而對提高可再生能源的消納能力無實(shí)質(zhì)性的作用[3-4]。水電機(jī)組可以快速啟動(dòng)停運(yùn)，且可調(diào)的發(fā)電容量范圍大，能夠迅速對負(fù)荷變化做出反應(yīng)，因此可作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源用于電力系統(tǒng)調(diào)峰[5-6]。利用水電機(jī)組調(diào)峰能力來調(diào)節(jié)光伏電場和風(fēng)電場的有功輸出，實(shí)現(xiàn)水風(fēng)光聯(lián)合運(yùn)行，可以顯著提高光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電的利用率，進(jìn)一步探索清潔能源的發(fā)展模式，為未來清潔能源的發(fā)展起著重要的示范作用[7-9]。

針對負(fù)荷空間受限和輸出通道矛盾導(dǎo)致的高棄風(fēng)、高棄光率的問題，國內(nèi)外的專家學(xué)者對此展開了大量研究，其解決辦法包括：提高電網(wǎng)調(diào)節(jié)等效負(fù)荷的能力和電力網(wǎng)絡(luò)的傳輸能力；提出風(fēng)-水日間聯(lián)合調(diào)峰策略，將水電作為調(diào)峰電源以達(dá)到削峰填谷的目的，使得聯(lián)合系統(tǒng)出力更加平穩(wěn)[10]；利用梯級(jí)水電站的調(diào)蓄作用，將風(fēng)電、光電接入水電以增加其可調(diào)度性[11]；在保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的條件下，使風(fēng)光互補(bǔ)電力動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)調(diào)度達(dá)到最優(yōu)等方法[12]。針對上述所提的解決辦法建立了不同的算法模型，其中包括：以平抑風(fēng)光出力波動(dòng)為目標(biāo)建立風(fēng)-光-水聯(lián)合系統(tǒng)發(fā)電效益最大的模型，并提出依賴動(dòng)態(tài)調(diào)整學(xué)習(xí)因子的免疫粒子群算法，使得建模更加準(zhǔn)確，計(jì)算精度更高[13]；以風(fēng)光水系統(tǒng)總發(fā)電量最大為目標(biāo)的優(yōu)化調(diào)度模型，保證滿足系統(tǒng)調(diào)度規(guī)則的前提下使系統(tǒng)發(fā)電效益達(dá)到最高[14]。

鑒此，以湖北一梯級(jí)水電站與附近的風(fēng)光電場為研究對象，在風(fēng)-光-水聯(lián)合系統(tǒng)模型的基礎(chǔ)上[13-14]建立了系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差最小的梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰短期調(diào)度模型，并提出利用收縮因子和基于佳點(diǎn)集法的改進(jìn)粒子群算法(particle swarm optimization，PSO)來改善建模和提高算法精度。研究梯級(jí)水風(fēng)光互補(bǔ)聯(lián)合調(diào)度運(yùn)行方法，發(fā)現(xiàn)該方法可最大程度地消納風(fēng)電和光電，緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力，減少了棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象，保證了系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行的發(fā)電效益。

1 梯級(jí)水風(fēng)光聯(lián)合互補(bǔ)調(diào)度的必要性和可行性分析

截至2015年底，坐落于湖北宜昌的清江三級(jí)梯級(jí)水電站(簡稱梯級(jí)A)，坐落于湖北恩施的利川汪營風(fēng)電場(簡稱風(fēng)電場B1)、天上坪風(fēng)電場(簡稱風(fēng)電場B2)，裝機(jī)容量分別為400 MW、300 MW，坐落于湖北武漢的花山光伏電場(簡稱光電場C)，其裝機(jī)容量為200 MW。梯級(jí)水電站A共分為3個(gè)梯級(jí)(A1、A2、A3)，各級(jí)電站基本參數(shù)如表1所示。

表1 梯級(jí)各電站基本參數(shù)特征

風(fēng)光電場由于供電片區(qū)負(fù)荷小，主變限制了其并網(wǎng)容量，造成年累計(jì)棄風(fēng)電量約為9 470 MW。若將風(fēng)光接入水電，利用水電的輸出通道打包外送出去，勢必會(huì)減少風(fēng)電、光電的浪費(fèi)。

研究梯級(jí)水-風(fēng)-光聯(lián)合調(diào)度，首先分析梯級(jí)A是否能對兩個(gè)風(fēng)電場B1、B2以及光電場C的出力進(jìn)行補(bǔ)償。分析梯級(jí)A對風(fēng)電補(bǔ)償?shù)某隽梢园l(fā)現(xiàn)，A1梯級(jí)電站在5月和7月滿足不了風(fēng)電的最大補(bǔ)償需求，但在剩余月份A1梯級(jí)電站均可完全補(bǔ)償[15]；以能夠充分滿足風(fēng)電補(bǔ)償需求為前提，發(fā)現(xiàn)將A1、A2梯級(jí)電站聯(lián)合運(yùn)行后，其剩余的補(bǔ)償出力也可滿足光電所需。其次從互補(bǔ)容量分析，風(fēng)-光電站總裝機(jī)容量為900 MW，占梯級(jí)電站A總裝機(jī)容量(3 052 MW)的32.15%。最后從互補(bǔ)電量進(jìn)行分析，梯級(jí)A電站的年平均發(fā)電總量約為8.48×109kW·h，風(fēng)-光電場的年平均發(fā)電總量約為9.03×108kW·h，占梯級(jí)A的10.65%，聯(lián)合互補(bǔ)輸出可使輸出通道增輸10.65%的電量。

根據(jù)上述分析可知，從出力補(bǔ)償能力、互補(bǔ)容量及互補(bǔ)電量這3個(gè)方面上都可為研究梯級(jí)A與周圍風(fēng)電場和光電場互補(bǔ)聯(lián)合調(diào)度提供理論支撐和基礎(chǔ)。

2 梯級(jí)水風(fēng)光聯(lián)合調(diào)峰短期調(diào)度數(shù)學(xué)模型

以系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差最小為目標(biāo)函數(shù)，并以水電站不影響下游來水需求和基本用水要求為目標(biāo)，建立一個(gè)日內(nèi)調(diào)峰模型。所提調(diào)度策略為先對風(fēng)電、光電進(jìn)行補(bǔ)償，要求互補(bǔ)部分為風(fēng)電和光電的裝機(jī)容量之和(900 MW)，再利用水電自身剩余可調(diào)出力安排調(diào)峰。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

(1)

2.2 約束條件

(1)水量平衡約束：

Vi,t+1=Vi,t+(Ri,t-Qi,t-qi,t)Tt

(2)

式(2)中：Vi,t+1和Vi,t分別為第i個(gè)梯級(jí)電站在t+1和t時(shí)段時(shí)的水庫庫容，m3；Ri,t為第i個(gè)梯級(jí)電站在t時(shí)段區(qū)間的入庫流量，m3/s；Qi,t為第i個(gè)梯級(jí)電站在t時(shí)段的發(fā)電流量，m3/s；qi,t為第i個(gè)梯級(jí)電站在t時(shí)段的棄水流量，m3/s；Tt為調(diào)度期內(nèi)第t時(shí)段的時(shí)長，h。

(2)水量聯(lián)系約束：

Ri,t=Qi-1,t-Δti-1+qi-1,t-Δti-1+Ii,t

(3)

式(3)中：Δti-1為第i-1～i個(gè)梯級(jí)電站的水流滯時(shí)對應(yīng)的時(shí)段；Ii,t為第i-1～i個(gè)梯級(jí)電站的區(qū)間平均入庫流量，m3/s。

(3)發(fā)電流量約束：

Qi,min≤Qi,t≤Qi,max

(4)

式(4)中：Qi,t為第i個(gè)梯級(jí)電站在第t時(shí)段的發(fā)電流量，m3/s；Qi,min、Qi,max分別為第i個(gè)梯級(jí)電站在第t時(shí)段允許發(fā)電流量的最小值和最大值，m3/s。

(4)庫容約束：

Vi,min≤Vi,t≤Vi,max

(5)

式(5)中：Vi,t為第i個(gè)梯級(jí)電站在第t時(shí)段的庫容量，m3；Vi,min、Vi,max分別為第i個(gè)梯級(jí)電站死水位所對應(yīng)的最小庫容和正常蓄水時(shí)所對應(yīng)的最大庫容(汛期則為防洪水位所對應(yīng)的防洪庫容)，m3。

(5)出力約束：

(6)

分別為光電場在第t時(shí)段允許出力的最小值和最大值，MW。

(6)出力補(bǔ)償約束：

(7)

其他約束條件包括梯級(jí)電站水庫的庫容約束、水頭限制約束、梯級(jí)電站發(fā)電的引水流量約束及各變量值不為負(fù)等。

3 基于改進(jìn)PSO算法的模型求解

3.1 PSO算法的改進(jìn)

3.1.1 種群的初始生成

初始種群的分布與整個(gè)算法的尋優(yōu)過程有著密切的聯(lián)系，PSO算法的初始種群都是隨機(jī)生成的，導(dǎo)致有的生成點(diǎn)可能聚集在一個(gè)區(qū)域，使得粒子相似度較高且容易局限搜索空間，影響算法的計(jì)算時(shí)間和速度，同時(shí)解的質(zhì)量不高。為提高解的質(zhì)量，希望生成點(diǎn)均勻分布在區(qū)域的各個(gè)角落，因此提出了佳點(diǎn)集法。佳點(diǎn)集法是一種均勻取點(diǎn)的方法，可將初始種群均勻分布在搜索空間中，與一般粒子群隨機(jī)初始化種群有著明顯區(qū)別，提高了初始種群的多樣性[16-17]。現(xiàn)在[-10，10]的二維區(qū)間內(nèi)將20個(gè)點(diǎn)用隨機(jī)生成法和佳點(diǎn)集法實(shí)現(xiàn)，結(jié)果對比如圖1所示。

3.1.2 引入收縮因子λ

PSO算法的權(quán)重系數(shù)w值的大小會(huì)對算法求解的結(jié)果產(chǎn)生很大影響，其取值通常采用線性遞減的方式。計(jì)算前期w較大，全局搜索能力強(qiáng)，雖然保證了種群的多樣性下，但仍希望加強(qiáng)局部搜索能力，能快速高效地找到最優(yōu)解；計(jì)算后期w較小，粒子無法大范圍搜索，使得過早陷入局部最優(yōu)，不能滿足種群的多樣性，導(dǎo)致得到的最優(yōu)解不可靠。

vi(t+1)=wvi(t)+c1rand1(pbest-xi)+

c2rand2(gbest-xi)

(8)

xi(t+1)=xi(t)+vi(t+1)

(9)

w線性遞減并不是對所有問題都是有效的，因此引入收縮因子λ確保算法收斂，其計(jì)算公式為

(10)

式(10)中：中間替代變量φ=c1+c2,φ>4。

vi(t+1)=λ[vi(t)+c1rand1(pbest-xi)+

c2rand2(gbest-xi)]

(11)

3.2 改進(jìn)PSO算法應(yīng)用于短期調(diào)峰優(yōu)化調(diào)度流程

應(yīng)用于短期調(diào)峰的改進(jìn)PSO算法流程如圖2所示。按要求輸入計(jì)算所需參數(shù)，并根據(jù)上述約束條件通過不斷調(diào)整粒子適應(yīng)度值計(jì)算梯級(jí)各電站出力，直至滿足迭代終止條件后輸出最終所需計(jì)算結(jié)果。

K為迭代終止條件；k為迭代次數(shù)圖2 改進(jìn)PSO算法流程Fig.2 Improved PSO algorithm flow

4 算例仿真分析

鑒借已建成的龍羊峽水-光互補(bǔ)電站的模型[18]，并以梯級(jí)A，風(fēng)電場B1、B2和光電場C作為研究對象。選取豐水期典型日(2014年8月15日)、平水期典型日(2014年11月15日)和枯水期典型日(2014年1月15日)3個(gè)時(shí)間的風(fēng)電、光電場實(shí)時(shí)出力以及梯級(jí)水電站的入庫流量作為模型的仿真輸入，梯級(jí)各電站水位為決策變量，A1、A2、A3電站的起調(diào)水位分別為381.21、378.56、375.05 m。

以一天24 h為調(diào)度周期，調(diào)度時(shí)段為1 h，從0：00開始到24：00結(jié)束，共可劃分為24個(gè)調(diào)度時(shí)段。利用改進(jìn)的PSO算法對模型進(jìn)行求解，其參數(shù)設(shè)置為c1=c2=2.03，迭代次數(shù)500，種群規(guī)模50。為簡化計(jì)算過程，將兩個(gè)風(fēng)電場出力合為一個(gè)風(fēng)電場出力。在純梯級(jí)電站調(diào)峰(純梯級(jí))和梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰(聯(lián)合系統(tǒng))方案下建立系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差最小的聯(lián)合調(diào)峰短期調(diào)度模型。

4.1 算例結(jié)果對比

4.1.1 豐水期典型日

由圖3所示，在純梯級(jí)A參與電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)峰后，在17：00時(shí)系統(tǒng)的負(fù)荷達(dá)到峰值，在凌晨4：00系統(tǒng)負(fù)荷值達(dá)到最小，峰谷差減小為7 461.17 MW，降幅12.05%；在風(fēng)光水互補(bǔ)的梯級(jí)水電站調(diào)峰后，系統(tǒng)最大峰值出現(xiàn)在20：00與最小谷值出現(xiàn)的時(shí)刻同純梯級(jí)調(diào)峰一致，但系統(tǒng)峰谷差為7 383.77 MW，較原始負(fù)荷減少了12.96%。豐水期典型日調(diào)峰后的負(fù)荷剩余曲線較為平緩，但在9：00—11：00調(diào)峰后負(fù)荷變化趨勢同原負(fù)荷，沒有發(fā)揮明顯削峰作用。

圖3 豐水期典型日系統(tǒng)負(fù)荷圖Fig.3 Typical daily system load diagram during wet season

圖4 豐水期典型日下系統(tǒng)水位變化過程以及出力對比Fig.4 Variation process of water level and comparison of system output under typical days in wet season

如圖4(a)～圖4(c)所示，純梯級(jí)調(diào)峰下A1電站在0：00—10：00，發(fā)電流量小于入庫徑流，幾乎可按保證出力使得水位逐漸調(diào)高至382.22 m；8：00開始逐漸加大出力，下泄流量增大，電站水位略微下降后再提升保持高水頭發(fā)電；18：00至調(diào)度期末水位降到381.94 m；A2電站的水位與上游A1電站的下泄流量有很大聯(lián)系，庫容較A1小，11：00后A2水位隨A1下泄流量的增大而穩(wěn)步提升；A3為日調(diào)節(jié)電站，在19：00—21：00時(shí)段，來自A2大量下泄流量使得其水位漲幅劇烈。

根據(jù)圖4(d)可得，在梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰下，因?yàn)轱L(fēng)電、光電作為調(diào)峰容量的一部分，在用電的低谷時(shí)期24：00—次日6：00和14：00—18：00時(shí)段梯級(jí)電站出力較小，因此水位較純梯級(jí)調(diào)峰高；19：00—22：00時(shí)段以增大發(fā)電流量的形式增加出力。A2在A1減小出力時(shí)，因上游電站下泄來水量減小，水位較純梯級(jí)略低，但也呈穩(wěn)步上升趨勢。A3電站日內(nèi)水位變化同純梯級(jí)調(diào)峰，波動(dòng)較大且呈上升趨勢。

4.1.2 平水期典型日

在兩種不同方案下，純梯級(jí)調(diào)峰后余留負(fù)荷均方差為6.47×1012kW2；梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰調(diào)度下，系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差為6.38×1012kW2。如圖5所示，在純梯級(jí)A參與電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)峰后，在17：00時(shí)系統(tǒng)的負(fù)荷達(dá)到峰值，在凌晨4：00系統(tǒng)負(fù)荷值達(dá)到最小，峰谷差減小為7 461.17 MW，降幅12.05%。梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰后，系統(tǒng)最大峰值出現(xiàn)在20：00和最小谷值出現(xiàn)的時(shí)刻同純梯級(jí)調(diào)峰一致，但系統(tǒng)峰谷差為7 383.77 MW，較原始負(fù)荷減少了12.96%。平水期典型日調(diào)峰后的負(fù)荷剩余曲線較為平緩，但在9：00—11：00調(diào)峰后負(fù)荷變化趨勢同原負(fù)荷，沒有發(fā)揮明顯削峰作用。

圖5 平水期典型日系統(tǒng)負(fù)荷圖Fig.5 Typical daily system load diagram during normal water period

如圖6所示，平水期典型日下，兩種調(diào)峰方案中的梯級(jí)總出力均表現(xiàn)為“雙峰”型，深夜負(fù)荷用電低谷時(shí)段0：00—7：00，梯級(jí)各電站水位變化不明顯，系統(tǒng)出力總和幾乎不變。由于風(fēng)光電供應(yīng)一部分負(fù)荷，最終表現(xiàn)為8：00—12：00時(shí)段A1水位提升約0.05 m，18：00—21：00時(shí)段增加發(fā)電流量參與調(diào)峰。至調(diào)度期末，A1水位無變化，A2水位增加0.2 m，A3水位降低0.2 m，A1、A2水位波動(dòng)較明顯。

圖6 平水期典型日下系統(tǒng)水位變化過程以及出力對比Fig.6 Variation process of water level and comparison of system output under typical days in normal water period

4.1.3 枯水期典型日

圖7 枯水期典型日下系統(tǒng)負(fù)荷圖Fig.7 Typical daily system load diagram during dry season

在兩種不同方案下，純梯級(jí)調(diào)峰后余留負(fù)荷均方差為7.34×1012kW2；梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰調(diào)度下，系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差為7.22×1012kW2。如圖7所示，純梯級(jí)A參與電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)峰后，在17：00時(shí)系統(tǒng)的負(fù)荷達(dá)到峰值，在凌晨4：00系統(tǒng)負(fù)荷值達(dá)到最小，峰谷差減小為7 801.30 MW，降幅8%。梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰后，系統(tǒng)最大峰值出現(xiàn)在20：00和最小谷值出現(xiàn)的時(shí)刻同純梯級(jí)調(diào)峰一致，但系統(tǒng)峰谷差為7 732.07 MW，較原始負(fù)荷減少了8.9%。梯級(jí)水-風(fēng)-光聯(lián)合系統(tǒng)調(diào)峰曲線從直觀上看更為平坦光滑。但由于枯水期少水，兩種調(diào)度方案下發(fā)電量均沒有豐、平水期多，因此調(diào)峰容量小，調(diào)峰效果比豐、平枯水期差。

兩種調(diào)度方案下各電站水位變化與梯級(jí)出力對比如圖8所示?？菟诘湫腿障?，整個(gè)梯級(jí)入庫來水徑流小，調(diào)度初始的用電低谷時(shí)期同豐、平水期一致，風(fēng)光的并網(wǎng)可使水電站少發(fā)的電量以水量的形式儲(chǔ)存起來，待到用電高峰時(shí)再以較大發(fā)電水頭發(fā)電，但由于A1庫容大，蓄水量并未導(dǎo)致A1水位發(fā)生變化。隨著發(fā)電流量增大，兩種運(yùn)行方案下水位均表現(xiàn)為逐漸降低，到調(diào)度末期的負(fù)荷低谷時(shí)水位才稍微有所上升，但方案2較方案1在17：00—20：00時(shí)段水位降低0.02～0.03 m。A2、A3庫容較小，水位受A1下泄流量影響較大，整個(gè)調(diào)度期內(nèi)水位波動(dòng)較為明顯。梯級(jí)發(fā)電量平均出力在900 MW左右，主要集中在負(fù)荷高峰時(shí)期出力。

圖8 枯水期典型日下系統(tǒng)水位變化過程以及出力對比Fig.8 Variation process of water level and comparison of system output under typical days in dry season

兩種方案下，在平水期、豐水期、枯水期三種典型日下調(diào)峰效果對比如表2所示。

表2 不同典型日下純梯級(jí)與聯(lián)合系統(tǒng)調(diào)峰對比

由表2可得，在3種不同典型來水日下梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰較純梯級(jí)調(diào)峰，無論是對減小系統(tǒng)余留負(fù)荷方差還是削弱系統(tǒng)峰谷差方面都是有益的，為基荷電源出力創(chuàng)造更好的環(huán)境。其中余留負(fù)荷均方差平均再降0.14×1012kW2，峰谷差平均減少97.28 MW。此外，梯級(jí)水電站因補(bǔ)償風(fēng)光，時(shí)段內(nèi)的出力大小會(huì)有所調(diào)整。同時(shí)風(fēng)、光電看作“虛擬水電”與水電捆綁輸出全額入網(wǎng)，也間接性地增加了系統(tǒng)的調(diào)峰容量。且在豐、平、枯水期典型日下聯(lián)合系統(tǒng)中梯級(jí)水電站A日內(nèi)出力分別增加202.15、148.16、15.42 MW。若考慮電價(jià)后，以目前湖北水電0.38元/kW·h的上網(wǎng)電價(jià)計(jì)算，可為梯級(jí)日均增加46 268.8元的收益。

4.2 驗(yàn)證改進(jìn)粒子群算法的有效性

為驗(yàn)證改進(jìn)PSO的優(yōu)勢及應(yīng)用于梯級(jí)水電站調(diào)度的有效性，采用基本PSO求解豐水期典型日下純梯級(jí)調(diào)峰，與改進(jìn)后PSO作對比驗(yàn)證，結(jié)果如圖9、表3所示。

可以看出在迭代初期，改進(jìn)后的PSO在慣性因子的作用下比基本PSO收斂速度快。隨著迭代次數(shù)的增加基本PSO在約第110次收斂于5.89×1012kW2，計(jì)算時(shí)長為14.27 s，陷入局部最優(yōu)解；而改進(jìn)后的PSO在為第240次收斂于5.80×1012kW2，優(yōu)化結(jié)果優(yōu)于PSO，計(jì)算時(shí)長為14.88 s。

圖9 算法對比結(jié)果Fig.9 Algorithm comparison results

表3 算法優(yōu)化對比

這是由于種群初始化的均勻分布，擴(kuò)大其尋優(yōu)范圍，避免了算法前期的趨同性，以犧牲計(jì)算效率獲得更好的尋優(yōu)效果。

5 結(jié)論

建立了系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差最小的梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰短期調(diào)度模型，分析了聯(lián)合調(diào)度的短期調(diào)峰能力和梯級(jí)短期調(diào)度運(yùn)行產(chǎn)生的影響，為今后湖北能源集團(tuán)梯級(jí)水、風(fēng)電與光伏電站聯(lián)合調(diào)峰發(fā)電提供參考價(jià)值。得出如下結(jié)論。

(1)通過與純梯級(jí)調(diào)峰模式對比，風(fēng)電、光電并入水電一起參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)度，可使系統(tǒng)余留負(fù)荷均方差平均再降0.14×1012kW2，使得負(fù)荷曲線的峰谷差進(jìn)一步縮小，增加了調(diào)峰容量，對改善火電頻繁啟停工作有著積極作用。

(2)風(fēng)電、光電與水電互補(bǔ)后形成的聯(lián)合上網(wǎng)系統(tǒng)，水電補(bǔ)償風(fēng)電、光電，保障風(fēng)光電全額入網(wǎng)，避免棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象的產(chǎn)生。同時(shí)，不額外增加水電機(jī)組增設(shè)的投資費(fèi)用但增加了水電發(fā)電量，豐、平、枯水期典型日下聯(lián)合系統(tǒng)中梯級(jí)水電站A日內(nèi)出力分別增加202.15、148.16、15.42 MW，提高了企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。

(3)引入收縮因子后，改進(jìn)PSO有更好的收斂速度；利用佳點(diǎn)集法使粒子初始種群均勻化，擴(kuò)大了尋優(yōu)范圍，增強(qiáng)了種群的多樣性，可以得到更優(yōu)質(zhì)的解。

若要討論梯級(jí)水-風(fēng)-光電站聯(lián)合調(diào)峰調(diào)度對企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益的影響，在后期還可將價(jià)格因素考慮其中構(gòu)成多元化目標(biāo)函數(shù)。同時(shí)，隨著未來對調(diào)峰電源需求量的增加，今后工作中還可進(jìn)一步將抽水蓄能電站加入調(diào)度模型。