[发明专利]一种基于风光水火储联合系统的多能互补协调发电调度方法

摘要

本发明是一种基于风光水火储联合系统的多能互补协调发电调度方法，其特点是，包括的步骤有：首先利用改进马尔科夫链方法模拟生产风电/光伏出力的时间序列；其次确定负荷需求，火电机组最小经济出力，以及水电厂强迫出力的边界条件，并计算可再生能源发电运行可行域；然后在该可再生能源发电运行可行域内优先安排风力和光伏发电，在此基础上根据用水计划制定水电调度策略；最后综合考虑火电机组运行成本及考虑寿命减损的储能运行成本，以调度周期内火电机组及储能总运行成本最小为目标，制定火电机组及储能的联合调度策略，并运用粒子群算法求解相应的优化目标函数，进而得到风光水火储联合系统调度策略。具有方法科学合理，简单适用等优点。

主权项

1.一种基于风光水火储联合系统的多能互补协调发电调度方法，其特征在于，它包括以下步骤：1)基于改进马尔科夫链的风电/光伏出力的时间序列模拟基于原始一阶马尔科夫链，考虑风电/光伏出力的季节特性、日特性、波动特性，建立改进的马尔科夫链模型来模拟生成风电/光伏出力的时间序列；①风电/光伏出力的时间序列划分针对风电/光伏出力的季节特性，将风电/光伏出力的时间序列按照月份划分成12个时段，用λ表示，λ＝1，2，…，12，为更好的说明风电/光伏出力的日特性，将风电/光伏出力的时间序列划分成4个时段，00:00‑06:00，06:00‑12:00，12:00‑18:00，18:00‑24:00，用θ表示，θ＝θ₁，θ₂，θ₃，θ₄，设定风电/光伏出力的状态数S，历史风电/光伏出力的时间序列Ω，将出力值均分成S个区间，根据月份λ和时段θ划分风电/光伏出力的时间序列Ω，具体划分的风电/光伏出力的时间序列用Ω_λ，_θ表示；②计算累计状态转移概率矩阵风电/光伏出力的时间序列Ω_λ，θ中风电/光伏出力从状态i到状态j的转移概率，用公式(1)计算，式中，n_ij，λ，θ表示在风电/光伏出力的时间序列Ω_λ，θ中风电/光伏出力从状态i到状态j的转移频数；g_ij，λ，θ表示风电/光伏出力的时间序列Ω_λ，θ中风电/光伏出力从状态i到状态j的转移概率；i＝1，2，…，S；j＝1，2，…，S；S为风电/光伏出力总状态数；λ＝1，2，…，12；θ＝θ₁，θ₂，θ₃，θ₄；风电/光伏出力的时间序列Ω_λ，θ的状态转移概率矩阵，用公式(2)计算，式中，G_λ,θ为状态转移概率矩阵；g_ij，λ，θ表示风电/光伏出力的时间序列Ω_λ，θ中风电/光伏出力从状态i到状态j的转移概率；i＝1，2，…，S；j＝1，2，…，S；S为风电/光伏出力总状态数；λ＝1，2，…，12；θ＝θ₁，θ₂，θ₃，θ₄；设当前时刻为t，风电/光伏出力所处状态为α_t，出力值为P_t，月份为λ_t，λ_t∈{1，2，…，12}，时段为θ_t，θ_t∈{θ₁，θ₂，θ₃，θ₄}，随机生成1个服从均匀分布的ε∈(0，1)，基于λ_t和θ_t，可计算出状态转移概率矩阵G_λt，θt，然后得到对应的累计状态转移概率矩阵Q_λt，θt，用公式(3)计算，式中，Q_λt，θt为月份λ_t中时段θ_t对应的累计状态转移概率矩阵；q_ij,t为t时刻风电/光伏出力从状态α_i到状态α_j的累计转移概率；i＝1，2，…，S；j＝1，2，…，S；S为风电/光伏出力总状态数；其中，累计转移概率q_ij,t，用公式(4)计算，式中，q_ij,t为t时刻风电/光伏出力的状态α_i到状态α_j的累计转移概率；g_iδ,t为t时刻风电/光伏出力的状态α_i转移到状态α_δ的状态转移概率；δ＝1，2，…，j；i＝1，2，…，S；j＝1，2，…，S；S为风电/光伏出力总状态数；③下一时刻风电/光伏出力状态的确定假设风电/光伏出力下一时刻所处状态为α_t+1，当0<ε<q_i1,t时α_t+1＝α₁，q_i1,t为t时刻的风电/光伏出力从状态α_i转移到状态α₁的累计转移概率；当q_in,t<ε<q_in+1,t，则α_t+1＝α_n+1；q_in,t为t时刻的风电/光伏出力从状态α_i转移到状态α_n的累计转移概率；q_in+1,t为t时刻的风电/光伏出力从状态α_i转移到状态α_n+1的累计转移概率；n∈{1，2，…，S‑1}，S为风电/光伏出力总状态数；④下一时刻风电/光伏出力值的确定抽取波动量γ_t，在当前时刻模拟的风电/光伏出力P_t上叠加所抽取的波动量γ_t，即为下一时刻模拟生成的风电/光伏出力P_t+1，若P_t+1在状态α_t+1的取值范围内，则P_t+1为下一时刻模拟生成的风电/光伏出力，否则重新抽取波动量；若经判断后确定t为结束时刻，则结束，否则，继续计算；2)确定可再生能源发电运行可行域引入“可再生能源发电运行可行域”的概念对电网接纳可再生能源的能力进行量化分析，将可再生能源允许出力的最大值作为其上边界，用公式(5)计算，P_limit(t)＝P_L(t)‑P_G.min(t)‑P_H.min(t)     (5)式中，P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；P_L(t)为t时刻系统负荷，单位为“MW”；P_G.min(t)为t时刻火电机组最小出力，单位为“MW”；P_H.min(t)为t时刻水电机组强迫出力，单位为“MW”；而火电机组最小出力P_G.min是变化的，需按照非供暖期和供暖期两个阶段进行计算，①非供暖期在非供暖期，火电机组最小出力P_G.min，用公式(6)计算，P_G.min＝λ₁P_N    (6)式中，P_G.min为火电机组最小出力，单位为“MW”；λ₁为发电机组最小出力系数；P_N为火电机组的额定容量，单位为“MW”；②供暖期在供暖期，火电机组最小出力P_G.min，用公式(7)计算，P_G.min＝λ₁P_C+λ₂P_H    (7)式中，P_G.min为火电机组最小出力，单位为“MW”；λ₁为非供暖机组最小出力系数；λ₂为供暖机组的最小出力系数；P_C为非供暖机组的额定容量，单位为“MW”；P_H为供暖机组的额定容量，单位为“MW”；根据发电计划与火电机组的调峰深度确定λ₁、λ₂的数值，根据综合用水部门的要求确定水电机组强迫出力值，进而计算出可再生能源发电运行可行域；3)制定可再生能源发电调度策略的基本原则在制定可再生能源发电调度策略时，总应满足各时刻负荷与多种异质能源发电之间出力平衡，也应满足自身的约束，具体见步骤3)的子步骤①和子步骤②，①等式约束的计算等式约束，即出力平衡约束，用公式(8)计算，P_L(t)＝P_G(t)+P_H(t)+P_ESS(t)+P_W(t)+P_V(t)    (8)式中，P_L(t)为t时刻系统负荷，单位为“MW”；P_G(t)为t时刻火电机组出力，单位为“MW”；P_H(t)为t时刻水电机组出力，单位为“MW”；P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；P_W(t)为t时刻风电出力，单位为“MW”；P_V(t)为t时刻光伏出力，单位为“MW”；由可再生能源发电运行可行域可知，公式(8)可转换为公式(9)，P_limit(t)＝ΔP_G(t)+ΔP_H(t)+P_W(t)+P_V(t)+P_ESS(t)    (9)式中，P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；ΔP_G(t)为t 时刻火电机组的可调节出力，单位为“MW”；ΔP_H(t)为t时刻水电机组的可调节出力，单位为“MW”；P_W(t)为t时刻风电出力，单位为“MW”；P_V(t)为t时刻光伏出力，单位为“MW”；P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；②不等式约束的计算水电机组不等式约束，用公式(10)计算，P_H.min(t)+ΔP_H(t)≤P_H.max(t)    (10)式中，P_H.min(t)为t时刻水电机组强迫出力，单位为“MW”；ΔP_H(t)为t时刻水电机组的可调节出力，单位为“MW”；P_H.max(t)为t时刻水电机组最大出力，单位为“MW”；火电机组不等式约束，用公式(11)计算，P_G.min(t)+ΔP_G(t)≤P_G.max(t)    (11)式中，P_G.min(t)为t时刻火电机组最小出力，单位为“MW”；ΔP_G(t)为t时刻火电机组的可调节出力，单位为“MW”；P_G.max(t)为t时刻火电机组最大出力，单位为“MW”；储能功率满足的不等式约束，用公式(12)计算，0≤P_ESS(t)≤P_M    (12)式中，P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；P_M为储能设备的额定功率，单位为“MW”；储能容量满足的不等式约束，用公式(13)计算，0≤E_ESS≤E_M    (13)式中，E_ESS为储能所用充放电容量，单位为“MW·h”；E_M为储能设备的额定容量，单位为“MW·h”；风光水火储联合系统调度策略分步骤4)和步骤5)两种情况分别制定；4)风电光伏总出力小于负荷实际需求时的可再生能源发电调度策略在此情况下，风电、光伏皆按其最大出力发电，未有弃风、弃光现象，此时出力平衡，用公式(14)计算，P_limit(t)＝ΔP_G(t)+ΔP_H(t)+P_W.max(t)+P_V.max(t)+P_ESS(t)    (14)式中，P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；ΔP_G(t)为t时刻火电机组的可调节出力，单位为“MW”；ΔP_H(t)为t时刻水电机组的可调节出力，单位为“MW”；P_W.max(t)为t时刻风电最大出力，单位为“MW”；P_V.max(t)为t时刻光伏最大出力，单位为“MW”；P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；但因风电光伏总出力小于负荷实际需求，需寻求其他能源补偿风电光伏发电的不足，因意在减少弃风弃光弃水量，则优先调度水电机组，根据可再生能源发电运行可行域及用水计划，制定水电机组的调度策略，水电投入后又分为两种情况，①水电机组投入后能够满足负荷需求此时水电机组出力，用公式(15)计算，ΔP_H(t)＝P_limit(t)‑P_W.max(t)‑P_V.max(t)    (15)式中，ΔP_H(t)为水电机组的可调节出力，单位为“MW”；P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；P_W.max(t)为t时刻风电最大出力，单位为“MW”；P_V._max(t)为t时刻光伏最大出力，单位为“MW”；②水电机组投入之后不满足负荷需求此时风光水皆按其最大出力发电，剩余负荷由火电机组和储能根据其运行成本进行补偿，用公式(16)计算，P_limit(t)＝ΔP_G(t)+P_H.max(t)+P_W.max(t)+P_V.max(t)+P_ESS(t)    (16)式中，P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；ΔP_G(t)为t时刻火电机组可调节出力，单位为“MW”；P_W.max(t)为t时刻风电最大出力，单位为“MW”；P_V._max(t)为t时刻光伏最大出力，单位为“MW”；P_H.max(t)为t时刻水电机组最大出力，单位为“MW”；P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；火电机组的运行成本，用公式(17)计算，式中：F₁表示火电机组运行成本，单位为“万元”；t＝1，2，…，T，T为调度时段；N_G表示火电机组总台数，单位为“台”；i表示单台火电机组；f_i表示火电机组i的运行成本，单位为“万元”；P_Gi(t)表示t时刻火电机组i的出力，单位为“MW”；S_i(t)表示t时刻火电机组i的开机成本，单位为“万元”；U_i(t)及U_i(t‑1)分别表示火电机组i的当前时刻t与前一时刻t‑1的起停状态，若机组为开机状态U_i(t)＝1，反之U_i(t)＝0；其中，火电机组i的运行成本，用公式(18)计算，f_i(P_Gi(t))＝bP_Gi(t)S_coal/60     (18)式中，f_i表示火电机组i的运行成本，单位为“万元”；P_Gi(t)表示t时刻火电机组i的出力，单位为“MW”；b为火电机组单位供电煤耗，单位为“吨/MW·h”；S_coal为当季的煤炭价格，单位为“万元/吨”；考虑寿命减损的储能成本，对循环寿命和放电深度DOD的实测数据进行e指数拟合，用公式(19)计算，C＝35321e^{(‑3.771DOD)}+3818e^{(‑0.7865DOD)}    (19)式中，C为储能的循环寿命，单位为“次”；DOD为储能的放电深度，是个百分数；在额定放电深度下，储能寿命周期内吞吐电量，用公式(20)计算，E_N＝C_NDOD_NE_M    (20)式中，E_N为在额定放电深度下储能寿命周期内的吞吐电量，单位为“MW·h”；E_M为储能额定容量，单位为“MW·h”；C_N为储能在额定放电深度下的循环寿命，单位为“次”；DOD_N为额定放电深度；借助折算系数，将实际吞吐电量折算至额定放电深度下的等效吞吐电量，即为寿命损耗，在放电深度为DOD_a时，折算系数λ_DODa用公式(21)计算，式中，λ_DODa为折算系数；C_N为储能设备在额定放电深度下的循环寿命，单位为“次”；C_a为储能在放电深度为DOD_a时的循环寿命，单位为“次”；储能从SOC_(1‑DODa)到SOC_(1‑DODb)之间充/放电一次所折算到额定放电深度下的等效吞吐电量，用公式(22)计算，SOC是储能设备的荷电状态，式中，E_ab为储能从SOC_(1‑DODa)到SOC_(1‑DODb)之间充/放电一次所折算到额定放电深度下的等效吞吐电量，单位为“MW·h”；储能工作在充电状态时，u_ab为1；储能工作在放电状态时，u_ab为‑1；η为储能的充放电效率；E_an为储能在SOC_100％到SOC_(1‑DODa)之间的吞吐量，单位为“MW·h”；E_bn为储能在SOC_100％到SOC_(1‑DODb)之间的吞吐量，单位为“MW·h”；λ_DODa为在放电深度为DOD_a时的折算系数；λ_DODb为在放电深度为DOD_b时的折算系数；储能每次充放电等效成本为F₂，用公式(23)计算，式中，F₂为储能每次充放电等效成本，单位为“万元”；t＝1，2，…，T，T为调度时段；E_ab为储能从SOC_(1‑DODa)到SOC_(1‑DODb)之间充/放电一次所折算到额定放电深度下的等效吞吐电量，单位为“MW·h”；E_N为在额定放电深度下储能寿命周期内的吞吐电量，单位为“MW·h”；λ_P为储能单位功率建设成本，单位为“万元/MW”；P_M为储能额定功率，单位为“MW”；λ_E为储能单位容量建设成本，单位为“万元/MW·h”；E_M为储能额定容量，单位为“MW·h”；以实现调度周期内火电机组和储能的运行成本最小为目标，制定火电机组及储能的调度策略，其目标函数，用公式(24)计算，min F＝F₁+F₂    (24)式中，F为火电机组和储能的运行总成本，单位为“万元”；F₁为调度周期内火电机组运行成本，单位为“万元”；F₂为调度周期内考虑电池寿命的储能运行成本，单位为“万元”；火电机组及储能的经济调度模型的约束条件如下，火电机组上爬坡约束，用公式(25)计算，P_Gi,t+1‑P_Gi,t≤P_Gi.up    (25)式中，P_Gi,t为第i台火电机组t时刻出力，单位为“MW”；P_Gi,t+1为第i台火电机组t时刻出力，单位为“MW”；P_Gi,up为第i台火电机组在一个时间段内能够调节的出力，单位为“MW”；火电机组下爬坡约束，用公式(26)计算，P_Gi,t‑P_Gi,t+1≤P_Gi.up    (26)式中，P_Gi,t为第i台火电机组t时刻出力，单位为“MW”；P_Gi,t+1为第i台火电机组t时刻出力，单位为“MW”；P_Gi,up为第i台火电机组在一个时间段内能够调节的出力，单位为“MW”；5)风电光伏总出力大于负荷实际需求时可再生能源发电调度策略，在此种情况下，应采用储能进行调控，用公式(27)计算，P_limit(t)+P_ESS(t)＝P_W(t)+P_v(t)    (27)式中，P_limit(t)为t时刻可再生能源发电运行可行域的上限，单位为“MW”；P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；P_W(t)为t时刻风电出力，单位为“MW”；P_V(t)为t时刻光伏出力，单位为“MW”；当储能充电电量小于储能额定容量时，储能的充电功率，用公式(28)计算，式中，P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；P_M为储能额定功率，单位为“MW”；P_YX(t)为t时刻可再生能源出力超出可接纳可再生能源极值的多寡，单位为“MW”；储能充电电量大于储能额定容量时，储能的充电功率，用公式(29)计算，P_ESS(t)＝0    (29)式中，P_ESS(t)为t时刻储能充放电功率，单位为“MW”；当储能发挥其最大调节作用后，风电光伏总出力仍超出其接纳范围，则按负荷实际需求，按风电、光伏装机比例调整风电/光伏出力；6)利用粒子群算法，求解出风光水火储联合系统的多能互补协调发电调度策略，以调度周期内火电机组和储能的总运行成本最小为目标，用粒子群算法求解公式(24)所示的目标函数，求出能够实现调度周期内火电机组和储能的总运行成本最小的火电机组出力及储能出力，进而得到风光水火储联合系统的多能互补协调发电调度策略。