一种风光火储协调优化运行方法技术

一种风光火储协调优化运行方法，首先获得火电机组、背压式热电联产机组及抽汽式热电联产机组开机状态序列，其次获得风电机组及光伏机组可用功率序列，然后以电力系统运行成本最小为目标，考虑电力系统实时功率平衡约束、机组功率约束、火电机组爬坡约束、热电联产机组供热约束、抽水蓄能电站约束及电力系统备用约束，建立风光火储协调运行模型，最后，对不同模拟时段内电力系统状态求解风光火储协调运行模型，得到机组功率安排；若模型不存在可行解，则引入弃风功率及弃光功率，对风光火储协调运行模型修改后再进行求解；本发明专利技术实现以电力系统运行成本最小的风光火储协调优化运行，能够为电力系统运行和调度提供指导。

【技术实现步骤摘要】
一种风光火储协调优化运行方法
本专利技术属于电力系统新能源消纳领域，尤其是含多类型电源的电力系统新能源消纳问题，具体涉及一种风光火储协调优化运行方法。
技术介绍
近年来，新能源发电发展迅速，新能源装机容量在系统中所占比重不断增大。但由于新能源发电具有波动性、随机性和间歇性的特点，新能源大规模并网给系统调节能力带来巨大挑战，造成火电机组频繁启停和弃风、弃光等问题。抽水蓄能机组作为一种储能设备，在系统削峰填谷、调频和黑启动方面发挥着重要作用，抽水蓄能机组与风力发电联合运行，已成为电力系统中解决新能源消纳问题重要的策略之一。在我国北方地区，冬季供暖期热电联产机组“以热定电”的运行限制了机组的调峰能力，为新能源消纳带来问题。目前多电源并存的协调运行模型未考虑热电联产机组给电力系统带来的限制，而且现有的电力系统多源协调运行研究大多仅考虑风电机组与抽水蓄能电站协调运行，随着光伏电站装机容量的不断增大，光伏发电量在总发电量中所占的比重不断提高，因此有必要研究风电场、光伏电站、火电厂和抽水蓄能电站协调运行的电力系统运行方式。
技术实现思路
针对电力系统现有多电源协调运行方法的不足，本专利技术的目的在于提出一种风光火储协调优化运行方法，本专利技术针对含风电、光伏、抽水蓄能、常规火电和热电的多电源电力系统，考虑抽水蓄能电站的运行特性、热电联产机组的热电耦合关系及风电和光伏的消纳情况，对火电机组功率、背压式热电联产机组供电功率及供热功率、抽汽式热电联产机组供电功率及供热功率、抽水蓄能电站抽水功率或发电功率进行安排，实现以电力系统运行成本最小的风光火储协调优化运行，能够为电力系统运行和调度提供指导。为了达到上述目的，本专利技术采用如下技术方案：一种风光火储协调优化运行方法，包括以下步骤：1)输入原始数据，包括电力系统电负荷数据、热负荷数据、火电机组强迫停运率及平均修复时间、背压式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、抽汽式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、历史风速数据及历史太阳辐照度数据；定义最大模拟周期数Dmax和一个模拟周期内最大模拟时段数Tmax，且设定模拟周期D＝1，模拟时段T＝1；2)基于状态持续时间采样法获得模拟周期D内火电机组开机状态序列、背压式热电联产机组开机状态序列及抽汽式热电联产机组开机状态序列；3)基于逆变换法获得模拟周期D内风电机组可用功率序列及光伏机组可用功率序列；4)获取模拟周期D的模拟时段T内的电力系统状态，包括电负荷数据、热负荷数据、火电机组开机状态、背压式热电联产机组开机状态及抽汽式热电联产机组开机状态、风电机组可用功率及光伏机组可用功率；5)对步骤4)中的电力系统状态求解风光火储协调运行模型，若模型存在可行解，则说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统能够完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤8)；若模型不存在可行解，说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统不能完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤6)；风光火储协调运行模型由目标函数和约束条件组成，具体模型为：5.1)目标函数风光火储协调运行模型的目标函数为模拟周期D内电力系统运行成本最小，电力系统运行成本包括火电机组运行成本、背压式热电联产机组运行成本、抽汽式热电联产机组运行成本及抽水蓄能机组运行成本，具体为：火电机组i在模拟时段T内的运行成本为：背压式热电联产机组m在模拟时段T内的运行成本为：抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的运行成本为：抽水蓄能电站运行成本为：式中：Nth为火电机组数，为背压式热电联产机组数，为抽汽式热电联产机组数，Np为抽水蓄能电站数，为火电机组i在模拟时段T内的功率，为背压式热电联产机组m在模拟时段T内的供电功率，为抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的供电功率，为抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的供热功率，ai,bi和ci为火电机组耗量特性参数，为背压式热电联产机组耗量特性参数，为抽汽式热电联产机组耗量特性参数，为抽水蓄能电站u启机一次的成本，为抽水蓄能电站u停机一次的成本，为抽水蓄能电站u在模拟时段T内的抽水运行状态指示变量，为抽水蓄能电站u在模拟时段T+1内的发电运行状态指示变量，当抽水蓄能电站u在模拟时段T内处于抽水运行状态时，值为1，值为0；当抽水蓄能机组电站u在模拟时段T内处于发电运行状态时，值为1，值为0；；5.2)约束条件风光火储协调运行模型的约束条件包括电力系统实时功率平衡约束、机组功率约束、火电机组爬坡约束、热电联产机组供热约束、抽水蓄能电站约束及电力系统备用约束，具体为：5.2.1)电力系统实时功率平衡约束电力系统实时功率平衡约束包括实时电功率平衡约束和实时热功率平衡约束；；实时电功率平衡约束为：实时热功率平衡约束为：式中：为抽水蓄能电站u在模拟时段T内的抽水功率或发电功率，为风电机组j在模拟时段T内的可用功率，为光伏机组k在模拟时段T内的可用功率，PL,T为电力系统在模拟时段T内的电负荷，HL,T为电力系统在模拟时段T内的热负荷，Nw为风电机组数，Ns为光伏机组数，为背压式热电联产机组m在模拟时段T内的供热功率；5.2.2)机组功率约束机组功率约束包括火电机组功率约束、背压式热电联产机组供电功率约束、抽汽式热电联产机组供电功率约束、抽汽式热电联产机组供热功率约束及抽水蓄能电站功率约束；火电机组功率约束为：背压式热电联产机组供电功率约束为：抽汽式热电联产机组供电功率约束为：抽汽式热电联产机组供热功率约束为：抽水蓄能电站功率约束为：式中：为火电机组i的最小功率，为火电机组i的最大功率，为背压式热电联产机组m的最小供电功率，为背压式热电联产机组m的最大供电功率，为抽汽式热电联产机组n的最小供电功率，为抽汽式热电联产机组n的最大供电功率，Hnmin为抽汽式热电联产机组n的最小供热功率，Hnmax为抽汽式热电联产机组n的最大供热功率，为抽水蓄能电站u的最小抽水功率，为抽水蓄能电站u的最大抽水功率，为抽水蓄能电站u的最小发电功率，为抽水蓄能电站u的最大发电功率；5.2.3)火电机组爬坡约束式中：Rup,i为火电机组i的向上爬坡率，Rdown,i为火电机组i的向下爬坡率，Δt为每个模拟时段步长；5.2.4)热电联产机组供热约束热电联产机组供热约束包括背压式热电联产机组供热约束和抽汽式热电联产机组供热约束；背压式热电联产机组m的供热约束为线性等式约束，具体为：抽汽式热电联产机组n的供热约束为线性不等式约束，具体为：式中：和分别为背压式热电联产机组电/热线性关系参数，由背压式热电联产机组m的运行工况图确定，及分别为抽汽式热电联产机组电/热线性关系参数，由抽汽式热电联产机组n的运行工况图确定；5.2.5)抽水蓄能电站约束抽水蓄能电站约束包括上水库库容约束、抽水蓄能电站能量守恒约束、抽水蓄能电站末状态约束及经济性约束；上水库库容约束为：式中：Eumin为抽水蓄能电站u的上水库最小储能，Eumax为抽水蓄能电站u的上水库最大储能，为抽水蓄能电站u在模拟时段T结束时的上水库储能，计算公式为：式中：Eu,0为抽水蓄能电站u上水库的初始储能，为抽水蓄能电站u在抽水运行状态下的能量转换效率，为抽水蓄能电站u在发电运行状态下的能量转换效率；抽水蓄能电站能量守恒约束为：抽水蓄能电站末状态约束为：经济性约束本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种风光火储协调优化运行方法，其特征在于，包括以下步骤:1)输入原始数据，包括电力系统电负荷数据、热负荷数据、火电机组强迫停运率及平均修复时间、背压式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、抽汽式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、历史风速数据及历史太阳辐照度数据；定义最大模拟周期数Dmax和一个模拟周期内最大模拟时段数Tmax，且设定模拟周期D＝1，模拟时段T＝1；2)基于状态持续时间采样法获得模拟周期D内火电机组开机状态序列、背压式热电联产机组开机状态序列及抽汽式热电联产机组开机状态序列；3)基于逆变换法获得模拟周期D内风电机组可用功率序列及光伏机组可用功率序列；4)获取模拟周期D的模拟时段T内的电力系统状态，包括电负荷数据、热负荷数据、火电机组开机状态、背压式热电联产机组开机状态及抽汽式热电联产机组开机状态、风电机组可用功率及光伏机组可用功率；5)对步骤4)中的电力系统状态求解风光火储协调运行模型，若模型存在可行解，则说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统能够完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤8)；若模型不存在可行解，说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统不能完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤6)；风光火储协调运行模型由目标函数和约束条件组成，具体模型为：5.1)目标函数风光火储协调运行模型的目标函数为模拟周期D内电力系统运行成本最小，电力系统运行成本包括火电机组运行成本、背压式热电联产机组运行成本、抽汽式热电联产机组运行成本及抽水蓄能机组运行成本，具体为：...

【技术特征摘要】
1.一种风光火储协调优化运行方法，其特征在于，包括以下步骤:1)输入原始数据，包括电力系统电负荷数据、热负荷数据、火电机组强迫停运率及平均修复时间、背压式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、抽汽式热电联产机组强迫停运率及平均修复时间、历史风速数据及历史太阳辐照度数据；定义最大模拟周期数Dmax和一个模拟周期内最大模拟时段数Tmax，且设定模拟周期D＝1，模拟时段T＝1；2)基于状态持续时间采样法获得模拟周期D内火电机组开机状态序列、背压式热电联产机组开机状态序列及抽汽式热电联产机组开机状态序列；3)基于逆变换法获得模拟周期D内风电机组可用功率序列及光伏机组可用功率序列；4)获取模拟周期D的模拟时段T内的电力系统状态，包括电负荷数据、热负荷数据、火电机组开机状态、背压式热电联产机组开机状态及抽汽式热电联产机组开机状态、风电机组可用功率及光伏机组可用功率；5)对步骤4)中的电力系统状态求解风光火储协调运行模型，若模型存在可行解，则说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统能够完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤8)；若模型不存在可行解，说明模拟周期D的模拟时段T内电力系统不能完全消纳风电机组可用功率及光伏机组可用功率，进入步骤6)；风光火储协调运行模型由目标函数和约束条件组成，具体模型为：5.1)目标函数风光火储协调运行模型的目标函数为模拟周期D内电力系统运行成本最小，电力系统运行成本包括火电机组运行成本、背压式热电联产机组运行成本、抽汽式热电联产机组运行成本及抽水蓄能机组运行成本，具体为：火电机组i在模拟时段T内的运行成本为：背压式热电联产机组m在模拟时段T内的运行成本为：抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的运行成本为：抽水蓄能电站运行成本为：式中：Nth为火电机组数，为背压式热电联产机组数，为抽汽式热电联产机组数，Np为抽水蓄能电站数，为火电机组i在模拟时段T内的功率，为背压式热电联产机组m在模拟时段T内的供电功率，为抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的供电功率，为抽汽式热电联产机组n在模拟时段T内的供热功率，ai,bi和ci为火电机组耗量特性参数，为背压式热电联产机组耗量特性参数，为抽汽式热电联产机组耗量特性参数，为抽水蓄能电站u启机一次的成本，为抽水蓄能电站u停机一次的成本，为抽水蓄能电站u在模拟时段T内的抽水运行状态指示变量，为抽水蓄能电站u在模拟时段T+1内的发电运行状态指示变量，当抽水蓄能电站u在模拟时段T内处于抽水运行状态时，值为1，值为0；当抽水蓄能机组电站u在模拟时段T内处于发电运行状态时，值为1，值为0；5.2)约束条件风光火储协调运行模型的约束条件包括电力系统实时功率平衡约束、机组功率约束、火电机组爬坡约束、热电联产机组供热约束、抽水蓄能电站约束及电力系统备用约束，具体为：5.2.1)电力系统实时功率平衡约束电力系统实时功率平衡约束包括实时电功率平衡约束和实时热功率平衡约束；实时电功率平衡约束为：实时热功率平衡约束为：式中：为抽水蓄能电站u在模拟时段T内的抽水功率或发电功率，为风电机组j在模拟时段T内的可用功率，为光伏机组k在模拟时段T内的可用功率，PL,T为电力系统在模拟时段T内的电负荷，HL,T为电力系统在模拟时段T内的热负荷，Nw为风电机组数，Ns为光伏机组数，为背压式热电联产机组m在模拟时段T内的供热功率；5.2.2)机组功率约束机组功率约束包括火电机组功率约束、背压式热电联产机组供电功率约束、抽汽式热电联产机组供电功率约束、抽汽式热电联产机组供热功率约束及抽水蓄能电站功率约束；火电机组功率约束为：背压式热电联产机组供电功率约束为：抽汽式热电联产机组供电功率约束为：抽汽式热电联产机组供热功率约束为：抽水蓄能电站功率约束为：式中：为火电机组i的最小功率，为火电机组i的最大功率，为背压式热电联产机组m的最小供电功率，为背压式热电联产机组m的最大供电功率，为抽汽式热电联产机组n的最小供电功率，为抽汽式热电联产机组n的最大供电功率，Hnmin为抽汽式热电联产机组n的最小供热功率，Hnmax为抽汽式热电联产机组n的最大供热功率，为抽水蓄能电站u的最小抽水功率，为抽水蓄能电站u的最大抽水功率，为抽水蓄能电站u的最小发电功率，为抽水蓄能电站u的最大发电功率；5.2.3)火电机组爬坡约束式中：Rup,i为火电机组i的向上爬坡率，Rdown,i为火电机组i的向下爬坡率，Δt为每个模拟时段步长；5.2.4)热电联产机组供热约束热电联产机组供热约束包括背压式热电联产机组供热约束和抽汽式热电联产机组供热约束；背压式热电联产机组m的供热约束为线性等式约束，具体为：抽汽式热电联产机组n的供热约束为线性不等式约束，具体为：式中：和分别为背压式热电联产机组电/热线性关系参数，由背压式热电联产机组m的运行工况图确定，及分别为抽汽式热电联产机组电/热线性关系参数，由抽汽式热电联产机组n的运行工况图确定；5.2.5)抽水蓄能电站约束抽水蓄能电站约束包括上水库库容约束、抽水蓄能电站能量守恒约束、抽水蓄能电站末状态约束及经济性约束；上水库库容约束为：式中：Eumin为抽水蓄能电站u的上水库最小储能，Eumax为抽水蓄能电站u的上水库最大储能，为抽水蓄能电站u在模拟时段T结束时的上水库储能，计算公式为：式中：Eu,0为抽水蓄能电站u上水库的初始储能，为抽水蓄能电站u在抽水运行状态下的能量转换效率，为抽水蓄能电站u在发电运行状态下的能量转换效率；抽水蓄能电站能量守恒约束为：抽水蓄能电站末状态约束为：经济性约束为：且v≠w5.2.6)系统备用约束式中：R为电力系统备用容量；6)引入风电机组弃风功率及光伏机组弃光功率，对步骤5)中的风光火储协调运行模型进行修改；6.1)修改步骤5.1)中的目标函数，修改后的风光火储协调运行模型的目标函数为：式中：为弃风惩罚系数，为弃光惩罚系数，为风电机组j在模拟时段T内的弃风功率，为光伏机组k在模拟时段T内的弃光功率；6.2)在步骤5.2)约束条件的基础上增加风电机组弃风功率约束与光伏机组弃光功率约束；风电机组j弃风功率约束为：光伏机组k弃光功率约束为：6.3)在步骤5.2)约束条件的基础上增加风电机组可用功率、风电机组实际消纳功率与风电机组弃风功率之间的关系约束及光伏机组可用功率、光伏机组实际消纳功率与光伏机组弃光功率之间的关系约束；风电机组j可用功率、风电机组j实际消纳功率与风电机组j弃风功率之间的关系约束为：光伏机组k可用功率、光伏机组k实际消纳功率与光伏机组k弃光功率之间的关系约束为：其中：为模拟时段T内风电机组j实际消纳功率，为模拟时段T内光伏机组k实际消纳功率；6.4)修改步骤5.2.1)中电力系统实时电功率平衡约束，修改后的电力系统实时电功率平衡约束为：7)对步骤4)中的电力系统状态求解步骤6)中修改后的风光火储协调运行模型，得到火电机组功率、背压式热电联产机组供电功率及供热功率、抽汽式热电联产机组供电功率及供热功率、抽水蓄能机组抽水功率或发电功率、风电机组实际消纳功率及光伏机组实际消纳功率；8)统计模拟周期D的模拟时段T内火电机组功率、背压式热电联产机组供电功率及供热功率、抽汽式热电联产机组供电功率及...

【专利技术属性】
技术研发人员：别朝红，赵子嫣，王灿，潘超琼，王金浩，
申请(专利权)人：西安交通大学，
类型：发明
国别省市：陕西,61