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风电的大力发展促进了我国能源结构的优化和电力系统的节能减排。大规模风电接入电力系统增加了电力系统运行的不确定因素。风电功率的不确定性和可预测性差的特点给以负荷预测为基础的传统有功优化调度带来挑战。本文从风电功率不确定性对系统有功调度的影响入手,深入分析了风电并网系统中有功调度的主要瓶颈,并在此基础上研究了系统调峰能力、不同时间尺度下的有功优化调度模型和方法等问题。应用最大熵原理量化分析了风电功率的不确定性,从系统有功调度层面揭示制约风电接纳能力的主要瓶颈,并将系统调峰能力评估引入到多时间尺度有功调度框架中。以东北某风电场实际历史数据为研究对象,通过最大熵值计算量化风电功率的不确定性,将风电功率日输出特性与典型日负荷曲线进行对比,分析了风电功率的反调峰特性对系统调峰影响的机理,指出系统负荷低谷时段向下调峰容量匮乏和机组调节响应能力不足是影响系统接纳风电的主要瓶颈,并从日前有功调度的角度分析了风电功率不确定性对系统调度成本的影响。利用风电功率按时间尺度缩小其预测精度提高的特点,设计了多级、多时间尺度的有功优化调度整体框架,该框架针对大规模风电接入系统条件下的系统调峰能力计算分析、日前有功调度、以及日前与实时两调度级的协调等问题,给出较为清晰的技术路线。研究了评估系统调峰能力的静态模型和动态模型,提出了一种计及风电功率波动极端场景的调峰能力分析方法。在分析风电波动对调峰影响极端场景的基础上,综合考虑调峰容量和机组调节速率对系统调峰能力的影响,提出了一种风电并网系统调峰能力的计算模型及求解方法。本文所提的0-1整数规划模型以研究周期内的负荷低谷时段系统下调空间最大为目标,计及常规机组的最小停运时间、最小运行时间以及爬坡速率等约束,并考虑了风电波动影响的极端场景。通过求解所提优化模型,可得到研究周期内某一风电波动范围的系统调峰极限,以及相应的机组启停方案。模型的计算结果可为风电并网系统的日前调度提供必要的参考信息。分析了风电功率不确定性引起的系统调度成本,建立了风电功率不确定机会成本模型,并将其引入到日前有功优化调度决策中。在已有的风电功率输出特性统计分析以及风电功率预测误差分析基础上,利用最大熵原理估计风电功率概率密度函数,建立了反映风电功率不确定性的机会成本模型;通过风电功率概率分布的离散化处理将风电成本模型引入日前机组组合模型的目标函数中,进而建立了风电并网系统日前有功优化调度的0-1混合整数规划模型。与传统的风电并网系统有功调度方法不同,所提模型和方法将风电计划功率作为决策变量加以考虑,风电并网功率的多少取决于系统运行的相关技术约束及风电功率不确定性引起的机会成本。为实现多时间尺度相协调的有功调度,借鉴模型预测控制理论方法,构建了能够满足风电完全接纳和弃风最小两种目标要求的日内超短期有功调度模型。结合模型预测控制方法,按“逐级细化,多级协调”原则,构建了日内超短期调度的结构框架;针对风电功率波动大小对系统调控经济性和安全性影响程度的差异,建立了完全接纳风电和弃风最小两种滚动优化模型;本文所提的日内超短期有功优化调度策略综合考虑了系统运行的经济性和安全性,通过求解前瞻时间内的多时段优化问题,为实时调度提供初始策略,并以实际调度结果和新的预测信息作为反馈信息进行滚动优化。该策略将日前调度时间尺度和实时调度时间尺度的信息联系起来,可有效适应预测信息波动等扰动因素对系统调度的影响。