同步优化容许区间与期望发电成本的风电鲁棒估计法

发布时间：2021-07-22 09:28

　　现有的风电鲁棒区间调度模型往往以最小化基态发电成本和最大化风电利用作为目标,难以考虑在实际调度过程中对发电成本的优化。针对上述问题,文中提出了一种同步优化风电容许区间和机组期望发电成本的方法,基于Nataf逆变换的三点估计法,在保证风电容许区间最大化的同时,将应对风电波动的发电成本期望值作为经济目标,以反映实际发电成本的最小化。为提高风电消纳能力,将机组的风电承担系数作为变量,并对因此引入的非线性项进行松弛处理。而对于期望发电成本作为目标所引入的非凸性,则采用一种凸-凹过程进行迭代处理,以确保方法的准确性。最后,通过校正模型在修改的IEEE 118节点系统上进行蒙特卡洛模拟,验证了所提方法的有效性。 

【文章来源】：电力系统自动化. 2020,44(08)北大核心EICSCD

【文章页数】：9 页

【部分图文】：

风电出力情况

由图2至图4可知，相比于鲁棒区间调度，确定性调度由于没有考虑AGC机组追踪风电波动的过程，且非AGC机组的发电成本较低，因而系统没有给AGC机组预留合理的向上和向下备用以应对风电波动，导致其非AGC机组的基态出力偏高，因而压低AGC机组的基态出力，无法完全满足系统追踪风电波动的需求。同时，由于确定性调度没有优化AGC机组追踪风电波动的承担系数，在校正模型中固定承担系数的值将进一步限制系统的调节能力，进而在实际调度过程中产生更多的弃风甚至切负荷。由表1可知，虽然确定性调度的发电成本优化值和实际期望值比另外2种方法小，但传统的鲁棒区间调度法和本文方法在实际调度过程中均不发生弃负荷，且弃风量的平均值和最大值均比确定性调度小。图3 传统鲁棒区间调度的机组出力

图2 确定性调度的机组出力由图3和图4可知，相比于传统鲁棒区间调度，本文方法将追踪负波动的备用容量大部分转移给成本较低的AGC机组，由此可知本文方法优化了在实际调度中“成本较低的AGC机组向上调节多”的过程；由于成本较高的AGC机组在基态下保持最小出力，追踪正波动的备用容量由成本较低的AGC机组所承担，进一步将4台成本较低的AGC机组的基态出力及鲁棒下限记录于图5，而4台成本较低的AGC机组的发电成本关系为：12号机组>28号机组>8号机组=29号机组，因此由图5可知，相比于传统鲁棒区间调度，本文方法趋向于将追踪正波动的备用容量转移给4台AGC机组中成本较高的12号和28号机组，即本文方法优化了在实际调度中“成本较高的AGC机组向下调节多”的过程。

【参考文献】：
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本文编号：3296892