用于风电场-自备电厂的优化调度方法与流程

本发明属于电网调度领域，具体涉及一种用于风电场-自备电厂的优化调度方法。
背景技术：
：随着经济技术的发展和人们生活水平的提高，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。而随着环境问题的日益加剧，风电等清洁能源也得到了长足的发展。近年来，因风电的“反调峰”和“随机”等特性，电网调峰容量不足，弃风现象常有发生，从而造成了清洁能源的浪费。此外，占全国火电总装机容量比重高达13％的燃煤自备电厂，其装机容量小，响应速度快，具有一定的调控能力，但目前并未充分发挥其参与电网调控的潜能。同时，自备电厂对冲了较大部分工业负荷的容量，进而又减少了风电等新能源的发电上网空间。因此，国家已经将自备电厂纳入了电网调度的范围。因此，充分发挥自备电厂容量小、灵活、分布广泛的优势，让自备电厂积极参与电网调峰和清洁能源消纳等辅助服务，将具有重大意义。但是，目前尚未有针对风电场-热电联产自备电厂之间的优化调度方法，这使得目前自备电厂尚未完全发挥其调度能力，也间接造成了风力资源的浪费。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种可靠性高、准确性好且效果较好的用于风电场-自备电厂的优化调度方法。本发明提供的这种用于风电场-自备电厂的优化调度方法，包括如下步骤：s1.获取风电场及自备电厂的运行参数；s2.构建风电场-自备电厂优化调度模型；s3.构建风电场-自备电厂优化调度模型的约束条件；s4.在步骤s3得到的约束条件下，对步骤s2构建的模型进行求解，从而得到用于风电场-自备电厂的优化调度方法。步骤s2所述的构建风电场-自备电厂优化调度模型，具体为采用如下算式作为优化模型：minl＝lg lf lc lw式中l为自备电厂运行成本；lg为自备电厂热电机组煤耗成本，且t为计量周期，n1为自备电厂的机组台数，ai、bi和ci均为自备电厂机组的耗能函数系数，pchpi,t为t时刻第i台机组的电功率，βchpi为机组热出力等效为电出力的等效系数，hchpi,t为t时刻第i台机组的热功率；lf为机组发电国家征收的基金与附加费补贴费用，且cfj为自备电厂单位发电量需要交的基金费用和附加费用补贴；lc为碳排放成本，且kc为碳交易价格，ξ为单位电量对应的co2排放量，ef为免费享有的碳排放额度；lw为风电消纳成本，且cw,t为风电厂向自备电厂企业供电单价，cex,t为t时刻自备电厂转让发电权的单价，pw,t为t时刻风电厂供给自备电厂的电功率。步骤s3所述的构建风电场-自备电厂优化调度模型的约束条件，具体为采用如下规则构建约束条件：r1.采用如下算式作为功率平衡约束：式中pl,t为自备电厂在t时刻的电负荷；n2为自备电厂的电加热装置的台数；pehi,t为第i台电加热装置在t时段的输入电功率；qehi,t为第i台电加热装置在t时段的制热功率；hl,t为t时刻系统中自备电厂的热负荷；r2.采用如下算式作为参与发电权交易的风电功率上下限约束：式中为自备电厂的最大允许交易功率；为自备电厂在t时段内的用电功率的均值；为自备电厂在t时段内的机组的最小稳定功率；为自备电厂的最大允许交易功率；为弃风功率；min(a,b)为取a和b中的最小值函数；r3.采用如下算式作为自备电厂热电机组约束：pmin≤pchpi,t βchpihchpi,t≤pmax式中pmin为自备电厂机组的电热负荷之和的最小值；pmax为自备电厂机组的电热负荷之和的最大值；为机组热电比的最小值；为机组热电比的最大值；为机组在纯凝气工况下的最小电出力值；cv,i为当进气量一定且单位热出力变化时电出力随之变化的量；为常数，且数值等于背压曲线上热出力为零时对应的电出力值；cm,i为机组热电比；为机组在纯凝气工况下的最大电出力值；-dchpi,max为系统内第i台机组的爬坡率下限值；uchpi,max为系统内第i台机组的爬坡率上限值；r4.采用如下算式作为自备电厂的电加热装置约束：peh,min≤pehi,t≤peh,max式中peh,min为电加热装置的耗电功率下限值；peh,max为电加热装置的耗电功率上限值；-deh,max为电加热装置用电功率的下爬坡功率最大值；ueh,max为电加热装置用电功率的上爬坡功率最大值；r5.采用如下算式作为发电权交易价格约束：cw,t-cw0≥cex,t≥cw,t-cs0式中cw0为风电厂的单位发电变动成本；cs0为自备电厂的单位发电变动成本。本发明提供的这种用于风电场-自备电厂的优化调度方法，充分调度自备电厂参与短时间尺度内的风电消纳，并利用自备电厂电加热装置参与风电联合供热，从而促进了风电消纳，减少了弃风，降低了成本，而且可靠性高，准确性好，效果较好。附图说明图1为本发明方法的方法流程示意图。图2为本发明方法的实施例中风电厂预调度与价格曲线示意图。图3为本发明方法的实施例中情景1的电、热功率平衡示意图。图4为本发明方法的实施例中情景2的电、热功率平衡示意图。图5为本发明方法的实施例中情景3的电、热功率平衡示意图。具体实施方式如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种用于风电场-自备电厂的优化调度方法，包括如下步骤：s1.获取风电场及自备电厂的运行参数；s2.构建风电场-自备电厂优化调度模型；具体为采用如下算式作为优化模型：minl＝lg lf lc lw式中l为自备电厂运行成本；lg为自备电厂热电机组煤耗成本，且t为计量周期，n1为自备电厂的机组台数，ai、bi和ci均为自备电厂机组的耗能函数系数，pchpi,t为t时刻第i台机组的电功率，βchpi为机组热出力等效为电出力的等效系数，hchpi,t为t时刻第i台机组的热功率；lf为机组发电国家征收的基金与附加费补贴费用，且cfj为自备电厂单位发电量需要交的基金费用和附加费用补贴；lc为碳排放成本，且kc为碳交易价格，ξ为单位电量对应的co2排放量，ef为免费享有的碳排放额度；lw为风电消纳成本，且cw,t为风电厂向自备电厂企业供电单价，cex,t为t时刻自备电厂转让发电权的单价，pw,t为t时刻风电厂供给自备电厂的电功率；s3.构建风电场-自备电厂优化调度模型的约束条件；具体为采用如下规则构建约束条件：r1.采用如下算式作为功率平衡约束：式中pl,t为自备电厂在t时刻的电负荷；n2为自备电厂的电加热装置的台数；pehi,t为第i台电加热装置在t时段的输入电功率；qehi,t为第i台电加热装置在t时段的制热功率；hl,t为t时刻系统中自备电厂的热负荷；r2.采用如下算式作为参与发电权交易的风电功率上下限约束：式中为自备电厂的最大允许交易功率；为自备电厂在t时段内的用电功率的均值；为自备电厂在t时段内的机组的最小稳定功率；为自备电厂的最大允许交易功率；为弃风功率；min(a,b)为取a和b中的最小值函数；r3.采用如下算式作为自备电厂热电机组约束：pmin≤pchpi,t βchpihchpi,t≤pmax式中pmin为自备电厂机组的电热负荷之和的最小值；pmax为自备电厂机组的电热负荷之和的最大值；为机组热电比的最小值；为机组热电比的最大值；为机组在纯凝气工况下的最小电出力值；cv,i为当进气量一定且单位热出力变化时电出力随之变化的量；为常数，且数值等于背压曲线上热出力为零时对应的电出力值；cm,i为机组热电比；为机组在纯凝气工况下的最大电出力值；-dchpi,max为系统内第i台机组的爬坡率下限值；uchpi,max为系统内第i台机组的爬坡率上限值；r4.采用如下算式作为自备电厂的电加热装置约束：peh,min≤pehi,t≤peh,max式中peh,min为电加热装置的耗电功率下限值；peh,max为电加热装置的耗电功率上限值；-deh,max为电加热装置用电功率的下爬坡功率最大值；ueh,max为电加热装置用电功率的上爬坡功率最大值；r5.采用如下算式作为发电权交易价格约束：cw,t-cw0≥cex,t≥cw,t-cs0式中cw0为风电厂的单位发电变动成本；cs0为自备电厂的单位发电变动成本；s4.在步骤s3得到的约束条件下，对步骤s2构建的模型进行求解，从而得到用于风电场-自备电厂的优化调度方法。以下，结合具体实施例，对本发明方法进行进一步说明：考虑风电-自备电厂短时间尺度发电权交易及电加热装置对提高风电消纳能力、减少燃煤消耗以及降低自备电厂企业用能成本的有效性，通过仿真对不同运行情景下各设备出力情况、风电消纳量、耗煤量及运行成本分析对比。情景1：无短时间尺度发电权交易，无电加热装置；情景2：有短时间尺度发电权交易，无电加热装置；情景3：有短时间尺度发电权交易，有电加热装置。采用的算例参数如下：以某地区的风电厂和某个热电联产自备电厂为例，该风电厂与自备电厂之间实行短时间尺度发电权交易。其中风电装机容量为300mw，自备电厂总装机容量为160mw，机组台数n1＝2，电加热装置n2＝1，t取24小时。当地分时电价时段划分：选取1:00—6:00、23:00—24:00为用电低谷；选取9:00—11:00、19:00—22:00为用电高峰；其余为平时段。风电厂日前预测出力曲线与预上网曲线、风电价格曲线与发电权交易单价如图2所示。算例仿真结果分析：各情景风电消纳率：各情景下，自备电厂企业对风电厂预调度后剩余功率的消纳情况如表1所示。表1各个情景下自备电厂风电率消纳示意表情景123情景1231h00.4630.9997h010.9292h00.4181.0008h010.9063h00.4820.9989h-22h------4h00.5340.99623h00.7440.9895h00.5410.98724h00.5660.9766h00.5720.993平均值00.6320.977情景1中自备电厂没有与风电厂进行替代交易，自备电厂对风电消纳率为0；情景2中自备电厂与风电厂进行了替代交易，在风电厂预调度后，自备电厂对风电厂剩余功率的消纳率平均值为0.632；情景3中加入电加热装置供热后，解耦了自备电厂机组热电运行约束，对风电厂预调度后的剩余功率的消纳率平均值为0.977。通过对比可知，本发明所提方法可以有效的促进自备电厂企业参与电网调度，参与风电消纳，实现电能清洁替代。各情景运行成本：各情景下，自备电厂运行成本如表2所示。表2各个情景下自备电厂运行成本示意表由表2可知，在调度周期内，情景2、情景3相比于情景1：总成本分别降低了2.38％、7.40％；燃煤成本降低了2.49％、10.51％；风电厂收益增加40338元、66000元。在降低自备电厂运行成本的同时，减少了燃煤的消耗，增加了风电的上网空间，同时有效降低了成本。各情景电、热功率平衡：情景1.电、热功率平衡：在调度周期内，自备电厂未参与风电厂调度，自备电厂内部的电负荷、热负荷仅由自备电厂机组提供，如图3所示。结合表1、表2数据分析，受热电机组“以热定电”约束，机组出力情况要时刻根据生产线的热负荷变化，机组自主供电调节能力较差，自备电厂机组单一供应企业电、热负荷，机组耗煤量较大，产生的发电附加成本较多，因此运行成本较高。该情景下，自备电厂没有参与风电厂的消纳风电得劲调度，则风电厂的弃风量也会较高。情景2.电、热功率平衡：考虑将自备电厂参与风电厂调度后，如图4所示，风电厂与自备电厂共同承担电网负荷，热负荷仅由自备电厂机组承担，即图4中的自备电厂机组热出力曲线与热负荷曲线重合。结合表1、表2数据分析，在1:00-8:00、23:00-24:00风电厂存在弃风，此时自备电厂参与风电厂调度并消纳风电厂的风电，利用风电供电成本相比自备电厂发电成本要低，可以降低自备电厂的成本，自备电厂有动力参与风电消纳。但是受制于机组热电约束，需要优先满足自备电厂生产线上的供热需求，此时机组会有必发电功率，剩余的电功率缺额再利用风电供应，消纳风电的范围有一定限制。情景3.电、热功率平衡同时考虑自备电厂与自身的电加热装置联合参与风电调度，电网电负荷由自备电厂与风电厂承担，热负荷则由自备电厂单一供应变为电加热装置与自备电厂机组共同承担，如图5所示。结合表1、表2数据分析，与情景2相同，只有在1:00-8:00、23:00-24:00风电厂存在弃风，且在这些时段自备电厂与风电厂进行联合调度，可以有效降低成本。加入电加热装置供热后，电加热装置作为用电负荷可以增大风电的消纳量。同时电加热装置联合参与供热后，热电机组的热出力降低，发电功率也会减少，为风电腾让了空间，更大程度上提高了风电的消纳量。当前第1页12