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该控制框架具有以下特点: 一、以风电预测区间作为度量风电不确定性的决策依据; 二、调度决策采用混合的随机-自适应鲁棒优化模型, 计及风电随机波动与随动AGC稳态响应的影响, 兼顾系统运行的安全性和发电调度的经济性; 三、风电场在给定的允许区间内运行于MPPT模式, 避免了频繁的桨距控制。
3决策模型: 自适应鲁棒实时调度模型
建立自适应鲁棒实时调度模型是实现前述控制方法的关键。本文采用两阶段鲁棒优化进行建模, 将决策变量划分为当前变量和待定变量。当前变量指应在不确定参数(风电实际可用出力)被观察前确定取值的决策变量, 对应风电允许区间上下限、AGC机组基点功率以及非AGC机组出力计划。待定变量指取值依赖于不确定参数的实际观察值的决策变量。在同一个调度时段内, 由风电波动引起的系统功率失配量由AGC机组承担, 所以本文模型的待定变量为AGC机组的实际出力值。
决策模型的优化目标为最小化系统调度总成本的期望值。调度总成本包括常规机组的发电成本、风电发电成本、限风成本和AGC机组调节成本。
决策模型的约束条件包括功率平衡约束、网络安全约束、机组爬坡约束、备用约束等。该模型要求, 当风电实际出力位于风电允许区间之内时, 以上约束条件均能被满足, 即优化结果应具备鲁棒性。另外, 该模型还考虑了实际AGC系统的稳态响应特性, 即功率失配量按比例分配至各台AGC机组出力, 因而具有仿射自适应的特点。
该模型为混合的随机-自适应鲁棒优化模型, 求解的主要难点在于作为不确定参数边界的允许区间上下界为模型的决策变量。该模型由于考虑了实际系统的仿射自适应规则, 可以转化为等价的确定性非线性规划模型, 从而通过传统的非线性规划方法求解。该模型的数学表达和详细推导请参考原文。
4算例验证
在含四个风电场的改进的IEEE-RTS测试系统上进行仿真测试以验证本文方法的有效性。用本文提出的鲁棒实时调度方法计算时间窗口为12个时段(每时段5分钟)的实时调度计划, 得到的风电场区间调度计划如图 1所示。在时段9~12, 由于风电预测不确定较大, 风电预测区间较宽, 系统无法完全消纳预测区间内的所有风电。经过本文方法优化后, 风电允许区间比对应的预测区间窄, 确保系统在风电允许区间内的运行安全性。
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河北公司国能河北定州发电有限责任公司定州市800兆瓦集中式风力发电保障性(50兆瓦)并网项目风电场及升压站设计服务公开招标项目招标公告第一章公开招标1.招标条件本招标项目名称为:河北公司国能河北定州发电有限责任公司定州市800兆瓦集中式风力发电保障性(50兆瓦)并网项目风电场及升压站设计服务
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