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问题背景: 大规模风电接入给电力系统发电调度带来的挑战
大规模风电的接入增加了电力系统调度运行的不确定因素。在传统的风电实时调度方法中, 风电场被视为传统的可调度机组, 其发电容量等于风电单点预测值。调度中心以单点发电计划的方式调度风电场。如图1所示, 该方法存在以下问题: 一、风电单点预测准确度不高, 导致风电实际发电容量估计不准确, 产生不必要的弃风; 二、调度计划没有计及风电单点预测偏差的影响, 缺乏积极主动的应对措施; 三、没有考虑补偿功率失配的自动发电控制(AGC)环节的影响, 难以保证功率平衡稳态下的安全性; 四、风电场追踪单点计划需要频繁的桨距控制, 影响风机寿命。
2控制方法: 基于鲁棒调度区间的实时调度控制框架
为了解决上述问题, 提出了基于鲁棒调度区间的实时调度控制框架, 如图 2所示。根据调节响应性能的不同, 常规机组被划分为AGC机组和非AGC机组, 分别运行于AGC模式和计划追踪模式。实时调度控制过程每5分钟执行一次, 按照以下三个步骤循环进行:
步骤一: 收集信息。风电场向电网调度控制中心(简称调度中心)上传本地的超短期风电预测值和预测区间。
步骤二: 调度决策。调度中心根据超短期风电预测区间和负荷预测数据进行自适应鲁棒实时调度决策, 生成风电场的允许区间、AGC机组的基点功率值以及非AGC机组的出力计划值, 并将下发结果。风电场的允许区间指的是能够使系统运行于安全状态的该风电场的出力范围。
步骤三: 执行计划。风电场在允许区间范围内以最大功率点追踪(MPPT)模式安排发电出力, AGC机组按照给定的基点功率值运行于AGC模式, 非AGC机组严格追踪给定的出力计划值安排发电出力。
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