发电技术 ›› 2023, Vol. 44 ›› Issue (6): 781-789.DOI: 10.12096/j.2096-4528.pgt.23039
钱仲豪1, 胡骏1, 沈思辰2, 秦婷1, 马晗怡1, 王小栋1, 冯曹毅1, 卫志农2
收稿日期:
2023-04-03
出版日期:
2023-12-31
发布日期:
2023-12-28
作者简介:
基金资助:
Zhonghao QIAN1, Jun HU1, Sichen SHEN2, Ting QIN1, Hanyi MA1, Xiaodong WANG1, Caoyi FENG1, Zhinong WEI2
Received:
2023-04-03
Published:
2023-12-31
Online:
2023-12-28
Supported by:
摘要:
为实现双碳目标,电力系统呈现多种电源广泛接入的趋势。提出一种多源协调双层优化运行模型,上层模型将光伏、燃气轮机、储能等多种电源聚合为虚拟电厂,通过优化实现虚拟电厂整体的调度成本最小,针对光伏出力的不确定性,采用条件风险价值理论对风险进行度量;下层模型为系统出清模型,该模型以系统总成本最小为优化目标,考虑虚拟电厂与火电机组、柴油机组参与竞标,输出虚拟电厂实际中标容量返回给上层,使得虚拟电厂可根据实际中标容量调整各电源出力。为求解所构模型,采用卡罗斯-库恩-塔克(Karush-Kuhn-Tucker,KKT)条件和强对偶理论将双层模型转化为单层模型。最后,通过算例验证模型有效性,结果表明,多源协调运行参与系统调度,能有效减少系统运行成本,提高可再生能源消纳率。
中图分类号:
钱仲豪, 胡骏, 沈思辰, 秦婷, 马晗怡, 王小栋, 冯曹毅, 卫志农. 考虑条件风险价值的多源协调优化运行策略[J]. 发电技术, 2023, 44(6): 781-789.
Zhonghao QIAN, Jun HU, Sichen SHEN, Ting QIN, Hanyi MA, Xiaodong WANG, Caoyi FENG, Zhinong WEI. Multi-Power Coordinated Optimization Operation Strategy Considering Conditional Value at Risk[J]. Power Generation Technology, 2023, 44(6): 781-789.
设备 | 数值 | 数值 |
---|---|---|
燃气轮机 | 最大功率/MW | 5.67 |
最小功率/MW | 2.5 | |
爬坡率/(MW/h) | 3 | |
运行成本/[欧元/(MW∙h)] | 50 | |
储能 | 最大储电量/(MW∙h) | 40 |
最大充(放)电功率/MW | 8 | |
充(放)电效率 | 0.9 |
表1 燃气轮机和储能参数
Tab. 1 Parameters of gas turbine and energy storage
设备 | 数值 | 数值 |
---|---|---|
燃气轮机 | 最大功率/MW | 5.67 |
最小功率/MW | 2.5 | |
爬坡率/(MW/h) | 3 | |
运行成本/[欧元/(MW∙h)] | 50 | |
储能 | 最大储电量/(MW∙h) | 40 |
最大充(放)电功率/MW | 8 | |
充(放)电效率 | 0.9 |
设备 | 参数 | 数值 |
---|---|---|
火电机组1 | 最大功率/MW | 500 |
最小功率/MW | 0 | |
爬坡率/(MW/h) | 50 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 70 | |
火电机组2 | 最大功率/MW | 100 |
最小功率/MW | 0 | |
爬坡率/(MW/h) | 20 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 60 | |
柴油机组 | 最大功率/MW | 10 |
最小功率/MW | 0 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 30 |
表2 火电机组和柴油机组参数
Tab. 2 Parameters of thermal power units and diesel units
设备 | 参数 | 数值 |
---|---|---|
火电机组1 | 最大功率/MW | 500 |
最小功率/MW | 0 | |
爬坡率/(MW/h) | 50 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 70 | |
火电机组2 | 最大功率/MW | 100 |
最小功率/MW | 0 | |
爬坡率/(MW/h) | 20 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 60 | |
柴油机组 | 最大功率/MW | 10 |
最小功率/MW | 0 | |
运行成本/[欧元/(MW⋅h)] | 30 |
场景 | 概率 | 场景 | 概率 |
---|---|---|---|
s1 | 0.22 | s9 | 0.08 |
s2 | 0.12 | s10 | 0.02 |
s3 | 0.02 | s11 | 0.04 |
s4 | 0.02 | s12 | 0.02 |
s5 | 0.02 | s13 | 0.02 |
s6 | 0.02 | s14 | 0.02 |
s7 | 0.02 | s15 | 0.02 |
s8 | 0.34 |
表3 光伏出力场景概率
Tab. 3 Probabilities of the PV output scenarios
场景 | 概率 | 场景 | 概率 |
---|---|---|---|
s1 | 0.22 | s9 | 0.08 |
s2 | 0.12 | s10 | 0.02 |
s3 | 0.02 | s11 | 0.04 |
s4 | 0.02 | s12 | 0.02 |
s5 | 0.02 | s13 | 0.02 |
s6 | 0.02 | s14 | 0.02 |
s7 | 0.02 | s15 | 0.02 |
s8 | 0.34 |
模型 | 成本 | 总成本 | |
---|---|---|---|
日前阶段 | 日内阶段 | ||
确定性模型 | -6 236.2 | 7 564.9 | 1 328.7 |
CVaR模型 | -5 418.6 | 6 600.3 | 1 181.7 |
表4 确定性模型和CVaR 模型成本对比 (欧元)
Tab. 4 Comparison of cost between deterministic model and CVaR model
模型 | 成本 | 总成本 | |
---|---|---|---|
日前阶段 | 日内阶段 | ||
确定性模型 | -6 236.2 | 7 564.9 | 1 328.7 |
CVaR模型 | -5 418.6 | 6 600.3 | 1 181.7 |
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