一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法[发明专利]

(12)发明专利申请

(10)申请公布号 CN 107944733 A(43)申请公布日 2018.04.20

(21)申请号 201711275591.3(22)申请日 2017.12.06

(71)申请人 华中科技大学

地址 430074 湖北省武汉市洪山区珞喻路

1037号(72)发明人 李姚旺　苗世洪　尹斌鑫　杨炜晨　

刘君瑶　张世旭　王吉红　(74)专利代理机构 华中科技大学专利中心

42201

代理人 廖盈春　李智(51)Int.Cl.

G06Q 10/06(2012.01)G06Q 50/06(2012.01)

权利要求书4页 说明书11页 附图2页

(54)发明名称

一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法(57)摘要

本发明公开了一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电力调度方法，包括：建立包含系统运行成本和系统弃风成本的电力系统日前调度模糊模型的目标函数；建立包含系统约束、常规机组约束、需求响应资源约束以及压缩空气储能电站约束的电力系统日前调度模糊模型的约束条件，约束条件中的风电机组出力、负荷预测出力和需求响应量均用模糊数表示，系统约束中的系统正负备用容量约束均采用模糊机会约束的形式表示；将系统约束中的系统正负备用容量约束进行清晰等价处理，获得电力系统日前调度的清晰等价模型；并采用优化软件对转换后的调度模型进行求解，获得电力系统优化调度方案，算例表明此方法能够有效提升电力系统运行经济性和风电消纳率。

CN 107944733 ACN 107944733 A

权　利　要　求　书

1/4页

1.一种含风电、需求响应以及压缩空气储能的电力系统调度方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：建立包含系统运行成本和系统弃风成本的电力系统日前调度模糊模型的目标函数；

步骤2：建立包含系统约束、常规机组约束、需求响应资源约束以及压缩空气储能电站约束的电力系统日前调度模糊模型的约束条件，约束条件中的风电机组出力、负荷预测出力和需求响应量均用模糊量表示，系统约束中的正备用容量约束和负备用容量约束均采用模糊机会约束的形式表示；

步骤3：将系统约束中的系统正备用容量约束和负备用容量约束进行清晰等价处理，获得电力系统日前调度清晰模型；

其中，系统运行成本包括常规机组的运行成本、常规机组的启停成本以及压缩空气储能电站运行成本。

2.如权利要求1所述的电力系统调度方法，其特征在于，根据公式

获得电力系

统日前调度模糊模型的目标函数；其中，T为总运行时段数；NG为常规机组总台数；bi和ci为常规机组的煤耗量特性参数；PGi,t为常规机组i在第t时段的出力大小；ui,t为常规机组i在t时段的启停状态，ui,t＝1表示常规机组处于开机状态，ui,t＝0表示常规机组处于关机；Si为常规机组i的开机成本；QCAESG,t为压缩空气储能电站在第t时段发电过程中的吸热量；Agas为天然气的热值；ηgas表示天然气的燃烧效率；cgas表示天然气单价；ξqWcur,t表示弃风电量。Wcur表示单位弃风成本；

3.如权利要求1或2所述的电力系统调度方法，其特征在于，系统约束还包括功率平衡约束；

功率平衡约束用于约束常规机组出力、压缩空气储能电站发电功率、风电出力、负荷出力、需求响应量、压缩空气储能电站压缩功率以及弃风量之间的平衡；

系统正备用容量约束用于约束当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力大于电力系统净负荷的可信度大于正备用阈值；

系统负备用容量约束用于约束当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力小于电力系统净负荷的可信度大于负备用阈值；

其中，当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最大出力和压缩空气储能电站最大出力之和，当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最小出力之和与压缩空气储能电站最大压缩功率的差值，电力系统的净负荷为负荷量、弃风量以及需求响应量之和同风电机组出力的差值。

4.如权利要求3所述的电力系统调度方法，其特征在于，根据如下公式获得系统约束：

根据公式功率平衡约束；

获得

2

CN 107944733 A

权　利　要　求　书

2/4页

根据公式统正备用容量约束：

根据公式

获得系

获得系统

负备用容量约束：

其中，vG,t为压缩空气储能电站的发电状态参数，当vG,t＝1表示压缩空气储能电站处于发电状态，当vG,t＝0表示压缩空气储能电站处于非发电状态；PCAESG,t为压缩空气储能电站在t时段的发电功率；Δt为单位调度时长；vC,t为压缩空气储能电站的压缩状态参数，当vC,t＝1表示压缩空气储能电站处于压缩状态，当vC,t＝0表示压缩空气储能电站处于非压缩状态；PCAESC,t为压缩空气储能电站在t时段的压缩功率；Cr{}为置信度算子；PGi,max为常规机组i的最大出力；Ri,up为常规机组i的爬坡率；Ri,down为常规机组i的滑坡率；PCAESG,max表示压缩空气储能电站的最大发电功率；PCAESC,max表示压缩空气储能电站的最大压缩功率；

为第

t时段的风电出力模糊表达式；PWf,t为第t时段的风电出力预测值；Δqf,t为第t时段的需求响应量预测值；PLf,t为第t时段的负荷预测值；Δqf,t为第t时段的需求响应量预测值；第t时段的负荷模糊表达式；

为

为第t时段的需求响应量模糊表达式；β表示模糊机会约束

置信度。

5.如权利要求1至4任一项所述的电力系统调度方法，其特征在于，常规机组约束包括：常规机组出力上下限约束，用于约束常规机组出力在常规机组上下限内。常规机组爬坡和滑坡约束，用于约束常规机组爬坡速率和滑坡速率在允许的范围内；以及

常规机组最小持续开机和停运时间约束，用于约束常规机组最小持续开机和停运在允许范围值内。

6.如权利要求5任一项所述的电力系统调度方法，其特征在于，常规机组约束包括：根据公式PGi,min≤PGi,t≤PGi,max获得常规机组出力上下限约束；

根据公式

获得常规机组爬坡和滑坡约束；

根据公式获得常规机组最小持续开机和停运时间约束；

为常规机组i的持续开机时间；

为常规

其中，PGi,min表示常规机组i的最小出力；机组i的最小持续运行时间；

为常规机组i的持续停机时间；为常规机组i的最小持

续停机时间。

7.如权利要求1至6任一项所述的电力系统调度方法，其特征在于，响应资源约束包括如下约束：

负荷响应率约束，用于约束电价变化率、负荷响应率以及需求响应量之间的关系；

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权　利　要　求　书

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电价变化率上下限约束，用于约束电价变化率在允许的范围内；以及负荷响应量平衡约束，用于约束在调度时段内的负荷响应量的平衡。8.如权利要求7所述的电力系统调度方法，其特征在于，根据如下公式获得响应资源约束：

根据公式获得负荷响应率约束；

根据公式λλλΔc,min≤Δc,t≤Δc,max获得电价变化率上下限约束；根据公式

获得负荷响应量平衡约束；

其中，λελΔq,t为第t时段的负荷响应率；tt为第t时段的自弹性系数；Δc,t为第t时段的电价变化率；q0,t表示第t时段的基线负荷；λλΔc,min为最小电价变化率；Δc,max为最大电价变化率。

9.如权利要求1至8任一项所述的电力系统调度方法，其特征在于，所述压缩空气储能电站约束包括如下约束：

压缩空气储能电站出力上下限约束，用于约束储能电站出力在允许范围内；储气室气压上下限约束，用于约束储气室气压在允许的范围内；储能电站运行状态约束，用于约束储能电站不能同时工作在压缩空气状态和发电状态；

储能电站首末时段气压平衡约束，用于约束储能电站首末时段气压之差在允许的范围内；

流量和功率的对应关系约束，用于约束储能电站气体流量和储能电站功率之间关系；气压和流量的对应关系约束，用于约束储能电站气体流量和储能电站气压之间关系；以及

发电过程中的吸热量约束，用于约束储能电站发电过程中的吸热量和气体流量之间的关系约束。

10.如权利要求9所述的电力系统调度方法，其特征在于，根据如下公式获得所述压缩空气储能电站约束：

根据公式

获得储能电站出力上下限约束；

根据公式pmin≤pt≤pmax获得储气室气压上下限约束；根据公式vC,t+vG,t≤1获得储能电站运行状态约束；

根据公式-Δpmax≤pT-p0≤Δpmax获得储能电站首末时段气压平衡约束；

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权　利　要　求　书

4/4页

根据公式获得流量和功率的对应关系约

束；

根据公式根据公式

获得气压和流量的对应关系约束；获得发电过程中的吸热量约束；

其中，PCAESC,min为压缩空气储能电站的最小压缩功率；PCAESG,min为压缩空气储能电站的最小发电功率；pt为第t时段储气洞穴内的气压；pmin为储气洞穴内的最小允许气压；pmax为储气洞穴内的最大允许气压；p0和pT分别表示储气洞穴内的初始时段气压和储气洞穴内的末时段气压；Δpmax表示储能电站首末时段的最大允许气压偏差，

和

分别表示流

入储气洞穴的平均气体流量和流出储气洞穴的平均气体流量；nC和nG分别表示压缩机级数和膨胀机级数；ηηκ表示空气的比热比；Rg为空C和G分别表示压缩过程效率和发电过程效率；气的气体常数；TCin和TGin分别表示进行压缩机和进入膨胀机的气体温度；ππopt,C和opt,G分别表示压缩机的理想压缩比和膨胀机的理想膨胀比；表示储气洞穴内的平均气压变化率；V为储气洞穴体积；Tcain为储气洞穴入口处气温；Tca0为储气洞穴内初始气温；cp为空气的等压比热容；Ure表示安装热能回收装置后降低的天然气耗能比例。

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说　明　书

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一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法

技术领域

[0001]本发明属于电力系统日前优化调度领域，更具体地，涉及一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法。

背景技术

[0002]随着能源短缺和环境污染问题的日益严峻，大力发展以风电为首的可再生能源已成为我国的重要能源战略之一。然而，风电具有间歇性和不确定性等不友好特性，大规模风电并网将对电力系统的安全、经济运行带来严峻挑战。为了应对上述问题，诸多学者已开展了大量研究工作，其中，需求响应技术和压缩空气储能技术被公认为是解决大规模风电消纳问题的有效方式。因此，如何制定合理有效的电力系统日前调度策略，实现电力系统内的现有调度资源(常规机组)与需求响应资源和压缩空气储能电站协调配合，并实现系统运行成本的降低和系统风电消纳率的提升，是目前亟待解决的问题。[0003]现阶段关于电力系统日前优化调度的研究中，大多仅考虑电池储能系统或抽水蓄能电站参与系统调度，或单独考虑需求响应资源参与系统调度，较少有研究针对风电、压缩空气储能电站和需求响应资源相互配合下的电力系统日前优化调度方法，且在考虑需求响应资源参与调度时较少考虑对需求响应不确定性的描述。

发明内容

[0004]针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法，其目的在于解决现有的电网调度方法由于为考虑需求响应资源和压缩空气储能电站导致电力系统运行成本高的技术问题。[0005]为实现上述目的，本发明提供一种含风电、需求响应以及压缩空气储能的电力系统调度方法，包括如下步骤：[0006]步骤1：建立包含系统运行成本和系统弃风成本的电力系统日前调度模糊模型的目标函数；

[0007]步骤2：建立包含系统约束、常规机组约束、需求响应资源约束以及压缩空气储能电站约束的电力系统日前调度模糊模型的约束条件，约束条件中的风电机组出力、负荷预测出力和需求响应量均用模糊量表示，系统约束中的正备用容量约束和负备用容量约束均采用模糊机会约束的形式表示；[0008]步骤3：将系统约束中的系统正备用容量约束和负备用容量约束进行清晰等价处理，获得电力系统日前调度清晰模型；[0009]其中，系统运行成本包括常规机组的运行成本、常规机组的启停成本以及压缩空气储能电站运行成本。

[0010]

优选地，根据公式

获得电力系统日前调度模糊模型的目标函数。

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说　明　书

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优选地，系统约束还包括功率平衡约束，其中功率平衡约束用于约束常规机组出

力、压缩空气储能电站发电功率、风电出力、负荷出力、需求响应量、压缩空气储能电站压缩功率以及弃风量之间的平衡；[0012]系统正备用容量约束用于约束当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力大于电力系统净负荷的可信度大于正备用阈值；[0013]系统负备用容量约束用于约束当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力小于电力系统净负荷的可信度大于负备用阈值；[0014]其中，当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最大出力和压缩空气储能电站最大出力之和，当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最小出力之和与压缩空气储能电站最大压缩功率的差值，电力系统的净负荷为负荷量、弃风量以及需求响应量之和同风电机组出力的差值。[0015]优选地，根据如下公式获得系统约束：

[0016]

根据公式

获得功率平衡约束；

[0017]

根据公式获

得系统正备用容量约束：

[0018]

根据公式获得

系统负备用容量约束。[0019]优选地，常规机组约束包括：[0020]常规机组出力上下限约束，用于约束常规机组出力在常规机组上下限内。[0021]常规机组爬坡和滑坡约束，用于约束常规机组爬坡速率和滑坡速率在允许的范围内；以及

[0022]常规机组最小持续开机和停运时间约束，用于约束常规机组最小持续开机和停运在允许范围值内。[0023]优选地，常规机组约束包括：

[0024]根据公式PGi,min≤PGi,t≤PGi,max获得常规机组出力上下限约束；

[0025]

根据公式获得常规机组爬坡和滑坡约束；

[0026][0027][0028][0029][0030]

根据公式获得常规机组最小持续开机和停运时间约束。

优选地，响应资源约束包括如下约束：负荷响应率约束，用于约束电价变化率、负荷响应率以及需求响应量之间的关系；电价变化率上下限约束，用于约束电价变化率在允许的范围内；以及负荷响应量平衡约束，用于约束在调度时段内的负荷响应量的平衡。

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优选地，根据如下公式获得响应资源约束：

[0032]根据公式获得负荷响应率约束；

[0033][0034][0035][0036][0037][0038]

根据公式λλλΔc,min≤Δc,t≤Δc,max获得电价变化率上下限约束；根据公式

获得负荷响应量平衡约束。

优选地，压缩空气储能电站约束包括如下约束：压缩空气储能电站出力上下限约束，用于约束储能电站出力在允许范围内；储气室气压上下限约束，用于约束储气室气压在允许的范围内；储能电站运行状态约束，用于约束储能电站不能同时工作在压缩空气状态和发电

状态；

储能电站首末时段气压平衡约束，用于约束储能电站首末时段气压之差在允许的

范围内；

[0040]流量和功率的对应关系约束，用于约束储能电站气体流量和储能电站功率之间关系；

[0041]气压和流量的对应关系约束，用于约束储能电站气体流量和储能电站气压之间关系；以及

[0042]发电过程中的吸热量约束，用于约束储能电站发电过程中的吸热量和气体流量之间的关系约束。[0043]优选地，根据如下公式获得所述压缩空气储能电站约束：

[0044][0045][0046][0047][0039]

根据公式获得储能电站出力上下限约束；

根据公式pmin≤pt≤pmax获得储气室气压上下限约束；

根据公式vC,t+vG,t≤1获得储能电站运行状态约束；

根据公式-Δpmax≤pT-p0≤Δpmax获得储能电站首末时段气压平衡约束；

[0048]根据公式获得流量和功率的对应关

系约束；

[0049]

根据公式获得气压和流量的对应关系

约束；

[0050]

根据公式获得发电过程中的吸热量

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约束。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有

益效果：[0052]1、本发明提供的电力系统调度方法中，需求响应资源与压缩空气储能电站同时参与电网调节，可有效减小系统发电运行成本，同时减小系统弃风量，对电力系统的优化运行具有积极意义。[0053]2、本发明提供的电力系统调度方法中，考虑风电出力、负载预测和需求响应量的不确定性，使得该电力系统日前调度模型更符合实际电力系统的运行情况，进一步降低电力系统的运行成本和弃风量。[0054]3、本发明提供的电力系统调度方法中，考虑了基于热力学过程的压缩空气储能电站调度约束，使得该电力系统日前调度模型能够反映压缩空气储能电站的实际运行状况。附图说明

[0055]图1为本发明提供的含风电、需求响应资源和压缩空气储能的电力系统调度方法的流程图；

[0056]图2为本发明提供的含风电、需求响应资源和压缩空气储能的电力系统调度方法的原理示意图；

[0057]图3为本发明提供的含风电、需求响应资源和压缩空气储能的电力系统调度方法中次日系统负荷曲线；

[0058]图4为本发明提供的含风电、需求响应资源和压缩空气储能的电力系统调度方法中次日风电出力曲线。

具体实施方式

[0059]为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

[0060]本发明考虑了日前分时电价下需求响应资源的响应不确定性，以最小化系统运行成本和系统弃风成本为目标，建立了一种含风电、需求响应资源和压缩空气储能电站的电力系统日前优化调度模型。将模糊机会约束转换为其对应的清晰等价形式，并采用优化软件对转换后的电力系统日前优化调度模型进行求解，获得电力系统日前调度方案。算例表明此方法能够有效提升电力系统运行经济性和风电消纳率。[0061]本发明实施例的一种含风电、需求响应和压缩空气储能的电网调度方法，如图1和图2所示，该电网调度方法包括如下步骤：[0062](1)选取次日系统负荷曲线如图3所示，次日风电出力曲线如图4所示，常规机组调度参数如表1所示，需求响应资源调度如表2所示，风电、负荷和需求响应资源不确定性信息和弃风成本如表3所示，压缩空气储能电站调度参数如表4所示。[0063]表1常规机组调度参数

[0051]

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[0065][0066]

表2需求响应资源调度参数

数值0.5-0.5-0.2

参数名称

最大电价变化率最小电价变化率负荷弹性系数

[0067]表3不确定性信息和弃风成本

[0068]

[0069][0070]

表4压缩空气储能电站调度参数

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[0071]

[0072][0073][0074][0075][0076]

(2)建立基于三角模糊数的风电、负荷、需求响应量不确定性模型：

其中，为第t时段的风电出力模糊表达式；PWf,t为第t时段的风电出力预测值；

为第t时段的负荷模糊表达式；PLf,t为第t时段的负荷预测为第t时段的需求响应量模糊表达式；Δqf,t为第t时段

kW为风电最大误差比例系数；

值；kL为负荷最大误差比例系数；

的需求响应量预测值；kΔq为需求响应量最大误差比例系数。

[0077](3)建立电力系统日前调度模糊模型中的目标函数。目标函数共分为两项，第一项F1表示系统运行成本，包括常规机组的运行成本、常规机组的启停成本以及压缩空气储能电站运行成本，第二项F2表示系统弃风成本：

[0078]

11

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其中，T为总运行时段数；NG为常规机组总台数；bi和ci为常规机组的煤耗量特性参

数；PGi,t为常规机组i在第t时段的出力大小；ui,t为常规机组i在t时段的启停状态，ui,t＝1表示常规机组处于开机状态，ui,t＝0表示常规机组处于关机；Si为常规机组i的开机成本；QCAESG,t为压缩空气储能电站在第t时段发电过程中的吸热量；Agas为天然气的热值；ηgas表示天然气的燃烧效率；cgas表示天然气单价；ξqWcur,t表示弃风电量。Wcur表示单位弃风成本；[0080](4)建立电力系统日前调度模糊模型中的约束条件，包括系统约束、常规机组约束、需求响应资源约束、压缩空气储能电站约束；[0081]1)系统约束包括：功率平衡约束、系统正备用容量约束和系统负备用容量约束。[0082]功率平衡约束：

[0083][0084]

功率平衡约束用于约束常规机组出力、压缩空气储能电站发电功率、风电出力、负

荷出力、需求响应量、压缩空气储能电站压缩功率以及弃风量之间的平衡。[0085]系统正备用容量约束：

[0086]

系统正备用容量约束用于约束当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力大于电力系统净负荷的可信度大于正备用阈值，当电力系统处于最大发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最大出力和压缩空气储能电站最大出力之和，电力系统的净负荷为负荷量、弃风量以及需求响应量之和同风电机组出力的差值。[0088]系统负备用容量约束：

[00]

[0087]

系统正备用容量约束用于约束当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力小于电力系统净负荷的可信度大于负备用阈值，当电力系统处于最小发电状态下时电力系统出力为所有常规机组最小出力之和与压缩空气储能电站最大压缩功率的差值，。[0091]其中，vG,t为压缩空气储能电站的发电状态参数，当vG,t＝1表示压缩空气储能电站处于发电状态，当vG,t＝0表示压缩空气储能电站处于非发电状态；PCAESG,t为压缩空气储能电站在t时段的发电功率；Δt为单位调度时长；vC,t为压缩空气储能电站的压缩状态参数，当vC,t＝1表示压缩空气储能电站处于压缩状态，当vC,t＝0表示压缩空气储能电站处于非压缩状态；PCAESC,t为压缩空气储能电站在t时段的压缩功率；Cr{}为置信度算子；PGi,max为常规机组i的最大出力；Ri,up为常规机组i的爬坡率；Ri,down为常规机组i的滑坡率；PCAESG,max表示压缩空气储能电站的最大发电功率；PCAESC,max表示压缩空气储能电站的最大压缩功率；β表示模糊机会约束置信度。

[0092]2)常规机组约束包括：常规机组出力上下限约束、常规机组爬坡/滑坡约束、常规机组最小持续开机/停运时间约束。

12

[0090]

CN 107944733 A[0093][0094][0095][0096][0097][0098]

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常规机组出力上下限约束：PGi,min≤PGi,t≤PGi,max  (8)

常规机组出力上下限约束用于约束常规机组出力在常规机组上下限内。常规机组爬坡和滑坡约束：

常规机组爬坡和滑坡约束用于约束常规机组爬坡速率和滑坡速率在允许的范围常规机组最小持续开机/停运时间约束：

内。

[0099][0100][0101]

常规机组最小持续开机和停运时间约束用于约束常规机组最小持续开机和停运

在允许范围值内。

其中，PGi,min表示常规机组i的最小出力；

为常规机组i的持续开机时间；

为常规机组i的

[0102]

为常规机组i的最小持续运行时间；为常规机组i的持续停机时间；

最小持续停机时间。

[0103]3)需求响应资源约束包括：负荷响应率约束、电价变化率上下限约束和负荷响应量平衡约束。

[0104]负荷响应率约束：

[0105]

[0106][0107][0108][0109][0110][0111]

负荷响应率约束用于约束电价变化率、负荷响应率以及需求响应量之间的关系。电价变化率上下限约束：λλλ  (12)Δc,min≤Δc,t≤Δc,max

电价变化率上下限约束用于约束电价变化率在允许的范围内。负荷响应量平衡约束：

负荷响应量平衡用于约束在调度时段内的负荷响应量的平衡。

[0113]其中，λελΔq,t为第t时段的负荷响应率；tt为第t时段的自弹性系数；Δc,t为第t时段的电价变化率；q0,t表示第t时段的基线负荷；λλΔc,min为最小电价变化率；Δc,max为最大电价变化率。

[0114]4)压缩空气储能电站约束包括：压缩空气储能电站出力上下限约束、储气室气压上下限约束、储能电站运行状态约束、储能电站首末时段气压平衡约束、流量和功率的对应

13

[0112]

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关系约束、气压和流量的对应关系约束以及发电过程中的吸热量约束。[0115]储能电站出力上下限约束：

[0116]

储能电站出力上下限约束用于约束储能电站出力在允许范围内。

[0118]储气室气压上下限约束：[0119]pmin≤pt≤pmax  (15)

[0120]储气室气压上下限约束用于约束储气室气压在允许的范围内。[0121]储能电站运行状态约束：[0122]vC,t+vG,t≤1  (16)

[0123]储能电站运行状态约束用于约束储能电站不能够同时工作在压缩空气工况和发电工况。

[0124]储能电站首末时段气压平衡约束：[0125]-Δpmax≤pT-p0≤Δpmax  (17)

[0126]其中Δpmax表示储能电站首末时段的最大允许气压偏差。储能电站首末时段气压平衡约束用于约束储能电站首末时段气压之差在允许的范围内[0127]流量和功率的对应关系约束：

[0117]

[0128]

[0129]

流量和功率的对应关系约束用于约束储能电站气体流量和储能电站功率之间关气压和流量的对应关系约束：

系。

[0130][0131][0132]

气压和流量的对应关系约束用于约束储能电站气体流量和储能电站气压之间关发电过程中的吸热量约束：

系。

[0133][0134]

发电过程中的吸热量约束用于约束储能电站发电过程中的吸热量和气体流量之

间的关系约束。[0136]其中，PCAESC,min为压缩空气储能电站的最小压缩功率；PCAESG,min为压缩空气储能电站的最小发电功率；pt为第t时段储气洞穴内的气压；pmin为储气洞穴内的最小允许气压；pmax为储气洞穴内的最大允许气压；p0和pT分别表示储气洞穴内的初始时段气压和储气洞穴内的末时段气压；

和

分别表示流入储气洞穴的平均气体流量和流出储气洞穴的

[0135]

平均气体流量；nC和nG分别表示压缩机级数和膨胀机级数；ηηC和G分别表示压缩过程效率和

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发电过程效率；κ表示空气的比热比；Rg为空气的气体常数；TCin和TGin分别表示进行压缩机和进入膨胀机的气体温度；ππopt,C和opt,G分别表示压缩机的理想压缩比和膨胀机的理想膨胀比；表示储气洞穴内的平均气压变化率；V为储气洞穴体积；Tcain为储气洞穴入口处气温；Tca0为储气洞穴内初始气温；cp为空气的等压比热容；Ure表示安装热能回收装置后降低的天然气耗能比例。[0137](5)系统约束中的系统正备用容量约束和系统负备用容量约束均为模糊机会约束，分别将其转换为清晰等价形式，并采用优化软件对转换后的优化模型进行求解，获得电力系统日前优化调度方案。

[0138]1)系统正备用容量约束的清晰等价形式：

[0139]

[0140]

2)系统正备用容量约束的清晰等价形式：

[0141]

转换后的模型可以采用优化软件进行求解：如：CPLEX、yalmip、Gurobi等。本算例

中采用CPLEX进行求解。

[0143]算例设置了4种场景来分析所提出方法的有效性。场景1：仅考虑常规机组参与日前调度；场景2：考虑常规机组和需求响应资源参与日前调度；场景3：考虑常规机组和压缩空气储能电站参与日前调度；场景4：考虑常规机组、需求响应资源和压缩空气储能电站同时参与日前调度。4种场景下的系统优化结果如表5所示。[0144]表5不同场景下的系统优化结果

[0145]

[0142]

[0146]

由算例可以看出，对比表5中场景1和场景2的计算结果可得，考虑需求响应后，常

规机组运行成本降低了87001元，弃风成本降低了9850元，综合成本降低了96852元。对比表5中场景1和场景3的计算结果可得，考虑压缩空气储能电站后，系统总运行成本(常规机组运行成本与压缩空气储能电站运行成本之和)降低了177176元，弃风成本降低了1350元，综合成本降低了387241元。其说明需求响应技术和压缩空气储能技术均能够提升系统运行经济性和风电消纳率。

[0148]对比表5中场景1至场景4的计算结果可得，场景4中的系统总运行成本和弃风成本

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[0147]

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均明显低于其他场景中的对应成本，其说明当同时考虑需求响应资源和压缩空气储能电站参与电力系统优化调度后，系统运行经济性和风电消纳率相对更优。[0149]由算例可以看出，采用本发明实施例提出的优化调度方法，需求响应资源与压缩空气储能电站同时参与电网调节，可有效减小系统发电运行成本，同时减小系统弃风量，对电力系统的优化运行具有积极意义。[0150]本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

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图1

图2

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图3

图4

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