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申请/专利权人：国网江苏省电力有限公司南京供电分公司

摘要：本发明具体涉及一种风储联合系统运行弹性控制方法，涉及风储联合系统中已知的存储有风储联合系统运行数据的数据库、风电机组、电池储能系统和火电机组，该运行弹性控制方法包括以下步骤：先建立风储联合系统运行模型，然后建立风储联合系统运行成本模型，再建立风储联合系统的弹性控制模型，优化弹性控制模型得到最优弹性控制模型，最后求解最优弹性控制模型，输出求解结果作为运行弹性控制方案。由于本发明一种风储联合系统运行弹性控制方法采用了庞特里亚金最大值原理进行弹性控制，使得控制过程可以更加良好的找到控制量（即风电机组的减载量和火电机组的运行功率），使弹性控制的结果更加准确，可以找到更加精准的风电机组的减载时刻。

主权项：1.一种风储联合系统运行弹性控制方法，涉及风储联合系统中已知的风电机组、储能电站和火电机组，其特征在于：所述运行弹性控制方法包括以下步骤：步骤1：建立风储联合系统运行模型，如下式1所示，PLt＝Pft+Pwt+Pbt1，式1中，PLt风储联合系统的负荷功率；Pbt是储能电站的运行功率；Pft是火电机组的运行功率；Pwt是风电机组的运行功率；获取风储联合系统运行模型的约束条件，如下式2所示， 式2中，是火电机组发出功率下限，是火电机组发出功率上限；cmax是风机最大减载比例，是风速v对应的风电机组的最大功率；是储能电站的额定功率；步骤2：选取所述储能电站的运行功率Pbt和所述风电机组的运行功率Pwt作为所述风储联合系统运行模型的控制量，然后选取储能电站的荷电状态SOC和风电机组总减载能量W作为风储联合系统运行模型的状态量，建立所述风储联合系统运行模型的状态方程，如下式3所示， 式3中，Qb是储能电站的容量系数；IbPb,SOC是储能电站放电电流；t0和tf分别是风储联合系统运行模型运行过程中的初始和终端状态时刻；Pw，l是风电机组的减载功率；W是风电机组的总减载能量；步骤3：根据公式1中的火电机组的运行功率Pft建立火电机组运行成本模型，如下式4所示， 式4中，J1是火电机组的运行成本；C1是燃煤的价格；a0、a1和a2是火电机组运行成本系数；根据公式3中的风电机组总减载能量W建立风电运行成本模型，如下式5所示，J2＝C2W5，式5中，J2是风电机组的运行成本；C2是单位能量的风机减载成本；建立储能电站运行成本模型，如下式6所示， 式6中，J3是储能电站的运行成本；RSOC是储能电站的内阻；C3为内阻损耗成本系数，C4储能老化成本系数，NB为电池个数，VB为储能电站的容量；Qloss为储能损耗寿命；B为指数前系数；crate为放电速率；R为气体常数；T为绝对温度；Ah为放电安时；z为指数因子；Γnom为储能在某一电流下的寿命；IN为储能的额定电流；qloss为储能寿命损耗百分比；由于所述储能电站和火电机组的运行成本较为复杂，所以对所述储能电站的荷电状态SOC添加罚函数成本S1，如下式7所示， 式7中，m1是储能电站荷电状态SOC的罚函数约束因子；对所述火电机组添加罚函数成本S2，如下式8所示， 式8中，m2是火电机组的运行功率的罚函数约束因子；由公式4、5、6、7和8联立得到风储联合系统运行成本模型，如下式9所示， 步骤4：确定所述储能电站的荷电状态SOC的初始和终端状态值，如下式10所示， 式10中，SOCt0是储能电站的荷电状态SOC的初始状态值；SOCtf是储能电站的荷电状态SOC的终端状态值；由公式2、3、9和10联立得风储联合系统运行过程中的弹性控制模型，如下式11所示， 建立所述弹性控制模型的哈密顿函数H，如下式12所示， 式12中：λ1表示储能电站的荷电状态SOC对应的伴随变量，λ2表示风电机组减载功率对应的伴随变量；获得所述哈密顿函数的伴随方程和所述伴随方程的边界条件，如下式13和14所示， 式14中，Wtf表示风储联合系统运行终点时刻的风电机组减载能量，表示风储联合系统运行成本目标函数中Wtf的相关项；通过公式13和14对所述哈密顿函数H进行修正，得到修正后的修正哈密顿函数H*，如下式15所示， 根据庞特里亚金极大值原理PMP得到所述弹性控制模型最优控制的必要条件，如下式16所示，[Pw,l*,Pb*]＝argminHSOC*,Pw,l,Pb,λ1*,t16，通过公式15和16将所述弹性控制模型进行优化，得到最优弹性控制模型如下式17所示， 步骤5：采用GAMS软件中的GUROBI求解器对所述最优弹性控制模型进行求解，根据GAMS软件中的求解结果输出风储联合系统的最优弹性控制值。

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