李艳生,蔺 红

（新疆大学 电气工程学院，新疆 乌鲁木齐830047）

0 引言

随着风电在电网中所占的比例增大，风电具有的反调峰特性使电网的调峰压力越来越大[1]，[2]，将储能系统作为灵活的可调节资源参与电网调度，是解决含大规模风电的电力系统调峰困难的有效途径之一[3]，[4]。

近年来，国内外提出了考虑常规机组低负荷运行和爬坡工况的发电成本计算模型，建立了“风、光、火、蓄、储”多能源互补优化调度模型[5]。大规模风电接入使得电网在高峰运行时段可能面临较大的调峰与调频压力，文献[6]提出了一种高峰运行时段非自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）机组、按期望运行点调整型（Base Load Off-Regulated，BLO）AGC和按区域控制偏差（Area Control Error，ACE）自动调节型（Base Load Regulated，BLR）AGC3类机组的协调控制策略。文献[7]为加强非自动发电控制（NONAGC）机组和BLO型AGC机组与BLR型AGC机组的协调，提高NON-AGC机组和BLO型AGC机组群体跟踪负荷能力，并利于BLR型AGC机组的解困，在常规在线调度时间级中细分出超短时在线调度时间级，并提出了两者协调的机制和策略。随着风电并网的容量增加，其随机性和波动性增大系统调节压力，文献[8]从负荷侧考虑，提出源荷协调控制策略，在负荷低谷时段利用调节高载能负荷调峰，进而提高风电的消纳。文献[9]提出了一种电网调峰不足时调峰需求量的确定方法。文献[10]提出一种基于减法聚类和自适应网络模糊推理（SCM-ANFIS）电网负荷预测和调峰目标动态规划相结合的储能电站调峰控制策略。文献[11]提出了一种基于动态规划的储能系统削峰填谷实时优化控制策略，可有效减小负荷峰谷差。……