問題背景： 大規(guī)模風電接入給電力系統(tǒng)發(fā)電調度帶來的挑戰(zhàn)
　　大規(guī)模風電的接入增加了電力系統(tǒng)調度運行的不確定因素。在傳統(tǒng)的風電實時調度方法中， 風電場被視為傳統(tǒng)的可調度機組， 其發(fā)電容量等于風電單點預測值。調度中心以單點發(fā)電計劃的方式調度風電場。如圖1所示， 該方法存在以下問題： 一、風電單點預測準確度不高， 導致風電實際發(fā)電容量估計不準確， 產生不必要的棄風; 二、調度計劃沒有計及風電單點預測偏差的影響， 缺乏積極主動的應對措施; 三、沒有考慮補償功率失配的自動發(fā)電控制(AGC)環(huán)節(jié)的影響， 難以保證功率平衡穩(wěn)態(tài)下的安全性; 四、風電場追蹤單點計劃需要頻繁的槳距控制， 影響風機壽命。 　　2控制方法： 基于魯棒調度區(qū)間的實時調度控制框架
　　為了解決上述問題， 提出了基于魯棒調度區(qū)間的實時調度控制框架， 如圖 2所示。根據(jù)調節(jié)響應性能的不同， 常規(guī)機組被劃分為AGC機組和非AGC機組， 分別運行于AGC模式和計劃追蹤模式。實時調度控制過程每5分鐘執(zhí)行一次， 按照以下三個步驟循環(huán)進行：
　　步驟一： 收集信息。風電場向電網調度控制中心(簡稱調度中心)上傳本地的超短期風電預測值和預測區(qū)間。
　　步驟二： 調度決策。調度中心根據(jù)超短期風電預測區(qū)間和負荷預測數(shù)據(jù)進行自適應魯棒實時調度決策， 生成風電場的允許區(qū)間、AGC機組的基點功率值以及非AGC機組的出力計劃值， 并將下發(fā)結果。風電場的允許區(qū)間指的是能夠使系統(tǒng)運行于安全狀態(tài)的該風電場的出力范圍。
　　步驟三： 執(zhí)行計劃。風電場在允許區(qū)間范圍內以最大功率點追蹤(MPPT)模式安排發(fā)電出力， AGC機組按照給定的基點功率值運行于AGC模式， 非AGC機組嚴格追蹤給定的出力計劃值安排發(fā)電出力。 　　該控制框架具有以下特點： 一、以風電預測區(qū)間作為度量風電不確定性的決策依據(jù); 二、調度決策采用混合的隨機-自適應魯棒優(yōu)化模型， 計及風電隨機波動與隨動AGC穩(wěn)態(tài)響應的影響， 兼顧系統(tǒng)運行的安全性和發(fā)電調度的經濟性; 三、風電場在給定的允許區(qū)間內運行于MPPT模式， 避免了頻繁的槳距控制。
　　3決策模型： 自適應魯棒實時調度模型
　　建立自適應魯棒實時調度模型是實現(xiàn)前述控制方法的關鍵。本文采用兩階段魯棒優(yōu)化進行建模， 將決策變量劃分為當前變量和待定變量。當前變量指應在不確定參數(shù)(風電實際可用出力)被觀察前確定取值的決策變量， 對應風電允許區(qū)間上下限、AGC機組基點功率以及非AGC機組出力計劃。待定變量指取值依賴于不確定參數(shù)的實際觀察值的決策變量。在同一個調度時段內， 由風電波動引起的系統(tǒng)功率失配量由AGC機組承擔， 所以本文模型的待定變量為AGC機組的實際出力值。
　　決策模型的優(yōu)化目標為最小化系統(tǒng)調度總成本的期望值。調度總成本包括常規(guī)機組的發(fā)電成本、風電發(fā)電成本、限風成本和AGC機組調節(jié)成本。
　　決策模型的約束條件包括功率平衡約束、網絡安全約束、機組爬坡約束、備用約束等。該模型要求， 當風電實際出力位于風電允許區(qū)間之內時， 以上約束條件均能被滿足， 即優(yōu)化結果應具備魯棒性。另外， 該模型還考慮了實際AGC系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)響應特性， 即功率失配量按比例分配至各臺AGC機組出力， 因而具有仿射自適應的特點。
　　該模型為混合的隨機-自適應魯棒優(yōu)化模型， 求解的主要難點在于作為不確定參數(shù)邊界的允許區(qū)間上下界為模型的決策變量。該模型由于考慮了實際系統(tǒng)的仿射自適應規(guī)則， 可以轉化為等價的確定性非線性規(guī)劃模型， 從而通過傳統(tǒng)的非線性規(guī)劃方法求解。該模型的數(shù)學表達和詳細推導請參考原文。