CN105762934A - 一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，基于分布式协调混杂控制网络，构建多智能体分布式协调控制网络，决策和执行不同控制目标和不同领域的混杂控制，使能源网络智能地实现分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式的柔性重组和协调切换，同时实现不同运行模式下的分布式动态调节，确保供电的安全性和稳定性。

Description

一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法

技术领域

本发明属于能源互联网控制领域，尤其是一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法。

背景技术

能源互联网是能源和互联网深度融合的新型能源系统，开放是其最核心的理念，互联网思维和技术的深度融入是其关键特征。能源互联网的基本架构由“能源系统的类互联网化”和“互联网+”两层组成。从电力工业的角度出发，则期望利用互联网技术构建一个数字信息化多能源网络系统，将能源资源开发、输送、存储、发电、输电、配电、供电、售电、服务以及储能与能源终端用户的各种电气设备和其它用能设施结合在一起，通过智能化管理技术实现精确供能、对应供能、互助供能和互补供能，将能源利用效率和可再生能源发电的接纳能力提高到全新水平，将污染和温室气体排放降低到可接受程度，将用户成本和供电效益调整到最佳状态，进而到达“主动接纳可再生能源发电、优化配置多能源发电、智能管理负荷需求侧用电”的目的，这也正是能源互联网下智能电网的诉求和愿景。

能源互联网下智能电网的控制技术有两大特点：1、为了解决可再生能源资源与负荷集中区“逆向分布”问题，智能电网应该是集中式与分布式相结合(分布式协调)、远距离大电网输送与区域微网就地消纳相结合(大电网与微电网互联)的形式，进而保证系统能够最大限度的接纳可再生能源发电；2、智能电网应该是横向多能源时空互补，纵向源-网-荷-储协调互动，进而提升可再生能源的接纳能力和需求侧智能参与调节的能力。

目前针对大电网与微电网互联供电的能源网络的研究多数采用上层优化能量管理、下层就地控制的分布式协调控制方式，即上层利用优化的能量管理策略来实现各分布式发电单元的最佳功率调度，下层利用就地控制来执行单元系统的动态调节，该方案是集中式和分布式相结合最行之有效的方法之一。然而，源-网-荷-储互联的能源网络不仅具有复杂多样的连续动态行为，更加突显相互交织的多模态逻辑切换行为，如大电网故障和故障恢复、可再生能源发电单元的运行模态受制于自然条件的随机启停、以及电动汽车新兴负荷“即插即用”的用电模式等会常常触发相关的储能装置充电、放电和停止运行模式的转换，甚至会导致需求侧的甩负荷等切换行为。因此，从能源互联网络的混杂动态行为出发，为了确保其最大限度地利用可再生能源为多变负荷提供持续可靠的电力供应，在能量优化调度的前提下，能源网络的运行控制既需要按照优化逻辑关系对其运行模态进行协调切换，也需要在切换行为下其对动态行为进行分布式调节，进而实现多能源时空互补、源-网-荷-储协调互动的控制目的，这就是能源网络的混杂系统控制理念。

发明内容

本发明所解决的技术问题在于提供一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，基于分布式协调混杂控制网络，构建多智能体分布式协调控制网络，决策和执行不同控制目标和不同领域的混杂控制，使能源网络智能地实现分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式的柔性重组和协调切换，同时实现不同运行模式下的分布式动态调节，确保供电的安全性和稳定性。

实现本发明目的的技术解决方案为：

一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，包括以下步骤：

步骤1：构建能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络，包括依次相连的一级双向能源流动变流器智能体、二级协调控制智能体和若干三级单元智能体，所述一级双向能源流动变流器智能体用于决策和执行主网与微电网之间联网和独岛的供电模式切换以及决策和执行分布式就地动态控制，二级协调控制智能体用于决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，三级单元智能体用于执行分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制、决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制以及决策和执行分布式就地动态控制；

步骤2：在能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络的基础上，构建混合能源发电系统的微分混杂离散并行系统DHPN模型，所述DHPN模型由P_D、T_D、P_DF、T_DF、Pre、Pos、τ、M_D0、A_N九个元素组成，具体为：

能源互联电力系统离散库所P_D，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式；

能源互联电力系统离散变迁T_D，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式切换行为；

能源互联电力系统微分库所P_DF，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续状态；

能源互联电力系统微分变迁T_DF，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续动态行为；

前弧函数Pre，定义为1；

后弧函数Pos，定义为1；

时间映射τ，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的各种变迁所需的触发时间；

能源互联电力系统初始标识M_D0，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的初始运行模式；

弧A_N，且满足

步骤3：一级双向能源流动变流器智能体决策和执行主网和微电网互联供电模式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤4：二级协调控制智能体决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式协调切换控制，通过交互行为发送到三级单元智能体执行，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤5：三级单元智能体决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤6：一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策分布式就地动态控制策略和执行相应的分布式就地动态控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，步骤3中的一级双向能源流动变流器智能体决策和执行主网和微电网互联供电模式切换控制，具体为：

当能源网络正常运行时，一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率达到变流器的上限值，且能源网络直流母线电压变化超出安全范围时，一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式，当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率退出限幅状态时，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体根据故障检测信息判断主网发生故障时，一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式，当故障清除时，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，步骤4中的二级协调控制智能体决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，通过交互行为发送到三级单元智能体执行，具体为：

当一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在功率控制模式、指令可再生能源发电单元运行在最大功率点跟踪MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；

当一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；

当一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在功率控制模式或MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；当储能装置单元的电荷存储达到上限或下限值时，二级协调控制智能体指令储能装置单元停止运行、指令可再生能源发电单元运行在电压控制模式，并由三级单元智能体执行；当能源网络母线电压下降至超出安全范围时，二级协调控制智能体根据母线电压下降幅度指令分级甩负荷，并由三级单元智能体执行。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，可再生能源发电单元包括风力发电单元和光伏发电单元。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，步骤5中的三级单元智能体决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制，具体为：

步骤5-1：根据分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式约束条件，构建约束违反函数；

步骤5-2：对应每个约束违反函数，由各三级单元智能体按照分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的逻辑关系决策并执行模式切换控制。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，步骤6中的一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策分布式就地动态控制策略和执行相应的分布式就地动态控制，具体为：针对分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的不同运行模式以及在各运行模式下的动态行为特性，构建就地动态控制策略，由一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体执行相应的控制策略。

进一步的，本发明的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，交互行为具体为：同等级智能体之间为非主从交互行为，单元切换控制智能体与上层协调切换控制智能体之间为主从交互行为。

本发明采用以上技术方案与现有技术相比，具有以下技术效果：

1、本发明的方法根据不同的事件信息构建触发函数和约束违反函数触发下的混杂控制，使能源网络能按照优化逻辑关系执行控制模式的动态切换和分布式就地动态调节；

2、本发明以先进的数据监控系统和无缝的通讯系统为技术支撑，根据不同的控制目标和管控范围，实现分布式协调控制；

3、本发明的方法能够在最大限度利用可再生能源的前提下，优化配置多能源发电，确保供电的安全可靠性。

附图说明

图1是本发明的主网与微电网互联供电的能源网络；

图2是本发明的分布式协调混杂控制架构的结构图；

图3是本发明的基于微分混杂离散并行系统模型在事件触发下的分布式协调混杂控制模型；

图4是本发明的各运行模式下分布式就地动态控制策略示意图。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施方式，所述实施方式的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施方式是示例性的，仅用于解释本发明，而不能解释为对本发明的限制。

针对如图1所示的主网与微电网互联供电的能源网络，构建如图2所示的分布式协调混杂控制架构，并提出一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，包括以下步骤：

步骤1：构建能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络，包括依次相连的一级双向能源流动变流器智能体、二级协调控制智能体和若干三级单元智能体，所述一级双向能源流动变流器智能体用于决策和执行主网与微电网之间联网和独岛的供电模式切换以及决策和执行分布式就地动态控制，二级协调控制智能体用于决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，三级单元智能体用于执行分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制、决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制以及决策和执行分布式就地动态控制。

一级双向能源流动变流器智能体和二级协调控制智能体通过过滤和筛选来自信息网络的标准化知识信息，智能地决策切换控制。三级单元智能体是具有反应层和审议层的混合型智能体，反应层能对运行环境的变化快速做出反应，保证能源网络对环境变化的自适应性；审议层能够将分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的状态处理为知识信息，并以此来智能地决策和执行分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置内部模态的切换控制和就地动态控制。

该分布式协调混杂控制网络，纵向智能体之间为主从交互方式，即上层向下层智能体发送的切换控制请求具有最高优先权，横向单元智能体之间为非主从交互方式，即横向单元智能体具有平等的交互权利。

步骤2：在能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络的基础上，构建混合能源发电系统的微分混杂离散并行系统DHPN模型。在能源网络里，分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置需要根据主网与微电网的互联供电模式，按照一定的顺序和间隔时间进行运行模式的协调切换，而它们也受风、光等自然条件、电荷存储条件以及负荷需求侧管理等约束而随机切换，这些切换又会引起其他单元的连锁切换，由此可见，能源网络中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的逻辑关系十分复杂。因此，本方法采用微分混杂Petri-net(DHPN)对能源网络进行建模，该模型不仅能够描述分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的逻辑切换关系，也能够描述不同运行模式下的单元系统动态行为，只有基于该DHPN模型，通过设计混杂控制策略，才能建立起分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式优化的逻辑切换关系，并按照一定顺序和时间智能地执行切换，同时也能够实现切换行为下的分布式动态调节。

所述DHPN模型由P_D、T_D、P_DF、T_DF、Pre、Pos、τ、M_D0、A_N九个元素组成，具体为：

P_D∈{P_G1,...,P_G3,P_B1,...,P_B4,P_W1,...,P_W5,P_P1,...,P_P3,P_L1,...,P_L(n+1)}为能源互联电力系统离散库所，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式；

T_D∈{T_G1,...,T_G4,T_B1,...,T_B6,T_W1,...,T_W9,T_P1,...,T_P5,T_L1,...,T_Ln,T_Lr1,...,T_Lrn}为能源互联电力系统离散变迁，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式切换行为；

P_DF∈{P_Gf,P_Bf,P_Pf,P_Wf,P_Lf}为能源互联电力系统微分库所，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续状态；

T_DF∈{T_G1f,T_G2f,T_B1f,T_B2f,T_W1f,...,T_W4f,T_P1f,T_P2f,T_L1f,...,T_L3f}为能源互联电力系统微分变迁，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续动态行为；

令P＝P_D∪P_DF，T＝T_D∪T_DF，满足

为弧；

Pre为前弧函数，这里所有前弧函数定义为“1”；

Pos为后弧函数，这里所有后弧函数也定义为“1”；

τ∈{d_TG1,...,d_TLrn}为时间映射，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的各种变迁所需的触发时间；

M_D0∈{M_G0,M_B0,M_P0,M_W0,M_L0}为能源互联电力系统初始标识，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的初始运行模式。

在图3中，每个单元系统的初始标识为带有“黑点”的离散库所，当运行模式发生切换时，“黑点”就从前库所转移到对应的后库所中。图3库所和变迁的详细描述见表1到表4。

表1：离散库所的描述

表2：离散变迁的描述

表3：微分库所的描述

表4：微分变迁的描述

针对上述能源网络关于分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的DHPN模型，在变迁被触发时，若此时该变迁的前库所有“黑点”，则“黑点”将从前库所转移到对应的后库所，进而实现了运行模式的切换。本方法在遵从能源网络中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式切换逻辑关系的前提下，通过构建合理的变迁触发函数，建立起分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的优化逻辑切换关系，并按照一定顺序和时间由智能体智能地触发变迁，进而实现了分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换，以确保能源网络供电的安全可靠性；同时通过构建单元系统的约束违反函数，建立起约束条件与模式切换之间的逻辑关系，当系统约束条件违背时，约束违反函数被激活来触发运行模式切换，进而实现了系统内部运行模式的智能切换，以确保其单元系统的安全运行；除此之外，根据各控制模式下的动态行为特性，构建就地动态控制策略，以实现分布式动态调节，确保能源网络供电的动态稳定性。这就是本方法基于事件触发下的分布式协调混杂控制。

针对上述能源网络关于分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的DHPN模型，本发明提出的事件触发下的分布式协调混杂控制包括以下四种：(1)主网与微电网互联供电模式切换控制，由一级双向能源流动变流器智能体来决策和执行，由基于故障检测信息和母线电压评估指标构建的触发函数来触发，在图3中被描述为(2)分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制：由基于分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式信息和母线电压评估指标构建的触发函数来触发，由二级协调控制智能体来决策，并请求三级单元智能体来执行，在图3被描述为(3)分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制：由基于约束条件构建的约束违反函数来触发，由三级单元智能体来决策和执行，在图3被描述为(4)分布式就地动态控制策略：针对分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置不同的运行模式，由一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策和执行其相应的控制策略，以实现不同运行模式下各单元系统的分布式就地动态调节。

步骤3：一级双向能源流动变流器智能体决策和执行主网和微电网互联供电模式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁。

当能源网络正常运行时，能源网络运行在主网与微电网互联供电模式，一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式，变流器负责能源网络系统的电压控制；

当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率达到变流器的上限值，且能源网络直流母线电压变化超出安全范围时，一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式，当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率退出限幅状态时，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体根据故障检测信息判断主网发生故障时，一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式，即主网与微电网断开，能源网络运行在独岛供电模式，当故障清除时，再使主网与微电网恢复连接，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式。

在一级双向能源流动变流器智能体里，主网与微电网互联供电模式切换控制其实质就是设计连接变迁TG1-TG4的触发函数，分别设计如下：

TF(TG1)＝Sgn[max{(Ig(t)-Ig,max),0}]Sgn[max{(Δ|U_d(t)|-0.05),0}][1(t)-1(t-d_TG1)](1)

TF(TG2)＝Sgn[max{(Ig,max-Ig(t)),0}][1(t)-1(t-d_TG2)](2)

TF(TG4)＝F(t)[1(t)-1(t-d_TG4)](3)

$TF\left(TG3\right)=\stackrel{\‾}{F}\left(t\right)\[1\left(t\right)-1(t-d_{TG3})\]---\left(4\right)$

其中，Sgn(.)是符号函数；1(t)是阶跃函数；Ig(t)是双向能源流动变流器电流，Ig,max最大限流值；Δ|U_d(t)|为直流母线电压与其参考值之间的偏差，这里也称之为电压评估指标；F(t)是故障逻辑函数，当主网故障时，F(t)为“1”，否则为“0”；为F(t)的函数；d_TG1为变迁T_G1的触发响应时间，其他的包括后面的响应时间是类似的定义。

步骤4：二级协调控制智能体决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，通过交互行为发送到三级单元智能体执行，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁，交互行为具体为：同等级智能体之间为非主从交互行为，单元切换控制智能体与上层协调切换控制智能体之间为主从交互行为。

在主网与微电网互联供电模式下，当一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在功率控制模式、指令可再生能源发电单元运行在最大功率点跟踪(MPPT)模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行，此时，储能装置单元负责调节供需功率平衡，系统最大限度地利用可再生能源发电；

当一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式时，变流器失去了电压维护能力，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行，此时，储能装置单元负责能源网络的电压控制；当一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式时，储能装置也相应切回到功率控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式时，能源网络在孤岛供电模式下，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在功率控制模式或MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；当储能装置单元由于长期充放电导致电荷存储达到上限或下限值时，二级协调控制智能体指令储能装置单元停止运行、指令可再生能源发电单元运行在电压控制模式，并由三级单元智能体执行，此时，可再生能源发电单元负责能源网络的电压控制；当能源网络母线电压下降至超出安全范围时，二级协调控制智能体根据母线电压下降幅度指令分级甩负荷，并由三级单元智能体执行，这里根据用电负荷的用电需求重要程度划分级别；当故障清除时，按照先后顺序将分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的现有运行模式恢复到互联供电下的运行模式。

其中，可再生能源发电单元包括风力发电单元和光伏发电单元。

在二级协调控制智能体里，分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制其实质就是设计它们之间的逻辑触发函数。

在设计触发函数之前，给出以下定义：假如系统运行在P_i模式上，则其逻辑函数F(P_i)定义为“1”，否则为“0”，那么在任何时刻，在每个分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置里，仅有一个运行模式的逻辑函数为“1”。

对应于协调切换控制的触发函数设计如下：

TF(T_B2)＝[F(P_G2)+F(P_G3)]F(P_B2)[(1(t)-1(t-d_TB2)](5)

TF(T_B1)＝F(P_G1)F(P_B1)[(1(t)-1(t-d_TB1)](6)

$\begin{array}{c}TF\left(T_{L1}\right)=F\left(P_{G3}\right)F\left(P_{B3}\right)F\left(P_{L1}\right)Sgn\[max\{(-{\mathrm{\ΔU}}_d(t)-0.1),0\}\]Sgn\[max\left\{\right(0.15+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)),0\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(-{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_1\right)-0.1\right),0\right\}\]Sgn\[\max \left\{\left(0.15+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_1\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_1\right)-1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_1-d_{TL1}\right)\]\end{array}---\left(7\right)$

$\begin{array}{c}TF\left(T_{L2}\right)=F\left(P_{G3}\right)F\left(P_{B3}\right)F\left(P_{L1}\right)Sgn\[max\{(-{\mathrm{\ΔU}}_d(t)-0.1),0\}\]Sgn\[max\left\{\right(0.2+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)),0\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(-{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_2\right)-0.1\right),0\right\}\]Sgn\[\max \left\{\left(0.2+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_2\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_2\right)-1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_2-d_{TL2}\right)\]\end{array}---\left(8\right)$

$\begin{array}{c}TF\left(T_{Ln}\right)=F\left(P_{G3}\right)F\left(P_{B3}\right)F\left(P_{L1}\right)Sgn\[\max \left\{\left(-{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)-0.1\right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[max\{(0.15+(n-1)0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d(t\left)\right),0\}\]Sgn\[\max \left\{\left(-{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_n\right)-0.1\right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[max\{(0.15+(n-1)0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d(t+{\mathrm{\ΔT}}_n\left)\right),0\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_n\right)-1\left(t+{\mathrm{\ΔT}}_n-d_{TLn}\right)\]\end{array}---\left(9\right)$

$\begin{array}{c}TF\left(T_{Lr1}\right)=F\left(P_{G1}\right)F\left(P_{B2}\right)F\left(P_{L2}\right)Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)\right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\Δt}}_1\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_1\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_1-d_{TLr1}\right)\]\end{array}---\left(10\right)$

$\begin{array}{c}TF\left(T_{Lr2}\right)=F\left(P_{G1}\right)F\left(P_{B2}\right)F\left(P_{L3}\right)Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)\right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\Δt}}_2\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_2\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_2-d_{TLr2}\right)\]\end{array}---\left(11\right)$

$\begin{array}{c}TF\left(T_{Lrn}\right)=F\left(P_{G1}\right)F\left(P_{B2}\right)F\left(P_{L\left(n+1\right)}\right)Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t\right)\right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(0.05+{\mathrm{\ΔU}}_d\left(t+{\mathrm{\Δt}}_n\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_n\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δt}}_n-d_{TLr1}\right)\]\end{array}---\left(12\right)$

TF(T_P2)＝F(P_G3)F(P_B4)F(P_P1)Sgn[max{(ΔU_d(t)-0.1),0}][1(t)-1(t-d_TP2)](13)

TF(T_P1)＝{F(P_G3)F(P_B1)F(P_P2)+F(P_G1)F(P_B2)F(P_P2)}[1(t)-1(t-d_TP1)](14)

TF(T_W1)＝F(P_G3)F(P_B4)F(P_P2)F(P_W1)Sgn[max{(ΔU_d(t)-0.1),0}][1(t)-1(t-d_TW1)](15)

TF(T_W2)＝{F(P_G3)F(P_B1)F(P_W2)+F(P_G1)F(P_B2)F(P_W2)}[1(t)-1(t-d_TW2)](16)

TF(T_W8)＝F(P_G3)F(P_B4)F(P_P2)F(P_W2)Sgn[max{(ΔU_d(t)-0.1),0}][1(t)-1(t-d_TW8)](17)

TF(T_W9)＝{F(P_G3)F(P_B1)F(P_W5)+F(P_G1)F(P_B2)F(P_W5)}[1(t)-1(t-d_TW9)](18)

步骤5：三级单元智能体根据运行约束条件和运行环境来独自决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁，具体为：

步骤5-1：根据分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式约束条件，构建约束违反函数；

步骤5-2：对应每个约束违反函数，由各三级单元智能体按照分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的逻辑关系决策并执行模式切换控制。

在储能装置单元里，连接变迁T_B3-T_B6的约束违反函数被设计为：

$\begin{array}{c}CVF\left(TB3\right)=Sgn\[\max \left\{\left(Pb\left(t\right)-Pb,\max \right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(0.4S\max -Ssoc\left(t\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t\right)-1\left(t-d_{TB3}\right)\]\end{array}---\left(19\right)$

$\begin{array}{c}CVF\left(TB4\right)=Sgn\[\max \left\{\left(Ssoc\left(t\right)-0.4S\max \right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(Ssoc\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_1\right)-0.4S\max \right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_1\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_1-d_{TB4}\right)\]\end{array}---\left(20\right)$

$\begin{array}{c}CVF\left(TB5\right)=Sgn\[\max \left\{\left(Ssoc\left(t\right)-0.9S\max \right),0\right\}\]\×\\ Sgn\[\max \left\{\left(Ssoc\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_2\right)-0.9S\max \right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_2\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_2-d_{TB5}\right)\]\end{array}---\left(21\right)$

$\begin{array}{c}CVF\left(TB6\right)=Sgn\[\max \left\{\left(0.9S\max -Ssoc\left(t\right)\right),0\right\}\]\\ Sgn\[\max \left\{\left(0.9S\max -Ssoc\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_3\right)\right),0\right\}\]\[1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_3\right)-1\left(t+{\mathrm{\Δ\τ}}_3-d_{TB6}\right)\]\end{array}---\left(22\right)$

其中，Pb(t)是储能装置功率，Pb,max是其最大极限值；Ssoc(t)为电荷状态，Smax为其最大值；Δτ₁为Ssoc(t)上升至0.4Smax的持续时间，Δτ₂和Δτ₃为类似的定义。

在光伏发电单元里，连接变迁T_P3-T_P5的约束违反函数被设计为：

CVF(TP3)＝Sgn[max{(C-Ging(t)),0}][1(t)-1(t-d_TP3)](23)

CVF(TP4)＝Sgn[max{(Ging(t)-C),0}][1(t)-1(t-d_TP4)](24)

CVF(TP5)＝Sgn[max{(C-Ging)(t),0}][1(t)-1(t-d_TP5)](25)

其中，Ging(t)为光辐射度，C为光辐射度阈值。

在风电发电单元里，连接变迁TW3-T_W7的约束违反函数被设计为：

CVF(TW3)＝Sgn[max{(vci-v(t)),0}][1(t)-1(t-d_Tw3)](26)

CVF(TW4)＝Sgn[max{(v(t)-vci),0}][1(t)-1(t-d_Tw4)](27)

CVF(TW5)＝Sgn[max{(v(t)-vco),0}][1(t)-1(t-d_Tw5)](28)

CVF(TW6)＝Sgn[max{(vco-v(t)),0}][1(t)-1(t-d_Tw6)](29)

CVF(TW7)＝Sgn[max{(vci-v(t)),0}][1(t)-1(t-d_Tw7)](30)

其中，v(t)为风速，vci为进风速度；vco为出风速度。

步骤6：针对分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置不同的运行模式以及各运行模式下的动态行为特性，构建就地动态控制策略，如图4所示，由一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策分布式就地动态控制策略和执行相应的分布式就地动态控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁。

负荷需求侧的动态控制其实质就是制定负荷需求侧动态响应机制，有效需求侧响应机制可以提升需求侧智能参与调节的能力，该内容应该针对负荷需求侧动态特性做专门研究，故本方法没有考虑负荷需求侧的动态控制。

本发明所提出的分布式协调混杂控制能够确保能源网络中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式智能切换，无论在联网还是在孤岛供电模式下，在最大限度利用可再生能源发电的同时，都能确保直流母线电压维持在安全可靠的范围内，并使能源网络在模式切换运行下具有良好的动态稳定性能。

以上所述仅是本发明的部分实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进，这些改进应视为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：构建能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络，包括依次相连的一级双向能源流动变流器智能体、二级协调控制智能体和若干三级单元智能体，所述一级双向能源流动变流器智能体用于决策和执行主网与微电网之间联网和独岛的供电模式切换以及决策和执行分布式就地动态控制，二级协调控制智能体用于决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，三级单元智能体用于执行分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制、决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制以及决策和执行分布式就地动态控制；

步骤2：在能源互联电力系统的分布式协调混杂控制网络的基础上，构建混合能源发电系统的微分混杂离散并行系统DHPN模型，所述DHPN模型由P_D、T_D、P_DF、T_DF、Pre、Pos、τ、M_D0、A_N九个元素组成，具体为：

能源互联电力系统离散库所P_D，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式；

能源互联电力系统离散变迁T_D，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式切换行为；

能源互联电力系统微分库所P_DF，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续状态；

能源互联电力系统微分变迁T_DF，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的连续动态行为；

前弧函数Pre，定义为1；

后弧函数Pos，定义为1；

时间映射τ，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的各种变迁所需的触发时间；

能源互联电力系统初始标识M_D0，包含能源互联电力系统中分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的初始运行模式；

弧A_N，且满足

步骤3：一级双向能源流动变流器智能体决策和执行主网和微电网互联供电模式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤4：二级协调控制智能体决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，通过交互行为发送到三级单元智能体执行，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤5：三级单元智能体决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁；

步骤6：一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策分布式就地动态控制策略和执行相应的分布式就地动态控制，触发DHPN模型中的P_D、T_D、P_DF、T_DF随τ产生相对应的变迁。

2.基于权利要求1所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，步骤3中的一级双向能源流动变流器智能体决策和执行主网和微电网互联供电模式切换控制，具体为：

当能源网络正常运行时，一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率达到变流器的上限值，且能源网络直流母线电压变化超出安全范围时，一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式，当一级双向能源流动变流器智能体判断出主网与微电网之间双向传输功率退出限幅状态时，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式；

当一级双向能源流动变流器智能体根据故障检测信息判断主网发生故障时，一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式，当故障清除时，一级双向能源流动变流器智能体切换回电压控制模式。

3.基于权利要求1所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，步骤4中的二级协调控制智能体决策分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置之间运行模式的协调切换控制，通过交互行为发送到三级单元智能体执行，具体为：

当一级双向能源流动变流器智能体运行在电压控制模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在功率控制模式、指令可再生能源发电单元运行在最大功率点跟踪MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；

当一级双向能源流动变流器智能体运行在限流控制模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；

当一级双向能源流动变流器智能体切换到停止运行模式时，二级协调控制智能体指令储能装置单元运行在电压控制模式、指令可再生能源发电单元运行在功率控制模式或MPPT模式，并通过交互行为发送到三级单元智能体执行；当储能装置单元的电荷存储达到上限或下限值时，二级协调控制智能体指令储能装置单元停止运行、指令可再生能源发电单元运行在电压控制模式，并由三级单元智能体执行；当能源网络母线电压下降至超出安全范围时，二级协调控制智能体根据母线电压下降幅度指令分级甩负荷，并由三级单元智能体执行。

4.基于权利要求3所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，可再生能源发电单元包括风力发电单元和光伏发电单元。

5.基于权利要求1所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，步骤5中的三级单元智能体决策和执行分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的分布式切换控制，具体为：

步骤5-1：根据分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的运行模式约束条件，构建约束违反函数；

步骤5-2：对应每个约束违反函数，由各三级单元智能体按照分布式可再生能源、负荷需求侧、分布式储能装置的内部运行模式的逻辑关系决策并执行模式切换控制。

6.基于权利要求1所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，步骤6中的一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体决策分布式就地动态控制策略和执行相应的分布式就地动态控制，具体为：针对分布式可再生能源、主网和微电网、负荷需求侧、分布式储能装置的不同运行模式以及在各运行模式下的动态行为特性，构建就地动态控制策略，由一级双向能源流动变流器智能体和三级单元智能体执行相应的控制策略。

7.基于权利要求1或3所述的基于能源互联电力系统的分布式协调混杂控制方法，其特征在于，交互行为具体为：同等级智能体之间为非主从交互行为，单元切换控制智能体与上层协调切换控制智能体之间为主从交互行为。