CN107204632B - 一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，其特点是，在电‑热能源综合调度的基础上，分析柔性负荷消纳风电系统构成及运营规则；在考虑电‑热能源综合调度约束条件和柔性负荷运行约束条件下，建立包含柔性负荷的电网调度模型，分析不同作用方式下风电接纳情况，具有科学合理，适用性强，效果佳等优点。

Description

一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，是一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法。

背景技术

中国东北、华北和西北地区，即“三北”地区风能资源丰富，风电装机容量呈爆发式增长，截止2016年底，风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，约占发电装机容量的9％。风电快速发展的同时，弃风问题日益突出，中国风能资源丰富的“三北”地区由于系统调峰不足等原因，导致电网弃风严重，成为制约风电发展的主要瓶颈。研究表明：供热期负荷低谷时段，热电机组调峰裕度为额定容量的20％，严重挤压风电上网空间，导致大量弃风；供热期弃风电量约占全年弃风电量93％，且风电渗透率与热负荷水平较高、电负荷水平较低是目前影响风电消纳的主要因素。

根据当前中国“三北”地区严重弃风问题，通过引入柔性负荷来提高系统运行灵活性，提高风电消纳。因此，提出一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，可为制定有效风电消纳措施提供理论指导。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提供一种科学合理，适用性强，效果佳，能够有效提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法。

解决其技术问题所采用的技术方案是：一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，其特征是，在电-热能源综合调度的基础上，分析柔性负荷消纳风电系统构成及控制策略；在考虑电-热能源综合调度约束条件和柔性负荷运行约束条件下，建立包含柔性负荷的电网调度模型，分析不同作用方式下风电接纳情况，具体包括的内容是：

1)柔性负荷消纳风电系统构成与控制策略

(a)柔性负荷消纳风电系统构成

柔性负荷主要是指用电量可在指定区间内变化或在不同时间段转移的负荷，其中，储热式电锅炉通过配置储热装置，弃风时段电锅炉满足供热的同时进行储热，非弃风时段储热放热，实现能量在时间上的转移；电池储能系统利用其响应速度快、能量双向流动，能够实时响应电网调度指令进行充放电；通过负荷侧引入储热式电锅炉和电池储能作为柔性负荷用于提高风电接纳；

(b)柔性负荷消纳风电控制策略

由于储热式电锅炉存在供热约束，因此，将其作为风电消纳主体，电池储能协调动作；电池储能协调储热式电锅炉的分时段运行控制策略为：以22时至次日22时作为一个调度周期，起始调度时间为负荷低谷时段；初始低谷时段，电锅炉动作供热同时储热，储热量满足峰平时段热负荷需求，弃风不足则消纳火电电量；低谷时段系统中还存在弃风时，电池储能动作进行充电消纳弃风；峰平时段储热动作满足热负荷需求，电池储能为增加峰谷价差收益，其主要在尖峰时段放电至初始荷电状态，且电池储能峰平时段不充电；

2)包含柔性负荷的电网调度模型

(a)调度模型目标函数

含风电电网经济调度以系统发电成本最小为调度目标，但弃风严重；因此，为提高风电消纳水平，目标函数中增加考虑弃风成本及常规机组污染排放的惩罚函数；该目标函数在增加风电消纳的同时对环境保护意义重大，柔性负荷调峰补偿成本由系统内部常规火电、热电机组与风电场分摊，所以，目标函数中不计及补偿费用，因此，目标函数为(1)式：

式中，S目标函数；S_c(i,t)火电机组发电成本函数；S_e(k,t)热电联产机组发电成本函数；M、N各类机组台数；λ弃风成本惩罚系数；P_w,qf(t)为t时刻弃风功率；β污染排放惩罚系数；S_p(t)污染排放惩罚函数；T调度时间；

①常规火电机组发电成本函数

对于纯凝式火电机组，发电成本函数S_c(i,t)为式(2)：

其中，F₁火电机组运行成本函数；F₂火电机组启停成本函数；火电机组运行成本与启停成本主要是其煤耗成本，因此，火电机组运行成本函数与煤耗量函数相似，均为发电出力的二次形式，如式(3)：

式中，a_i、b_i、c_i机组i发电成本系数；机组i在t时刻启停状态；S_i机组i启动成本；

②热电联产机组发电成本函数

假设系统中热电联产机组均为抽汽式热电机组，发电成本函数S_e(k,t)为：

式中，a_k、b_k、c_k热电机组k发电成本系数；热电机组k热出力；热电机组k电出力；

③惩罚函数

惩罚函数主要包括弃风成本和常规机组污染排放治理成本，通过增加目标函数的惩罚项来提高风电消纳水平，如下式(5)所示：

式中，污染排放惩罚函数主要与机组发电量与供热量有关；

(b)运行约束条件

电力系统约束：

①电力电量平衡约束

式中，为t时刻火电机组与热电联产机组出力总和，为t时刻并网风电功率；为t时刻储能系统放电功率；为t时刻电锅炉功率；为t时刻电负荷需求；为t时刻储能系统充电功率；

②机组出力约束

抽汽式机组k约束：

式中，P_e,min,k抽汽式机组k在凝汽工况下最小电出力，P_e,max,k抽汽式机组k在凝汽工况下最大电出力；c_m,k、c_v,k、K_k机组参数；

纯凝式机组i出力约束：

式中，P_e,min,i·纯凝式机组i最小电出力，P_e,max,i纯凝式机组i最大电出力；

③机组爬坡约束

式中，P_up,i纯凝式机组i向上爬坡速率，P_down,i纯凝式机组i向下爬坡速率，热电机组出力变化通过改变锅炉状态实现，故其电、热出力爬坡速率约束折算为纯凝工况下的电功率约束；

热力系统约束：

①热力热量平衡约束

式中，供热机组供热总功率；η_eh电锅炉效率，取0.98；储热装置储热功率；储热装置放热功率；热负荷总需求；

②机组热出力约束

式中，热电机组最大供热出力；

储热式电锅炉系统约束：

①电锅炉运行功率约束

式中，P_gl,max电锅炉运行功率最大值；

②储热装置运行约束

式中，分别为储热装置最大储放热功率；

③储热装置储热状态约束

式中，为t时刻储热装置储热状态；S_h,max为储热装置最大储热量；为t-1时刻储热装置储热状态；η_TES,in为储热储热效率，取0.92；η_TES,out储热放热效率，取0.92；由于蓄热罐日内总热损失不超过1％，因此，不考虑储热装置热损失；

④储热始末状态约束

式中，储热装置调度周期始状态、储热装置调度周期末状态；

储能系统约束：

①储能运行功率约束

式中，P_ESS,in,max、P_ESS,out,max为储能系统最大充放电功率；

②储能系统荷电状态

式中，为t时刻储能荷电状态；储能初始时刻荷电状态；X_t、Y_t为储能充放电状态，其值为0、1；η_ESS,cha储能充电效率，取0.9；η_ESS,dis储能放电效率，取0.9；E_b储能系统额定容量；

③储能充放电状态约束

X_t×Y_t＝0 (18)

(18)式表明储能不能同时处于充电和放电状态；

④储能系统荷电状态约束

式中，SOC_ESS,max储能荷电状态上限值，SOC_ESS,min储能荷电状态下限值；

⑤储能始末荷电状态约束

式中，储能调度周期始荷电状态，储能调度周期末荷电状态。

本发明的一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，在电-热能源综合调度的基础上，分析柔性负荷消纳风电系统构成及运营规则；在考虑电-热能源综合调度约束条件和柔性负荷运行约束条件下，建立包含柔性负荷的电网调度模型，分析不同作用方式下风电接纳情况，具有科学合理，适用性强，效果佳等优点。

附图说明

图1为电网结构示意图；

图2为新增用电负荷情况下风电接纳情况图；

图3为电能替代情况下风电接纳情况图；

图4为新增用电负荷情况下热电机组出力图；

图5为新增用电负荷情况下热电机组出力图；

图6为不同运行方式下柔性负荷调峰效果图。

具体实施方式

下面利用附图和实施例对本发明进行详细说明。

本发明的一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，在电-热能源综合调度的基础上，分析柔性负荷消纳风电系统构成及运营规则；在考虑电-热能源综合调度约束条件和柔性负荷运行约束条件下，建立包含柔性负荷的电网调度模型，分析不同作用方式下风电接纳情况，具体包括的内容是：

1)柔性负荷消纳风电系统构成与控制策略

(a)柔性负荷消纳风电系统构成

柔性负荷主要是指用电量可在指定区间内变化或在不同时间段转移的负荷，其中，储热式电锅炉通过配置储热装置，弃风时段电锅炉满足供热的同时进行储热，非弃风时段储热放热，实现能量在时间上的转移；电池储能系统利用其响应速度快、能量可双向流动的特点，可实时响应电网调度指令进行充放电；通过负荷侧引入储热式电锅炉和电池储能作为柔性负荷协调作用增强系统运行灵活性，可有效提高风电接纳；

(b)柔性负荷消纳风电控制策略

由于储热式电锅炉存在供热约束，因此，这里将其作为风电消纳主体，电池储能协调动作；为发挥储热式电锅炉与电池储能各自优势，电池储能协调储热式电锅炉的分时段运行控制策略为：以22时-次日22时作为一个调度周期，起始调度时间为负荷低谷时段；初始低谷时段，电锅炉动作供热同时储热，储热量满足峰平时段热负荷需求，弃风不足则消纳火电电量；低谷时段系统中还存在弃风时，电池储能动作进行充电消纳弃风；峰平时段储热动作满足热负荷需求，电池储能为增加峰谷价差收益，其主要在尖峰时段放电至初始荷电状态，且电池储能峰平时段不充电；

2)包含柔性负荷的电网调度模型

(a)调度模型目标函数

含风电电网经济调度以系统发电成本最小为调度目标，但弃风严重；因此，为提高风电消纳水平，目标函数中增加考虑弃风成本及常规机组污染排放的惩罚函数；该目标函数在增加风电消纳的同时对环境保护意义重大。柔性负荷调峰补偿成本由系统内部其余机组或风电场分摊，所以，目标函数中不计及补偿费用，因此，目标函数为(1)式：

式中，S目标函数；S_c(i,t)火电机组发电成本函数；S_e(k,t)热电联产机组发电成本函数；M、N各类机组台数；λ弃风成本惩罚系数；P_w,qf(t)为t时刻弃风功率；β污染排放惩罚系数；S_p(t)污染排放惩罚函数；T调度时间；

①常规火电机组发电成本函数

对于纯凝式火电机组，发电成本函数S_c(i,t)为式(2)：

其中，F₁火电机组运行成本函数；F₂火电机组启停成本函数；火电机组运行成本与启停成本主要是其煤耗成本，因此，火电机组运行成本函数与煤耗量函数相似，均为发电出力的二次形式，如式(3)：

式中，a_i、b_i、c_i机组i发电成本系数；机组i在t时刻启停状态；S_i机组i启动成本；

②热电联产机组发电成本函数

假设系统中热电联产机组均为抽汽式热电机组，发电成本函数S_e(k,t)为：

式中，a_k、b_k、c_k热电机组k发电成本系数；热电机组k热出力；热电机组k电出力；

③惩罚函数

惩罚函数主要包括弃风成本和常规机组污染排放治理成本，通过增加目标函数的惩罚项来提高风电消纳水平，如下式(5)所示：

式中，污染排放惩罚函数主要与机组发电量与供热量有关；

(b)运行约束条件

电力系统约束：

①电力电量平衡约束

式中，为t时刻火电机组与热电联产机组出力总和，为t时刻并网风电功率；为t时刻储能系统放电功率；为t时刻电锅炉功率；为t时刻电负荷需求；为t时刻储能系统充电功率；

②机组出力约束

抽汽式机组k约束：

式中，P_e,min,k抽汽式机组k在凝汽工况下最小电出力，P_e,max,k抽汽式机组k在凝汽工况下最大电出力；c_m,k、c_v,k、K_k机组参数；

纯凝式机组i出力约束：

式中，P_e,min,i·纯凝式机组i最小电出力，P_e,max,i纯凝式机组i最大电出力；

③机组爬坡约束

式中，P_up,i纯凝式机组i向上爬坡速率，P_down,i纯凝式机组i向下爬坡速率，热电机组出力变化通过改变锅炉状态实现，故其电、热出力爬坡速率约束折算为纯凝工况下的电功率约束；

热力系统约束：

①热力热量平衡约束

式中，供热机组供热总功率；η_eh电锅炉效率，取0.98；储热装置储热功率；储热装置放热功率；热负荷总需求；

②机组热出力约束

式中，热电机组最大供热出力；

储热式电锅炉系统约束：

①电锅炉运行功率约束

式中，P_gl,max电锅炉运行功率最大值；

②储热装置运行约束

式中，分别为储热装置最大储放热功率；

③储热装置储热状态约束

式中，为t时刻储热装置储热状态；S_h,max为储热装置最大储热量；为t-1时刻储热装置储热状态；η_TES,in为储热储热效率，取0.92；η_TES,out储热放热效率，取0.92；由于蓄热罐日内总热损失不超过1％，因此，不考虑储热装置热损失；

④储热始末状态约束

式中，储热装置调度周期始状态、储热装置调度周期末状态；

储能系统约束：

①储能运行功率约束

式中，P_ESS,in,max、P_ESS,out,max为储能系统最大充放电功率；

②储能系统荷电状态

式中，为t时刻储能荷电状态；储能初始时刻荷电状态；X_t、Y_t为储能充放电状态，其值为0、1；η_ESS,cha储能充电效率，取0.9；η_ESS,dis储能放电效率，取0.9；E_b储能系统额定容量；

③储能充放电状态约束

X_t×Y_t＝0 (38)

(18)式表明储能不能同时处于充电和放电状态；

④储能系统荷电状态约束

式中，SOC_ESS,max储能荷电状态上限值，SOC_ESS,min储能荷电状态下限值；

⑤储能始末荷电状态约束

式中，储能调度周期始荷电状态，储能调度周期末荷电状态。

下面以中国东北地区的某区域电网为例，简化电源装机结构，基于上述柔性负荷调度方法，分析风电接纳情况。

表1不同机组装机容量

假设该区域热负荷基本不变为2150MW，其中，热电厂1向A地区500MW热负荷供热，热电厂2向B地区850MW热负荷供热，热电厂3向C地区800MW热负荷供热；电厂4为火电厂；电负荷数据为该区域电网实际负荷需求，风电出力则由历史风速数据求得，假设该区域电网与外电网没有能量交换。假设，储热式电锅炉配置200MW/1000MWh，调度周期始末储热状态均为零；电池储能配置100MW/300MWh，且SOC为0.1-0.9之间。电网结构如图1所示。

算例分别采用如下不同运行方式提高风电消纳：

方式1：储热式电锅炉与储能均不参与电网调度。此时，风电接纳空间受热电联产机组“以热定电”运行方式的影响，弃风现象较为严重。

方式2：储热式电锅炉参与电网调度。电网中电负荷水平增加，且电锅炉配置储热后，其运行控制灵活，在满足供热的前提下，尽量消纳弃风电量进行供热。

方式3：储热式电锅炉与储能均参与电网调度。通过配置储能来增强负荷侧系统灵活性，减小负荷峰谷差。

为分析电池储能协调储热式电采暖与电池储能单独作用不同效果，将单独配置电池储能与混合柔性负荷进行对比。综合考虑电池储能运行特性及价格因素，当电池储能与储热式电锅炉作用效果相同时，电池储能功率与容量配置为储热式电锅一半的水平。所以，电池储能配置为200MW/800MWh。

算例分析柔性负荷不同作用效果如下：

作用效果1：新增用电负荷。系统中增加储热式电锅炉用电负荷增加风电消纳。通过对燃煤供暖用户进行改造，以储热式电锅炉进行供暖；对于新建建筑，直接采用电供暖。假设，系统新增热负荷需求功率恒为60MW。

作用效果2：考虑电能替代。一方面，增加用电负荷，消纳更多弃风；另一方面，解耦热电联产机组热出力，增加热电机组调峰裕度，接纳更多风电。假设，储热式电锅炉替代各供热区域20MW的热电机组供热负荷，减少热电机组热负荷水平。

模型求解及分析：

①风电接纳情况分析

考虑新增用电负荷情况下(作用效果1)，风电接纳情况如图2所示，未配置柔性负荷的方式1，弃风电量为1669MWh，弃风率为21.67％；配置储热式电锅炉的方式2，弃风电量为395.5MWh，弃风率为5.1％；配置电池储能与储热式电锅炉的方式3，弃风电量为128.83MWh，弃风率为1.67％；电池储能单独作用时，弃风电量为957.88MWh，弃风率为12.43％。由上述运行结果可知，配置储热式电锅炉可减少16.57％弃风，风电消纳效果明显；电池储能协调储热式电锅炉消纳弃风效果最好；单独配置电池储能减少9.24％弃风，风电消纳能力有限。

考虑电能替代情况下(作用效果2)，风电接纳情况如图3，配置储热式电锅炉的方式2，弃风电量为170.5MWh，弃风率为2.2％；配置电池储能与储热式电锅炉的方式3，弃风电量为0MWh。因此，考虑电能替代的风电消纳效果明显优于新增用电负荷的情况。

②柔性负荷调峰效果分析

考虑新增用电负荷情况下，如图4为不同运行方式下热电机组出力曲线，新增用电负荷情况下，对于热电联产机组解耦没有作用，仅通过增加电负荷的形式提高风电消纳；仅当电池储能动作时，在高峰时段可减少热电机组出力。

考虑电能替代情况下，如图5所示，以电能替代的方式增加储热式电锅炉在负荷低谷时段可解耦45MW热电机组调峰容量，电池储能在峰时段最大可减小52.74MW热电机组出力。储热式电锅炉作用一方面增加用电负荷，另一方面解耦热电联产机组供热负荷水平，负荷低谷时段可以解耦热电联产机组“以热定电运行方式”，增强下调峰能力提高风电消纳；电池储能低谷时段充电提高风电消纳，高峰时段放电减小供电压力。

③柔性负荷调峰效果分析

通过上述对比结果可知，考虑电能替代情况对于风电消纳效果最好，且对于改变负荷出力特性作用较大。配置柔性负荷后，等效电负荷特性曲线如图6所示，原始电负荷曲线最大峰谷差为695MW，配置储热电锅炉之后可提高负荷低谷时段的电负荷水平，此时最大峰谷差为495MW；配置储热电锅炉与电池储能，最大峰谷差为424.5MW；单独配置电池储能后，最大峰谷差为536MW。因此，考虑电能替代情况下，储热式电锅炉与电池储能协调作用调峰效果最好。

本发明实施例中的计算条件、图例、表等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (1)

1.一种提升风电消纳的柔性负荷优化调度方法，其特征是，在电-热能源综合调度的基础上，分析柔性负荷消纳风电系统构成及控制策略；在考虑电-热能源综合调度约束条件和柔性负荷运行约束条件下，建立包含柔性负荷的电网调度模型，分析不同作用方式下风电接纳情况，具体包括的内容是：

1)柔性负荷消纳风电系统构成与控制策略

(a)柔性负荷消纳风电系统构成

柔性负荷主要是指用电量在指定区间内变化或在不同时间段转移的负荷，其中，储热式电锅炉通过配置储热装置，弃风时段电锅炉满足供热的同时进行储热，非弃风时段储热放热，实现能量在时间上的转移；电池储能系统利用其响应速度快、能量双向流动，能够实时响应电网调度指令进行充放电；通过负荷侧引入储热式电锅炉和电池储能作为柔性负荷用于提高风电接纳；

(b)柔性负荷消纳风电控制策略

由于储热式电锅炉存在供热约束，因此，将其作为风电消纳主体，电池储能协调动作；电池储能协调储热式电锅炉的分时段运行控制策略为：以22时至次日22时作为一个调度周期，起始调度时间为负荷低谷时段；初始低谷时段，电锅炉动作供热同时储热，储热量满足峰平时段热负荷需求，弃风不足则消纳火电电量；低谷时段系统中还存在弃风时，电池储能动作进行充电消纳弃风；峰平时段储热动作满足热负荷需求，电池储能为增加峰谷价差收益，其主要在尖峰时段放电至初始荷电状态，且电池储能峰平时段不充电；

2)包含柔性负荷的电网调度模型

(a)调度模型目标函数

含风电电网经济调度以系统发电成本最小为调度目标，但弃风严重；因此，为提高风电消纳水平，目标函数中增加考虑弃风成本及常规机组污染排放的惩罚函数；该目标函数在增加风电消纳的同时对环境保护意义重大，柔性负荷调峰补偿成本由系统内部常规火电、热电机组与风电场分摊，所以，目标函数中不计及补偿费用，因此，目标函数为(1)式：

式中，S目标函数；S_c(i,t)火电机组发电成本函数；S_e(k,t)热电联产机组发电成本函数；M、N各类机组台数；λ弃风成本惩罚系数；P_w,qf(t)为t时刻弃风功率；β污染排放惩罚系数；S_p(t)污染排放惩罚函数；T调度时间；

①常规火电机组发电成本函数

对于纯凝式火电机组，发电成本函数S_c(i,t)为式(2)：

其中，F₁火电机组运行成本函数；F₂火电机组启停成本函数；火电机组运行成本与启停成本主要是其煤耗成本，因此，火电机组运行成本函数与煤耗量函数相似，均为发电出力的二次形式，如式(3)：

式中，a_i、b_i、c_i机组i发电成本系数；机组i在t时刻启停状态；S_i机组i启动成本；

②热电联产机组发电成本函数

假设系统中热电联产机组均为抽汽式热电机组，发电成本函数S_e(k,t)为：

式中，a_k、b_k、c_k热电机组k发电成本系数；热电机组k热出力；热电机组k电出力；

③惩罚函数

惩罚函数主要包括弃风成本和常规机组污染排放治理成本，通过增加目标函数的惩罚项来提高风电消纳水平，如下式(5)所示：

式中，污染排放惩罚函数主要与机组发电量与供热量有关；

(b)运行约束条件

电力系统约束：

①电力电量平衡约束

式中，为t时刻火电机组与热电联产机组出力总和，为t时刻并网风电功率；为t时刻储能系统放电功率；为t时刻电锅炉功率；为t时刻电负荷需求；为t时刻储能系统充电功率；

②机组出力约束

抽汽式机组k约束：

式中，P_e,min,k抽汽式机组k在凝汽工况下最小电出力，P_e,max,k抽汽式机组k在凝汽工况下最大电出力；c_m,k、c_v,k、K_k机组参数；

纯凝式机组i出力约束：

式中，P_e,min,i·纯凝式机组i最小电出力，P_e,max,i纯凝式机组i最大电出力；

③机组爬坡约束

式中，P_up,i纯凝式机组i向上爬坡速率，P_down,i纯凝式机组i向下爬坡速率，热电机组出力变化通过改变锅炉状态实现，故其电、热出力爬坡速率约束折算为纯凝工况下的电功率约束；

热力系统约束：

①热力热量平衡约束

式中，供热机组供热总功率；η_eh电锅炉效率，取0.98；储热装置储热功率；储热装置放热功率；热负荷总需求；

②机组热出力约束

式中，热电机组最大供热出力；

储热式电锅炉系统约束：

①电锅炉运行功率约束

式中，P_gl,max电锅炉运行功率最大值；

②储热装置运行约束

式中，分别为储热装置最大储放热功率；

③储热装置储热状态约束

式中，为t时刻储热装置储热状态；S_h,max为储热装置最大储热量；为t-1时刻储热装置储热状态；η_TES,in为储热储热效率，取0.92；η_TES,out储热放热效率，取0.92；由于蓄热罐日内总热损失不超过1％，因此，不考虑储热装置热损失；

④储热始末状态约束

式中，储热装置调度周期始状态、储热装置调度周期末状态；

储能系统约束：

①储能运行功率约束

式中，P_ESS,in,max、P_ESS,out,max为储能系统最大充放电功率；

②储能系统荷电状态

式中，为t时刻储能荷电状态；储能初始时刻荷电状态；X_t、Y_t为储能充放电状态，其值为0、1；η_ESS,cha储能充电效率，取0.9；η_ESS,dis储能放电效率，取0.9；E_b储能系统额定容量；

③储能充放电状态约束

X_t×Y_t＝0 (18)

(18)式表明储能不能同时处于充电和放电状态；

④储能系统荷电状态约束

式中，SOC_ESS,max储能荷电状态上限值，SOC_ESS,min储能荷电状态下限值；

⑤储能始末荷电状态约束

式中，储能调度周期始荷电状态，储能调度周期末荷电状态。