CN107633333A - 柔性变电站区域电网的源‑荷‑储调度优化方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种柔性变电站区域电网的源‑荷‑储调度优化方法及系统，其特征在于包括以下步骤：1)获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；2)将所述接入柔性变电站区域电网的基础数据输入预先建立的综合新能源与分布式电源消纳率以及运行成本的双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源‑荷‑储调度优化结果；3)基于得到的柔性变电站区域电网的日前源‑荷‑储调度优化结果，对所述柔性变电站区域电网进行调度。本发明可以广泛应用于为实际运行的柔性变电站区域配网源‑荷‑储日前调度优化提供指导。
Description
技术领域
本发明属于电网调度技术领域，尤其涉及一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法及系统。
背景技术
具备四端口的柔性变电站可连接大电网的中压交流、新电源的中压直流、低压交流负荷和低压直流负荷。柔性变电站的中压直流侧可接入集中式光伏、风能等负荷侧 可接入储能设备，还可投入如屋顶光伏等分布式电源。电能经由柔性变电站可朝任意 方向流动，可采取多种控制方式。柔性变电站可方便分布式电源的即插即用。柔性变 电站区域电网存在源-荷-储调度的优化问题，需要解决新能源和分布式电源的消纳， 同时由于存在区域电网与主网的功率交换，需对分布式电源与新能源的出力进行基于 最小化运行成本的优化控制。而柔性变电站交直流混合配电的研究与建设尚处于初步 阶段，综合源-荷-储多种相关因素的研究不够全面，考虑用户侧互动的调度方式设计、 模型构建还有待深入研究。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法及系统，用于柔性变电站区域电网的日前调度的决策。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于包括以下步骤：1)获取接入柔性变电站区域电网的分布 式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；2)将所述接入柔性变电站区 域电网的基础数据输入预先建立的综合新能源与分布式电源消纳率以及运行成本的双 层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果， 基于得到的柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果，对所述柔性变电站区 域电网进行调度。
所述步骤1)中，所述基础数据包括分布式电源日前预测曲线、新能源日前预测 曲线、交直流负荷日前预测曲线、储能设备的容量数据及约束条件、新能源中各发电 单元和系统备用的约束条件以及所有设备的电能成本数据。
所述步骤2)中，建立双层调度优化模型并进行求解的方法，包括以下步骤：2.1)建立柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线；2.2)根据建立的柔性变电站的日前源 -荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型作为上层优化模型；2.3)根据建立 的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建立与主网进行功率 交换的最小化运行成本优化模型作为下层优化模型；2.4)采用双层优化方法对建立的 双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
所述步骤2.1)中，柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线的建立方法，包括 以下步骤：
2.1.1)建立柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储调度模型，得到柔性变电站的功率平衡算式:
PS＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG)
式中，PDG为分布式电源功率；Ppv为集中光伏出力功率；Pw为风电出力功率；PLD为负荷功率；Pb为储能设备功率；PS为中压直流侧为柔性变电站交直流配网区域提供的 电能；
2.1.2)计算得到柔性变电站的初始源-荷-储预测叠加曲线，并根据得到的初始源-荷-储叠加曲线进行峰谷时段划分；
柔性变电站的初始日前源-荷-储预测叠加曲线的计算公式为：
P0(t)＝PLD0(t)-Pw0(t)-Ppv0(t)-PDG0(t)；
式中，PDG0为分布式电源日前预测曲线；Ppv0为日前集中光伏预测曲线；Pw0为日 前风电预测曲线；PLD0为日前负荷预测曲线；
2.1.3)计算得到负荷转移后的负荷预测曲线，并更新步骤2.1.2)中得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线；
2.1.4)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型，得到计及储能设备，并考虑弃风、弃光、弃分布式电源的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线。
所述步骤2.1.3)中，对初始源-荷-储预测叠加曲线进行更新的方法，包括以下 步骤：2.1.3.1)根据峰谷电价与负荷响应的关系建立数学模型，形成负荷转移率系数；2.1.3.2)根据得到的负荷转移率系数，将现有的负荷预测曲线转换为负荷转移后的负 荷预测曲线；经过负荷转移后，负荷的预测曲线表达式转化为：
式中，αpv、αfv、αpf分别为峰谷转移率、平谷转移率、峰平转移率；Tv、Tf、Tp分别为 谷时段、平时段和峰时段；分别为未实施峰谷电价策略时的峰时段、谷时 段负荷平均值；2.1.3.3)将负荷转移后的负荷预测曲线替换原有的负荷预测曲线，对 步骤2.1.2)中得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线进行更新。
所述步骤2.1.4)中，柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线的建立方法，包 括以下步骤：
2.1.4.1)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型及其约束条件；
储能设备的充放电模型为：
其中，Pb-C(t)＞0，代表储能充电，且仅在谷时段不超过储能单元容量约束的情 概况下充电；Pb-D(t)＜0，代表储能放电，且仅在峰时段不超过储能单元容量约束的 情况下放电；Smin为储能设备的最低储存电量；Smax为储能设备的最大储存容量；Sb0为 储能设备的初始状态蓄电量；Sb(t)为t时段储能设备总蓄电量；T为时段总数；
对储能设备的充放电量的约束条件为：
Pb-C＜PmaxC；
|Pb-D|＞Pmax D；
式中，PmaxC和Pmax D分别为每时段最大充电功率和最大放电功率；
2.1.4.2)根据建立的储能设备的充放电模型，计算计及储能单元，并考虑弃风、弃光、弃DG后的柔性变电站的源-荷-储叠加曲线，其计算公式为：
P(t)＝PLD(t)-{Pw0(t)-PDW(t)}-{Ppv0(t)-PDpv(t)}
-{PDG0(t)-PDDG}+Pb(t)；
式中，PLD(t)为负荷转移后的负荷预测曲线；PDG0(t)为分布式电源日前预测曲线；Ppv0(t)为日前集中光伏预测曲线；Pw0(t)为日前风电预测曲线；PDW(t)、PDpv(t)、 PDDG(t)分别为弃风功率曲线、弃光功率曲线、弃分布式电源功率曲线；Pb为储能充放 电曲线。
所述步骤2.2)中，根据得到的柔性变电站的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰 谷差优化模型的方法，包括以下步骤：
2.2.1)建立上层优化的目标函数，即根据得到的柔性变电站的新的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰谷差的目标函数：
min(maxP-minP)；
式中，maxP和minP分别是叠加曲线的峰值和谷值，优化变量为峰谷电价xp、xv、 储能设备每时段充放电量Pb(t)；
2.2.2)建立上层优化目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束、需求响应约束，储能单元约束；
其中，系统电能平衡约束为：
PS＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG)
需求响应电价范围约束为：
δ1xp≤xf≤δ2xv；
储能单元容量约束为：
Smin＜Sb(t)＜Smax；
式中，δ1、δ2分别为峰电价约束因子和谷电价约束因子。
所述步骤2.3)中，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型的方法，包括以下步骤：
2.3.1)计算中压交流侧火电机组的调峰成本，其计算公式为：
ft＝e|ΔPt|+c|ΔPt|+d|ΔPt|；
式中，ΔPt为机组实际出力与其满足调度运行的出力之差；e|ΔPt|为发电机组出力 与耗量成本之间的关系表示燃料的成本增量；a与b均为出力成本函数的系数；c|ΔPt|代 表调峰维护成本增量；d|ΔPt|为调峰机组热损耗费用；
2.3.2)根据单位弃光惩罚成本、单位弃风惩罚成本和单位弃分布电源惩罚成本，以及弃光功率、弃风功率和弃分布式电源功率，计算得到弃风、弃光、弃DG的惩罚成 本；
惩罚成本的计算公式为：
式中，为单位弃光惩罚成本；为单位弃风惩罚成本；为单位弃DG惩罚成本；PDW为弃风功率；PDpv为弃光功率；PDDG为弃分布式电源功率；
2.3.3)根据风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本，计算得到风电、集 中式光伏、分布式电源的发电成本；
风电、集中式光伏、分布式电源的发电成本fw、fpv、fDG的计算公式分别为：
fw＝cw×{Pw(t)-PDW(t)}；
fpv＝cpv×{Ppv(t)-PDpv(t)}；
fDG＝cDG×{PDG(t)-PDDG(t)}；
式中，cw、cpv、cDG分别为风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本；
2.3.4)根据储能设备的充放电模型及其约束条件，计算储能设备的日运行成本；
储能设备每时段运行成本表示为：
其中，fb(t)为储能设备运行一天的成本；csi为第t时段的电网电价；Pb(t)为t时段储能设备的充电量，当Pb(t)＞0时，代表储能设备充电；为第t时段储能设备的耗费 成本，βt为储能设备在第t时段的寿命损耗；Cb为储能设备的初始投入成本；N为储能 设备的总循环次数；
2.3.5)根据上述得到的各成本，计算得到与主网进行功率交换的最小化运行成本的优化目标函数，其计算公式为：
式中，优化变量为弃风功率曲线PDW、弃光功率曲线PDpv、弃分布式电源功率曲 线PDDG；
2.3.6)建立最小化运行成本的目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束、发电单元功率上下限约束、系统备用约束；
其中，系统电能平衡约束为：
PS＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG)
发电单元功率上下限约束为：
系统备用约束为：
式中，Pi(t)、和分别为第i个发电单元输出功率、其上限和下限；Ui(t)为 机组启停状态的0-1整数变量；R(t)为t时的备用需求，与负荷功率正相关。
所述步骤2.4)中，采用双层优化方法对双层调度优化模型进行求解，得到柔性 变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果的方法，包括以下步骤：2.4.1)在解空 间内的PSO区域和DE区域初始化n个26维解粒子，也即对双层调度优化模型中的各 优化变量进行初始化；2.4.2)对PSO区域和DE区域内的n个26维解粒子进行更新； 2.4.3)如果粒子在未达到设置的最大迭代次数时就停滞，那么该粒子将被一个新粒子 取代，进行随机变异；2.4.4)根据得到的峰时段电价，谷时段电价以及储能设备各时 段的充放电量，得到负荷预测曲线和储能充放电曲线；2.4.5)将求解结果传输到上层， 继续进行PSODE算法的优化，直至达到最大迭代次数，得到日前源-荷-储的调度优化 结果。
一种适用于所述方法的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化系统，其特征在于：其包括：数据获取模块，用于获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能 源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；柔性变电站区域电网调度优化模块，其包 括：预测叠加曲线建立模块，用于根据柔性变电站区域电网的基础数据建立柔性变电 站的日前源-荷-储预测叠加曲线；上层优化模型建立模块，用于根据建立的柔性变电 站的日前源-荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型；下层优化模型建立模 块，用于根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建 立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型；以及优化模型求解模块，用于对 上、下层优话模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明建立了新型柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储调度模型，充分考虑了影响柔性变电站的多种相关因素， 使得对柔性变电站的调度优化结果更加全面。2、本发明基于建立的柔性变电站的源- 荷-储调度模型，构建了综合新能源与分布式电源消纳率以及运行成本的双层调度优化 模型，同时解决了新能源和分布式电源的消纳能力以及运行成本之间的优化控制，使 得优化结果更加接近于实际工况。3、本发明采用双层优化方法对构建的双层调度优化 模型进行求解，即采用改进的PSO算法—PSODE算法和混合整数规划方法进行优化模 型的求解，同时保证了寻优精度和求解速度，可以广泛应用于对柔性变电站优化问题 的求解中。本发明可以广泛应用于柔性变电站区域电网的调度优化中。
附图说明
图1是柔性变电站区域电网示意图；
图2是本发明源荷储优化算法流程图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明的进行详细的描述。
本发明提供的一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，包括以下步骤：
1)获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；
2)将接入柔性变电站区域电网的基础数据输入预先建立的综合新能源与分布式电 源消纳率以及运行成本的双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果，基于得到的柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化 结果，对柔性变电站区域电网进行调度。
上述步骤1)中，基础数据包括分布式电源日前预测曲线、新能源日前预测曲线、交直流负荷日前预测曲线、储能设备的容量数据及约束条件、新能源中各发电单元和 系统备用的约束条件以及所有设备的电能成本数据。
上述步骤2)中，建立双层调度优化模型并进行求解的方法，包括以下步骤：
2.1)建立柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线；
2.2)根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型作为上层优化模型；
2.3)根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型作为下层优化模型；
2.4)采用双层优化方法对建立的双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
上述步骤2.1)中，建立柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储调度模型，得到 计及储能设备，并考虑弃风、弃光、弃分布式电源后的柔性变电站的源-荷-储叠加曲 线的方法，包括以下步骤：
2.1.1)建立柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储调度模型，得到柔性变电站的功率平衡算式；
2.1.2)计算得到柔性变电站的初始日前源-荷-储预测叠加曲线，并根据得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线进行峰谷时段划分；
2.1.3)计算负荷转移后的负荷预测曲线，并更新步骤1.2)中得到的初始日前源 -荷-储预测叠加曲线；
2.1.4)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型，得到计及储能设备后，并考虑弃风、弃光、弃分布式电源后的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线。
上述步骤2.1.1)中，如图1所示，建立柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储 调度模型，其中，柔性变电站的中压侧分别连接中压直流的主网和中压直流的新能源 (包括风电和集中式光伏)，低压侧分别连接低压交流负荷和低压直流负荷、分布式电 源和分布式储能。由图1可知，柔性变电站实际运行时的功率平衡算式为：
PS＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG) (I)
式中，PDG为分布式电源功率；Ppv为集中光伏出力功率；Pw为风电出力功率；PLD为负荷功率；Pb为储能设备功率；PS为中压直流侧为柔性变电站交直流配网区域提供的 电能。
上述步骤2.1.2)中，计算得到柔性变电站的初始日前源-荷-储预测叠加曲线， 并根据得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线进行峰谷时段划分的方法，包括以下步 骤：
2.1.2.1)将分布式电源、新能源(包括风电和集中式光伏)的日前预测曲线的总和反向叠加于负荷的日前预测曲线上，计算得到柔性变电站的初始日前源-荷-储预测 叠加曲线P0(t)；
叠加公式为：
P0(t)＝PLD0(t)-Pw0(t)-Ppv0(t)-PDG0(t) (2)
式中，PDG0为分布式电源日前预测曲线；Ppv0为日前集中光伏预测曲线；Pw0为日 前风电预测曲线；PLD0为日前负荷预测曲线。
2.1.2.2)对得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线进行峰谷时段划分，得到峰谷平时段的划分结果。
本发明中将一天按小时划分为24个区间，然后采用模糊聚类的方法对步骤2.1)中得到的源-荷-储预测叠加曲线进行时段划分，得到峰谷平时段的划分结果，分为Tv谷 时段、Tf平时段、Tp峰时段。
上述步骤2.1.3)中，根据峰谷时段划分结果以及峰谷电价与负荷响应的关系， 形成负荷转移率系数得到负荷转移后的负荷预测曲线，并更新步骤1.2)中得到的初 始日前源-荷-储预测叠加曲线的方法，包括以下步骤：
2.1.3.1)根据峰谷电价与负荷响应的关系建立数学模型，形成负荷转移率系数。
假设峰谷平电价分别为xp、xf、xv，定义负荷转移率系数α为转移负荷与高电价 时段的负荷之比，其包括峰谷转移率系数αpv、峰平转移率系数αpf和平谷转移率系数 αfv。本发明以峰谷转移率系数αpv的计算为例进行介绍，峰谷转移率系数的表达式为：
式中，αpv为峰谷转移率系数；γpv为价格响应死区边界值，电价大于该值无法引起更多负荷转移；Kpv为负荷转移曲线斜率；为转移率上限；Δxpv＝(xp-xv)为 峰谷时段的电价差。
同理可得到峰平转移率系数和平谷转移率系数。
2.1.3.2)根据峰谷时段划分结果以及得到的负荷转移率系数，将现有的负荷预测曲线转换为负荷转移后的负荷预测曲线。
经过负荷转移后，负荷的预测曲线表达式转化为：
式中，αpv为峰谷转移率，即峰时段负荷向谷时段转移的负荷占峰时段总负荷的比率；αfv、αpf分别为平谷转移率、峰平转移率；Tv、Tf、Tp分别为谷时段、平时段和 峰时段；分别为未实施峰谷电价策略时的峰时段、谷时段负荷平均值，其 可通过实际实验数据或相似场景经验值测取常数。
2.1.3.3)将负荷转移后的负荷预测曲线替换原有的负荷日前预测曲线，得到更新后的日前源-荷-储预测叠加曲线。
上述步骤2.1.4)中，根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型，得 到计及储能设备后，并考虑弃风、弃光、弃分布式电源后的柔性变电站的日前源-荷- 储预测叠加曲线的方法，包括以下步骤：
2.1.4.1)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型及其约束条件。
储能设备的充放电模型为：
式中，Pb-C(t)＞0，代表储能充电，且仅在谷时段不超过储能单元容量约束的情 概况下充电；Pb-D(t)＜0，代表储能放电，且仅在峰时段不超过储能单元容量约束的 情况下放电；Smin为储能设备的最低储存电量；Smax为储能设备的最大储存容量；Sb0为 储能设备的初始状态蓄电量；Sb(t)为t时段储能设备总蓄电量；T为时段总数。
对储能设备的充放电量进行约束条件的约束。每时段储能充电容量不应超过每时段最大充电功率，每时段储能放电容量不应超过每时段最大放电功率，也即
Pb-C＜PmaxC (7)
|Pb-D|＞Pmax D (8)
式中，PmaxC和Pmax D分别为每时段最大充电功率和最大放电功率。
2.1.4.2)根据建立的储能设备的充放电模型，计算计及储能单元，并考虑弃风、弃光、弃DG后的柔性变电站的日前源-荷-储叠加曲线。
计及储能单元，并考虑弃风、弃光、弃DG后的新的源-荷-储叠加曲线P(t)表示为：
P(t)＝PLD(t)-{Pw0(t)-PDW(t)}-{Ppv0(t)-PDpv(t)}
-{PDG0(t)-PDDG}+Pb(t) (9)
式中，PLD(t)为负荷转移后的负荷预测曲线；PDG0(t)为分布式电源日前预测曲线；Ppv0(t)为日前集中光伏预测曲线；Pw0(t)为日前风电预测曲线；PDW(t)、PDpv(t)、 PDDG(t)分别为弃风功率曲线、弃光功率曲线、弃分布式电源功率曲线，待优化求解； Pb(t)为储能充放电曲线，待优化求解。
上述步骤2.2)中，根据得到的柔性变电站的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰 谷差优化模型的方法包括以下步骤：
2.2.1)建立上层优化的目标函数，即根据得到的柔性变电站的新的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰谷差的目标函数，优化变量为峰谷电价xp、xv、储能设备每时段 充放电量Pb(t)。目标函数表示为：
min(maxP-minP) (10)
式中，maxP和minP分别是叠加曲线的峰值和谷值。
2.2.2)建立上层优化目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束，需求响应约束，储能单元约束。
其中，系统电能平衡约束，即步骤2.1.1)中得到的柔性变电站实际的功率平衡 算式；
需求响应电价范围约束为：
δ1xp≤xf≤δ2xv (11)
假设调节前后负荷总用电量保持恒定：
储能单元容量约束：
Smin＜Sb(t)＜Smax (13)
式中，δ1、δ2分别为峰电价约束因子和谷电价约束因子。
上述步骤2.3)中，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型的方法，包括以下步骤：
2.3.1)计算中压交流侧火电机组的调峰成本，其计算公式为：
ft＝e|ΔPt|+c|ΔPt|+d|ΔPt| (14)
其中：ΔPt为机组实际出力与其满足调度运行的出力之差；e|ΔPt|表示发电机组出 力与耗量成本之间的关系表示燃料的成本增量，以多次二项式表示，a与b均为出力成本函数的系数；c|ΔPt|代表调峰维护成本增量；d|ΔPt|为调峰机组热损耗费用。以上系 数可根据实际经验数据获得。
2.3.2)根据单位弃光惩罚成本、单位弃风惩罚成本和单位弃分布电源惩罚成本，以及弃光功率、弃风功率和弃分布式电源功率，计算得到弃风、弃光、弃DG的惩罚成 本。
惩罚成本的计算公式为：
式中，为单位弃光惩罚成本；为单位弃风惩罚成本；为单位弃DG惩罚成本；PDW为弃风功率；PDpv为弃光功率；PDDG为弃分布式电源功率。
2.3.3)根据风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本，计算得到风电、集 中式光伏、分布式电源的发电成本。
风电、集中式光伏、分布式电源的发电成本fw、fpv、fDG的计算公式分别为：
fw＝cw×{Pw(t)-PDW(t)} (17)
fpv＝cpv×{Ppv(t)-PDpv(t)} (18)
fDG＝cDG×{PDG(t)-PDDG(t)} (19)
式中，cw、cpv、cDG分别为风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本。
2.3.4)根据储能设备的充放电模型及其约束条件，计算储能设备的日运行成本。
储能设备每时段运行成本表示为：
其中，fb为储能设备运行一天的成本；T为一天的时段总数；csi为第t时段的电网电价；Pb(t)为t时段储能设备的充电量，当Pb(t)＞0时，代表储能设备充电；为第t时 段储能设备的耗费成本，βt为储能设备在第t时段的寿命损耗；Cb为储能设备的初始投 入成本；N为储能设备的总循环次数。
2.3.5)根据上述得到的各成本，计算得到与主网进行功率交换的最小化运行成本的优化目标函数，优化变量为弃风功率曲线PDW、弃光功率曲线PDpv、弃分布式电源 功率曲线PDDG。其计算公式为：
2.3.6)建立与主网进行功率交换的最小化运行成本的优化目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束、发电单元功率上下限约束、系统备用约束。
其中，系统电能平衡约束即步骤1.1)中得到的柔性变电站实际的功率平衡算式；
发电单元功率上下限约束为：
系统备用约束为：
式中，Pi(t)、和分别为第i个发电单元输出功率、其上限和下限。Ui(t)为机组启停状态的0-1整数变量；R(t)为t时的备用需求，与负荷功率正相关。
上述步骤2.4)中，如图2所示，采用双层优化方法对步骤2)中的双层调度优化 模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储的调度优化结果。其中，上 层算法为改进的PSO算法——PSODE算法，下层算法为混合整数规划方法。PSODE算法 的解空间有26维，包括24时段的额储能充放电量，以及峰、谷电价。具体的，包括 以下步骤：
2.4.1)在解空间内的PSO区域和DE区域初始化n个26维解粒子，也即对双层调 度优化模型中的各优化变量进行初始化。
2.4.2)对PSO区域和DE区域内的n个26维解粒子进行更新。
PSO区域内粒子进行位置更新的公式为：
其中，c1、c2为学习因子，是正常数，取值为2；r1、r2为分布于[0,1]区间上的 两个随机数；ω为惯性权重因子，其取值区间为[0.4，0.9]。
DE区域内粒子进行更新的公式为：
DE新种群为
其中：
式中，j∈[1,26],randb(j)∈[0,1]。CR∈[0,1]为变异概率。randr(i)∈[1,2,…,26]为 随机选择指数，保证至少能从得到一个参数。
当子代适应度优于父代时才加以采用。
式中，Φ(x)为适应函数。
2.4.3)如果粒子在未达到设置的最大迭代次数时就停滞，那么该个体将被一个新粒子取代，进行随机变异，操作公式为：
2.4.4)根据得到的峰时段电价，谷时段电价以及储能设备各时段的充放电量，得到负荷预测曲线和储能充放电曲线。
进行下层运行成本最小优化求解，得到弃风功率曲线PDW、弃光功率曲线PDpv、 弃分布式电源功率曲线PDDG。下层优化算法为整数规划算法，采用线性规划软件进行 问题的求解。将各费用函数和约束条件的曲线进行分段线性逼近，将优化模型中的非 线性因素转化为线性方程，则可转化为解决线性问题。
2.4.5)将求解结果传输到上层，继续进行PSODE算法的优化，直至达到最大迭代次数，得到日前源-荷-储的调度优化结果。
基于上述柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，本发明还提供一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化系统，其包括：
数据获取模块，用于获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；
柔性变电站区域电网调度优化模块，其包括：
预测叠加曲线建立模块，用于根据柔性变电站区域电网的基础数据建立柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线；
上层优化模型建立模块，用于根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型；
下层优化模型建立模块，用于根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型；
以及优化模型求解模块，用于对上、下层优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应 排除在本发明的保护范围之外。
Claims (10)
1.一种柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于包括以下步骤：
1)获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；
2)将所述接入柔性变电站区域电网的基础数据输入预先建立的综合新能源与分布式电源消纳率以及运行成本的双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果；
3)基于得到的柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果，对所述柔性变电站区域电网进行调度。
2.如权利要求1所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤1)中，所述基础数据包括分布式电源日前预测曲线、新能源日前预测曲线、交直流负荷日前预测曲线、储能设备的容量数据及约束条件、新能源中各发电单元和系统备用的约束条件以及所有设备的电能成本数据。
3.如权利要求1所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2)中，建立双层调度优化模型并进行求解的方法，包括以下步骤：
2.1)建立柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线；
2.2)根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型作为上层优化模型；
2.3)根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型作为下层优化模型；
2.4)采用双层优化方法对建立的双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
4.如权利要求3所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.1)中，柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线的建立方法，包括以下步骤：
2.1.1)建立柔性变电站及其交直流配网的源-荷-储调度模型，得到柔性变电站的功率平衡算式:
PS＝PLD+Pb-(Pw+(Ppv+PDG)；
式中，PDG为分布式电源功率；Ppv为集中光伏出力功率；Pw为风电出力功率；PLD为负荷功率；Pb为储能设备功率；PS为中压直流侧为柔性变电站交直流配网区域提供的电能；
2.1.2)计算得到柔性变电站的初始源-荷-储预测叠加曲线，并根据得到的初始源-荷-储叠加曲线进行峰谷时段划分；
柔性变电站的初始日前源-荷-储预测叠加曲线的计算公式为：
P0(t)＝PLD0(t)-Pw0(t)-Ppv0(t)-PDG0(t)；
式中，PDG0为分布式电源日前预测曲线；Ppv0为日前集中光伏预测曲线；Pw0为日前风电预测曲线；PLD0为日前负荷预测曲线；
2.1.3)计算得到负荷转移后的负荷预测曲线，并更新步骤2.1.2)中得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线；
2.1.4)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型，得到计及储能设备，并考虑弃风、弃光、弃分布式电源的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线。
5.如权利要求4所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.1.3)中，对初始源-荷-储预测叠加曲线进行更新的方法，包括以下步骤：
2.1.3.1)根据峰谷电价与负荷响应的关系建立数学模型，形成负荷转移率系数；
2.1.3.2)根据得到的负荷转移率系数，将现有的负荷预测曲线转换为负荷转移后的负荷预测曲线；
经过负荷转移后，负荷的预测曲线表达式转化为：
式中，αpv、αfv、αpf分别为峰谷转移率、平谷转移率、峰平转移率；Tv、Tf、Tp分别为谷时段、平时段和峰时段；分别为未实施峰谷电价策略时的峰时段、谷时段负荷平均值；
2.1.3.3)将负荷转移后的负荷预测曲线替换原有的负荷预测曲线，对步骤2.1.2)中得到的初始日前源-荷-储预测叠加曲线进行更新。
6.如权利要求4所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.1.4)中，柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线的建立方法，包括以下步骤：
2.1.4.1)根据峰谷时段划分结果，建立储能设备的充放电模型及其约束条件；
储能设备的充放电模型为：
其中，Pb-C(t)＞0，代表储能充电，且仅在谷时段不超过储能单元容量约束的情概况下充电；Pb-D(t)<0，代表储能放电，且仅在峰时段不超过储能单元容量约束的情况下放电；Smin为储能设备的最低储存电量；Smax为储能设备的最大储存容量；Sb0为储能设备的初始状态蓄电量；Sb(t)为t时段储能设备总蓄电量；T为时段总数；
对储能设备的充放电量的约束条件为：
Pb-C<PmaxC；
|Pb-D|＞Pmax D；
式中，PmaxC和Pmax D分别为每时段最大充电功率和最大放电功率；
2.1.4.2)根据建立的储能设备的充放电模型，计算计及储能单元，并考虑弃风、弃光、弃DG后的柔性变电站的源-荷-储叠加曲线，其计算公式为：
P(t)＝PLD(t)-{Pw0(t)-PDW(t)}-{Ppv0(t)-PDpv(t)}-{PDG0(t)-PDDG}+Pb(t)；
式中，PLD(t)为负荷转移后的负荷预测曲线；PDG0(t)为分布式电源日前预测曲线；Ppv0(t)为日前集中光伏预测曲线；Pw0(t)为日前风电预测曲线；PDW(t)、PDpv(t)、PDDG(t)分别为弃风功率曲线、弃光功率曲线、弃分布式电源功率曲线；Pb为储能充放电曲线。
7.如权利要求3所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.2)中，根据得到的柔性变电站的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型的方法，包括以下步骤：
2.2.1)建立上层优化的目标函数，即根据得到的柔性变电站的新的源-荷-储叠加曲线，建立最小化峰谷差的目标函数：
min(maxP-minP)；
式中，maxP和minP分别是叠加曲线的峰值和谷值，优化变量为峰谷电价xp、xv、储能设备每时段充放电量Pb(t)；
2.2.2)建立上层优化目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束、需求响应约束，储能单元约束；
其中，系统电能平衡约束为：
PS＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG)；
需求响应电价范围约束为：
δ1xp≤xf≤δ2xv；
储能单元容量约束为：
Smin<Sb(t)<Smax；
式中，δ1、δ2分别为峰电价约束因子和谷电价约束因子。
8.如权利要求3所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.3)中，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型的方法，包括以下步骤：
2.3.1)计算中压交流侧火电机组的调峰成本，其计算公式为：
ft＝e|ΔPt|+c|ΔPt|+d|ΔPt|；
式中，ΔPt为机组实际出力与其满足调度运行的出力之差；e|ΔPt|为发电机组出力与耗量成本之间的关系表示燃料的成本增量；a与b均为出力成本函数的系数；c|ΔPt|代表调峰维护成本增量；d|ΔPt|为调峰机组热损耗费用；
2.3.2)根据单位弃光惩罚成本、单位弃风惩罚成本和单位弃分布电源惩罚成本，以及弃光功率、弃风功率和弃分布式电源功率，计算得到弃风、弃光、弃DG的惩罚成本；
惩罚成本的计算公式为：
式中，为单位弃光惩罚成本；为单位弃风惩罚成本；为单位弃DG惩罚成本；PDW为弃风功率；PDpv为弃光功率；PDDG为弃分布式电源功率；
2.3.3)根据风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本，计算得到风电、集中式光伏、分布式电源的发电成本；
风电、集中式光伏、分布式电源的发电成本fw、fpv、fDG的计算公式分别为：
fw＝cw×{Pw(t)-PDW(t)}；
fpv＝Cpv×{Ppv(t)-PDpv(t)}；
fDG＝cDG×{PDG(t)-PDDG(t)}；
式中，cw、cpv、cDG分别为风电、集中式光伏、分布式电源的单位发电成本；
2.3.4)根据储能设备的充放电模型及其约束条件，计算储能设备的日运行成本；
储能设备每时段运行成本表示为：
其中，fb(t)为储能设备运行一天的成本；csi为第t时段的电网电价；Pb(t)为t时段储能设备的充电量，当Pb(t)＞0时，代表储能设备充电；为第t时段储能设备的耗费成本，βt为储能设备在第t时段的寿命损耗；Cb为储能设备的初始投入成本；N为储能设备的总循环次数；
2.3.5)根据上述得到的各成本，计算得到与主网进行功率交换的最小化运行成本的优化目标函数，其计算公式为：
式中，优化变量为弃风功率曲线PDW、弃光功率曲线PDpv、弃分布式电源功率曲线PDDG；
2.3.6)建立最小化运行成本的目标函数的约束条件，包括系统电能平衡约束、发电单元功率上下限约束、系统备用约束；
其中，系统电能平衡约束为：
Ps＝PLD+Pb-(Pw+Ppv+PDG)；
发电单元功率上下限约束为：
系统备用约束为：
式中，Pi(t)、和分别为第i个发电单元输出功率、其上限和下限；Ui(t)为机组启停状态的0-1整数变量；R(t)为t时的备用需求，与负荷功率正相关。
9.如权利要求3所述的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化方法，其特征在于：所述步骤2.4)中，采用双层优化方法对双层调度优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果的方法，包括以下步骤：
2.4.1)在解空间内的PSO区域和DE区域初始化n个26维解粒子，也即对双层调度优化模型中的各优化变量进行初始化；
2.4.2)对PSO区域和DE区域内的n个26维解粒子进行更新；
2.4.3)如果粒子在未达到设置的最大迭代次数时就停滞，那么该粒子将被一个新粒子取代，进行随机变异；
2.4.4)根据得到的峰时段电价，谷时段电价以及储能设备各时段的充放电量，得到负荷预测曲线和储能充放电曲线；
2.4.5)将求解结果传输到上层，继续进行PSODE算法的优化，直至达到最大迭代次数，得到日前源-荷-储的调度优化结果。
10.一种适用于如权利要求1～9任一项所述方法的柔性变电站区域电网的源-荷-储调度优化系统，其特征在于：其包括：
数据获取模块，用于获取接入柔性变电站区域电网的分布式电源、新能源、交直流负荷以及储能设备的基础数据；
柔性变电站区域电网调度优化模块，其包括：
预测叠加曲线建立模块，用于根据柔性变电站区域电网的基础数据建立柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线；
上层优化模型建立模块，用于根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线，建立最小化峰谷差优化模型；
下层优化模型建立模块，用于根据建立的柔性变电站的日前源-荷-储预测叠加曲线以及电能成本数据，建立与主网进行功率交换的最小化运行成本优化模型；
以及优化模型求解模块，用于对上、下层优化模型进行求解，得到柔性变电站区域电网的日前源-荷-储调度优化结果。
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