CN109636254A - 一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，首先，根据微电网重要电负荷功率、新能源发电功率预测曲线，得到需储能系统与燃气机共同出力平衡的净电负荷功率；然后，根据主从储能初始参数计算主储能系统和从储能系统充放电比例；最后根据净电负荷功率、燃气机最大可调度功率及主/从储能系统充放电比例和限值确定燃气机及主储能系统和从储能系统调度方案，即利用新能源发电功率和燃气机最大可调度功率优先供应重要电负荷，电能富裕由主从储能按比例充电存储，电能不足由主从储能按比例放电支撑。本发明能在短时间内充分利用主储能系统和从储能系统单元容量，满足微电网孤岛运行情况下重要负荷的短时供电需求，减少经济损失。

Description

一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法
技术领域
本发明涉及一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法。
背景技术
近年来，为满足日益增长的能源需求，保护生态环境，微电网技术得到快速发展。当外部电网发生故障时，微电网脱离电网转入孤岛运行状态。在孤岛运行状态下，微电网所配置的微电源十分有限，往往不能满足日常情况下冷热电负荷的需求。此时，可优先保证重要电负荷的短时供能，以最大化减少经济损失。
储能系统具有响应速度快的特点，在微电网运行中起快速支撑负荷的作用。微电网独立运行模式下，一般利用一部分储能系统作为主控制单元，快速平衡微电网内的非计划瞬时波动功率，以维持微电网电压和频率的稳定。另一部分储能系统作为从控制单元，用于功率支撑。为了最大化满足孤岛下重要负荷的短时供电需求，需要充分利用微电网内的供能设备，尤其当微电网含有较多的储能系统时，应充分利用该部分能量进行供能。通常情况下，对于含多储能系统的微电网，其调度方法是根据负荷需求情况，优先利用从储能系统放电支撑负荷，主储能系统作为功率缺额时的补充。然而对于孤岛运行模式下重要负荷短时供电的情况，该策略可能导致储能系统放电时机出错，无法在短时间内最大化利用该部分电能。
基于此背景，有必要针对孤岛运行模式下含多储能系统的微电网，设计一种合理调度方案，保证重要负荷短时供电并延长供电时间的方案。
发明内容
本发明要解决的技术问题是，针对现有技术的不足，提出一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，能充分利用孤岛运行模式下多储能系统能量，延长供电时间，减少经济损失。
本发明的技术解决方案如下：
一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，先通过微电网中的新能源发电功率供应重要电负荷，若功率足够且有剩余，则将剩余功率分配给主/从储能系统充电，分配给主/从储能系统的充电功率在不超过主/从储能系统充电功率限值的前提下，按主/从储能系统充电功率比例进行设置，否则按储能系统充电功率限值进行设置；
若功率不足，则先由燃气机可调度功率支撑重要电负荷供电，若燃气机最大可调度功率仍不足以支撑重要电负荷供电，再由主/从储能系统共同放电支撑重要电负荷，主/从储能系统的放电功率在不超过主/从储能系统放电功率限值的前提下，按主/从储能系统放电功率比例进行设置，否则按储能系统放电功率限值进行设置；
其中主/从储能系统充/放电功率比例计算方法为：首先根据主/从储能系统的荷电状态(State of Charge，SOC)上/下限，计算出主/从储能系统的剩余电量上/下限(储能系统的剩余电量上/下限＝储能系统的荷电状态上/下限×储能系统额定容量)；在主储能系统的剩余电量中，预留出一部分电量用于应对非计划瞬时波动功率，其它电量作为其可调度能量，由此确定主储能系统的可调度能量状态上/下限；将从储能系统的全部剩余电量作为其可调度能量，由此确定其可调度能量状态上/下限；然后根据主/从储能系统的可调度能量状态上限，计算主/从储能系统充/放电功率比例。
进一步地，根据微电网重要电负荷功率和新能源发电功率预测曲线，得到调度时段需储能系统与燃气机共同出力平衡的净电负荷功率。
进一步地，若燃气机最大可调度功率足以支撑重要电负荷供电且有剩余，则将剩余功率分配给主/从储能系统充电，分配给主/从储能系统的充电功率在不超过主/从储能系统充电功率限值的前提下，按主/从储能系统充电功率比例进行设置，否则按储能系统充电功率限值进行设置。
进一步地，主、从储能系统的荷电状态上/下限设置相同，主、从储能系统的额定容量相等。
进一步地，主储能系统的可调度能量状态上限Sbat.max和下限Sbat.min的计算方法为：
其中，和Sbat 分别为从储能系统的可调度能量状态上限和下限，ηbat.c(主)和ηbat.d(主)分别为主储能系统的充电效率和放电效率，Wbat.N(主)为主储能系统额定容量，δbat(主)为主储能系统自放电率，ηbat.c(主)、ηbat.d(主)、Wbat.N(主)和δbat(主)均为主储能系统初始参数；ΔPwave.max为微电网孤岛运行状态下最大可能的功率波动幅度(通常设置为微电网内重要电负荷最大功率与新能源发电最大功率的百分之五)；ΔT为调度周期，n为当前调度时段所处的调度周期计数，ΔT和n为调度初始参数；
进一步地，主/从储能系统的充/放电功率比例的计算方法为：
其中，和分别为主储能系统和从储能系统的充电比例；和分别为主储能系统和从储能系统的放电比例；和分别为主储能系统和从储能系统的荷电状态(荷电状态的检测为现有技术)；Wbat.N(从)为从储能系统的额定容量(该参数为从储能系统初始参数)；上标t表示调度时段，带有上标t的变量均为与调度时段对应的参数；
进一步地，燃气机最大可调度功率的计算公式为：
其中，为燃气机上一时段的运行功率，PGE,up为燃气机的爬坡率，为燃气机最大发电功率；PQ,Lmin为CCHP型微电网可调度的最小电功率，为了保证联供系统冷/热负荷的供能不中断，此电功率由燃气机预留；若微电网为CCHP(冷热电联供系统)型微电网，PQ,Lmin约等于冷热联供系统驱动运行水泵工作的电耗功率，即其中，为运行水泵驱动供冷/热的电耗系数，为调度时段冷/热负荷最大需求功率；若为普通微电网，PQ,Lmin＝0；其中为调度过程参数，可通过微电网中的调度自动化系统(SCADA/EMS)获取，和为已知的燃气机的性能参数。
进一步地，主储能/从储能系统充/放电功率限值的计算方法为：
其中，和分别为主储能系统和从储能系统的充电功率限值；和分别为主储能系统和从储能系统的放电功率限值；和分别为主储能系统和从储能系统的最大允许充电功率，和分别为主储能系统和从储能系统的最大允许放电功率，这四个参数为主/从储能系统的初始参数。
本发明的工作原理是：从考虑孤岛运行模式下重要电负荷的短时支撑出发，根据微电网重要电负荷功率、新能源发电功率预测曲线，得到需储能系统与燃气机共同出力平衡的净电负荷功率。根据主从储能初始参数计算主储能系统和从储能系统充放电比例。然后，根据净电负荷功率、燃气机最大可调度功率及主/从储能系统充放电比例和限值确定燃气机及主储能系统和从储能系统调度方案：利用新能源发电功率和燃气机最大可调度功率优先供应重要电负荷，电能富裕由主从储能充电存储，电能不足由主从储能放电支撑；若支撑全部重要负荷，且主从储能以最大功率充电，仍然有剩余电功率，为富裕电功率，此功率可浪费，也可为冷热电联供系统供冷供热。
本发明的有益效果是：
1、使用本方法设置了多储能系统可调度的能量区间，根据储能参数、调度周期及非计划波动功率设置主储能可调度的能量上、下限，留有裕量应对非计划波动功率的同时，充分利用了储能能量，避免了微电网孤岛运行时能量的浪费。
2、本发明所制定的考虑短时供电需求的多储能系统调度策略，避免了孤岛运行模式下，从储能放电支撑负荷、主储能作为功率缺额补充策略的放电时机出错的情况，能够在短时间内最大限度利用主储能系统和从储能系统能量，延长供电时间，减少经济损失。
附图说明
图1为本发明实施例的方法总体思路框图。
图2为具体实施方式步骤6中确定主储能系统和从储能系统以及燃气机调度情形流程图；
图3为具体实施方式步骤6中情形一对应的流程图；
图4为具体实施方式步骤6中情形二对应的流程图；
图5为具体实施方式步骤6中情形四对应的流程图；
图6为主储能系统实施例和从储能系统区间设置示意图。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施方式对本发明进行进一步具体说明。如图1～6所示，本发明公开了一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其具体实施包括以下步骤：
步骤1：获取微电网重要电负荷功率、新能源发电功率预测曲线；所述新能源包括风光新能源，还可包括生产性储能，所述生产性储能为对能量回收利用所产生的能量，如电池工厂利用电池分容过程产生的能量；重要电负荷功率和新能源发电功率的预测曲线可通过现有方法获取，参考：
廖旎焕,胡智宏,马莹莹,卢王允.电力系统短期负荷预测方法综述[J].电力系统保护与控制,2011,39(01):147-152.
孔波利,崔丽艳,丁钊,李现伟,王以笑.基于风光混合模型的短期功率预测方法研究[J].电力系统保护与控制,2015,43(18):62-66；
定义净电负荷功率为重要电负荷与风光新能源及生产性储能之差，计算调度时段净电负荷功率；
调度时段净电负荷功率的计算方法为：
其中，为调度时段重要电负荷功率，为调度时段风力发电功率，为调度时段光伏发电功率，为调度时段生产性储能功率；
步骤2：根据燃气机初始状态及联供系统电耗功率计算燃气机最大可调度功率；
其中，为燃气机最大可调度功率，为燃气机上一时段的运行功率，PGE,up为燃气机的爬坡率，为燃气机最大发电功率；PQ,Lmin为CCHP型微电网可调度的最小电功率，为了保证联供系统冷/热负荷的供能不中断，此电功率由燃气机预留；若微电网为CCHP(冷热电联供系统)型微电网，PQ,Lmin约等于冷热联供系统驱动运行水泵工作的电耗功率，即其中，为运行水泵驱动供冷/热的电耗系数，为调度时段冷/热负荷最大需求功率；若为普通微电网，PQ,Lmin＝0；其中为调度过程参数，可通过微电网中的调度自动化系统(SCADA/EMS)获取，和为已知的燃气机的性能参数。
步骤3：计算主/从储能系统可调度能量状态上下限：
1)主储能系统可调度能量状态上限Sbat.max的计算方法为：
其中，为从储能系统的能量状态上限，Wbat.N(主)为主储能系统的额定容量，ηbat.c(主)为主储能系统的充电效率，δbat(主)为主储能系统的自放电率，ΔPwave.max为微电网孤岛运行状态下最大可能的功率波动幅度，ΔT为调度周期，n为当前调度时段所处的调度周期计数；
2)主储能系统可调度能量状态下限Sbat.min的计算方法为：
其中，Sbat 为从储能系统的能量状态下限，ηbat.d(主)为主储能放电效率；
图6为主储能系统和从储能系统区间设置示意图，主储能系统为应对非计划波动功率留有一定裕量，区间2为可调度区间。
步骤4：计算主/从储能系统充放电比例；
1)主储能系统和从储能系统充电比例计算方法为：
其中，分别为主储能系统和从储能系统的充电功率，分别为主储能系统和从储能系统的荷电状态，Wbat.N(主)、Wbat.N(从)分别为主储能系统和从储能系统的额定容量，分别为主储能系统和从储能系统充电比例；
2)主储能系统和从储能系统放电比例的计算方法为：
其中，分别为主储能系统和从储能系统放电功率，分别为主储能系统和从储能系统荷电状态，Wbat.N(主)、Wbat.N(从)分别为主储能系统和从储能系统的额定容量，分别为主储能系统和从储能系统放电比例；
步骤5：主储能系统和从储能系统充放电功率限值具体为：
1)主储能系统的充电功率限值的计算方法为：
2)从储能系统的充电功率限值的计算方法为：
3)主储能系统的放电功率限值的计算方法为：
4)从储能系统的放电功率限值的计算方法为：
步骤6：根据调度时段净电负荷功率、燃气机最大可调度功率、主/从储能系统荷电状态以及主/从储能系统充放电比例和限值分以下四种情形确定主/从储能系统以及燃气机的调度方案；
1)情形一：净电负荷功率小于0即主储能系统和从储能系统以及燃气机调度方案(对应流程图3)具体为：
方案1：
步骤1.1)、判断是否满足：若是，则进入步骤1.2)；否则进入步骤1.6)；
步骤1.2)、判断是否满足若是，则进入步骤1.3)；否则采用方案1：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为0；富裕电功率为需切除电负荷功率为0；供能部分有风光新能源、生产性储能、燃气机，耗能部分有重要电负荷以及主从储能；设置了多储能系统可调度的能量区间，根据储能参数、调度周期及非计划波动功率设置主储能可调度的能量上、下限，留有裕量应对非计划波动功率的同时，充分利用了储能能量，避免了微电网孤岛运行时能量的浪费。
步骤1.3)、判断是否满足若是，则进入步骤1.4)；否则采用方案2：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤1.4)、判断是否满足若是则采用方案3：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为 燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则进入步骤1.5)；
步骤1.5)、判断是否满足若是则采用方案4：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则采用方案5：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为 燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤1.6)、判断是否满足若是，则进入步骤1.7)；否则进入步骤1.9)；
步骤1.7)、判断是否满足若是，则进入步骤1.8)；否则采用方案6：主储能为不充不放，从储能为充电，充电功率为燃气机发电功率为0；富裕电功率为需切除电负荷功率为0；
步骤1.8)、判断是否满足若不满足，则采用方案7：主储能为不充不放，从储能为充电，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则，采用方案8：主储能为不充不放，从储能为充电，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤1.8)、判断是否满足若是，则进入步骤1.10)；否则采用方案9：主，从储能不充不放；燃气机发电功率为0；富裕电功率需切除电负荷功率0；
步骤1.10)、判断是否满足若是，则进入步骤1.11)；否则采用方案10：主储能为充电，充电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为0；富裕电功率为需切除电负荷功率为0；
步骤1.11)、判断是否满足若不满足，则采用方案11：主储能为充电，充电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则采用方案12：主储能为充电，充电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
2)情形二：净电负荷功率大于等于0且小于燃气机最大可调度功率，即主储能系统和从储能系统以及燃气机调度方案(对应流程图4)具体为：
步骤2.1)、判断是否满足且若是，则进入步骤2.2)，否则进入步骤2.5)；
步骤2.2)、判断是否满足若是，则采用方案1：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则进入步骤2.3)；
步骤2.3)、判断是否满足若是，则采用方案2：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则进入步骤2.4)；
步骤2.4)、判断是否满足若是，则采用方案3：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则采用方案4：主储能系统和从储能系统为充电状态，充电功率为 燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤2.5)、判断是否满足若是，则进入步骤2.6)；否则进入步骤2.7)；
步骤2.6)、判断是否满足若不满足，则采用方案5：主储能为不充不放，从储能为充电，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则采用方案6主储能为不充不放，从储能为充电，充电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤2.7)、判断是否满足若是则进入步骤2.8)，否则采用方案7：主储能系统和从储能系统为不充不放，燃气机发电功率为富裕电功率为0，需切除电负荷功率为0；
步骤2.8)、判断是否满足若不满足，则采用方案8：主储能为充电，充电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则，采用方案9：主储能为充电，充电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
3)情形三，净电负荷功率等于燃气机最大可调度功率，主储能系统和从储能系统均不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
4)情形四，情形净电负荷功率大于燃气机最大可调度功率，即主储能系统和从储能系统以及燃气机调度方案(对应流程图5)具体为：
步骤3.1)、判断是否满足且若满足，则进入步骤3.2)，否则进入步骤3.5)；
步骤3.2)、判断是否若满足，则进入步骤3.3)，否则采用方案1：主储能系统和从储能系统为放电状态，放电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为
步骤3.3)、判断是否满足若满足，则采用方案2：主储能系统和从储能系统为放电状态，放电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则进入步骤3.4)；
步骤3.4)、判断是否满足若满足，则采用方案3：主储能系统和从储能系统为放电状态，放电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；否则采用方案4：主储能系统和从储能系统为放电状态，放电功率为 燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤3.5)、判断是否满足若满足，则进入步骤3.6)；否则进入步骤3.7)；
步骤3.6)、判断是否满足若不满足，则采用方案5：主储能为不充不放，从储能为放电，放电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为否则，采用方案6：主储能为不充不放，从储能为放电，放电功率为燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0；
步骤3.7)、判断是否满足若不满足，则采用方案7：主储能系统和从储能系统为不充不放，燃气机发电功率为富裕电功率为0，需切除电负荷功率为否则进入步骤3.8)；
步骤3.8)、判断是否满足若不满足，则采用方案8：主储能为放电，放电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为否则采用方案9：主储能为放电，放电功率为从储能为不充不放；燃气机发电功率为富裕电功率为0；需切除电负荷功率为0。

Claims (6)

1.一种考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，先通过微电网中的新能源发电功率供应重要电负荷，若功率足够且有剩余，则将剩余功率分配给主/从储能系统充电，分配给主/从储能系统的充电功率在不超过主/从储能系统充电功率限值的前提下，按主/从储能系统充电功率比例进行设置，否则按储能系统充电功率限值进行设置；
若功率不足，则先由燃气机可调度功率支撑重要电负荷供电，若燃气机最大可调度功率仍不足以支撑重要电负荷供电，再由主/从储能系统共同放电支撑重要电负荷，主/从储能系统的放电功率在不超过主/从储能系统放电功率限值的前提下，按主/从储能系统放电功率比例进行设置，否则按储能系统放电功率限值进行设置；
其中主/从储能系统充/放电功率比例计算方法为：首先根据主/从储能系统的荷电状态上/下限，计算出主/从储能系统的剩余电量上/下限；在主储能系统的剩余电量中，预留出一部分电量用于应对非计划瞬时波动功率，其它电量作为其可调度能量，由此确定主储能系统的可调度能量状态上/下限；将从储能系统的全部剩余电量作为其可调度能量，由此确定其可调度能量状态上/下限；然后根据主/从储能系统的可调度能量状态上限，计算主/从储能系统充/放电功率比例。
2.根据权利要求1所述的考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，若燃气机最大可调度功率足以支撑重要电负荷供电且有剩余，则将剩余功率分配给主/从储能系统充电，分配给主/从储能系统的充电功率在不超过主/从储能系统充电功率限值的前提下，按主/从储能系统充电功率比例进行设置，否则按储能系统充电功率限值进行设置。
3.根据权利要求2所述的考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，主储能系统的可调度能量状态上限Sbat.max和下限Sbat.min的计算方法为：
其中，和Sbat 分别为从储能系统的可调度能量状态上限和下限，ηbat.c(主)和ηbat.d(主)分别为主储能系统的充电效率和放电效率，Wbat.N(主)为主储能系统额定容量，δbat(主)为主储能系统自放电率；ΔPwave.max为微电网孤岛运行状态下最大可能的功率波动幅度；ΔT为调度周期，n为当前调度时段所处的调度周期计数。
4.根据权利要求3所述的考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，主/从储能系统的充/放电功率比例的计算方法为：
其中，和分别为主储能系统和从储能系统的充电比例；和分别为主储能系统和从储能系统的放电比例；和分别为主储能系统和从储能系统的荷电状态；Wbat.N(从)为从储能系统的额定容量；上标t表示调度时段。
5.根据权利要求4所述的考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，燃气机最大可调度功率的计算公式为：
其中，为燃气机上一时段的运行功率，PGE,up为燃气机的爬坡率，为燃气机最大发电功率；PQ,Lmin为CCHP型微电网可调度的最小电功率，若微电网为CCHP型微电网，PQ,Lmin约等于冷热联供系统驱动运行水泵工作的电耗功率，即其中，为运行水泵驱动供冷/热的电耗系数，为调度时段冷/热负荷最大需求功率；若为普通微电网，PQ,Lmin＝0。
6.根据权利要求5所述的考虑短时供电需求的微电网优化调度方法，其特征在于，主储能/从储能系统充/放电功率限值的计算方法为：
其中，和分别为主储能系统和从储能系统的充电功率限值；和分别为主储能系统和从储能系统的放电功率限值；和分别为主储能系统和从储能系统的最大允许充电功率，和分别为主储能系统和从储能系统的最大允许放电功率。
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