CN110929454A - 研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法 - Google Patents

研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法，以最小化主动配电网运行成本为目标函数之一，通过制定合理的调度策略来提高电网公司的经济效益，实现主动配电网的经济运行。此外，负荷曲线波动较大会产生电压不稳定、供电可靠性降低等影响。因此，以最小化负荷曲线方差作为第2个目标函数，通过对储能装置和需求侧响应进行合理调度来实现负荷曲线的削峰填谷。

Description

研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作 用机理的方法
技术领域
本发明涉及一种研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法。
背景技术
主动配电网多源协同交互作用的目的是统筹协调主动配电网的“源-网-荷-储”，因此需要对主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理进行研究分析。
发明内容
本发明的目的在于提供一种效果好的研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法。
本发明的技术解决方案是：
一种研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法，其特征是：包括：
以最小化主动配电网运行成本为目标函数之一，以最小化负荷曲线方差作为第2个目标函数，通过对储能装置和需求侧响应进行合理调度来实现负荷曲线的削峰填谷；
第一个目标函数为主动配电网总运行成本最小。主动配电网的运行成本包括向上级电网购电的成本、储能装置运行成本、需求侧响应补偿成本和网络损耗成本；目标函数1的表达式如式(3-56)所示：
Figure BDA0002282886950000021
式中，CIL,i(t)为第t个调度时刻在节点i处并网的可中断负荷的需求侧响应补偿成本；CESS,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置的运行成本；Cgrid(t)为第t个调度时刻向上级电网购电/售电的成本；规定购电时Cgrid(t)为正；Closs(t)为第t个调度时刻主动配电网的网络损耗成本；NIL为可中断负荷的并网节点数量；NESS为并网的储能装置数量；T为调度时刻数量；
第二个目标函数为主动配电网总负荷曲线方差最小；负荷曲线方差能够反映负荷曲线的波动程度，目标函数2如式(3-57)所示：
Figure BDA0002282886950000022
式中，PL(t)为第t个调度时刻主动配电网的总负荷功率；
优化调度模型约束条件如下：
(1)可中断负荷的切负荷功率约束，如式(3-58)所示：
PILmin,i≤PIL,i(t)≤PILmax,i (3-58)
PILmin,i和PILmax,i分别为在节点i处并网的可中断负荷的切负荷功率最小值和最大值；
(2)储能装置充/放电功率约束，如式(3-59)所示：
PESSmin,j≤PESS,j(t)≤PESSmax,j (3-59)
式中，PESSmin,j和PESSmax,j分别为在节点j处并网的储能装置所能提供的有功功率上、下限；
(3)储能装置VSOC约束，如式(3-60)、式(3-61)所示：
VSOCmin,j≤VSOC,j(t)≤VSOCmax,j (3-60)
VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf) (3-61)
式中，VSOCmin,j和VSOCmax,j分别为在节点j处并网的储能装置剩余容量下限和上限；VSOC,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置剩余容量；ti和tf分别为调度周期开始时刻和调度周期结束时刻；
(4)节点电压约束，如式(3-62)所示：
Umin,k<Uk(t)<Umax,k (3-62)
式中，Uk(t)为第t个调度时刻节点k处的电压值；Umin,k和Umax,k分别为节点k处允许的电压最小值与最大值；
(5)功率平衡约束，如式(3-63)所示：
Figure BDA0002282886950000031
(6)潮流方程约束，如式(3-64)所示：
Figure BDA0002282886950000032
式中，Pi(t)和Qi(t)分别为第t个调度时刻节点i注入的有功功率与无功功率；Ui(t)和Uj(t)分别为第t个调度时刻节点i与节点j的电压幅值；Gij和Bij分别为主动配电网支路ij的电导与电纳；δij(t)为节点i与节点j在第t个调度时刻的电压相角差；
(7)平衡节点约束，本项目取平衡节点为主动配电网与上级电网交易的变电站；主动配电网运行时，上级电网会根据日前负荷预测信息来制定生产计划，同时保证一定的旋转备用，因此需要考虑平衡节点功率约束；平衡节点约束如如式(3-65)所示：
Pmin,S≤PS(t)≤Pmax,S (3-65)
式中，Pmin,S和Pmax,S分别为平衡节点S的有功功率上下限；PS(t) 为第t个调度时刻主动配电网与上级电网购/售电的交易功率；
(8)支路功率约束，如式(3-66)所示：
Pl(t)≤Pmax,l (3-66)
式中，Pl(t)为第t个调度时刻第l条支路通过的功率；Pmax,l为第 l条支路允许的功率最大值。
选择经改进的IEEE33节点配电系统作为算例进行分析，改进方案如下：
节点12设置一个蓄电池储能装置PQ节点，取Emax＝1200kWh， PESSmin,j＝300kW，PESSmax,j＝300kW，VSOCmin,j＝0.1，VSOCmax,j＝0.9， VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf)＝0.5，ηd＝0.98，ηc＝0.97，γ＝0.01；节点14设置同一地区两个风电分布式电源PQ节点；节点6的负荷设置为可中断负荷，取PILmin,i＝0，PILmax,i＝100kW；节点1设置为平衡节点，取 Pmin,S＝-200kW，Pmax,S＝200kW；选取该系统的基准容量为10MVA，基准电压为12.66KV，取Umin,k＝0.95p.u.，Umax,k＝1.2p.u.；整个网络的总负荷为3.715+2.3MVA；对于成本系数，取可中断负荷补偿成本a＝1.8 元/kWh，储能装置充放电成本b＝0.1元/kWh，购/售电电价设置为峰谷电价，即8:00～22:00，c1(t)＝1.0元/kWh，c2(t)＝0.5元/kWh；0:00～8:00 和22:00～24:00，c1(t)＝0.4元/kWh，c2(t)＝0.2元/kWh；对于NSGA-Ⅱ算法，取初始种群数Npopulation＝100，迭代次数Niteration＝10000，交叉系数Ncross＝20，变异系数Nmutant＝20，交叉概率Pcorss＝0.7，变异概率Pmutant＝0.3。
本发明效果好；能够有效提高主动配电网的运行经济性和可靠性，实现综合效益最大化，从而实现主动配电网的优化运行。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。
图1是经改进的IEEE33节点配电系统示意图。
具体实施方式
一种研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法，包括：
以最小化主动配电网运行成本为目标函数之一，以最小化负荷曲线方差作为第2个目标函数，通过对储能装置和需求侧响应进行合理调度来实现负荷曲线的削峰填谷；
第一个目标函数为主动配电网总运行成本最小。主动配电网的运行成本包括向上级电网购电的成本、储能装置运行成本、需求侧响应补偿成本和网络损耗成本；目标函数1的表达式如式(3-56)所示：
Figure BDA0002282886950000051
式中，CIL,i(t)为第t个调度时刻在节点i处并网的可中断负荷的需求侧响应补偿成本；CESS,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置的运行成本；Cgrid(t)为第t个调度时刻向上级电网购电/售电的成本；规定购电时Cgrid(t)为正；Closs(t)为第t个调度时刻主动配电网的网络损耗成本；NIL为可中断负荷的并网节点数量；NESS为并网的储能装置数量；T为调度时刻数量；
第二个目标函数为主动配电网总负荷曲线方差最小；负荷曲线方差能够反映负荷曲线的波动程度，目标函数2如式(3-57)所示：
Figure BDA0002282886950000061
式中，PL(t)为第t个调度时刻主动配电网的总负荷功率；
优化调度模型约束条件如下：
(1)可中断负荷的切负荷功率约束，如式(3-58)所示：
PILmin,i≤PIL,i(t)≤PILmax,i (3-58)
PILmin,i和PILmax,i分别为在节点i处并网的可中断负荷的切负荷功率最小值和最大值；
(2)储能装置充/放电功率约束，如式(3-59)所示：
PESSmin,j≤PESS,j(t)≤PESSmax,j (3-59)
式中，PESSmin,j和PESSmax,j分别为在节点j处并网的储能装置所能提供的有功功率上、下限；
(3)储能装置VSOC约束，如式(3-60)、式(3-61)所示：
VSOCmin,j≤VSOC,j(t)≤VSOCmax,j (3-60)
VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf) (3-61)
式中，VSOCmin,j和VSOCmax,j分别为在节点j处并网的储能装置剩余容量下限和上限；VSOC,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置剩余容量；ti和tf分别为调度周期开始时刻和调度周期结束时刻；
(4)节点电压约束，如式(3-62)所示：
Umin,k<Uk(t)<Umax,k (3-62)
式中，Uk(t)为第t个调度时刻节点k处的电压值；Umin,k和Umax,k分别为节点k处允许的电压最小值与最大值；
(5)功率平衡约束，如式(3-63)所示：
Figure BDA0002282886950000071
(6)潮流方程约束，如式(3-64)所示：
Figure BDA0002282886950000072
式中，Pi(t)和Qi(t)分别为第t个调度时刻节点i注入的有功功率与无功功率；Ui(t)和Uj(t)分别为第t个调度时刻节点i与节点j的电压幅值；Gij和Bij分别为主动配电网支路ij的电导与电纳；δij(t)为节点i与节点j在第t个调度时刻的电压相角差；
(7)平衡节点约束，本项目取平衡节点为主动配电网与上级电网交易的变电站；主动配电网运行时，上级电网会根据日前负荷预测信息来制定生产计划，同时保证一定的旋转备用，因此需要考虑平衡节点功率约束；平衡节点约束如如式(3-65)所示：
Pmin,S≤PS(t)≤Pmax,S (3-65)
式中，Pmin,S和Pmax,S分别为平衡节点S的有功功率上下限；PS(t) 为第t个调度时刻主动配电网与上级电网购/售电的交易功率；
(8)支路功率约束，如式(3-66)所示：
Pl(t)≤Pmax,l (3-66)
式中，Pl(t)为第t个调度时刻第l条支路通过的功率；Pmax,l为第l条支路允许的功率最大值。
为了验证所建的主动配电网多目标多源交互优化运行策略模型的合理性及有效性，选择经改进的IEEE33节点配电系统作为算例进行分析，改进方案如下：
节点12设置一个蓄电池储能装置PQ节点，取Emax＝1200kWh， PESSmin,j＝300kW，PESSmax,j＝300kW，VSOCmin,j＝0.1，VSOCmax,j＝0.9， VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf)＝0.5，ηd＝0.98，ηc＝0.97，γ＝0.01；节点14设置同一地区两个风电分布式电源PQ节点；节点6的负荷设置为可中断负荷，取PILmin,i＝0，PILmax,i＝100kW；节点1设置为平衡节点，取 Pmin,S＝-200kW，Pmax,S＝200kW；选取该系统的基准容量为10MVA，基准电压为12.66KV，取Umin,k＝0.95p.u.，Umax,k＝1.2p.u.；整个网络的总负荷为3.715+2.3MVA；对于成本系数，取可中断负荷补偿成本a＝1.8 元/kWh，储能装置充放电成本b＝0.1元/kWh，购/售电电价设置为峰谷电价，即8:00～22:00，c1(t)＝1.0元/kWh，c2(t)＝0.5元/kWh；0:00～8:00 和22:00～24:00，c1(t)＝0.4元/kWh，c2(t)＝0.2元/kWh；对于NSGA-Ⅱ算法，取初始种群数Npopulation＝100，迭代次数Niteration＝10000，交叉系数Ncross＝20，变异系数Nmutant＝20，交叉概率Pcorss＝0.7，变异概率Pmutant＝0.3。
本算例设置了峰谷电价，在0:00～8:00为负荷低谷时期，电价较低，8:00～22:00为负荷高峰期，电价较高。下面进行分析：
(1)对目标函数之间的关系进行分析：总运行成本和总负荷曲线方差存在矛盾，即不存在一个最优解使得2个目标函数值同时达到最小。分析总运行成本和总负荷曲线方差总体上呈负相关性的原因为：降低负荷曲线方差需要依靠可中断负荷和储能装置的削峰填谷作用，但是可中断负荷补偿成本比峰电价还要高，若过多地使用需求侧响应，则运行成本会增加，不利于主动配电网的经济运行。
(2)对储能装置出力的调度策略进行分析：要使总运行成本最小，应当根据峰谷电价来调度储能装置出力，即在峰电价时段利用储能装置放电来减少向上级电网购电，在谷电价时段对储能装置充电，为应对负荷高峰期做准备。要使总负荷曲线方差最小，就要对总负荷曲线进行针对性的调度，通过储能装置出力调度方案能够最大化储能装置的削峰填谷作用，从而降低负荷曲线方差。
(3)对可中断负荷切负荷量的调度策略进行分析：由于可中断负荷的补偿成本比峰电价还高，因此要使总运行成本最小，就要尽量减少可中断负荷的调度。要使总负荷曲线方差最小，就要最大化可中断负荷的削峰填谷作用，从而降低负荷曲线方差。
(4)对与上级电网交易功率的调度策略进行分析：与上级电网的交易功率由当前调度时刻的主动配电网负荷、风电出力、储能装置和需求侧响应等多方面因素共同决定。要使总运行成本最小，应在峰电价时段减少从上级电网购电功率、增加售电功率，在谷电价时段则相反。要使总负荷曲线方差最小，就要根据储能装置和可中断负荷的调度策略来决定与上级电网的交易功率。
(5)对储能装置的作用进行分析：为便于分析，本项目求出不考虑储能装置的Pareto解集，并与考虑储能装置的Pareto解集进行比较。考虑储能装置出力的总运行成本和总负荷曲线方差均比不考虑储能装置出力要小，这是因为储能装置运行费用比向上级电网交易功率费用要低，即可以在谷电价时对储能装置充电，在峰电价时由储能装置放电，以此降低总运行成本；此外，由于谷电价往往对应负荷低谷，峰电价往往对应负荷高峰，储能装置在负荷低谷时充电、负荷高峰时放电能够对负荷曲线削峰填谷，从而降低总负荷曲线方差。
(6)对可中断负荷的作用进行分析：为便于分析，本项目求出不考虑可中断负荷的Pareto解集，并与考虑可中断负荷的Pareto解集进行比较；考虑可中断负荷的总运行成本比不考虑可中断负荷高、总负荷曲线方差比不考虑可中断负荷低。考虑可中断负荷的总运行成本高是因为可中断负荷的切负荷补偿成本比峰电价还高，因此若使用可中断负荷进行需求侧响应，总运行成本就会提高。而考虑可中断负荷的总负荷曲线方差低是因为可以通过在负荷高峰时对可中断负荷进行需求侧响应，降低负荷曲线峰值，从而降低总负荷曲线方差。
根据上述分析，不存在一个解能够使2个目标函数值同时达到最小。因此，本项目首先求取了各目标函数的熵权系数，并根据所求的熵权系数来求得各个优化运行策略的综合指标，选取综合指标最大的作为最优解。
策略对储能装置、可中断负荷以及与上级电网交易功率进行合理调度，避免了决策者偏好的主观性，能够较好地代表所求得的Pareto 解集来作为主动配电网的优化调度策略，可以实现主动配电网运行的综合效益最大化，从而实现主动配电网的优化运行。
上述算例分析结果表明：1)根据实时电价的不同，合理地调度储能装置的充放电状态能够减小主动配电网的运行成本；2)针对间歇性分布式电源的出力不可控性，储能装置和需求侧响应能够对负荷曲线起到削峰填谷的作用；3)总运行成本和总负荷曲线方差存在矛盾，无法同时达到最小，因此需要选取最优解来代表所求的Pareto 解集。为了避免决策者偏好的主观性，可通过熵权法对各目标函数进行客观赋权，根据各目标函数的综合指标选出最优解，从而得到主动配电网的优化运行策略，本项目所提的主动配电网优化运行策略能够客观地权衡2个目标函数的比重，能够有效提高主动配电网的运行经济性和可靠性，实现综合效益最大化，从而实现主动配电网的优化运行。

Claims (2)

1.一种研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法，其特征是：包括：
以最小化主动配电网运行成本为目标函数之一，以最小化负荷曲线方差作为第2个目标函数，通过对储能装置和需求侧响应进行合理调度来实现负荷曲线的削峰填谷；
第一个目标函数为主动配电网总运行成本最小。主动配电网的运行成本包括向上级电网购电的成本、储能装置运行成本、需求侧响应补偿成本和网络损耗成本；目标函数1的表达式如式(3-56)所示：
Figure FDA0002282886940000011
式中，CIL,i(t)为第t个调度时刻在节点i处并网的可中断负荷的需求侧响应补偿成本；CESS,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置的运行成本；Cgrid(t)为第t个调度时刻向上级电网购电/售电的成本；规定购电时Cgrid(t)为正；Closs(t)为第t个调度时刻主动配电网的网络损耗成本；NIL为可中断负荷的并网节点数量；NESS为并网的储能装置数量；T为调度时刻数量；
第二个目标函数为主动配电网总负荷曲线方差最小；负荷曲线方差能够反映负荷曲线的波动程度，目标函数2如式(3-57)所示：
Figure FDA0002282886940000012
式中，PL(t)为第t个调度时刻主动配电网的总负荷功率；
优化调度模型约束条件如下：
(1)可中断负荷的切负荷功率约束，如式(3-58)所示：
PILmin,i≤PIL,i(t)≤PILmax,i (3-58)
PILmin,i和PILmax,i分别为在节点i处并网的可中断负荷的切负荷功率最小值和最大值；
(2)储能装置充/放电功率约束，如式(3-59)所示：
PESSmin,j≤PESS,j(t)≤PESSmax,j (3-59)
式中，PESSmin,j和PESSmax,j分别为在节点j处并网的储能装置所能提供的有功功率上、下限；
(3)储能装置VSOC约束，如式(3-60)、式(3-61)所示：
VSOCmin,j≤VSOC,j(t)≤VSOCmax,j (3-60)
VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf) (3-61)
式中，VSOCmin,j和VSOCmax,j分别为在节点j处并网的储能装置剩余容量下限和上限；VSOC,j(t)为第t个调度时刻在节点j处并网的储能装置剩余容量；ti和tf分别为调度周期开始时刻和调度周期结束时刻；
(4)节点电压约束，如式(3-62)所示：
Umin,k<Uk(t)<Umax,k (3-62)
式中，Uk(t)为第t个调度时刻节点k处的电压值；Umin,k和Umax,k分别为节点k处允许的电压最小值与最大值；
(5)功率平衡约束，如式(3-63)所示：
Figure FDA0002282886940000021
(6)潮流方程约束，如式(3-64)所示：
Figure FDA0002282886940000031
式中，Pi(t)和Qi(t)分别为第t个调度时刻节点i注入的有功功率与无功功率；Ui(t)和Uj(t)分别为第t个调度时刻节点i与节点j的电压幅值；Gij和Bij分别为主动配电网支路ij的电导与电纳；δij(t)为节点i与节点j在第t个调度时刻的电压相角差；
(7)平衡节点约束，本项目取平衡节点为主动配电网与上级电网交易的变电站；主动配电网运行时，上级电网会根据日前负荷预测信息来制定生产计划，同时保证一定的旋转备用，因此需要考虑平衡节点功率约束；平衡节点约束如如式(3-65)所示：
Pmin,S≤PS(t)≤Pmax,S (3-65)
式中，Pmin,S和Pmax,S分别为平衡节点S的有功功率上下限；PS(t)为第t个调度时刻主动配电网与上级电网购/售电的交易功率；
(8)支路功率约束，如式(3-66)所示：
Pl(t)≤Pmax,l (3-66)
式中，Pl(t)为第t个调度时刻第l条支路通过的功率；Pmax,l为第l条支路允许的功率最大值。
2.根据权利要求1所述的研究主动配电网与分布式电源、储能及多样性负荷的交互作用机理的方法，其特征是：选择经改进的IEEE33节点配电系统作为算例进行分析，改进方案如下：
节点12设置一个蓄电池储能装置PQ节点，取Emax＝1200kWh，PESSmin,j＝300kW，PESSmax,j＝300kW，VSOCmin,j＝0.1，VSOCmax,j＝0.9，VSOC,j(ti)＝VSOC,j(tf)＝0.5，ηd＝0.98，ηc＝0.97，γ＝0.01；节点14设置同一地区两个风电分布式电源PQ节点；节点6的负荷设置为可中断负荷，取PILmin,i＝0，PILmax,i＝100kW；节点1设置为平衡节点，取Pmin,S＝-200kW，Pmax,S＝200kW；选取该系统的基准容量为10MVA，基准电压为12.66KV，取Umin,k＝0.95p.u.，Umax,k＝1.2p.u.；整个网络的总负荷为3.715+2.3MVA；对于成本系数，取可中断负荷补偿成本a＝1.8元/kWh，储能装置充放电成本b＝0.1元/kWh，购/售电电价设置为峰谷电价，即8:00～22:00，c1(t)＝1.0元/kWh，c2(t)＝0.5元/kWh；0:00～8:00和22:00～24:00，c1(t)＝0.4元/kWh，c2(t)＝0.2元/kWh；对于NSGA-Ⅱ算法，取初始种群数Npopulation＝100，迭代次数Niteration＝10000，交叉系数Ncross＝20，变异系数Nmutant＝20，交叉概率Pcorss＝0.7，变异概率Pmutant＝0.3。
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