CN111200281B - 互联微网储能配置扩容优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及互联微网储能扩容优化方法。通过设置规划周期,考虑到负荷峰值、NDDG单元和DDG单元配置容量的逐年增长,构建多阶段互联微网储能容量双层优化模型。上层模型以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值最低为目标,在第y‑1年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,制定最优运行策略。将双层优化模型构造为大规模双层混合整数线性规划问题,以第y年各运行场景s下对微网i内储能单元进行扩容后的总成本最低为目标,对该年内各微网储能的额定容量和额定功率进行优化,并对储能扩容后该场景下互联微网的运行策略进行优化。
Description
技术领域
本发明涉及储能系统的领域。更具体地,涉及一种互联微网储能扩容优化方法。
背景技术
微网中可再生能源发电单元出力的随机性和负荷需求的变化,应当在微网储能容量的多阶段规划中进行考虑。在传统的微网储能配置研究中,着重考虑了出现概率较大的运行场景,而忽略了一些发生概率较低而后果严重的极端场景,例如微源发电量较低而负荷需求较高,或微源出力、负荷功率波动剧烈的情况,在这种场景下可能会造成部分负荷停电、线路和配电设备过载,使得微网运行成本上升,因此在微网规划中对于可能出现的技术风险和经济风险不容忽视。
本发明将风险定义为未来可能发生事件的不确定性以及该事件将产生严重后果的集合。微网系统中的分布式可再生能源发电单元出力的间歇性、负荷功率的不确定性是风险来源。在微网储能容量配置问题中,需要对风险加以考虑,研究基于风险控制策略的储能配置方案,将风险限制在微网投资者和运行管理者均可接受的范围内。因此,本发明中提出了基于风险控制策略的互联微网储能优化配置方法,给出逐年储能扩容方案。
发明内容
针对现有技术中存在的缺陷,本发明的目的在于提供一种互联微网储能扩容优化方法,用于制定各微网逐年更新的储能优化配置方案。
为达到以上目的,本发明采取的技术方案是:
本发明在互联微网的规划阶段将不确定性因素带来的风险考虑在内,设计了考虑运行风险的互联微网储能容量优化配置方法。
设置规划周期(如10年),考虑到负荷峰值、不可调度的分布式电源(NDDG)单元和可调度的分布式电源(DDG)单元配置容量的逐年增长,构建多阶段互联微网储能容量双层优化模型。通过求解双层优化模型,对各微网内储能额定容量和额定功率进行优化,制定逐年更新的储能扩容计划。
在双层优化模型的构建中,上层模型考虑了储能长期运行所带来的延缓配电网设备升级改造收益,以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值最低为目标,在第(y-1)年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型中考虑储能所发挥的削峰填谷功能,在各场景内考虑增设储能后的削峰率指标约束,以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,制定最优运行策略。
当完成双层优化模型构建后,需要将双层优化模型构造为大规模双层混合整数线性规划问题,以第y年各运行场景s下对微网i内储能单元进行扩容后的总成本最低为目标,对该年内各微网储能的额定容量和额定功率进行优化,并对储能扩容后该场景下互联微网的运行策略进行优化。
一种互联微网储能扩容优化方法,包括如下步骤:
步骤(1)基于对光伏单元的出力和负荷功率需求等不确定性因素的分析,分别建立描述光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数,基于历史负荷数据和文献资料,获取光伏和负荷概率模型中的相关参数,相关参数包括正态分布的均值μL,正态分布的标准差σL,分布的形状系数γ、β,光伏单元的最大出力值Pmax,并对各微网中发电单元的配置、Ι,ΙΙ,ΙΙΙ各级负荷占比进行初始化;
步骤(2)由建立的光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数而生成光伏和负荷的累计分布函数曲线,基于光伏和负荷的累计分布函数曲线进行拉丁超立方抽样法生成含1000个初始场景的集合各子场景中包含一天内各时段的光伏单元出力和各微网内的负荷功率,设置规划周期,构建多阶段互联微网储能容量双层优化模型,在双层优化模型中,上层模型的目标函数以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值Cy.s最低为目标,在第y-1年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型的目标函数以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,制定最优运行策略;并设置y的初始值为1,在双层优化模型中,变量下标表示以年为单位的规划阶段;
步骤(4)在构建的风险控制策略下,基于第y年总成本函数值概率分布特性的统计结果,生成的极端场景集合,采用同步回代削减法削减为含10个场景的集合后,采用CPLEX对该策略下第y年各微网的储能扩容方案进行求解;
步骤(5)判断y是否为10,若y≠10则令y=y+1后,更新第y年的各微网内的微源配置和负荷峰值功率后返回步骤(3)步,直到得到在给定风险策略下10年内的互联微网储能扩容方案。
在上述方案的基础上,光伏单元的出力取决于入射光的角度和强度,光照辐射强度在短期内近似满足Beta分布,步骤1所述的光照辐射强度的概率密度函数如下所示:
其中:G、Gmax分别为某时段内实际的光照辐射强度及其最大值,Γ(·)表示Gamma函数,γ和β均为Beta分布的形状系数;
光伏各时段的出力通过由下式求得,因此,光伏各时段的出力PNG也服从Beta分布,光伏各时段的出力PNG概率密度函数如公式(5)所示:
其中:PSTG为光伏单元在标准状况下的出力值;GING、GSTG分别为实际状况和标准状况下的光照辐射强度;k为温度系数,TC、Tref分别为光伏池板温度和标准状况下的环境温度;Pmax为光伏单元的最大出力值。
在上述方案的基础上,基于对历史负荷数据和文献资料的分析,得出描述负荷预测误差的概率分布函数,采用正态分布模拟负荷预测过程出现的不确定性,正态分布的均值μL作为负荷功率预测值,正态分布的方差模拟负荷波动的大小,负荷功率波动PL的概率密度函数如下式所示:
在上述方案的基础上,所述上层模型的目标函数为:
其中,上层模型以第y年各微网内储能扩容后的年成本净现值Cy.s最低为目标,在第(y-1)年的基础上,对微网内第y年储能额定容量和额定功率进行优化,上层模型的目标函数中包括第y年进行储能扩容后所需的年等值投资成本年运行维护成本年安装成本考虑多个运行场景后计算得到的总运行成本期望值以及储能延缓配电网设备更新升级的收益其中,互联微网的运行成本期望值由第y年运行场景下优化得出的最优运行成本及其出现概率Pr(s)求得。其中,cP是单位功率投资成本,cE是单位容量投资成本,cs是单位安装成本,和分别是第y年储能的额定配置功率和容量。
配置储能后延缓配电网设备更新升级的收益由配电网设备投资成本cd、折现率r及储能延缓电网升级的年数△Ni.y求得。△Ni.y是所配置的储能装置能够在满足负荷要求下的使用年限,与负荷峰值的年增长率R3和储能扩容后的削峰率λi.y有关,在第y年微网i内削峰率λi.y是综合考虑多个运行场景下的削峰率λi.y.s及其出现概率Pr(s)后求得的期望值。
上层模型的约束如下:
所述上层模型的约束包括:第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束、储能的额定容量和额定功率下限约束、第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束、DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束;
在上述方案的基础上,1)所述第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束为:
其中,LTIFy为第y年储能投资上限。
2)所述储能的额定容量和额定功率下限约束为:
3)所述第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束为:
4)所述DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束:
在上述方案的基础上,所述所述双层优化模型中的下层模型的目标函数为:
其中,分别为切负荷功率、NDDG单元切除功率和恢复配电网关键负荷功率;分别为DDG单元输出功率、微网i向上级电网购电功率和储能放电功率;分别为储能充电功率和微网i的出口不平衡功率;△P'i.s.t,Ei.y.s.t,分别为考虑线损率后的出口不平衡功率、微网i在第y年场景s下t时段内的储能储存电量和描述储能运行状态的二进制变量;,μi.y.s.t,ξi.y.s.tTi.y.s,分别为表示状态的二进制变量和停电时间;cf表示为DDG机组的单位燃料成本;cU和cD分别为机组的单位启、停机成本;mt为单位电网购电成本;cl为负荷停电惩罚成本;gt为单位微网负荷售电电价;ct为恢复配电网关键负荷供电的单位收益。
下层模型的约束如下:
所述下层模型的约束包括:分布式电源运行约束、储能充放电运行约束、微网间功率交换约束、切负荷功率约束、配电网馈线上的关键负荷恢复量约束、可控分布式电源燃料总量约束、削峰率指标约束;
在上述方案的基础上,所述(1)分布式电源运行约束:
所述分布式电源运行约束为第y年运行场景s下微网i内DDG单元和NDDG单元的运行约束;
(2)储能充放电运行约束:
所述储能充放电运行约束为第y年运行场景s下微网i内储能装置的充放电运行约束;
其中,为描述储能运行状态的二进制变量,为1时,储能处于放电状态,否则储能处于充电或闲置状态,K表示储能充放电次数上限值,即该场景内储能的充放电循环次数应不超过K/2,在本文中规定一天内最高充放电循环次数为2次,Ei.y.s.t为微网i内的储能在场景s下时段t内的储存电量,η为储能放电效率,储能初始荷电状态为给定值Ei.y.s.0。和分别表示储能的额定功率和额定容量。
(3)微网间功率交换约束
所述微网间功率交换约束为第y年运行场景s下微网间功率交换约束;
所述微网间功率交换约束包括:正常运行场景下的微网间功率交换约束、一般故障场景下的微网间功率交换约束、极端故障场景下的微网间功率交换约束;
所述正常运行场景下的微网间功率交换约束为:
所述一般故障场景下的微网间功率交换约束为:
所述极端故障场景下的微网间功率交换约束为:
(4)切负荷功率约束:
(5)配电网馈线上的关键负荷恢复量约束:
(6)可控分布式电源燃料总量约束
(7)削峰率指标约束
下层运行优化约束条件在短期储能配置优化模型的基础上增加了削峰率指标约束,考虑了储能在正常运行和一般故障场景下所发挥的削峰填谷作用。
其中,微网i在第y年场景s下的原负荷峰谷差ζi.y.s;考虑储能充放电运行和各级切负荷功率后,由上式计算得到微网i在第y年场景s时段t内的等效负荷功率在ζi.y.s的基础上,前后两个时段的等效负荷功率之差受到该场景下削峰率λi.y.s的制约,并规定各场景下的削峰率在上下限值 λ之间。
在上述方案的基础上,所述风险控制策略
在一定置信度α%下,储能配置在未来特定时期内所面临的损失△P最高不会超过VaR,如下式所示
P(△P≤VaR)=α% (62)
其中,△P指在一定的时期内储能配置的变化。
若设定投资组合的随机损失为△P,在投资组合的损失超过某个给定VaRα值的条件下,该投资组合的平均损失期望值的其数学表达式如下式所示:
CVaRα=E(△P|△P≥VaRα) (63)
在风险中性策略下,微网投资者不考虑不确定性因素带来的投资和运行成本波动,通过对一组已知出现概率的初始场景进行分析,以整体的成本期望值最低为目标做出决策,其中Cs为场景s下的总成本函数,Pr(s)为场景s的出现概率。
风险中性策略下的优化目标表示为下式:
OF1=minEs(Cs) (65)
在风险规避策略下,微网投资者基于对规划和运行过程中不确定性因素的分析,对出现概率较小,但造成后果较严重的极端场景进行风险分析,基于这部分极端场景,做出风险规避策略下的微网规划方案,并采用CVaR作为衡量风险值大小的指标。
假设计算不同运行场景下的总成本函数值Cs后,统计得到概率密度和累计概率密度分布如图2所示。根据VaR的定义,在所有运行场景中占比为α的场景下,最大成本函数值不会超过Es(Cs)+VaRα;而CVaR关注的是在所有场景中占比为(1-α)的场景集合下,在Es(Cs)+VaRα基础上多支出成本的期望值,其中为总成本超过Es(Cs)+VaRα的运行场景,即极端场景集合。
因此,在风险规避策略下的目标函数设为:
OF2=minEs(Cs)+CVaRα (66)
OF2=minEs(Cs)+CVaRα (69)
本发明的有益效果:
本发明提供了一种互联微网储能配置扩容优化方法,在互联微网的长期运行过程中,使运行经济性、供电可靠性、韧性得以提升,投资风险得以规避。
附图说明
本发明有如下附图:
图1为互联微网储能配置扩容优化计算流程图。
图2a为概率密度分布的示意图;
图2b为累计概率密度分布的示意图。
图3为含三个微网的互联微网作为算例的系统图。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明,下面对本发明提出的模型和求解方法做进一步的说明。
(1)光伏概率模型
光伏单元的出力取决于入射光的角度和强度,光照辐射强度在短期内近似满足Beta分布,光照辐射强度的概率密度函数如下式所示:
其中:G、Gmax分别为某时段内实际的光照辐射强度及其最大值,Γ(·)表示Gamma函数,γ和β均为Beta分布的形状系数;
光伏各时段的出力通过由下式求得,因此,光伏各时段的出力PNG也服从Beta分布,光伏各时段的出力PNG概率密度函数如公式(5)所示:
其中:PSTG为光伏单元在标准状况下的出力值;GING、GSTG分别为实际状况和标准状况下的光照辐射强度;k为温度系数,TC、Tref分别为光伏池板温度和标准状况下的环境温度;Pmax为光伏单元的最大出力值。
(2)负荷概率模型
基于对大量历史负荷数据和文献资料的分析,可以得出描述负荷预测误差的概率分布函数,可以采用正态分布模拟负荷预测过程出现的不确定性,正态分布的均值μL作为负荷功率预测值,正态分布的方差模拟负荷波动的大小,负荷功率波动PL的概率密度函数如下式所示:
设置规划周期为10年,考虑到负荷峰值、不可调度的分布式电源(NDDG)单元和可调度的分布式电源(DDG)单元配置容量的逐年增长,通过求解双层优化模型,对各微网内储能额定容量和额定功率进行优化,制定逐年更新的储能扩容计划。
在双层优化模型中,上层模型考虑了储能长期运行所带来的延缓配电网设备升级改造收益,以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值Cy.s最低为目标,在第y-1年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型中考虑储能所发挥的削峰填谷功能,在各场景内考虑增设储能后的削峰率指标约束,以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,制定最优运行策略。
所述双层优化模型中的上层模型的目标函数为:
其中,上层模型以第y年各微网内储能扩容后的年成本净现值Cy.s最低为目标,在第(y-1)年的基础上,对微网内第y年储能额定容量和额定功率进行优化,上层模型的目标函数中包括第y年进行储能扩容后所需的年等值投资成本年运行维护成本年安装成本考虑多个运行场景后计算得到的总运行成本期望值以及储能延缓配电网设备更新升级的收益其中,互联微网的运行成本期望值由第y年运行场景下优化得出的最优运行成本及其出现概率Pr(s)求得。其中,cP是单位功率投资成本,cE是单位容量投资成本,cs是单位安装成本,和分别是第y年储能的额定配置功率和容量。
配置储能后延缓配电网设备更新升级的收益由配电网设备投资成本cd、折现率r及储能延缓电网升级的年数△Ni.y求得。△Ni.y是所配置的储能装置能够在满足负荷要求下的使用年限,与负荷峰值的年增长率R3和储能扩容后的削峰率λi.y有关,在第y年微网i内削峰率λi.y是综合考虑多个运行场景下的削峰率λi.y.s及其出现概率Pr(s)后求得的期望值。
上层模型的约束如下:
所述上层模型的约束包括:第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束、储能的额定容量和额定功率下限约束、第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束、DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束;
1)所述第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束为:
其中,LTIFy为第y年储能投资上限。
2)所述储能的额定容量和额定功率下限约束为:
3)所述第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束为:
4)所述DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束:
所述双层优化模型中的下层模型的目标函数为:
其中,分别为切负荷功率、NDDG单元切除功率和恢复配电网关键负荷功率;分别为DDG单元输出功率、微网i向上级电网购电功率和储能放电功率;△Pi.s.t,分别为储能充电功率和微网i的出口不平衡功率;△P'i.s.t,Ei.y.s.t,分别为考虑线损率后的出口不平衡功率、微网i在第y年场景s下t时段内的储能储存电量和描述储能运行状态的二进制变量;,μi.y.s.t,ξi.y.s.tTi.y.s,分别为表示状态的二进制变量和停电时间;cf表示为DDG机组的单位燃料成本;cU和cD分别为机组的单位启、停机成本;mt为单位电网购电成本;cl为负荷停电惩罚成本;gt为单位微网负荷售电电价;ct为恢复配电网关键负荷供电的单位收益。
下层模型的约束如下:
所述下层模型的约束包括:分布式电源运行约束、储能充放电运行约束、微网间功率交换约束、切负荷功率约束、配电网馈线上的关键负荷恢复量约束、可控分布式电源燃料总量约束、削峰率指标约束;
(1)分布式电源运行约束:
所述分布式电源运行约束为第y年运行场景s下微网i内DDG单元和NDDG单元的运行约束;
(2)储能充放电运行约束:
所述储能充放电运行约束为第y年运行场景s下微网i内储能装置的充放电运行约束;
其中,为描述储能运行状态的二进制变量,为1时,储能处于放电状态,否则储能处于充电或闲置状态,K表示储能充放电次数上限值,即该场景内储能的充放电循环次数应不超过K/2,在本文中规定一天内最高充放电循环次数为2次,Ei.y.s.t为微网i内的储能在场景s下时段t内的储存电量,η为储能放电效率,储能初始荷电状态为给定值Ei.y.s.0。和分别表示储能的额定功率和额定容量。
(3)微网间功率交换约束
所述微网间功率交换约束为第y年运行场景s下微网间功率交换约束;
所述微网间功率交换约束包括:正常运行场景下的微网间功率交换约束、一般故障场景下的微网间功率交换约束、极端故障场景下的微网间功率交换约束;
所述正常运行场景下的微网间功率交换约束为:
所述一般故障场景下的微网间功率交换约束为:
所述极端故障场景下的微网间功率交换约束为:
(4)切负荷功率约束:
(5)配电网馈线上的关键负荷恢复量约束:
(6)可控分布式电源燃料总量约束
(7)削峰率指标约束
下层运行优化约束条件在短期储能配置优化模型的基础上增加了削峰率指标约束,考虑了储能在正常运行和一般故障场景下所发挥的削峰填谷作用。
其中,微网i在第y年场景s下的原负荷峰谷差ζi.y.s;考虑储能充放电运行和各级切负荷功率后,由上式计算得到微网i在第y年场景s时段t内的等效负荷功率在ζi.y.s的基础上,前后两个时段的等效负荷功率之差受到该场景下削峰率λi.y.s的制约,并规定各场景下的削峰率在上下限值 λ之间。
以下是本文用到的风险控制策略
在一定置信度α%下,储能配置在未来特定时期内所面临的损失△P最高不会超过VaR,如下式所示
P(△P≤VaR)=α% (62)
其中,△P指在一定的时期内储能配置的变化。
若设定投资组合的随机损失为△P,在投资组合的损失超过某个给定VaRα值的条件下,该投资组合的平均损失期望值的其数学表达式如下式所示:
CVaRα=E(△P|△P≥VaRα) (63)
在风险中性策略下,微网投资者不考虑不确定性因素带来的投资和运行成本波动,通过对一组已知出现概率的初始场景进行分析,以整体的成本期望值最低为目标做出决策,其中Cs为场景s下的总成本函数,Pr(s)为场景s的出现概率。
风险中性策略下的优化目标表示为下式:
OF1=minEs(Cs) (65)
在风险规避策略下,微网投资者基于对规划和运行过程中不确定性因素的分析,对出现概率较小,但造成后果较严重的极端场景进行风险分析,基于这部分极端场景,做出风险规避策略下的微网规划方案,并采用CVaR作为衡量风险值大小的指标。
假设计算不同运行场景下的总成本函数值Cs后,统计得到概率密度和累计概率密度分布如图2所示。根据VaR的定义,在所有运行场景中占比为α的场景下,最大成本函数值不会超过Es(Cs)+VaRα;而CVaR关注的是在所有场景中占比为(1-α)的场景集合下,在Es(Cs)+VaRα基础上多支出成本的期望值,其中为总成本超过Es(Cs)+VaRα的运行场景,即极端场景集合。
因此,在风险规避策略下的目标函数设为:
OF2=min Es(Cs)+CVaRα (66)
OF2=minEs(Cs)+CVaRα (69)
基于互联微网多阶段的储能容量双层优化配置模型,对互联微网内的储能容量配置扩容方案进行逐年优化,优化流程图如图1所示。
采用图3所示的含三个微网的互联微网作为算例系统,将微网的规划周期设为10年,本文提出的方法的具体计算步骤如下:
(1)基于对光伏单元的出力和负荷功率需求等不确定性因素的分析,分别建立描述光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数,基于历史负荷数据和文献资料,获取光伏和负荷概率模型中的相关参数,具体参数包括μL,σL,γ,β,Pmax,并对各微网中发电单元的配置、各级负荷占比进行初始化;
(2)由建立的光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数而生成光伏和负荷的累计分布函数曲线,基于光伏和负荷的累计分布函数曲线进行拉丁超立方抽样法生成含1000个初始场景的集合各子场景中包含一天内各时段的光伏单元出力和各微网内的负荷功率,在双层优化模型中,上层模型的目标函数以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值Cy.s最低为目标,在第y-1年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型的目标函数以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,设置规划周期,构建多阶段互联微网储能容量双层优化模型,并设置y=1在双层优化模型中,变量下标y,表示以年为单位的规划阶段;
(4)在构建的风险控制策略下,基于第y年互联微网总成本函数值概率分布特性的统计结果,生成的极端场景集合,采用同步回代削减法削减为含10个场景的集合后,采用CPLEX对该策略下第y年各微网的储能扩容方案进行求解;
(5)判断y是否为10,若y≠10则令y=y+1后,更新第y年的各微网内的微源配置和负荷峰值功率后返回步骤(3)步,直到得到在给定风险策略下10年内的互联微网储能扩容方案。
本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例,而并非是对本发明的实施方式的限定,对于所属领域的普通技术人员来说,在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动,这里无法对所有的实施方式予以穷举,凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (6)
1.一种互联微网储能扩容优化方法,其特征在于,包括如下步骤:
步骤1:基于对光伏单元的出力和负荷功率需求的不确定性因素的分析,分别建立描述光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数,基于历史负荷数据,获取光伏和负荷概率模型中的相关参数,相关参数包括正态分布的均值μL,正态分布的标准差σL,Beta分布的形状系数γ、β,光伏单元的最大出力值Pmax,并对各微网中发电单元的配置、Ι,ΙΙ,ΙΙΙ各级负荷占比进行初始化;
步骤2:由建立的光照辐射强度的概率密度函数和负荷功率波动的概率密度函数而生成光伏和负荷的累计分布函数曲线,基于光伏和负荷的累计分布函数曲线进行拉丁超立方抽样法生成含1000个初始场景的集合各子场景中包含一天内各时段的光伏单元出力和各微网内的负荷功率,设置规划周期,构建多阶段互联微网储能容量双层优化模型,在双层优化模型中,上层模型的目标函数以储能单元扩容后第y年的互联微网年成本净现值Cy.s最低为目标,在第y-1年各微网内储能配置容量的基础上,对该年各微网内增设的储能单元容量进行优化;下层模型的目标函数以互联微网在第y年各运行场景下的运行总成本最低为目标,制定最优运行策略,并设置y的初始值为1,在双层优化模型中,变量下标y,表示以年为单位的规划阶段;
步骤4:在构建的风险控制策略下,基于第y年总成本函数值概率分布特性的统计结果,生成的极端场景集合,采用同步回代削减法削减为含10个场景的集合后,采用CPLEX对该策略下第y年各微网的储能扩容方案进行求解;
步骤5:判断y是否为10,若y≠10则令y=y+1后,更新第y年的各微网内的微源配置和负荷峰值功率后返回步骤3,直到得到在给定风险策略下10年内的互联微网储能扩容方案;
步骤2所述上层模型的目标函数为:
其中,上层模型以第y年各微网内储能扩容后的年成本净现值Cy.s最低为目标,在第y-1年的基础上,对微网i,内第y年储能额定容量和额定功率进行优化,上层模型的目标函数中包括第y年进行储能扩容后所需的年等值投资成本年运行维护成本年安装成本考虑多个运行场景后计算得到的总运行成本期望值以及储能延缓配电网设备更新升级的收益其中,互联微网的运行成本期望值由第y年运行场景s,下优化得出的最优运行成本及其出现概率Pr(s)求得;其中,cP是单位功率投资成本,cE是单位容量投资成本,cs是单位安装成本,和分别是第y年储能的额定配置功率和容量;
配置储能后延缓配电网设备更新升级的收益由配电网设备投资成本cd、折现率r及储能延缓电网升级的年数△Ni.y求得;△Ni.y是所配置的储能装置能够在满足负荷要求下的使用年限,与负荷峰值的年增长率R3和储能扩容后的削峰率λi.y有关,在第y年微网i内削峰率λi.y是综合考虑多个运行场景下的削峰率λi.y.s及其出现概率Pr(s)后求得的期望值;
上层模型的约束包括:第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束、储能的额定容量和额定功率下限约束、第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束、DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束;
步骤4所述的风险控制策略具体为:
在一定置信度α%下,储能配置在未来特定时期内所面临的损失△P最高不会超过VaR,如下式所示
P(△P≤VaR)=α% (62)
其中,△P指在一定的时期内储能配置的变化;
若设定投资组合的随机损失为△P,在投资组合的损失超过某个给定VaRα值的条件下,该投资组合的平均损失期望值的其数学表达式如下式所示:
CVaRα=E(△P|△P≥VaRα) (63)
在风险中性策略下,不考虑不确定性因素带来的投资和运行成本波动,通过对一组已知出现概率的初始场景进行分析,以整体的成本期望值最低为目标做出决策,其中Cs为场景s下的总成本函数,Pr(s)为场景s的出现概率;
风险中性策略下的优化目标表示为下式:
OF1=min Es(Cs) (65)
在风险规避策略下,基于对规划和运行过程中不确定性因素的分析,对出现概率较小,但造成后果较严重的极端场景进行风险分析,基于这部分极端场景,做出风险规避策略下的微网规划方案,并采用CVaR作为衡量风险值大小的指标;
假设计算不同运行场景下的总成本函数值Cs后,统计得到概率密度和累计概率密度分布;根据VaR的定义,在所有运行场景中占比为α的场景下,最大成本函数值不会超过Es(Cs)+VaRα;而CVaR关注的是在所有场景中占比为(1-α)的场景集合下,在Es(Cs)+VaRα基础上多支出成本的期望值,其中为总成本超过Es(Cs)+VaRα的运行场景,即极端场景集合;
因此,在风险规避策略下的目标函数设为:
OF2=min Es(Cs)+CVaRα (66)
OF2=min Es(Cs)+CVaRα (69)。
2.如权利要求1所述的互联微网储能扩容优化方法,其特征在于,光伏单元的出力取决于入射光的角度和强度,光照辐射强度在短期内满足Beta分布,步骤1所述的光照辐射强度的概率密度函数如下所示:
其中:G、Gmax分别为某时段内实际的光照辐射强度及其最大值,Γ(·)表示Gamma函数,γ和β均为Beta分布的形状系数;
光伏各时段的出力通过式(4)求得,因此,光伏各时段的出力PNG也服从Beta分布,光伏各时段的出力PNG概率密度函数如公式(5)所示:
其中:PSTG为光伏单元在标准状况下的出力值;GING、GSTG分别为实际状况和标准状况下的光照辐射强度;k为温度系数,TC、Tref分别为光伏池板温度和标准状况下的环境温度;Pmax为光伏单元的最大出力值。
4.如权利要求1所述的互联微网储能扩容优化方法,其特征在于,所述第y年进行储能扩容时的初期投资上限约束为:
其中,LTIFy为第y年储能投资上限;
所述储能的额定容量和额定功率下限约束为:
所述第y年内互联微网的供电可靠性约束和韧性指标约束为:
所述DDG、NDDG单元配置容量和各级负荷峰值逐年增长约束:
5.如权利要求1所述的互联微网储能扩容优化方法,其特征在于,所述的下层模型的目标函数为:
其中,分别为切负荷功率、NDDG单元切除功率和恢复配电网关键负荷功率;分别为DDG单元输出功率、微网i向上级电网购电功率和储能放电功率;△Pi.s.t,分别为储能充电功率和微网i的出口不平衡功率;△P'i.s.t,Ei.y.s.t,分别为考虑线损率后的出口不平衡功率、微网i在第y年场景s下t时段内的储能储存电量和描述储能运行状态的二进制变量;μi.y.s.t,ξi.y.s.t,Ti.y.s,分别为表示状态的二进制变量和停电时间;cf表示为DDG机组的单位燃料成本;cU和cD分别为机组的单位启、停机成本;mt为单位电网购电成本;cl为负荷停电惩罚成本;gt为单位微网负荷售电电价;ct为恢复配电网关键负荷供电的单位收益;表示微网i在第y年场景s时段t内的等效负荷功率;
下层模型的约束包括:分布式电源运行约束、储能充放电运行约束、微网间功率交换约束、切负荷功率约束、配电网馈线上的关键负荷恢复量约束、可控分布式电源燃料总量约束、削峰率指标约束。
6.如权利要求5所述的互联微网储能扩容优化方法,其特征在于,所述分布式电源运行约束为第y年运行场景s下微网i内DDG单元和NDDG单元的运行约束;
所述储能充放电运行约束为第y年运行场景s下微网i内储能装置的充放电运行约束;
其中,为描述储能运行状态的二进制变量,为1时,储能处于放电状态,否则储能处于充电或闲置状态,K表示储能充放电次数上限值,即该场景内储能的充放电循环次数应不超过K/2,并规定一天内最高充放电循环次数为2次,Ei.y.s.t为微网i内的储能在场景s下时段t内的储存电量,η为储能放电效率,储能初始荷电状态为给定值Ei.y.s.0;和分别表示储能的额定功率和额定容量;和SoC分别为储能单元荷电状态上下限;
所述微网间功率交换约束为第y年运行场景s下微网间功率交换约束;
所述微网间功率交换约束包括:正常运行场景下的微网间功率交换约束、一般故障场景下的微网间功率交换约束、极端故障场景下的微网间功率交换约束;
所述正常运行场景下的微网间功率交换约束为:
所述一般故障场景下的微网间功率交换约束为:
所述极端故障场景下的微网间功率交换约束为:
所述切负荷功率约束为:
所述配电网馈线上的关键负荷恢复量约束为:
所述可控分布式电源燃料总量约束为:
所述削峰率指标约束为:
下层运行优化约束条件在短期储能配置优化模型的基础上增加了削峰率指标约束,考虑了储能在正常运行和一般故障场景下所发挥的削峰填谷作用;
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