CN111555366A - 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法 - Google Patents

一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111555366A
CN111555366A CN202010299313.7A CN202010299313A CN111555366A CN 111555366 A CN111555366 A CN 111555366A CN 202010299313 A CN202010299313 A CN 202010299313A CN 111555366 A CN111555366 A CN 111555366A
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
agc
energy storage
storage device
grid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202010299313.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111555366B (zh
Inventor
陈忠华
陈致远
杨翾
黄帅
叶刚进
王骏海
尹建兵
叶奕
徐强
商佳宜
俞容江
高振宇
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hangzhou Electric Power Design Institute Co ltd
Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Hangzhou Electric Power Design Institute Co ltd
Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hangzhou Electric Power Design Institute Co ltd, Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd filed Critical Hangzhou Electric Power Design Institute Co ltd
Priority to CN202010299313.7A priority Critical patent/CN111555366B/zh
Publication of CN111555366A publication Critical patent/CN111555366A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111555366B publication Critical patent/CN111555366B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G06Q10/0631—Resource planning, allocation, distributing or scheduling for enterprises or organisations
    • G06Q10/06312—Adjustment or analysis of established resource schedule, e.g. resource or task levelling, or dynamic rescheduling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/007—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
    • H02J3/0075—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources for providing alternative feeding paths between load and source according to economic or energy efficiency considerations, e.g. economic dispatch
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/40—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation wherein a plurality of decentralised, dispersed or local energy generation technologies are operated simultaneously
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明公开了一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法。该方法在日前机组组合层，通过求解所建立的日前可控型微电源、储能装置等数学优化模型得到各微源在全天各个时段的启停状态和出力计划值，同时为下面两个阶段留出调节裕度。在经济调度阶段，利用实时点风光荷数据和储能单元的荷电状态、充放电状态、出力值进行各微源出力调整，以满足当前时段的运行要求，同时为AGC层留出裕度。在AGC层，以维持大电网和微网功率交互值恒定为目标，根据秒级实时数据，利用储能装置进行平抑。通过三层能量优化管理，维持微网与大电网在一个经济调度时段的功率交互恒定，迎合大电网的经济调度；同时可以解决微网中的间歇性微源对大电网造成冲击的问题。

Description

一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法
技术领域
本发明属本发明属于电力系统的运行、仿真、分析与调度技术领域，具体涉及一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法。
背景技术
微网能量管理是根据系统的电负荷、热负荷需求、大气环境、电网电价、燃气价格等信息，协调微网内的可控型分布式电源和储能等设备，保证微网安全稳定运行，实现微网最优经济运行。微网能量管理系统是微网系统的控制中心，是太阳能、风能等可再生新能源实现有效充分利用的重要保障，同时实现微网系统安全、可靠、高效、经济运行。
微网能量管理系统必须从微网整体出发，综合当地电/热负荷需求、电/气价格、电网的特殊要求、电能质量要求、零售服务要求、需求侧管理等信息作出决策，以决定微网与大电网间的交互功率、各个微电源出力分配及负荷控制命令，实现微网中各分布式电源、储能单元及负荷之间的最佳匹配。
目前，该领域研究尚处于理论研究阶段，暂时没有公认成熟的解决方案。现有研究多集中于微网实时经济运行优化调度，忽视了大时间尺度规划(如日前)对系统运行经济性的影响，缺乏多时间尺度的协调优化；同时现有研究手段也多集中于过于简化的启发式策略和过于复杂的混合整数非线性规划模型，前者无法达到数学上的最优点而无法保证长期运行的经济性，后者求解过程过于复杂且不易寻找到可行解。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明提出了一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，分为机组组合、经济调度和AGC三个阶段，通过三层能量优化管理，维持微网与大电网在一个经济调度时段的功率交互恒定，这样可以迎合大电网的经济调度；同时作为一个可控“负荷”不会对大电网造成功率冲击，可以避免微网中的间歇性微源对大电网造成冲击，这在大电网中存在多个微网时更有意义。
本发明具体采用的技术方案如下：
一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其包括如下步骤：
第一步：根据微网内可控型微源的特性，将其成本-出力曲线的非线性函数进行分段线性化；
第二步：在日前层中，将未来一天24h的微网运行划分为多个等间隔时段，采用30mins为时间间隔，以微网全天24h总运行成本最小为目标，其中所有可控型微电源使用分段线性化模型，将此日前机组组合问题建模成一个混合整数线性规划问题进行求解，得到各个时段可控型微源的机组启停计划；由于需要利用储能装置进行实时功率波动平抑，日前层建立的数学模型把储能装置设为始终开机状态，优化结果给出其在各个时段的充放电状态和功率输出计划值；
第三步：在调整层中，在当前经济调度周期中，根据日前计划制定的日前机组启停优化方案的开停机结果，实时监测储能装置的SOC值，考虑为AGC层留出裕度，进行单一时段的经济运行成本最低的目标函数优化，得到各可控型微源此短时段的具体出力值、储能的初始出力以及AGC层需要维持恒定的微网与大电网交互功率值；
第四步：在AGC层中，利用监测到的秒级实时风光荷功率大小，计算净负荷值，反馈给储能装置，实时调整储能装置的出力，以平抑不平衡功率波动，继而维持微网与大电网交互功率恒定；
第五步：在下一经济调度周期，重复第三步和第四步，不断利用储能装置进行不平衡功率波动平抑。
在上述技术方案基础上，各步骤可以进一步采用如下优选方式实现。
作为优选，所述的第二步中日前机组组合问题的混合整数线性规划问题的形式为：
Figure BDA0002453381210000031
式中：R为实数集；h(x,u)为等式约束；g(x,u)为不等式约束，g为约束下限，
Figure BDA0002453381210000032
为约束上限，x为连续优化变量，u为离散优化变量；
数学模型中的符号定义如下：ST为全天各时段集合；SG为可控型微电源集合；SS为储能装置集合；
Figure BDA0002453381210000033
为可控型微电源成本-出力曲线第k分段的线性化参数，
Figure BDA0002453381210000034
为第k时段的斜率，
Figure BDA0002453381210000035
为可控型微电源分段曲线第k时段的功率，
Figure BDA0002453381210000036
为
Figure BDA0002453381210000037
对应的成本；k指可控电源分段曲线的段数编号；
Figure BDA0002453381210000038
为可控型微电源分段曲线第k段的取值，
Figure BDA0002453381210000039
LGi为可控型微电源成本曲线分段数；
Figure BDA00024533812100000310
为可控型微电源开机成本；
Figure BDA00024533812100000311
为可控型微电源有功出力；
Figure BDA00024533812100000312
为可控型微电源工作状态，
Figure BDA00024533812100000313
表示停机，
Figure BDA00024533812100000314
表示开机；
Figure BDA00024533812100000315
为可控型微电源开始开机标记位，
Figure BDA00024533812100000316
为可控型微电源开始关机标记位；
Figure BDA00024533812100000317
为可控型微电源分段曲线归属状态，微电源有功出力所在的曲线分段状态值为1，其余曲线分段状态值为0；
Figure BDA00024533812100000318
为储能装置充电功率，
Figure BDA00024533812100000319
为储能装置放电功率，
Figure BDA00024533812100000320
为储能装置的荷电状态；
Figure BDA00024533812100000321
分别为储能装置的充电状态、放电状态；
Figure BDA0002453381210000041
为储能装置开始充电标记位，
Figure BDA0002453381210000042
为储能装置开始放电标记位；
Figure BDA0002453381210000043
为微网从大电网接受的功率值，
Figure BDA0002453381210000044
为微网向大电网发送的功率值；
Figure BDA0002453381210000045
为微网向大电网接受功率状态，
Figure BDA0002453381210000046
为微网向大电网发送功率状态；
Figure BDA0002453381210000047
分别为可控微电源开机成本、关机成本；KOMi为可控型微电源运行维护成本；cSi+、cSi-分别为储能装置充电成本系数、放电成本系数，
Figure BDA0002453381210000048
为储能装置充放电循环成本系数；
Figure BDA0002453381210000049
分别为微网向大电网买电价格、卖电价格；
连续优化变量x和离散优化变量u，分别定义为：
Figure BDA00024533812100000410
Figure BDA00024533812100000411
目标函数f(x,u)定义为：
Figure BDA00024533812100000412
其中fGi(x,u)、fSi(x,u)、fgrid(x,u)分别为可控电源的成本、储能设备的成本、微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure BDA00024533812100000413
Figure BDA00024533812100000414
Figure BDA00024533812100000415
等式约束包括1.1)～1.5)：
1.1)功率平衡约束满足：
Figure BDA0002453381210000051
其中，SI为不可控电源集合，SL为微网内部负荷集合；
Figure BDA0002453381210000052
为不可控电源出力，
Figure BDA0002453381210000053
为微网内部负荷功率；
1.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure BDA0002453381210000054
1.3)可控电源出力定义满足：
Figure BDA0002453381210000055
1.4)储能装置的荷电状态定义满足：
Figure BDA0002453381210000056
其中ΔT代表一个第二层-经济调度层的周期时间长度；
1.5)储能装置始终为开机状态约束满足：
Figure BDA0002453381210000057
由于AGC层需要用储能装置平抑功率波动，所以在日前计划中，将储能装置状态定为始终开机；
不等式约束包括2.1)～2.10)：
2.1)微网功率备用约束满足：
Figure BDA0002453381210000058
其中Rpercent代表负荷有功备用率；
Figure BDA0002453381210000059
表示微网从大电网接受功率的限制；
2.2)可控电源分段出力值定义满足：
Figure BDA0002453381210000061
2.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure BDA0002453381210000062
其中，
Figure BDA0002453381210000063
分别代表了可控电源出力上下限；
2.4)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure BDA0002453381210000064
其中ΔPGi 、
Figure BDA0002453381210000065
代表可控微电源出力变化率的界限；
2.5)可控电源开始开机/停机的标记位定义满足：
Figure BDA0002453381210000066
Figure BDA0002453381210000067
2.6)储能装置的出力限值满足：
Figure BDA0002453381210000068
Figure BDA0002453381210000069
其中，
Figure BDA00024533812100000610
分别代表储能装置充电功率的实际下限、上限；
Figure BDA00024533812100000611
Figure BDA00024533812100000612
分别代表储能装置放电功率的实际下限、上限；ΔPSi+ 代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率下限的裕度值，
Figure BDA00024533812100000613
代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率上限的裕度值；Δ PSi- 代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率下限的裕度值，
Figure BDA00024533812100000614
代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率上限的裕度值；
2.7)储能装置的开始充电/放电的标记位定义满足：
Figure BDA0002453381210000071
Figure BDA0002453381210000072
2.8)储能装置的荷电状态限值满足：
Figure BDA0002453381210000073
其中，
Figure BDA0002453381210000074
代表储能装置在t时段的荷电状态；Ei 、
Figure BDA0002453381210000075
分别代表储能装置荷电状态的下限、上限；ΔEi 代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态下限的裕度值，
Figure BDA0002453381210000076
代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态上限的裕度值；
2.9)外部电网接入容量约束满足：
Figure BDA0002453381210000077
Figure BDA0002453381210000078
其中，
Figure BDA0002453381210000079
代表微网向大电网接受功率的实际上限，
Figure BDA00024533812100000710
代表微网向大电网发送功率的实际上限；
Figure BDA00024533812100000711
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网接受功率的裕度值，
Figure BDA00024533812100000712
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网发送功率的裕度值；
2.10)微网向外部电网买卖电状态互斥约束满足：
Figure BDA00024533812100000713
作为优选，所述第三步中单一时段的经济运行成本最低的目标函数为：
Figure BDA00024533812100000714
其中fGi(x)为可控电源的成本，fgrid(x)为微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure BDA0002453381210000081
fgrid(x)＝cgrid+·Pgrid+-cgrid-·Pgrid-
其中优化变量x定义为：
Figure BDA0002453381210000082
其中，Ei_nextperiod代表当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值；
第三步中目标函数优化时的等式约束包括3.1)～3.7)：
3.1)功率平衡约束满足：
Figure BDA0002453381210000083
3.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure BDA0002453381210000084
3.3)可控电源出力定义满足：
Figure BDA0002453381210000085
3.4)可控电源开停机状态遵循日前计划满足：
UGi＝UGi0，i∈SG
其中，UGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的开机/停机状态；
3.5)储能装置的荷电状态约束满足：
Ei_nextperiod-Ei0+ΔT·(PSi--PSi+)＝0，i∈SS
其中，Ei0代表经济调度层开始时刻储能装置的荷电状态；ΔT代表经济调度层的调度周期时间间隔长度；
3.6)储能装置的充放电状态遵循日前计划满足：
USi+＝USi+0，i∈SS
USi-＝USi-0，i∈SS
其中，USi+0、USi-0代表日前层给定的当前经济调度周期的储能装置的充电/放电状态；
3.7)储能装置的荷电状态遵循日前计划满足：
ESi_nextperiod＝ESi_nextperiod0，i∈SS
其中，ESi_nextperiod0代表日前层给定的当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值；
第三步中目标函数优化时的不等式约束包括4.1)～4.7)：
4.1)可控电源分段出力值定义满足：
Figure BDA0002453381210000091
4.2)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure BDA0002453381210000092
其中，PGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的出力计划值；
4.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure BDA0002453381210000093
4.4)储能装置的出力限值满足：
Figure BDA0002453381210000101
Figure BDA0002453381210000102
4.5)储能装置的荷电状态上下限约束满足：
Figure BDA0002453381210000103
4.6)微网与大电网交互功率限制满足：
Figure BDA0002453381210000104
Figure BDA0002453381210000105
4.7)微网与大电网交互功率互斥条件满足：
Ugrid++Ugrid-≤1。
作为优选，所述第四步中调整储能装置的出力改变值的计算公式如下:
dPS(tagc)＝Pgrid(tagc-1)-Pgrid(0)-dPWT(tagc)-dPPV(tagc)+dPL(tagc)，tagc＝0,1,...,nAGC
其中：
dPWT(tagc)＝PWT(tagc)-PWT(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
dPPV(tagc)＝PPV(tagc)-PPV(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
dPL(tagc)＝PL(tagc)-PL(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
式中：tagc为当前AGC层中的调度短周期的次数；nAGC为AGC层中的调度短周期总数；Pgrid(0)代表AGC层初始时刻，即经济调度优化得到的微网与大电网的交互功率值；PWT(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PPV(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PL(tagc)为监测到的tagc时刻负荷值；Pgrid(tagc)代表tagc时刻的微网与大电网的交互功率值；
则储能装置在AGC层的每个秒级时间点的出力值为：
PS(tagc)＝PS(tagc-1)+dPS(tagc)，tagc＝0,1,...,nAGC
在AGC层控制中，改变量只有储能装置的出力值大小，而充放电状态不变，其它可控微源的开停机状态和出力值大小均不变。
作为优选，所述的储能装置为蓄电池。
本发明具有的有益效果是：本发明首次采用一种多时间尺度的三层能量管理优化方法，分为机组组合、经济调度和AGC三个阶段。通过三层能量优化管理，维持微网与大电网在一个经济调度时段的功率交互恒定，这样可以迎合大电网的经济调度；同时作为一个可控“负荷”不会对大电网造成功率冲击，可以避免微网中的间歇性微源对大电网造成冲击，这在大电网中存在多个微网时更有意义。
附图说明
图1是多时间尺度的三层能量管理优化方法流程图。
图2是可控型微电源能耗成本-出力曲线分段线性化示意图。
图3是AGC层蓄电池的控制策略(放电情况)图。
图4是示例微网系统结构图。
图5是微网内各可控微源、蓄电池日前出力计划图。
图6是一天24h内微网与大电网的实际交互功率值。
图7是无AGC层控制的微网与大电网交互功率值。
图8是AGC层策略下的蓄电池功率输出曲线。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步阐述和说明。
在本发明中，针对并网型微网的能量优化管理问题，采用一种基于不同时间尺度的三层微网能量优化方法，分为机组组合、经济调度和AGC三个阶段。在日前机组组合层，通过求解所建立的日前可控型微电源、储能装置等数学优化模型得到各微源在全天各个时段的启停状态和出力计划值，同时为下面两个阶段留出调节裕度。在经济调度阶段，利用实时点风光荷数据和储能单元的荷电状态(SOC)、充放电状态、出力值进行各微源出力调整，以满足当前时段的运行要求，同时为AGC层留出裕度。在AGC层，以维持大电网和微网功率交互值恒定为目标，根据秒级实时数据，利用储能装置进行平抑。通过三层能量优化管理，维持微网与大电网在一个经济调度时段的功率交互恒定，这样可以迎合大电网的经济调度；同时作为一个可控“负荷”不会对大电网造成功率冲击，可以解决微网中的间歇性微源对大电网造成冲击的问题。
本发明的一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其具体实现步骤如下：
第一步：根据微网内可控型微源的特性，将其成本-出力曲线的非线性函数进行分段线性化。
第二步：在日前层中，将未来一天24h的微网运行划分为多个等间隔时段，采用30mins为时间间隔，以微网全天24h总运行成本最小为目标，其中所有可控型微电源使用分段线性化模型，将此日前机组组合问题建模成一个混合整数线性规划问题进行求解，得到各个时段可控型微源的机组启停计划；由于需要利用储能装置进行实时功率波动平抑，日前层建立的数学模型把储能装置设为始终开机状态，优化结果给出其在各个时段的充放电状态和功率输出计划值。
本步骤中日前机组组合问题的混合整数线性规划问题的形式为：
Figure BDA0002453381210000131
式中：R为实数集；h(x,u)为等式约束；g(x,u)为不等式约束，g为约束下限，
Figure BDA0002453381210000132
为约束上限，x为连续优化变量，u为离散优化变量。需注意的是，此处的h(x,u)、g(x,u)、g、
Figure BDA0002453381210000133
均为示意性变量，其具体所指代的含义将在后续的模型定义中给出。
数学模型中的符号定义如下：ST为全天各时段集合；SG为可控型微电源集合；SS为储能装置集合；
Figure BDA0002453381210000134
为可控型微电源成本-出力曲线第k分段的线性化参数，
Figure BDA0002453381210000135
为第k时段的斜率，
Figure BDA0002453381210000136
为可控型微电源分段曲线第k时段的功率，
Figure BDA0002453381210000137
为
Figure BDA0002453381210000138
对应的成本；k指可控电源分段曲线的段数编号；
Figure BDA0002453381210000139
为可控型微电源分段曲线第k段的取值，
Figure BDA00024533812100001310
LGi为可控型微电源成本曲线分段数；
Figure BDA00024533812100001311
为可控型微电源开机成本；
Figure BDA00024533812100001312
为可控型微电源有功出力；
Figure BDA00024533812100001313
为可控型微电源工作状态，
Figure BDA00024533812100001314
表示停机，
Figure BDA00024533812100001315
表示开机；
Figure BDA00024533812100001316
为可控型微电源开始开机标记位，
Figure BDA00024533812100001317
为可控型微电源开始关机标记位；
Figure BDA00024533812100001318
为可控型微电源分段曲线归属状态，微电源有功出力所在的曲线分段状态值为1，其余曲线分段状态值为0，如：微电源有功出力落在线段F2上，则
Figure BDA00024533812100001319
为储能装置充电功率，
Figure BDA00024533812100001320
为储能装置放电功率，
Figure BDA00024533812100001321
为储能装置的荷电状态；
Figure BDA00024533812100001322
分别为储能装置的充电状态、放电状态；
Figure BDA00024533812100001323
为储能装置开始充电标记位，
Figure BDA00024533812100001324
为储能装置开始放电标记位；
Figure BDA00024533812100001325
为微网从大电网接受的功率值，
Figure BDA00024533812100001326
为微网向大电网发送的功率值；
Figure BDA00024533812100001327
为微网向大电网接受功率状态，
Figure BDA00024533812100001328
为微网向大电网发送功率状态；
Figure BDA00024533812100001329
分别为可控微电源开机成本、关机成本；KOMi为可控型微电源运行维护成本；cSi+、cSi-分别为储能装置充电成本系数、放电成本系数，
Figure BDA0002453381210000141
为储能装置充放电循环成本系数；
Figure BDA0002453381210000142
分别为微网向大电网买电价格、卖电价格；
连续优化变量x和离散优化变量u，分别定义为：
Figure BDA0002453381210000143
Figure BDA0002453381210000144
目标函数f(x,u)定义为：
Figure BDA0002453381210000145
其中fGi(x,u)、fSi(x,u)、fgrid(x,u)分别为可控电源的成本、储能设备的成本、微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure BDA0002453381210000146
Figure BDA0002453381210000147
Figure BDA0002453381210000148
等式约束包括1.1)～1.5)：
1.1)功率平衡约束满足：
Figure BDA0002453381210000149
其中，SI为不可控电源集合，SL为微网内部负荷集合；
Figure BDA00024533812100001410
为不可控电源出力，
Figure BDA0002453381210000151
为微网内部负荷功率；
1.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure BDA0002453381210000152
1.3)可控电源出力定义满足：
Figure BDA0002453381210000153
1.4)储能装置的荷电状态定义满足：
Figure BDA0002453381210000154
其中ΔT代表一个第二层-经济调度层的周期时间长度；
1.5)储能装置始终为开机状态约束满足：
Figure BDA0002453381210000155
由于AGC层需要用储能装置平抑功率波动，所以在日前计划中，将储能装置状态定为始终开机；
不等式约束包括2.1)～2.10)：
2.1)微网功率备用约束满足：
Figure BDA0002453381210000156
其中Rpercent代表负荷有功备用率；
Figure BDA0002453381210000157
表示微网从大电网接受功率的限制；
2.2)可控电源分段出力值定义满足：
Figure BDA0002453381210000158
2.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure BDA0002453381210000161
其中，
Figure BDA0002453381210000162
分别代表了可控电源出力上下限。
2.4)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure BDA0002453381210000163
其中ΔPGi 、
Figure BDA0002453381210000164
代表可控微电源出力变化率的界限。
2.5)可控电源开始开机/停机的标记位定义满足：
Figure BDA0002453381210000165
Figure BDA0002453381210000166
2.6)储能装置的出力限值满足：
Figure BDA0002453381210000167
Figure BDA0002453381210000168
其中，
Figure BDA0002453381210000169
分别代表储能装置充电功率的实际下限、上限；
Figure BDA00024533812100001610
Figure BDA00024533812100001611
分别代表储能装置放电功率的实际下限、上限；ΔPSi+ 代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率下限的裕度值，
Figure BDA00024533812100001612
代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率上限的裕度值；Δ PSi- 代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率下限的裕度值，
Figure BDA00024533812100001613
代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率上限的裕度值；
2.7)储能装置的开始充电/放电的标记位定义满足：
Figure BDA00024533812100001614
Figure BDA00024533812100001615
2.8)储能装置的荷电状态限值满足：
Figure BDA00024533812100001616
其中，
Figure BDA0002453381210000171
代表储能装置在t时段的荷电状态；Ei 、
Figure BDA0002453381210000172
分别代表储能装置荷电状态的下限、上限；ΔEi 代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态下限的裕度值，
Figure BDA0002453381210000173
代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态上限的裕度值；
2.9)外部电网接入容量约束满足：
Figure BDA0002453381210000174
Figure BDA0002453381210000175
其中，
Figure BDA0002453381210000176
代表微网向大电网接受功率的实际上限，
Figure BDA0002453381210000177
代表微网向大电网发送功率的实际上限；
Figure BDA0002453381210000178
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网接受功率的裕度值，
Figure BDA0002453381210000179
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网发送功率的裕度值；
2.10)微网向外部电网买卖电状态互斥约束满足：
Figure BDA00024533812100001710
第三步：在调整层中，在当前经济调度周期中，根据日前计划制定的日前机组启停优化方案的开停机结果，实时监测储能装置的SOC值，考虑为AGC层留出裕度，进行单一时段的经济运行成本最低的目标函数优化，得到各可控型微源此短时段的具体出力值、储能的初始出力以及AGC层需要维持恒定的微网与大电网交互功率值。
本步骤中，单一时段的经济运行成本最低的目标函数为：
Figure BDA00024533812100001711
其中fGi(x)为可控电源的成本，fgrid(x)为微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure BDA0002453381210000181
fgrid(x)＝cgrid+·Pgrid+-cgrid-·Pgrid-
其中优化变量x定义为：
Figure BDA0002453381210000182
其中，Ei_nextperiod代表当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值；
第三步中目标函数优化时的等式约束包括3.1)～3.7)：
3.1)功率平衡约束满足：
Figure BDA0002453381210000183
3.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure BDA0002453381210000184
3.3)可控电源出力定义满足：
Figure BDA0002453381210000185
3.4)可控电源开停机状态遵循日前计划满足：
UGi＝UGi0(i∈SG)
其中，UGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的开机/停机状态。
3.5)储能装置的荷电状态约束满足：
Ei_nextperiod-Ei0+ΔT·(PSi--PSi+)＝0(i∈SS)
其中，Ei0代表经济调度层开始时刻储能装置的荷电状态；ΔT代表经济调度层的调度周期时间间隔长度。
3.6)储能装置的充放电状态遵循日前计划满足：
USi+＝USi+0(i∈SS)
USi-＝USi-0(i∈SS)
其中，USi+0、USi-0代表日前层给定的当前经济调度周期的储能装置的充电/放电状态。
3.7)储能装置的荷电状态遵循日前计划满足：
ESi_nextperiod＝ESi_nextperiod0(i∈SS)
其中，ESi_nextperiod0代表日前层给定的当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值。
第三步中目标函数优化时的不等式约束包括4.1)～4.7)：
4.1)可控电源分段出力值定义满足：
Figure BDA0002453381210000191
4.2)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure BDA0002453381210000192
其中，PGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的出力计划值；
4.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure BDA0002453381210000193
4.4)储能装置的出力限值满足：
Figure BDA0002453381210000201
Figure BDA0002453381210000202
4.5)储能装置的荷电状态上下限约束满足：
Figure BDA0002453381210000203
4.6)微网与大电网交互功率限制满足：
Figure BDA0002453381210000204
Figure BDA0002453381210000205
4.7)微网与大电网交互功率互斥条件满足：
Ugrid++Ugrid-≤1。
第四步：在AGC层中，利用监测到的秒级实时风光荷功率大小，计算净负荷值，反馈给储能装置，实时调整储能装置的出力，以平抑不平衡功率波动，继而维持微网与大电网交互功率恒定，辅助大电网做经济调度，减少间歇性电源对大电网的冲击。
本步骤中调整储能装置的出力改变值的计算公式如下:
dPS(tagc)＝Pgrid(tagc-1)-Pgrid(0)-dPWT(tagc)-dPPV(tagc)+dPL(tagc)(tagc＝0,1,...,nAGC)
其中：
dPWT(tagc)＝PWT(tagc)-PWT(tagc-1)(t＝0,1,...,nAGC)
dPPV(tagc)＝PPV(tagc)-PPV(tagc-1)(t＝0,1,...,nAGC)
dPL(tagc)＝PL(tagc)-PL(tagc-1)(t＝0,1,...,nAGC)
式中：tagc为当前AGC层中的调度短周期的次数；nAGC为AGC层中的调度短周期总数；Pgrid(0)代表AGC层初始时刻，即经济调度优化得到的微网与大电网的交互功率值；PWT(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PPV(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PL(tagc)为监测到的tagc时刻负荷值；Pgrid(tagc)代表tagc时刻的微网与大电网的交互功率值；
则储能装置在AGC层的每个秒级时间点的出力值为：
PS(tagc)＝PS(tagc-1)+dPS(tagc)(tagc＝0,1,...,nAGC)
在AGC层控制中，改变量只有储能装置的出力值大小，而充放电状态不变，其它可控微源的开停机状态和出力值大小均不变。
第五步：在下一经济调度周期，重复第三步和第四步，不断利用储能装置进行不平衡功率波动平抑。
为了展示本发明所能达到的效果，下面将上述方法应用于一个具体实施例中，其具体步骤不再赘述，下面主要展示其具体参数和技术效果。
实施例
考虑如图4所示的微网示例系统，以24小时为微网机组组合层时间长度，以30分钟为一个微网经济调度周期，10s为AGC层的时间间隔，并假定在该10s内风光荷功率保持不变，根据前述方法的第一步到第五步，对其进行经济运行优化调度。本实施例的流程图如图1所示，其中储能装置均为蓄电池。其中，可控型微电源能耗成本-出力曲线分段线性化如图2所示，AGC层蓄电池的控制策略(放电情况)如图3所示
通过在Matlab下编程，并调用Cplex优化工具箱计算日前可控型微电源启停优化模型，得到各可控型微电源在全天各经济调度时段的启停状态和计划出力值以及蓄电池的在全天各时段的开停状态和计划出力值，如图5所示。可以得出结论：在电网电价高、负荷大的情况下，相对发电成本较低的微电源基本是满发；当负荷高峰期结束，电网电价下降时，负荷量减少，则微电源相继停机退出运行。
蓄电池有功出力运行区间为0-90KW，而计划调度出力值在40KW-50KW之间，这是因为在日前层就位经济调度层和AGC层留出足够的裕度，以平抑一个经济调度周期内的风光荷功率波动。
在经济调度层，利用当前时刻的实时风光荷数据进行优化求解，对蓄电池有功输出约束条件相对于日前计划进行一定的松弛，按照之前介绍的优化方法进行优化求解，求出当前时刻微网与大电网的交互功率值。在AGC层对蓄电池进行调节便是以此微网与大电网的功率交互值为目标进行功率输出调节,以平抑一个经济调度周期内的风光荷功率波动。
图6为一天24h内，微网与大电网的实际交互功率值；由该图可以得知，通过运用本文提出的微网能量管理方法，可以保持30mins即一个经济调度周期内，微网与大电网交互功率恒定，避免风光荷实时功率波动对大电网造成的影响，同时可以迎合大电网的经济调度。
假设没有第3层AGC层对蓄电池的控制策略，那么微网与大电网的功率波动将会很大；若没有AGC层的功率平抑作用，则微网与大电网的交互功率是时刻在变化的，对大电网会产生较大的冲击。在电网中存在多个微网的情况下，这种多个微网对电网的冲击影响是很严重的，如果甚至可能会影响系统稳定性。没有AGC层的功率平抑作用，其效果图示如图7。
实际上，图7所示的交互功率值波动都是一个调度周期内的风光荷功率实时改变造成的，AGC层的目标是利用储能装置(本算例使用蓄电池)平抑这个功率波动，即达到维持微网与大电网交互功率恒定的目的。按照AGC层控制策略，蓄电池一天24h内的实际输出功率如图8所示。
由此可见，通过本发明的三层能量优化管理，可以维持微网与大电网在一个经济调度时段的功率交互恒定，迎合大电网的经济调度；同时可以解决微网中的间歇性微源对大电网造成冲击的问题。
以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，然其并非用以限制本发明。有关技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型。因此凡采取等同替换或等效变换的方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围内。

Claims (5)

1.一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其特征在于包括如下步骤：
第一步：根据微网内可控型微源的特性，将其成本-出力曲线的非线性函数进行分段线性化；
第二步：在日前层中，将未来一天24h的微网运行划分为多个等间隔时段，采用30mins为时间间隔，以微网全天24h总运行成本最小为目标，其中所有可控型微电源使用分段线性化模型，将此日前机组组合问题建模成一个混合整数线性规划问题进行求解，得到各个时段可控型微源的机组启停计划；由于需要利用储能装置进行实时功率波动平抑，日前层建立的数学模型把储能装置设为始终开机状态，优化结果给出其在各个时段的充放电状态和功率输出计划值；
第三步：在调整层中，在当前经济调度周期中，根据日前计划制定的日前机组启停优化方案的开停机结果，实时监测储能装置的SOC值，考虑为AGC层留出裕度，进行单一时段的经济运行成本最低的目标函数优化，得到各可控型微源此短时段的具体出力值、储能的初始出力以及AGC层需要维持恒定的微网与大电网交互功率值；
第四步：在AGC层中，利用监测到的秒级实时风光荷功率大小，计算净负荷值，反馈给储能装置，实时调整储能装置的出力，以平抑不平衡功率波动，继而维持微网与大电网交互功率恒定；
第五步：在下一经济调度周期，重复第三步和第四步，不断利用储能装置进行不平衡功率波动平抑。
2.如权利要求1所述的一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其特征在于：所述的第二步中日前机组组合问题的混合整数线性规划问题的形式为：
min f(x,u)
Figure FDA0002453381200000021
式中：R为实数集；h(x,u)为等式约束；g(x,u)为不等式约束，g为约束下限，
Figure FDA0002453381200000022
为约束上限，x为连续优化变量，u为离散优化变量；
数学模型中的符号定义如下：ST为全天各时段集合；SG为可控型微电源集合；SS为储能装置集合；
Figure FDA0002453381200000023
为可控型微电源成本-出力曲线第k分段的线性化参数，
Figure FDA0002453381200000024
为第k时段的斜率，
Figure FDA0002453381200000025
为可控型微电源分段曲线第k时段的功率，
Figure FDA0002453381200000026
为
Figure FDA0002453381200000027
对应的成本；k指可控电源分段曲线的段数编号；
Figure FDA0002453381200000028
为可控型微电源分段曲线第k段的取值，
Figure FDA0002453381200000029
LGi为可控型微电源成本曲线分段数；
Figure FDA00024533812000000210
为可控型微电源开机成本；
Figure FDA00024533812000000211
为可控型微电源有功出力；
Figure FDA00024533812000000212
为可控型微电源工作状态，
Figure FDA00024533812000000213
表示停机，
Figure FDA00024533812000000214
表示开机；
Figure FDA00024533812000000215
为可控型微电源开始开机标记位，
Figure FDA00024533812000000216
为可控型微电源开始关机标记位；
Figure FDA00024533812000000217
为可控型微电源分段曲线归属状态，微电源有功出力所在的曲线分段状态值为1，其余曲线分段状态值为0；
Figure FDA00024533812000000218
为储能装置充电功率，
Figure FDA00024533812000000219
为储能装置放电功率，
Figure FDA00024533812000000220
为储能装置的荷电状态；
Figure FDA00024533812000000221
分别为储能装置的充电状态、放电状态；
Figure FDA00024533812000000222
为储能装置开始充电标记位，
Figure FDA00024533812000000223
为储能装置开始放电标记位；
Figure FDA00024533812000000224
为微网从大电网接受的功率值，
Figure FDA00024533812000000225
为微网向大电网发送的功率值；
Figure FDA00024533812000000226
为微网向大电网接受功率状态，
Figure FDA00024533812000000227
为微网向大电网发送功率状态；
Figure FDA00024533812000000228
分别为可控微电源开机成本、关机成本；KOMi为可控型微电源运行维护成本；cSi+、cSi-分别为储能装置充电成本系数、放电成本系数，
Figure FDA0002453381200000031
为储能装置充放电循环成本系数；
Figure FDA0002453381200000032
分别为微网向大电网买电价格、卖电价格；
连续优化变量x和离散优化变量u，分别定义为：
Figure FDA0002453381200000033
Figure FDA0002453381200000034
目标函数f(x,u)定义为：
Figure FDA0002453381200000035
其中fGi(x,u)、fSi(x,u)、fgrid(x,u)分别为可控电源的成本、储能设备的成本、微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure FDA0002453381200000036
Figure FDA0002453381200000037
Figure FDA0002453381200000038
等式约束包括1.1)～1.5)：
1.1)功率平衡约束满足：
Figure FDA0002453381200000039
其中，SI为不可控电源集合，SL为微网内部负荷集合；
Figure FDA00024533812000000310
为不可控电源出力，
Figure FDA0002453381200000041
为微网内部负荷功率；
1.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure FDA0002453381200000042
1.3)可控电源出力定义满足：
Figure FDA0002453381200000043
1.4)储能装置的荷电状态定义满足：
Figure FDA0002453381200000044
其中ΔT代表一个第二层-经济调度层的周期时间长度；
1.5)储能装置始终为开机状态约束满足：
Figure FDA0002453381200000045
由于AGC层需要用储能装置平抑功率波动，所以在日前计划中，将储能装置状态定为始终开机；
不等式约束包括2.1)～2.10)：
2.1)微网功率备用约束满足：
Figure FDA0002453381200000046
其中Rpercent代表负荷有功备用率；
Figure FDA0002453381200000047
表示微网从大电网接受功率的限制；
2.2)可控电源分段出力值定义满足：
Figure FDA0002453381200000048
2.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure FDA0002453381200000051
其中，
Figure FDA0002453381200000052
分别代表了可控电源出力上下限；
2.4)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure FDA0002453381200000053
其中ΔPGi 、
Figure FDA0002453381200000054
代表可控微电源出力变化率的界限；
2.5)可控电源开始开机/停机的标记位定义满足：
Figure FDA0002453381200000055
Figure FDA0002453381200000056
2.6)储能装置的出力限值满足：
Figure FDA0002453381200000057
Figure FDA0002453381200000058
其中，
Figure FDA0002453381200000059
分别代表储能装置充电功率的实际下限、上限；
Figure FDA00024533812000000510
Figure FDA00024533812000000511
分别代表储能装置放电功率的实际下限、上限；ΔPSi+ 代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率下限的裕度值，
Figure FDA00024533812000000512
代表储能装置为ED层和AGC层留出的充电功率上限的裕度值；ΔPSi- 代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率下限的裕度值，
Figure FDA00024533812000000513
代表储能装置为ED层和AGC层留出的放电功率上限的裕度值；
2.7)储能装置的开始充电/放电的标记位定义满足：
Figure FDA00024533812000000514
Figure FDA00024533812000000515
2.8)储能装置的荷电状态限值满足：
Figure FDA00024533812000000516
其中，
Figure FDA0002453381200000061
代表储能装置在t时段的荷电状态；Ei 、
Figure FDA0002453381200000062
分别代表储能装置荷电状态的下限、上限；ΔEi 代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态下限的裕度值，
Figure FDA0002453381200000063
代表储能装置为ED层和AGC层留出的荷电状态上限的裕度值；
2.9)外部电网接入容量约束满足：
Figure FDA0002453381200000064
Figure FDA0002453381200000065
其中，
Figure FDA0002453381200000066
代表微网向大电网接受功率的实际上限，
Figure FDA0002453381200000067
代表微网向大电网发送功率的实际上限；
Figure FDA0002453381200000068
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网接受功率的裕度值，
Figure FDA0002453381200000069
表示为ED层和AGC层留出的微网从大电网发送功率的裕度值；
2.10)微网向外部电网买卖电状态互斥约束满足：
Figure FDA00024533812000000610
3.如权利要求1所述的一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其特征在于：所述第三步中单一时段的经济运行成本最低的目标函数为：
Figure FDA00024533812000000611
其中fGi(x)为可控电源的成本，fgrid(x)为微网与外部大电网功率交易产生的成本：
Figure FDA00024533812000000612
fgrid(x)＝cgrid+·Pgrid+-cgrid-·Pgrid-
其中优化变量x定义为：
Figure FDA0002453381200000071
其中，Ei_nextperiod代表当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值；
第三步中目标函数优化时的等式约束包括3.1)～3.7)：
3.1)功率平衡约束满足：
Figure FDA0002453381200000072
3.2)可控电源分段运行归属标记位互斥条件满足：
Figure FDA0002453381200000073
3.3)可控电源出力定义满足：
Figure FDA0002453381200000074
3.4)可控电源开停机状态遵循日前计划满足：
UGi＝UGi0，i∈SG
其中，UGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的开机/停机状态；
3.5)储能装置的荷电状态约束满足：
Ei_nextperiod-Ei0+ΔT·(PSi--PSi+)＝0，i∈SS
其中，Ei0代表经济调度层开始时刻储能装置的荷电状态；ΔT代表经济调度层的调度周期时间间隔长度；
3.6)储能装置的充放电状态遵循日前计划满足：
USi+＝USi+0，i∈SS
USi-＝USi-0，i∈SS
其中，USi+0、USi-0代表日前层给定的当前经济调度周期的储能装置的充电/放电状态；
3.7)储能装置的荷电状态遵循日前计划满足：
ESi_nextperiod＝ESi_nextperiod0，i∈SS
其中，ESi_nextperiod0代表日前层给定的当前经济调度周期结束时储能装置的荷电状态，即下一经济调度周期开始时储能装置的荷电状态计划值；
第三步中目标函数优化时的不等式约束包括4.1)～4.7)：
4.1)可控电源分段出力值定义满足：
Figure FDA0002453381200000081
4.2)可控电源有功爬坡率约束满足：
Figure FDA0002453381200000082
其中，PGi0代表日前层给定的当前经济调度周期的可控微电源的出力计划值；
4.3)可控电源输出功率约束满足：
Figure FDA0002453381200000083
4.4)储能装置的出力限值满足：
Figure FDA0002453381200000084
Figure FDA0002453381200000085
4.5)储能装置的荷电状态上下限约束满足：
Figure FDA0002453381200000091
4.6)微网与大电网交互功率限制满足：
Figure FDA0002453381200000092
Figure FDA0002453381200000093
4.7)微网与大电网交互功率互斥条件满足：
Ugrid++Ugrid-≤1。
4.如权利要求1所述的一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其特征在于：所述第四步中调整储能装置的出力改变值的计算公式如下:
dPS(tagc)＝Pgrid(tagc-1)-Pgrid(0)-dPWT(tagc)-dPPV(tagc)+dPL(tagc)，tagc＝0,1,...,nAGC
其中：
dPWT(tagc)＝PWT(tagc)-PWT(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
dPPV(tagc)＝PPV(tagc)-PPV(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
dPL(tagc)＝PL(tagc)-PL(tagc-1)，t＝0,1,...,nAGC
式中：tagc为当前AGC层中的调度短周期的次数；nAGC为AGC层中的调度短周期总数；Pgrid(0)代表AGC层初始时刻，即经济调度优化得到的微网与大电网的交互功率值；PWT(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PPV(tagc)为监测到的tagc时刻风力发电机的出力；PL(tagc)为监测到的tagc时刻负荷值；Pgrid(tagc)代表tagc时刻的微网与大电网的交互功率值；
则储能装置在AGC层的每个秒级时间点的出力值为：
PS(tagc)＝PS(tagc-1)+dPS(tagc)，tagc＝0,1,...,nAGC
在AGC层控制中，改变量只有储能装置的出力值大小，而充放电状态不变，其它可控微源的开停机状态和出力值大小均不变。
5.如权利要求1所述的一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法，其特征在于：所述的储能装置为蓄电池。
CN202010299313.7A 2020-04-16 2020-04-16 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法 Active CN111555366B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010299313.7A CN111555366B (zh) 2020-04-16 2020-04-16 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010299313.7A CN111555366B (zh) 2020-04-16 2020-04-16 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111555366A true CN111555366A (zh) 2020-08-18
CN111555366B CN111555366B (zh) 2023-01-24

Family

ID=72007476

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010299313.7A Active CN111555366B (zh) 2020-04-16 2020-04-16 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111555366B (zh)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114565164A (zh) * 2022-03-03 2022-05-31 国网江苏综合能源服务有限公司 一种储能日前调度混合整数规划的三阶段优化方法及系统
AU2021218154B2 (en) * 2020-08-24 2023-02-02 Ihi Corporation Power management system, power management method, and power management program
CN117638944A (zh) * 2023-12-19 2024-03-01 国网山东省电力公司济南供电公司 基于源荷储互动的电网容量裕度动态配置方法及系统
US11990759B2 (en) 2019-04-03 2024-05-21 Ihi Corporation Power management system

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102184475A (zh) * 2011-05-11 2011-09-14 浙江大学 基于多时间尺度协调的微网经济运行优化调度方法
CN102289566A (zh) * 2011-07-08 2011-12-21 浙江大学 独立运行模式下的微电网多时间尺度能量优化调度方法
CN102751728A (zh) * 2012-07-26 2012-10-24 浙江大学 基于负荷中断模型的微网孤网运行的能量管理方法
WO2015062277A1 (zh) * 2013-10-30 2015-05-07 江苏省电力公司南京供电公司 一种智能配电系统递进式调度方法
CN105207242A (zh) * 2015-09-17 2015-12-30 山东大学 储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统及方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102184475A (zh) * 2011-05-11 2011-09-14 浙江大学 基于多时间尺度协调的微网经济运行优化调度方法
CN102289566A (zh) * 2011-07-08 2011-12-21 浙江大学 独立运行模式下的微电网多时间尺度能量优化调度方法
CN102751728A (zh) * 2012-07-26 2012-10-24 浙江大学 基于负荷中断模型的微网孤网运行的能量管理方法
WO2015062277A1 (zh) * 2013-10-30 2015-05-07 江苏省电力公司南京供电公司 一种智能配电系统递进式调度方法
CN105207242A (zh) * 2015-09-17 2015-12-30 山东大学 储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统及方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
张伯明等: "消纳大规模风电的多时间尺度协调的有功调度系统设计", 《电力系统自动化》 *

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11990759B2 (en) 2019-04-03 2024-05-21 Ihi Corporation Power management system
AU2021218154B2 (en) * 2020-08-24 2023-02-02 Ihi Corporation Power management system, power management method, and power management program
US11837870B2 (en) 2020-08-24 2023-12-05 Ihi Corporation Power management system, power management method, and power management program
CN114565164A (zh) * 2022-03-03 2022-05-31 国网江苏综合能源服务有限公司 一种储能日前调度混合整数规划的三阶段优化方法及系统
CN114565164B (zh) * 2022-03-03 2024-02-06 国网江苏综合能源服务有限公司 一种储能日前调度混合整数规划的三阶段优化方法及系统
CN117638944A (zh) * 2023-12-19 2024-03-01 国网山东省电力公司济南供电公司 基于源荷储互动的电网容量裕度动态配置方法及系统
CN117638944B (zh) * 2023-12-19 2024-08-27 国网山东省电力公司济南供电公司 基于源荷储互动的电网容量裕度动态配置方法及系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN111555366B (zh) 2023-01-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2020102245A4 (en) A grid hybrid rolling dispatching method considering congestion and energy storage tou price
CN111555366B (zh) 一种基于多时间尺度的微网三层能量优化管理方法
CN110970912B (zh) 一种含储能的新能源电力系统运行模拟方法
Pu et al. Hierarchical energy management control for islanding DC microgrid with electric-hydrogen hybrid storage system
CN102289566B (zh) 独立运行模式下的微电网多时间尺度能量优化调度方法
CN108667052B (zh) 一种面向虚拟电厂优化运行的多类型储能系统规划配置方法及系统
CN106169108B (zh) 含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法
CN106849190B (zh) 一种基于Rollout算法的多能互补微网实时调度方法
CN110581571A (zh) 一种主动配电网动态优化调度方法
CN104993522A (zh) 一种基于mpc的主动配电网多时间尺度协调优化调度方法
CN104967138A (zh) 一种储能电站
CN115102239B (zh) 一种考虑soc均衡的储能电站一次调频控制方法及系统
CN111786422B (zh) 基于bp神经网络的微电网参与上层电网实时优化调度方法
CN113742944A (zh) 一种考虑电制氢系统的虚拟电厂建模方法
CN104253439B (zh) 电池储能电站无功功率分配与控制方法
Saha Adaptive model-based receding horizon control of interconnected renewable-based power micro-grids for effective control and optimal power exchanges
CN107834574B (zh) 一种分布式能源系统与电网交换功率的控制方法
CN114050570B (zh) 一种源网荷储系统协同调控方法及装置
AU2021340055B2 (en) Power regulation method and power regulation device
Zhang et al. Hierarchical MPC-based energy management and frequency regulation participation of a virtual power plant
Paliwal et al. Short-term optimal energy management in stand-alone microgrid with battery energy storage
CN114188980B (zh) 一种考虑储能装置的透明微网群经济运行域生成方法
CN110417002B (zh) 一种孤岛微电网能量模型的优化方法
CN112257903A (zh) 虚拟电厂的控制方法和装置
CN118646102B (zh) 一种风光储氢氨醇园区有功平衡控制方法及系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant