CN112583005A - 基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法 - Google Patents

基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，包括获取待分析的电网系统的数据信息；建立源网荷储协调优化模型的目标函数；设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束、传统机组出力限制约束和待分析电网系统的常规约束；在设定的约束条件下对目标函数进行求解得到最终的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化结果。本发明方法增加了系统调度的灵活性和新能源的利用率，而且更加贴近实际电网模型，可靠性高、实用性好且准确性高。

Description

基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法
技术领域
本发明属于电气自动化领域，具体涉及一种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法。
背景技术
随着经济技术的发展和人们生活水平的提高，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。因此，电力系统的稳定可靠运行，就成为了电力系统最重要的任务之一。目前，随着新能源发电的发展和环境问题的日益严重，大规模新能源发电也已经接入了电网系统。
目前，由于技术原因，电能的长时间存储依旧是不可行的。因此，电力系统依旧要求自身的发电量和用电量是平衡的，这就是电力系统的功率平衡的要求。
但是，由于大规模新能源发电与电力负荷的随机波动性，导致系统中不可避免地产生功率不平衡量，其本质是在原有运行状态或预测数值下，由于负荷或电源的功率变化而出现的功率差额；因此，电网的功率平衡状态，其实质上是一种动态的和实时的平衡。
但是，目前的针对电力系统的源(电源端)网(电网端)荷(负荷端)储(储能端)协调优化过程，其往往都是将电网的功率平衡作为一个刚性约束条件，而未考虑其动态和实时的特性。这使得目前的针对电力系统的源网荷储协调优化过程太过于理想化，实用性和准确性均较差。
发明内容
本发明的目的在于提供一种可靠性高、实用性好且准确性高的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法。
本发明提供的这种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，包括如下步骤：
S1.获取待分析的电网系统的数据信息；
S2.建立源网荷储协调优化模型的目标函数；
S3.设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束；
S4.设定传统机组出力限制约束；
S5.设定待分析电网系统的常规约束；
S6.在步骤S3～S5设定的约束条件下，对步骤S2建立的目标函数进行求解，从而得到最终的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化结果。
步骤S2所述的源网荷储协调优化模型的目标函数，具体为采用如下算式作为目标函数f1：
f1＝min(fD+fB+fG+fW)
式中min为求最小值操作；fD为需求响应总量且
Figure BDA0002818454170000021
ρt为t时刻的需求响应负荷总量参数，Pd,t为t时刻的需求响应功率；fB为储能充放电损耗且
Figure BDA0002818454170000022
λ和β为储能充放电损耗参数，Pb,t为t时刻的储能系统出力；fG为火电机组煤耗且
Figure BDA0002818454170000023
a、b和c为火电机组的燃煤消耗参数，d为火电机组的调节煤耗参数，Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；fW为弃风弃光总量且
Figure BDA0002818454170000031
CW为弃风弃光总量参数，ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率。
步骤S3所述的设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束，具体为采用如下算式作为电网有功功率平衡约束：
Figure BDA0002818454170000032
式中Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pw,t为t时刻的风光新能源出力；ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pl,t为t时刻的常规负荷；Pd,t为t时刻的需求响应功率；ΔPt为待分析的电网系统在t时刻的功率不平衡量；ΔP为待分析的电网系统的功率不平衡量的设定限值。
步骤S4所述的设定传统机组出力限制约束，具体为采用如下算式作为传统机组出力限制约束：
Figure BDA0002818454170000033
式中Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t+1为火电机组在t+1时刻的出力；t的取值为t＝2,4,6,...,T-2。
步骤S5所述的设定待分析电网系统的常规约束，具体为采用如下算式作为待分析电网系统的常规约束：
约束1：传统火电机组出力约束和爬坡约束：
Pgmin≤Pg,t≤Pgmax
-Pgc≤Pg,t-Pg,t-1≤Pgc
式中Pgmin为传统火电机组出力下限值；Pgmax为传统火电机组出力上限值；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pgc为最大爬坡功率限制值；
约束2：需求响应约束：
PDmin≤Pd,t≤PDmax
Figure BDA0002818454170000041
式中PDmin为需求响应负荷的下限值；Pd,t为t时刻的需求响应功率；PDmax为需求响应负荷的上限值；Spmin为需求响应负荷在T周期内的总容量下限值；Spmax为需求响应负荷在T周期内的总容量上限值；
约束3：储能系统出力约束：
-Pbc≤Pb,t≤Pbc
Figure BDA0002818454170000042
式中Pbc为储能系统最大出力；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pbmax为储能系统容量最大容量；t的取值范围为1,2,...,T；
约束4：弃风弃光功率约束：
0≤ΔPw≤Pw
式中ΔPw为弃风弃光功率；Pw为风光新能源出力的预测值。
本发明提供的这种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，将功率不平衡量视为系统的状态变量并计入源网荷储优化模型，从而利用功率不平衡量在电网系统允许范围内的特性，使电网系统的约束得以放宽，运行调控更加灵活，并最终建立了含功率不平衡量的有功功率平衡约束下的源网荷储协调优化模型并求解，从而得到最终的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化结果；因此，本发明方法增加了系统调度的灵活性和新能源的利用率，而且更加贴近实际电网模型，可靠性高、实用性好且准确性高。
附图说明
图1为本发明方法的方法流程示意图。
图2为本发明方法的实施例的负荷预测曲线示意图。
图3为本发明方法的实施例的能源出力预测曲线示意图。
图4为本发明方法的实施例的需求响应单位调节消耗系数曲线示意图。
图5为本发明方法的实施例的传统协调优化结果示意图。
图6为本发明方法的实施例的含功率不平衡量的源网荷储协调优化结果示意图。
具体实施方式
如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，包括如下步骤：
S1.获取待分析的电网系统的数据信息；
S2.建立源网荷储协调优化模型的目标函数；具体为采用如下算式作为目标函数f1：
f1＝min(fD+fB+fG+fW)
式中min为求最小值操作；fD为需求响应总量且
Figure BDA0002818454170000051
ρt为t时刻的需求响应负荷总量参数，Pd,t为t时刻的需求响应功率；fB为储能充放电损耗且
Figure BDA0002818454170000052
λ和β为储能充放电损耗参数，Pb,t为t时刻的储能系统出力；fG为火电机组煤耗且
Figure BDA0002818454170000053
a、b和c为火电机组的燃煤消耗参数，d为火电机组的调节煤耗参数，Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；fW为弃风弃光总量且
Figure BDA0002818454170000061
CW为弃风弃光总量参数，ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率；
S3.设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束；具体为采用如下算式作为电网有功功率平衡约束：
Figure BDA0002818454170000062
式中Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pw,t为t时刻的风光新能源出力；ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pl,t为t时刻的常规负荷；Pd,t为t时刻的需求响应功率；ΔPt为待分析的电网系统在t时刻的功率不平衡量；ΔP为待分析的电网系统的功率不平衡量的设定限值；
常规的有功功率平衡式(刚性平衡式)，其一般形式为：
Pg,t+Pw,t+ΔPw,t+Pb,t-Pl,t-Pd,t＝0，t＝1,...,T
功率不平衡量实为系统总电源和总负荷的差值；因此常规的有功功率平衡式(刚性平衡式)在系统运行中可以描述为含功率不平衡量的有功功率平衡式(如上式所示)，增加功率不平衡量为一状态变量，使系统有功功率约束得以放宽，运行调控更加灵活；
S4.设定传统机组出力限制约束；具体为采用如下算式作为传统机组出力限制约束：
Figure BDA0002818454170000063
式中Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t+1为火电机组在t+1时刻的出力；t的取值为t＝2,4,6,...,T-2；
出于波动性控制的考虑，模型需要增加出力波动控制约束，避免了传统机组相邻时段间出力频繁增减情况，即通过该使得相邻时间段火电机组出力必同增或同减，从而减少火电机组煤耗；
S5.设定待分析电网系统的常规约束；具体为采用如下算式作为待分析电网系统的常规约束：
约束1：传统火电机组出力约束和爬坡约束：
Pgmin≤Pg,t≤Pgmax
-Pgc≤Pg,t-Pg,t-1≤Pgc
式中Pgmin为传统火电机组出力下限值；Pgmax为传统火电机组出力上限值；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pgc为最大爬坡功率限制值；
约束2：需求响应约束：
PDmin≤Pd,t≤PDmax
Figure BDA0002818454170000071
式中PDmin为需求响应负荷的下限值；Pd,t为t时刻的需求响应功率；PDmax为需求响应负荷的上限值；Spmin为需求响应负荷在T周期内的总容量下限值；Spmax为需求响应负荷在T周期内的总容量上限值；
约束3：储能系统出力约束：
-Pbc≤Pb,t≤Pbc
Figure BDA0002818454170000072
式中Pbc为储能系统最大出力；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pbmax为储能系统容量最大容量；t的取值范围为1,2,...,T；
约束4：弃风弃光功率约束：
0≤ΔPw≤Pw
式中ΔPw为弃风弃光功率；Pw为风光新能源出力的预测值；
S6.在步骤S3～S5设定的约束条件下，对步骤S2建立的目标函数进行求解，从而得到最终的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化结果。
以下结合一个具体实施例子，对本发明方法进行进一步说明：
常规火电机组总装机容量为800MW，机组运行数据如表1所示。风电装机容量为250MW，光伏装机容量为50MW。需求响应设定参数如表2所示。储能系统运行参数如表3所示。单位调节功率Ks＝500MW/Hz。设一个调度周期为24h，每个调度时段为15min，共96个时刻。系统负荷预测曲线参考某地区2020年1月1日的记录如图2所示，风光联合出力预测曲线如图3所示。弃风弃光损耗参数CW＝300，需求响应负荷的单位调节消耗取值600/MW·h，储能系统损耗系数λ＝100,β＝10^4。各个时刻预测的需求响应负荷单位调节消耗系数如图4所示。
表1常规火电机组运行参数示意表
类别 P<sub>gmin</sub>/MW P<sub>gmax</sub>/MW S<sub>cg</sub>/MW
火电功率 100 800 30
表2储能系统运行参数示意表
Figure BDA0002818454170000081
表3响应出力限制参数示意表
类别 P<sub>Dmin</sub>/MW P<sub>Dmax</sub>/MW S<sub>pmin</sub>/(MW·h) S<sub>pmax</sub>/(MW·h)
响应负荷 -80 80 -3000 3000
协调优化仿真结果分析：
以系统运行损耗最小为优化目标，在四种不同约束条件下进行仿真分析。第一种为传统有功功率平衡式(刚性平衡约束式)作约束的源网荷储协调优化。第二种为含功率不平衡量的有功功率平衡式(本发明的平衡约束式)作约束的源网荷储协调优化，其中功率不平衡量范围为-50MW≤ΔPt≤50MW。对应仿真结果如图5至图6所示。
图5为传统有功功率平衡作为约束时，由于系统功率必须严格满足发用电功率平衡，需通过弃风，需求响应和传统火电机组来调节各功率曲线。从而传统机组出力曲线、新能源出力曲线的波动较大，弃风弃光严重。
图6中，当系统含有功率不平衡量范围约束-50MW≤ΔPt≤50MW，增加功率不平衡量作为可调度资源，从而减少了火电机组的调节和弃风弃光。有效地减少了系统弃风弃光和运行损耗。同时功率不平衡量曲线可以反应系统功率的缺少和过剩情况。
运行损耗、弃风弃光率、功率不平衡量的平均值统计结果如表4。
表4不同约束模型的系统运行损耗等统计结果示意表
Figure BDA0002818454170000091
由表4结果可以看出，传统功率平衡约束下，因不考虑系统功率不平衡量和频率偏差，等式约束被严格限定，优化可行解的范围受限，故系统运行损耗最高，但系统频率保持不变；采用含功率不平衡量的功率平衡约束时，因等式约束允许了一定的放宽，因此系统运行损耗显著降低，系统功率不平衡量造成一定的频率偏差；因而系统调度更加灵活，损耗更降低，弃风弃光量也进一步减少，
含功率不平衡量的功率平衡约束下的源网荷储协调优化模型将功率不平衡量视为可调度资源，从而使得系统运行损耗降低，有效减少了弃风弃光。

Claims (5)

1.一种基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，包括如下步骤：
S1.获取待分析的电网系统的数据信息；
S2.建立源网荷储协调优化模型的目标函数；
S3.设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束；
S4.设定传统机组出力限制约束；
S5.设定待分析电网系统的常规约束；
S6.在步骤S3～S5设定的约束条件下，对步骤S2建立的目标函数进行求解，从而得到最终的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化结果。
2.根据权利要求1所述的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，其特征在于步骤S2所述的源网荷储协调优化模型的目标函数，具体为采用如下算式作为目标函数f1：
f1＝min(fD+fB+fG+fW)
式中min为求最小值操作；fD为需求响应总量且
Figure FDA0002818454160000011
ρt为t时刻的需求响应负荷总量参数，Pd,t为t时刻的需求响应功率；fB为储能充放电损耗且
Figure FDA0002818454160000012
λ和β为储能充放电损耗参数，Pb,t为t时刻的储能系统出力；fG为火电机组煤耗且
Figure FDA0002818454160000013
a、b和c为火电机组的燃煤消耗参数，d为火电机组的调节煤耗参数，Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；fW为弃风弃光总量且
Figure FDA0002818454160000014
CW为弃风弃光总量参数，ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率。
3.根据权利要求1或2所述的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，其特征在于步骤S3所述的设定基于功率不平衡量的电网有功功率平衡约束，具体为采用如下算式作为电网有功功率平衡约束：
Figure FDA0002818454160000021
式中Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pw,t为t时刻的风光新能源出力；ΔPw,t为t时刻的弃风弃光功率；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pl,t为t时刻的常规负荷；Pd,t为t时刻的需求响应功率；ΔPt为待分析的电网系统在t时刻的功率不平衡量；ΔP为待分析的电网系统的功率不平衡量的设定限值。
4.根据权利要求3所述的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，其特征在于步骤S4所述的设定传统机组出力限制约束，具体为采用如下算式作为传统机组出力限制约束：
Figure FDA0002818454160000022
式中Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t+1为火电机组在t+1时刻的出力；t的取值为t＝2,4,6,...,T-2。
5.根据权利要求4所述的基于功率不平衡量的源网荷储协调优化方法，其特征在于步骤S5所述的设定待分析电网系统的常规约束，具体为采用如下算式作为待分析电网系统的常规约束：
约束1：传统火电机组出力约束和爬坡约束：
Pgmin≤Pg,t≤Pgmax
-Pgc≤Pg,t-Pg,t-1≤Pgc
式中Pgmin为传统火电机组出力下限值；Pgmax为传统火电机组出力上限值；Pg,t为火电机组在t时刻的出力；Pg,t-1为火电机组在t-1时刻的出力；Pgc为最大爬坡功率限制值；
约束2：需求响应约束：
PDmin≤Pd,t≤PDmax
Figure FDA0002818454160000031
式中PDmin为需求响应负荷的下限值；Pd,t为t时刻的需求响应功率；PDmax为需求响应负荷的上限值；Spmin为需求响应负荷在T周期内的总容量下限值；Spmax为需求响应负荷在T周期内的总容量上限值；
约束3：储能系统出力约束：
-Pbc≤Pb,t≤Pbc
Figure FDA0002818454160000032
式中Pbc为储能系统最大出力；Pb,t为t时刻的储能系统出力；Pbmax为储能系统容量最大容量；t的取值范围为1,2,...,T；
约束4：弃风弃光功率约束：
0≤ΔPw≤Pw
式中ΔPw为弃风弃光功率；Pw为风光新能源出力的预测值。
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