CN112736950A - 一种面向微电网群的公共储能电站配置方法及系统 - Google Patents

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CN112736950A CN202011572912.8A CN202011572912A CN112736950A CN 112736950 A CN112736950 A CN 112736950A CN 202011572912 A CN202011572912 A CN 202011572912A CN 112736950 A CN112736950 A CN 112736950A
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Abstract

本发明公开了一种面向微电网群的公共储能电站配置方法及系统，属于电力系统储能领域，方法包括：建立公共储能电站的建设成本模型，建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关；建立微电网群‑公共储能电站系统的总运行成本模型，并将建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型；在总成本模型中的参数使得公共储能电站和各微电网满足相应约束条件，以及使得微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令总成本模型取值最小的公共储能电站功率和公共储能电站容量。可以降低微电网群的储能平均投资成本，提高可再生能源的消纳水平，保证微电网群能源系统的经济平稳运行。

Description

一种面向微电网群的公共储能电站配置方法及系统
技术领域
本发明属于电力系统储能领域，更具体地，涉及一种面向微电网群的公共储能电站配置方法及系统。
背景技术
储能及微电网作为新兴产业正在崛起，也是目前世界能源科技创新领域的热点和难点。我国储能技术正从小容量小规模的研究示范向大容量规模化应用发展，成为构建新能源微电网的基础。在微电网发展中，储能可以配套服务于微网中的分布式能源、需求响应、电能的质量治理控制、其他辅助服务等业务领域，起到削峰填谷、降低微电网运行成本的作用。此外，从长远角度来看，储能成本的持续降低将使有储能参与的微电网的自发自售电能比例上升，减少微电网的用电成本，降低对主电网的依赖性。尤其当微电网处于孤岛运行模式时，由于没有主电网的支撑，其控制、运行、管理将变得更为复杂，而储能则有助于灵活合理地安排微电网的能源消纳计划，对于提高孤岛型微电网的经济性和稳定性具有重要意义。
在目前的技术发展条件下，微电网直接配备储能设备的投资成本较高，经济性不强。只有储能成本继续降低，将来才能满足可再生能源相结合发展的需要。多个微电网联合建设公共储能电站，并共享储能，可降低平均投资成本，同时提高微电网的能源效率和储能利用率，促进可再生能源的本地消纳。从电力系统运行来看，储能问题不单纯是储电问题。如何保障微电网群储能需求的同时避免资源浪费，降低系统运行成本，提高系统稳定性和能源利用率是本领域技术人员关心的问题。
发明内容
针对现有技术的缺陷和改进需求，本发明提供了一种面向微电网群的公共储能电站配置方法及系统，其目的在于降低微电网群的储能平均投资成本，提高可再生能源的消纳水平，保证微电网群能源系统的经济平稳运行。
为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种面向微电网群的公共储能电站配置方法，包括：S1，建立公共储能电站的建设成本模型，所述建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关；S2，建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将所述建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型；S3，在所述总成本模型中的参数使得所述公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得所述微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令所述总成本模型取值最小的所述公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据所述公共储能电站功率和公共储能电站容量配置所述公共储能电站。
更进一步地，所述总成本模型为：
Figure BDA0002861170090000021
Figure BDA0002861170090000022
Figure BDA0002861170090000023
Figure BDA0002861170090000024
Figure BDA0002861170090000025
其中，Ctotal为总成本模型，LB为公共储能电站的寿命，Cinv(PESS，EESS)为公共储能电站的建设成本，W为微电网群-公共储能电站系统的调度场景数目，N为微电网群中微电网的数目，Cw，loss为公共储能电站在第w个调度场景下的运行成本，
Figure BDA0002861170090000031
为第n个微电网在第w个调度场景下的发电成本，
Figure BDA0002861170090000032
为第n个微电网在第w个调度场景下灵活性负荷成本，PESS为公共储能电站功率，EESS为公共储能电站容量，r为年利率，CP为公共储能电站功率的单位投资，CE为公共储能电站容量的单位投资，β为运维成本参数，H为一个调度周期内的控制时段数，
Figure BDA0002861170090000033
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure BDA0002861170090000034
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的放电调度计划，a为老化系数，Cw，B为第w个调度场景下的当前循环次数，RB为电池总循环次数，
Figure BDA0002861170090000035
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，γ为成本系数，cls为切负荷单位惩罚成本，ccur为弃用可再生能源的单位惩罚成本，
Figure BDA0002861170090000036
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure BDA0002861170090000037
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的可再生能源发电功率。
更进一步地，所述充放电功率约束条件为：
Figure BDA0002861170090000038
所述储能量约束条件为：
Figure BDA0002861170090000039
Figure BDA00028611700900000310
所述本地功率平衡约束条件为：
Figure BDA00028611700900000311
所述柔性负荷耗能功率约束条件为：
Figure BDA00028611700900000312
Figure BDA00028611700900000313
所述本地供需平衡条件为：
Figure BDA0002861170090000041
所述储能量约束条件为：
Figure BDA0002861170090000042
所述能量消纳耦合约束条件为：
Figure BDA0002861170090000043
其中，Sw，h为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站的储能量，Sw，h1为第w个调度场景第h-1个控制时段下公共储能电站的储能量，ηchr为充电调度系数，ηdis为放电调度系数，Smin为公共储能电站的最小储能量，Smax为公共储能电站的最大储能量，
Figure BDA0002861170090000044
为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure BDA0002861170090000045
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的预设可削减符合，pcur，min为柔性负荷最小耗能功率，pcur，max为柔性负荷最大耗能功率，
Figure BDA0002861170090000046
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的基础负荷，
Figure BDA0002861170090000047
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的可再生能源机组的发电功率，
Figure BDA0002861170090000048
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的能源消纳。
更进一步地，所述S3之后还包括：建立任一调度场景下第h个控制时段内的实际运行成本模型，所述实际运行成本模型与决策变量
Figure BDA0002861170090000049
Figure BDA00028611700900000410
sn，h相关；在所述决策变量
Figure BDA00028611700900000411
Figure BDA00028611700900000412
sn，h分别满足其对应约束条件的情况下，计算令所述实际运行成本模型取值最小的决策变量
Figure BDA00028611700900000413
sn，h；根据所述决策变量
Figure BDA00028611700900000414
sn，h控制所述微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求；其中，
Figure BDA00028611700900000415
为公共储能电站在第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure BDA00028611700900000416
为公共储能电站在第h个控制时段下的放电调度计划，
Figure BDA0002861170090000051
为第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure BDA0002861170090000052
为第n个微电网在第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，
Figure BDA0002861170090000053
为第n个微电网在第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure BDA0002861170090000054
为第n个微电网在第h个控制时段下的能源消纳，sn，h为第n个微电网在第h个控制时段下的储能量。
更进一步地，所述实际运行成本模型为：
Figure BDA0002861170090000055
其中，
Figure BDA0002861170090000056
为实际运行成本模型，Closs为公共储能电站的运行成本，N为微电网群中微量网的数目，
Figure BDA0002861170090000057
为燃料发电机组的运行成本，
Figure BDA0002861170090000058
为可再生发电机组的运行成本。
更进一步地，所述约束变量对应的约束条件为所述充放电功率约束条件、储能量约束条件、本地功率平衡约束条件、柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件、储能量约束条件和能量消纳耦合约束条件。
按照本发明的另一个方面，提供了一种面向微电网群的公共储能电站配置系统，包括：第一建立模块，用于建立公共储能电站的建设成本模型，所述建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关；第二建立模块，用于建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将所述建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型；计算及配置模块，用于在所述总成本模型中的参数使得所述公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得所述微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令所述总成本模型取值最小的所述公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据所述公共储能电站功率和公共储能电站容量配置所述公共储能电站。
更进一步地，还包括：第三建立模块，用于建立任一调度场景下的实际运行成本模型，所述实际运行成本模型与决策变量
Figure BDA0002861170090000061
Figure BDA0002861170090000062
sn，h相关；计算模块，用于在所述决策变量
Figure BDA0002861170090000063
Figure BDA0002861170090000064
sn，h分别满足其对应约束条件的情况下，计算令所述实际运行成本模型取值最小的决策变量
Figure BDA0002861170090000065
sn，h；控制模块，用于根据所述决策变量
Figure BDA0002861170090000066
sn，h控制所述微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求；其中，
Figure BDA0002861170090000067
为公共储能电站在第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure BDA0002861170090000068
为公共储能电站在第h个控制时段下的放电调度计划，
Figure BDA0002861170090000069
为第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure BDA00028611700900000610
为第n个微电网在第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，
Figure BDA00028611700900000611
为第n个微电网在第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure BDA00028611700900000612
为第n个微电网在第h个控制时段下的能源消纳，sn，h为第n个微电网在第h个控制时段下的储能量。
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案，能够取得以下有益效果：通过分别决策公共储能电站的容量和系统的最优配置，以及所有微电网的负荷计划、可再生能源消纳需求、分配到的储能容量，以及公共储能电站的充放电计划，设计优化控制问题充分考虑公共储能电站的前期建设成本、运行维护成本，微电网的灵活性供给成本，实现完整的公共储能电站的最优配置及控制方法；面向微电网群的公共储能电站配置方法最主要降低了微电网群平均储能投资成本，优化了公共储能电站的运行过程，同时提高了微电网群的可再生能源消纳水平，减少了能源弃用，降低了传统发电成本，并保证微电网群电力系统能够高效平稳运行。
附图说明
图1为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置方法的应用场景图；
图2为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置方法的流程图；
图3为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置方法的实施过程图；
图4为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置系统的框图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
在本发明中，本发明及附图中的术语“第一”、“第二”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。
图2为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置方法的流程图。参阅图2，结合图1和图3对本实施例中的方法进行详细说明。
参阅图1，示出了微电网群和公共储能电站组成的能源系统。微电网群由多个微电网组成，每个微电网都配备有传统的燃料发电机组、可再生能源发电机组、基础负荷和可削减的柔性负荷，且不具有本地储能系统，所有微电网共同建设并使用同一公共储能电站。燃料发电机组例如为柴油机组、燃气轮机等。可再生能源发电机组例如为光伏机组、风电机组、水电机组等。基础负荷例如为居民用电、医疗供电等。可削减的柔性负荷例如为可调节亮度的照明、可调节温度的空调负荷等。公共储能电站运行时，微电网群直接向公共储能电站提出能源消纳需求，公共储能电站据此提供相应的储能容量和可调度充放电计划，满足微电网群的能源消纳需求。
在前期规划建设阶段，由微电网群来决定公共储能电站的系统配置，并共同承担公共储能电站的预期建设及运行成本。其中，公共储能电站的容量、功率等相关参数将直接决定不受运行状态影响的前期建设成本。另一方面，不同条件如气候、季节、生产活动所对应的各种随机场景下公共储能电站的运行状态各异，所带来的公共储能电站维护成本和微电网群共享储能产生的效益不同。因此，本发明设计一种最优配置方法，来优化公共储能电站的预期建设成本和运行成本，以便微电网群确定待建公共储能电站的容量和功率配置。本实施例中，面向微电网群的公共储能电站配置方法包括操作S1-操作S3。
操作S1，建立公共储能电站的建设成本模型，建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关。
在执行操作S1之前，收集各随机场景下微电网群能源系统的历史数据，包括可再生能源发电量、基础负荷、可削减柔性负荷等。假设系统内包括N个微电网和一个公共储能电站，N＞1；所收集的历史数据来自W个不同场景下的调度周期，W＞1；每个调度周期内包括H个控制时段，H＞1。不同场景对应的气候条件不同，进而影响微电网群的出力过程。
建设成本模型为：
Figure BDA0002861170090000081
操作S2，建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型。
针对公共储能电站，用
Figure BDA0002861170090000082
和
Figure BDA0002861170090000083
分别表示第w个调度场景下在各控制时段储能的充电调度计划和放电调度计划；用
Figure BDA0002861170090000084
表示公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下接收的微电网提出的能源消纳计划，其中
Figure BDA0002861170090000091
表示公共储能电站接收微电网的传输能量存储到系统中，
Figure BDA0002861170090000092
表示公共储能电站释放能量并传输至微电网进行消纳。
针对微电网群中的微电网n，
Figure BDA0002861170090000093
表示微电网的基础负荷，
Figure BDA0002861170090000094
和
Figure BDA0002861170090000095
分别表示微电网切除的灵活负荷耗能和风光发电功率，
Figure BDA0002861170090000096
为微电网分配到的最大可使用的储能容量，
Figure BDA0002861170090000097
表示微电网受控柴油机组发电，
Figure BDA0002861170090000098
表示微电网可再生能源机组发电，
Figure BDA0002861170090000099
表示微电网的预设可削减负荷，以
Figure BDA00028611700900000910
表示微电网向公共储能电站提出的能源消纳，
Figure BDA00028611700900000911
表示微电网将电能传输到公共储能电站进行储存，
Figure BDA00028611700900000912
表示需要向储能获取能量进行利用。
根据本发明的实施例，考虑前期建设成本和期望运行成本两阶段，建立的总成本模型Ctotal为：
Figure BDA00028611700900000913
Figure BDA00028611700900000914
Figure BDA00028611700900000915
Figure BDA00028611700900000916
Figure BDA00028611700900000917
其中，LB为公共储能电站的寿命，Cinv(PESS，EESS)为公共储能电站的建设成本，即在公共储能电站投建初期一次性投入的固定资金，这里只考虑储能设备的购置成本，其大小与公共储能电站的规模有关，不随运行场景变化而变化。Cw，loss、
Figure BDA00028611700900000918
共同构成带公共储能电站的微电网群能源系统的运行成本，其受公共储能电站的充放电计划和微电网群能源消纳需求影响，在不同的随机场景下不同，具有不确定性，因此考虑根据历史数据优化期望运行成本。W为微电网群-公共储能电站系统的调度场景数目，N为微电网群中微电网的数目，Cw，loss为公共储能电站在第w个调度场景下的运行成本，
Figure BDA0002861170090000101
为第n个微电网在第w个调度场景下的发电成本，
Figure BDA0002861170090000102
为第n个微电网在第w个调度场景下灵活性负荷(切负荷、弃风、弃光)成本，PESS为公共储能电站功率，EESS为公共储能电站容量，r为年利率，CP为公共储能电站功率的单位投资，CE为公共储能电站容量的单位投资，β为运维成本参数，H为一个调度周期内的控制时段数，
Figure BDA0002861170090000103
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure BDA0002861170090000104
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的放电调度计划，α为老化系数，
Figure BDA0002861170090000105
为第w个调度场景下的当前循环次数，RB为电池总循环次数，
Figure BDA0002861170090000106
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，γ为成本系数，cls为切负荷单位惩罚成本，ccur为弃用可再生能源的单位惩罚成本，
Figure BDA0002861170090000107
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure BDA0002861170090000108
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的可再生能源发电功率。
操作S3，在总成本模型中的参数使得公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令总成本模型取值最小的公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据公共储能电站功率和公共储能电站容量配置公共储能电站。
以
Figure BDA0002861170090000109
表示公共储能电站的决策量，其需要满足以下约束条件：
充放电功率约束条件：
Figure BDA00028611700900001010
储能量约束条件：
Figure BDA0002861170090000111
Figure BDA0002861170090000112
本地功率平衡约束条件：
Figure BDA0002861170090000113
以
Figure BDA0002861170090000114
表示微电网n的决策量，其需要满足以下约束：
柔性负荷耗能功率约束条件：
Figure BDA0002861170090000115
Figure BDA0002861170090000116
本地供需平衡条件：
Figure BDA0002861170090000117
储能量约束条件：
Figure BDA0002861170090000118
对于微电网群-公共储能电站系统，还需要满足能量消纳耦合约束条件：
Figure BDA0002861170090000119
其中，Sw，h为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站的储能量，Sw，h1为第w个调度场景第h-1个控制时段下公共储能电站的储能量，ηchr为充电调度系数，ηdis为放电调度系数，Smin为公共储能电站的最小储能量，Smax为公共储能电站的最大储能量，
Figure BDA00028611700900001110
为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure BDA00028611700900001111
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的预设可削减符合，pcur，min为柔性负荷最小耗能功率，pcur，max为柔性负荷最大耗能功率，
Figure BDA00028611700900001112
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的基础负荷，
Figure BDA00028611700900001113
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的可再生能源机组的发电功率，
Figure BDA00028611700900001114
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的能源消纳。
进一步地，例如采用CPLEX编程实现公共储能电站和微电网优化运行程序进行仿真，即可求解建立的两阶段随机优化模型，得到公共储能电站容量和额定功率的最优配置。
根据本发明实施例，操作S3之后还包括操作S41-操作S43。参阅图3，得到公共储能电站的最优配置之后，还需要基于操作S3中求解出的公共储能电站的最优配置，为带公共储能电站的微电网群能源系统设计一种储能共享控制方法，对能源消纳控制方案进行决策，以保证在公共储能电站实际运行时，在某一确定调度周期内，系统的运行成本最小。
在操作S41中，建立任一调度场景下的实际运行成本模型，实际运行成本模型与决策变量
Figure BDA0002861170090000121
sn，h相关。
操作S41-操作S43中，微电网群中微电网的个数、公共储能电站功率、公共储能电站容量、各微电网的基础负荷、各微电网的可再生能源发电量以及各微电网的可削减柔性负荷预设值为确定值，公共储能电站的决策变量为
Figure BDA0002861170090000122
微电网n的决策变量为
Figure BDA0002861170090000123
sn，h。
Figure BDA0002861170090000124
为公共储能电站在第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure BDA0002861170090000125
为公共储能电站在第h个控制时段下的放电调度计划，
Figure BDA0002861170090000126
为第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure BDA0002861170090000127
为第n个微电网在第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，
Figure BDA0002861170090000128
为第n个微电网在第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure BDA0002861170090000129
为第n个微电网在第h个控制时段下的能源消纳，sn，h为第n个微电网在第h个控制时段下的储能量。
依然考虑公共储能电站的运维成本，微电网群的发电成本、灵活性供给成本，可建立系统的实际运行成本模型为：
Figure BDA00028611700900001210
Figure BDA0002861170090000131
Figure BDA0002861170090000132
Figure BDA0002861170090000133
其中，
Figure BDA0002861170090000134
为实际运行成本模型，Closs为公共储能电站的运行成本，N为微电网群中微量网的数目，
Figure BDA0002861170090000135
为燃料发电机组的运行成本，
Figure BDA0002861170090000136
为可再生发电机组的运行成本。
在操作S42中，在决策变量
Figure BDA0002861170090000137
sn，h分别满足其对应约束条件的情况下，计算令实际运行成本模型取值最小的决策变量
Figure BDA0002861170090000138
sn，h。
本实施例中，决策变量需要满足的约束条件为：
Figure BDA0002861170090000139
Figure BDA00028611700900001310
Figure BDA00028611700900001311
Figure BDA00028611700900001312
Figure BDA00028611700900001313
Figure BDA00028611700900001314
Figure BDA00028611700900001315
Figure BDA00028611700900001316
Figure BDA00028611700900001317
进一步地，例如采用CPLEX编程实现公共储能电站和微电网优化运行程序进行仿真，即可最小化实际运行成本，得到公共储能电站和微电网群的能源消纳需求的控制方案，以提高微电网群的能源效率，促进可再生能源的本地消纳，降低能源系统实际运行成本。
在操作S43中，根据决策变量
Figure BDA0002861170090000141
sn，h控制微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求。
图4为本发明实施例提供的面向微电网群的公共储能电站配置系统的框图。参阅图4，面向微电网群的公共储能电站配置系统400包括第一建立模块410、第二建立模块420、计算及配置模块430。
第一建立模块410例如执行操作S1，用于建立公共储能电站的建设成本模型，建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关。
第二建立模块420例如执行操作S2，用于建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型。
计算及配置模块430例如执行操作S3，用于在总成本模型中的参数使得公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令总成本模型取值最小的公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据公共储能电站功率和公共储能电站容量配置公共储能电站。
根据本发明的实施例，面向微电网群的公共储能电站配置系统400还包括第三建立模块、计算模块和控制模块。第三建立模块用于建立任一调度场景下第h个控制时段内的实际运行成本模型，实际运行成本模型与决策变量相关；计算模块用于在决策变量分别满足其对应约束条件的情况下，计算令实际运行成本模型取值最小的决策变量。控制模块用于根据得到的决策变量控制微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求。
面向微电网群的公共储能电站配置系统400用于执行上述图1-图3所示实施例中的面向微电网群的公共储能电站配置方法。本实施例未尽之细节，请参阅前述图1-图3所示实施例中的面向微电网群的公共储能电站配置方法，此处不再赘述。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，包括：
S1，建立公共储能电站的建设成本模型，所述建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关；
S2，建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将所述建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型；
S3，在所述总成本模型中的参数使得所述公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得所述微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令所述总成本模型取值最小的所述公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据所述公共储能电站功率和公共储能电站容量配置所述公共储能电站。
2.如权利要求1所述的面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，所述总成本模型为：
Figure FDA0002861170080000011
Figure FDA0002861170080000012
Figure FDA0002861170080000013
Figure FDA0002861170080000014
Figure FDA0002861170080000015
其中，Ctotal为总成本模型，LB为公共储能电站的寿命，Cinv(PESS，EESS)为公共储能电站的建设成本，W为微电网群-公共储能电站系统的调度场景数目，N为微电网群中微电网的数目，Cw，loss为公共储能电站在第w个调度场景下的运行成本，
Figure FDA0002861170080000021
为第n个微电网在第w个调度场景下的发电成本，
Figure FDA0002861170080000022
为第n个微电网在第w个调度场景下灵活性负荷成本，PESS为公共储能电站功率，EESS为公共储能电站容量，r为年利率，CP为公共储能电站功率的单位投资，CE为公共储能电站容量的单位投资，β为运维成本参数，H为一个调度周期内的控制时段数，
Figure FDA0002861170080000023
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure FDA0002861170080000024
为公共储能电站在第w个调度场景第h个控制时段下的放电调度计划，α为老化系数，Cw，B为第w个调度场景下的当前循环次数，RB为电池总循环次数，
Figure FDA0002861170080000025
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，γ为成本系数，cls为切负荷单位惩罚成本，ccur为弃用可再生能源的单位惩罚成本，
Figure FDA0002861170080000026
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure FDA0002861170080000027
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下切除的可再生能源发电功率。
3.如权利要求2所述的面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，所述充放电功率约束条件为：
Figure FDA0002861170080000028
所述储能量约束条件为：
Figure FDA0002861170080000029
Figure FDA00028611700800000210
所述本地功率平衡约束条件为：
Figure FDA00028611700800000211
所述柔性负荷耗能功率约束条件为：
Figure FDA00028611700800000212
Figure FDA00028611700800000213
所述本地供需平衡条件为：
Figure FDA0002861170080000031
所述储能量约束条件为：
Figure FDA0002861170080000032
所述能量消纳耦合约束条件为：
Figure FDA0002861170080000033
其中，Sw，h为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站的储能量，Sw，h1为第w个调度场景第h-1个控制时段下公共储能电站的储能量，ηchr为充电调度系数，ηdis为放电调度系数，Smin为公共储能电站的最小储能量，Smax为公共储能电站的最大储能量，
Figure FDA0002861170080000034
为第w个调度场景第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure FDA0002861170080000035
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的预设可削减符合，pcur，min为柔性负荷最小耗能功率，pcur，max为柔性负荷最大耗能功率，
Figure FDA0002861170080000036
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的基础负荷，
Figure FDA0002861170080000037
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的可再生能源机组的发电功率，
Figure FDA0002861170080000038
为第n个微电网在第w个调度场景第h个控制时段下的能源消纳。
4.如权利要求1-3任一项所述的面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，所述S3之后还包括：
建立任一调度场景下的实际运行成本模型，所述实际运行成本模型与决策变量
Figure FDA0002861170080000039
sn，h相关；
在所述决策变量
Figure FDA00028611700800000310
sn，h分别满足其对应约束条件的情况下，计算令所述实际运行成本模型取值最小的决策变量
Figure FDA00028611700800000311
sn，h；
根据所述决策变量
Figure FDA00028611700800000312
sn，h控制所述微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求；
其中，
Figure FDA0002861170080000041
为公共储能电站在第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure FDA0002861170080000042
为公共储能电站在第h个控制时段下的放电调度计划，
Figure FDA0002861170080000043
为第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure FDA0002861170080000044
为第n个微电网在第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，
Figure FDA0002861170080000045
为第n个微电网在第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure FDA0002861170080000046
为第n个微电网在第h个控制时段下的能源消纳，sn，h为第n个微电网在第h个控制时段下的储能量。
5.如权利要求4所述的面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，所述实际运行成本模型为：
Figure FDA0002861170080000047
其中，
Figure FDA0002861170080000048
为实际运行成本模型，Closs为公共储能电站的运行成本，N为微电网群中微量网的数目，
Figure FDA0002861170080000049
为燃料发电机组的运行成本，
Figure FDA00028611700800000410
为可再生发电机组的运行成本。
6.如权利要求5所述的面向微电网群的公共储能电站配置方法，其特征在于，所述约束变量对应的约束条件为所述充放电功率约束条件、储能量约束条件、本地功率平衡约束条件、柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件、储能量约束条件和能量消纳耦合约束条件。
7.一种面向微电网群的公共储能电站配置系统，其特征在于，包括：
第一建立模块，用于建立公共储能电站的建设成本模型，所述建设成本模型与公共储能电站功率和公共储能电站容量正相关；
第二建立模块，用于建立微电网群-公共储能电站系统的总运行成本模型，并将所述建设成本模型和总运行成本模型分别加权后的和设置为总成本模型；
计算及配置模块，用于在所述总成本模型中的参数使得所述公共储能电站满足充放电功率约束条件、储能量约束条件和本地功率平衡约束条件，以及使得各微电网满足柔性负荷耗能功率约束条件、本地供需平衡条件和储能量约束条件，以及使得所述微电网群和公共储能电站之间满足能量消纳耦合约束条件的情况下，计算令所述总成本模型取值最小的所述公共储能电站功率和公共储能电站容量，并根据所述公共储能电站功率和公共储能电站容量配置所述公共储能电站。
8.如权利要求7所述的面向微电网群的公共储能电站配置系统，其特征在于，还包括：
第三建立模块，用于建立任一调度场景下第h个控制时段内的实际运行成本模型，所述实际运行成本模型与决策变量
Figure FDA0002861170080000051
Figure FDA0002861170080000052
sn，h相关；
计算模块，用于在所述决策变量
Figure FDA0002861170080000053
sn，h分别满足其对应约束条件的情况下，计算令所述实际运行成本模型取值最小的决策变量
Figure FDA0002861170080000054
sn，h；
控制模块，用于根据所述决策变量
Figure FDA0002861170080000055
sn，h控制所述微电网群和公共储能电站之间的能源消纳需求；其中，
Figure FDA0002861170080000056
为公共储能电站在第h个控制时段下的充电调度计划，
Figure FDA0002861170080000057
为公共储能电站在第h个控制时段下的放电调度计划，
Figure FDA0002861170080000058
为第h个控制时段下公共储能电站接收的微电网群的能源消纳量，
Figure FDA0002861170080000059
为第n个微电网在第h个控制时段下燃料发电机组发电功率，
Figure FDA00028611700800000510
为第n个微电网在第h个控制时段下切除的灵活负荷耗能，
Figure FDA00028611700800000511
为第n个微电网在第h个控制时段下的能源消纳，sn，h为第n个微电网在第h个控制时段下的储能量。
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