CN116488243A - 含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 - Google Patents
含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116488243A CN116488243A CN202310512759.7A CN202310512759A CN116488243A CN 116488243 A CN116488243 A CN 116488243A CN 202310512759 A CN202310512759 A CN 202310512759A CN 116488243 A CN116488243 A CN 116488243A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- micro
- load demand
- grid system
- grid
- cost
- 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.)
- Pending
Links
- 238000012983 electrochemical energy storage Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 165
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 156
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 154
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 52
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 37
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 34
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 27
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims description 19
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 19
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 12
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000009440 infrastructure construction Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 238000013486 operation strategy Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
- H02J3/381—Dispersed generators
-
- 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
- H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
- H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
- H02J3/144—Demand-response operation of the power transmission or distribution network
-
- 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
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
-
- 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
- H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic 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
- H02J2300/28—The renewable source being wind energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
本发明公开了含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置，所述方法包括：获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求，当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求，基于剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式，以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
Description
技术领域
本发明涉及微电网运行策略优化技术领域，具体涉及含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置。
背景技术
太阳能、风力发电等可再生能源占比逐渐提高，分布式电源具有投资小、环保及灵活性高等优点，发展规模迅速扩大。但分布式电源的随机性和波动性具有不可控性，且大规模应用及接入也给传统电网带来巨大的挑战及冲击。微电网的提出实现了分布式电源灵活、数量大、多样性的并网问题。实现对负荷多种能源形式的可靠供给，是实现主动式配电网的一种有效方式，使传统电网向智能电网过渡。
微电网系统作为新型的电力系统，其结构和运行要求与传统电网系统均有不同，未来微电网系统发展的技术核心在于规划设计、保护控制等，在微电网系统设计运行方案时往往需要考虑运行控制策略的影响。故亟待提出一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
发明内容
因此，本发明提供一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
根据第一方面，本发明实施例公开了一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能；所述方法包括：获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量；基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
可选地，所述获取用电端的负荷需求，包括：基于需求响应策略，确定用电端的负荷需求变化量；基于确定用电端的负荷需求变化量，计算用电端参与需求响应策略后的负荷需求。
可选地，所述基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，包括：基于用电端的负荷需求变化量计算用电端负荷需求响应补贴成本；基于所述用电端的负荷需求以及所述剩余负荷需求，计算微电网系统中可再生能源机组以及储能机组的运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本；基于用电端负荷需求响应补贴成本、运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，确定微电网系统的总成本。
可选地，所述可再生能源机组包括风电机组和光伏机组，不可再生能源机组包括燃气轮机，储能机组包括电化学储能机组，通过下式确定微电网系统的总成本：
f1＝fm+Cc；
其中，f1表示微电网系统的总成本；fm表示微电网系统输出满足用电端负荷需求的电功率的成本；Cwt表示风电机组输出单位电功率的成本；Cpv表示光伏机组输出单位电功率的成本；Cfuel表示燃气轮机消耗单位天然气量的成本；Cees表示电化学储能机组输出单位功率的运行成本；Cout-gird表示外部电网输出单位电功率的电价；CDR表示用电端负荷需求响应补贴成本，CDR＝cdr·ΔQe(t)；cdr为用电端需求响应单位负荷补贴价格；ΔQe(t)表示用电端的负荷变化量；Cin-gird表示向外部电网出售单位电功率的电价；Qwt(t)表示风电机组单位时间内输出的电功率；Qpv(t)表示光伏机组单位时间内输出的电功率；Ffuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出电功率消耗的天然气量，Ffuel(t)＝ae(Qfuel(t))2+beQfuel(t)+ce；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；ae,be,ce为燃气轮机燃耗系数；Eees表示电化学储能机组运行耗费的功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；Qin-gird(t)表示单位时间内向外部电网出售的电功率；t表示单位时间，T表示微电网工作总时长；Cc表示碳交易成本。
可选地，所述基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，包括：基于所述剩余负荷需求，分别改变燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，使得燃气轮机和外部电网输出的电功率满足剩余负荷需求；基于燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，通过下式计算微电网系统的碳排放量：
其中，f2表示微电网系统的碳排放量；表示燃气轮机输出单位电功率的碳排放量；/>表示外部电网输出单位电功率的碳排放量；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长。
可选地，所述根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：基于微电网系统的多个碳排放量的值和对应的微电网系统的总成本的值，建立最优解集，所述最优解集表示由微电网系统不同的碳排放量和对应的总成本构成的多个微电网系统运行方式；基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
可选地，所述基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：分别计算最优解集中的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值；基于计算的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值，确定每个运行方案的隶属度函数值；基于确定的多个运行方案的隶属度函数值，确定最优解集中的最优解，所述最优解表示满足用户需求的微电网系统运行方式。
根据第二方面，本发明实施例还公开了一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定装置，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能；包括：负荷需求获取模块，用于获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；剩余负荷需求确定模块，用于当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；碳排放量确定模块，用于基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中在满足用电端的负荷需求时不可再生能源机组和外部电网进行不同功率输出时的碳排放量；成本确定模块，用于基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定不同碳排放量下的微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；运行方式确定模块，用于根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
根据第三方面，本发明实施例还公开了一种电子设备，包括：至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器执行如第一方面或第一方面任一可选实施方式所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法的步骤。
根据第四方面，本发明实施方式还公开了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如第一方面或第一方面任一可选实施方式所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法的步骤。
本发明技术方案，具有如下优点：
本发明提供的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求，当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求，基于剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式，通过考虑碳排放和运行成本的策略，确定微电网系统运行方式，以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例中含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法的一个具体示例的流程图；
图2为本发明实施例中含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法对应的一个具体示例图；
图3为本发明实施例中含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法对应的一个具体示例图；
图4为本发明实施例中含电化学储能的微电网系统运行方式确定装置的一个具体示例的原理框图；
图5为本发明实施例中电子设备的一个具体示例图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。
本发明实施例公开了一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，本申请实施例中可再生能源机组以风电机组和光伏机组为例；所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能，本申请实施例中不可再生能源机组以燃气轮机为例；本申请实施例中，微电网系统运行过程中，可再生能源机组输出的电功率大于用电端需求时，可以将富余的电功率出售给外部电网，增加系统收益、降低系统排放，当可再生能源机组输出的电功率小于负荷需求时，可以从外部电网获取电功率或通过燃气轮机发电来满足用电端负荷需求，可以提高微电网系统的可靠性，储能机组可以通过吸收弃风、弃光电量进行存储并在用电高峰时释放，可以提高新能源的消纳率，仅作为举例，其中可再生能源机组可以为在发电时不产生碳排放的能源；如图1所示，该方法包括如下步骤：
步骤101，获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；示例性地，用电端的负荷需求变化量可以是通过用户根据电价浮动结果调整用电设备的数量后引起的负荷需求的变化，比如若用电端用电的电价增高，可以引导用电端调整负荷需求，减少用电量；或者也可以考虑用电端的正常生活基本负荷需求，基于历史用电端的用电量数据，通过人为经验被动减少用电端的负荷需求，获取用电端的负荷需求变化量以及获取用电端降低负荷需求后的负荷需求，仅作为举例。
步骤102，当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；
示例性地，本申请实施例中在获取用电端的负荷需求后，可再生能源机组运行输出电功率，判断可再生能源机组总输出的电功率是否满足用电端的负荷需求，若满足，只需可再生能源机组运行输出电功率，若用电端的负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定还需多少的负荷需求可以满足用电端的负荷需求，仅作为举例。
步骤103，基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中在满足用电端的负荷需求时不可再生能源机组和外部电网进行不同功率输出时的碳排放量；
示例性地，本申请实施例中在确定还需多少负荷需求满足用电端的负荷需求后，可以通过向外部电网直接获取电功率或通过燃气轮机燃烧天然气输出电功率，这两种输出电功率的方式都会产生碳排放，基于已知的向外部电网购买单位电功率的碳排放量和不可再生能源机组输出单位电功率的碳排放量，获取向外部电网购买的电功率和不可再生能源机组输出的电功率，计算输出的电功率满足剩余的用电端的负荷需求时产生的碳排放量，仅作为举例。基于剩余负荷需求，在满足用电端的剩余负荷需求的情况下，不可再生能源机组以及外部电网可以有多种不同的出力方案，不同的出力方案可以对应不同的碳排放量
步骤104，基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定不同碳排放量下的微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；示例性地，本申请实施例中微电网系统运行的总成本包括微电网系统中的可再生能源机组和不可再生能源机组在输出电功率过程中的人工成本、机组维护的成本、输出电功率的消耗成本等，引导用电端减少负荷需求的补贴成本、购买电功率的成本等，仅作为举例，具体的成本类型以及不同类型的成本计算方式，本申请实施例不作限定，本领域技术人员可以根据实际情况，确定待计算的成本类型以及对应的成本计算方式。
步骤105，根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。示例性地，本申请实施例微电网系统可以基于不同的运行方式输出电功率来满足用电端的负荷需求，不同的运行方式对应不同的碳排放量和不同的总成本，可以将满足用户负荷需求的多种运行方式(即不同机组如何出力的方案)对应的碳排放量以及总成本在用户终端进行显示，使得用户可以结合自身需求情况选择适合的微电网系统运行方式，比如用户为了环保选择碳排放量最少对应的运行方式，也可以为了经济性选择总成本最低对应的运行方式，仅作为举例。
本发明提供的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求，当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求，基于剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式，通过考虑碳排放和运行成本的策略，确定微电网系统运行方式，以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
作为本发明一个可选实施方式，所述获取用电端的负荷需求，包括：基于需求响应策略，确定用电端的负荷需求变化量；基于确定用电端的负荷需求变化量，计算用电端参与需求响应策略后的负荷需求。
示例性地，本申请实施例中在获取用电端的负荷需求时可以考虑价格型需求响应策略，引导用电端调整用电行为，可以采用电量电价弹性矩阵法调整用电端参与需求响应策略后的负荷需求，比如通过下式计算微电网系统参与需求响应策略后的负荷需求：
其中，Qe(t)表示用电端考虑需求响应策略后的负荷需求；Qe,0(t)表示用电端考虑需求响应策略前的负荷需求；ΔQe(t)表示负荷需求变化量；λ表示电价与电量的比值，Δq、Δp分别为电量q和电价p的变化量；t表示t时刻。
作为本发明一个可选实施方式，所述基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，包括：基于用电端的负荷需求变化量计算用电端负荷需求响应补贴成本；基于所述用电端的负荷需求以及所述剩余负荷需求，计算不同碳排放量下的微电网系统中可再生能源机组以及储能机组的运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本；基于用电端负荷需求响应补贴成本、运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，确定微电网系统的总成本。
示例性地，用电端负荷需求响应补贴成本在负荷需求降低时产生，若用电端的负荷需求未降低，则用电端负荷需求响应补贴成本为零，负荷需求降低的程度不同，可以对应不同的补贴成本，具体的可以将不同程度的负荷需求降低情况与对应的补贴成本进行匹配并存储，继而根据获取到的用电端当前的负荷需求变化量确定其负荷需求降低的程度，通过与存储的数据进行比对即可以得到用电端当前的负荷需求变化量对应的用电端负荷需求响应补贴成本。
基于所述用电端的负荷需求以及所述剩余负荷需求，微电网系统中的可再生能源机组和不可再生能源机组以及外部电网输出电功率来满足用电端的负荷需求，储能系统对微电网系统提供储能支撑作用，所以需要计算微电网系统中可再生能源机组以及储能机组的运行成本和不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，运行成本可以包括但不限于机组的维护成本、发电投资成本、储能系统成本或基础设施建设成本等，输出功率成本可以是燃气轮机消耗天然气的成本、向外部电网获取电功率的成本，仅作为举例；其中，微电网在运行过程中产生的碳排放量不能超过规定的碳排放配额，如果不能满足微电网系统运行的碳排放需求，可以购买碳交易量，从而需要计算碳交易成本，所以基于用电端负荷需求响应补贴成本、运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，确定微电网系统的总成本。
本申请实施例中，可再生能源机组可以包括风电机组和光伏机组，仅作为举例，在获取到微电网系统的碳排放配额后，计算微电网系统输出满足用电端的负荷需求的电功率后产生的碳排放量，将其与碳排放额进行比较，若超过了碳排放配额，则需要购买对应的碳排放交易量，若产生的碳排放量少于碳排放配额，可以出售碳排放交易量，来减少微电网系统运行成本，碳交易成本可以采用阶梯型碳交易的方式来计算，比如，通过下式计算微电网系统的免费碳排放配额：
其中，Qfree为微电网系统的免费碳排放配额；α为单位电功率排放配额；T为碳交易结算周期；Qwt(t)表示风电机组单位时间内输出的电功率；Qpv(t)表示光伏机组单位时间内输出的电功率；Qe(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；Qgas(t)表示不可再生能源机组单位时间内输出的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长；ηgas,e为燃气轮机气转电效率。
通过下式计算碳交易成本：
其中，Cc表示碳交易成本；L表示实际碳排放量与免费碳排放配额之差；β表示碳交易价格增长幅度；cce表示单位碳交易所需的成本；Qactul表示微电网系统运行产生的碳排放量；Qfree表示微电网免费碳排放量配额。
作为本发明一个可选实施方式，所述可再生能源机组包括风电机组和光伏机组，不可再生能源机组包括燃气轮机，储能机组包括电化学储能机组，通过下式确定微电网系统的总成本：
f1＝fm+Cc；
其中，f1表示微电网系统的总成本；fm表示微电网系统输出满足用电端负荷需求的电功率的成本；Cwt表示风电机组输出单位电功率的成本；Cpv表示光伏机组输出单位电功率的成本；Cfuel表示燃气轮机消耗单位天然气量的成本；Cees表示电化学储能机组输出单位功率的运行成本；Cout-gird表示外部电网输出单位电功率的电价；CDR表示用电端负荷需求响应补贴成本，CDR＝cdr·ΔQe(t)；cdr为用电端需求响应单位负荷补贴价格；ΔQe(t)表示用电端的负荷变化量；Cin-gird表示向外部电网出售单位电功率的电价；Qwt(t)表示风电机组单位时间内输出的电功率；Qpv(t)表示光伏机组单位时间内输出的电功率；Ffuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出电功率消耗的天然气量，Ffuel(t)＝ae(Qfuel(t))2+beQfuel(t)+ce；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；ae,be,ce为燃气轮机燃耗系数，一般取值由机组生产商根据实际情况确定。Eees表示电化学储能机组的额定容量；Qout-gird(t)表示外部电网输出的电功率；Qin-gird(t)表示向外部电网出售的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长；Cc表示碳交易成本。
本申请实施例中，电化学储能机组是微电网系统运行的重要设备，通过下式计算电化学储能机组的荷电状态：
其中，表示t+1时刻电化学储能机组的荷电状态；/>表示t时刻电化学储能机组的荷电状态；εees表示电化学储能设备和的自损率；/>分别表示t时刻电化学储能机组的充电和放电功率；/>分别表示电化学储能机组的充电和放电效率，Eees表示电化学储能机组的额定容量；Δt为调度时长，本申请实施例中调度时长选取1h。
作为本发明一个可选实施方式，所述基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，包括：基于所述剩余负荷需求，分别改变燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，使得燃气轮机和外部电网输出的电功率满足剩余负荷需求；基于燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，通过下式计算微电网系统的碳排放量：
其中，f2表示微电网系统的碳排放量；表示燃气轮机输出单位电功率的碳排放量；/>表示外部电网输出电功率的碳排放量；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；t表示单位时间内，T表示微电网系统工作总时长。
作为本发明一个可选实施方式，所述根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：基于微电网系统的多个碳排放量的值和对应的微电网系统的总成本的值，建立最优解集，所述最优解集表示由微电网系统不同的碳排放量和对应的总成本构成的多个微电网系统运行方式；基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
示例性地，本申请实施例中通过改变燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率来改变微电网系统碳排放量的值，产生的碳排放量不同会导致碳交易成本不同，同时燃气轮机输出的电功率和外部电网输出电功率的成本也会不同，所以任一碳排放量的值对应一个微电网系统总成本的值，其中一个碳排放量的值和对应的一个微电网系统总成本的值构成了一个微电网系统运行方案，通过下式构建微电网系统的最优解集，基于建立的最优解集，用户可根据实际情况选择满足需求的微电网系统运行方式：
f1＝fm+Cc
其中，δ表示f2的最小值到最大值的取值区间，约束条件包括如下：
微电网系统运行过程中，风电机组和光伏机组输出电功率的约束条件，如下：
其中，分别表示风电机组输出电功率下限、风电机组输出电功率上限、光伏机组输出电功率下限和光伏机组输出电功率上限。
微电网系统运行过程中，燃气轮机输出电功率的约束条件，如下：
|Qfuel(t)-Qfuel(t-1)|≤ΔQfuel
其中，表示燃气轮机输出电功率上限；ΔQfuel表示燃气轮机单位时间的上下爬坡率。
微电网系统运行过程中，电化学储能机组具有充放电特性，为了防止过度消费，满足一下约束条件：
其中，表示t时刻电化学储能机组的充/放电最大功率，/>分别表示电化学储能机组的最小、最大荷电状态；/>分别为电化学储能机组t时刻的充电量和放电量；/>表示电化学储能机组充电状态的变量，取值为0表示电化学储能机组不进行充电，取值为1表示电化学储能机组进行充电；/>表示电化学储能机组放电状态的变量，取值为0表示电化学储能机组不进行放电，取值为1表示电化学储能机组进行放电。
微电网系统与外部电网相连，当微电网系统的可再生能源机组输出的电功率满足用电端的负荷需求时，向外部电网出售电功率获得收益，当微电网系统的可再生能源机组输出的电功率满足用电端的负荷需求时，从外部电网购买电功率，具体约束条件，如下：
其中，分别表示为微电网系统向外部电网购买电功率和出售电功率的功率上限。
微电网系统在引导用电端调整用电行为时，负荷需求变化量和电价的变化值的具体约束条件如下：
|ΔQe(t)|≤ΔQmax
Δpmin≤Δp(t)≤Δpmax
其中，ΔQmax表示需求响应后负荷需求的最大变化量；Δpmin、Δpmax分别表示电价的最小、最大响应量；Δp(t)为t时段相应电价的变化值。。
微电网系统运行过程中的电功率平衡的约束条件，如下：
作为本发明一个具体实施例，本申请实施例通过Epsilon约束法求解得到Pareto最优解集，基于通过Epsilon约束法对双目标模型进行求解，通过将总成本或碳排放量中的某一个目标转化为约束，可以获得Pareto最优解集，能够避免陷入局部最优的问题，可以精准找到双目标对应的最优解集。
作为本发明一个可选实施方式，所述基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：分别计算最优解集中的微电网系统不同的碳排放量和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值；基于计算的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值，确定每个运行方案的隶属度函数值；基于确定的多个运行方案的隶属度函数值，确定最优解集中的最优解，所述最优解表示满足用户需求的微电网系统运行方式。
示例性地，本申请实施例在获得Pareto最优解集后，利用模糊决策法在MATLAB环境下调用CPLEX对转换模型从Pareto解集中折中得到最优解集，可以提高找到最优解的效率，通过下式分别计算最优解集中的微电网系统不同的碳排放量和所述总成本对应的多个运行方案的模糊隶属度函数值：
其中，表示第k个目标的第j个运行方案的模糊隶属度；k表示第k个目标；j表示第j个运行方案；/>表示最优解集中的第k个目标的最大值；/>表示最优解集中的第k个目标的最小值；/>表示第k个目标的第j个运行方案的值；本申请实施例中目标包括微电网系统的碳排放量和总成本。
通过下式选择每个运行方案的隶属度函数值：
通过下式选择最优解：
其中，N0表示最优解集的数量。
作为本发明一个具体实施例，为验证本申请的有效性与实用性，以南方某园区微电网系统为例进行运行优化，时间尺度为1h，在MATLAB环境下调用CPLEX进行求解。该园区所配置风电、光伏、内燃发电机和电化学储能机组的参数如表1所示，风电、光伏出力以及负荷预测值如图2所示，内燃发电机组的成本系数ae、be、ce分别为0.0013、0.160、0。微电网的购售电价如表2所示，价格弹性系数如表3所示，天然气购买价格为0.25元/kWh，碳交易价格为0.2576元/kg。用户参与需求响应负荷转移每1kW.h补贴1元，从大电网购买的电力中火电占比系数为100％，微电网向大电网购电与售电的上限和下限功率均为1000kW。
表1主要设备参数
表2微电网的价格参数
表3峰、平、谷时段的自弹性和交叉弹性
为验证本申请所提出的微电网参与电碳市场的有效性，设置表4中所示的四种场景对微电网参与电-碳市场前后的运行工况进行仿真，研究需求响应补贴机制和基准碳交易价格机制对微电网运行经济性和环保性的影响。
表4场景划分
本申请实施例中“×”代表未考虑对应的机制来计算总成本和碳排放量，“√”代表考虑了对应的机制来计算总成本和碳排放量，对比场景1与场景2结果可知，实行需求响应策略后，用户为降低用电成本减少高峰时段的用电量，降低了微电网系统的发电成本、购电成本以及碳排放量；对比场景1与场景3结果可知，实行阶梯式碳交易机制之后，微电网系统产生的碳排放量均计入碳交易成本，增加了微电网的系统总成本，但也显著降低了系统的碳排放总量；对比场景2与场景3结果可知，相较于阶梯式碳交易机制，需求响应策略的实施更有利于碳排放量的减少；因此，场景4同时引入阶梯式碳交易机制与需求响应交易策略，与前三个场景相比，此场景下的碳排放量最低，且对于微电网系统运行经济性的影响较少，因此，阶梯式碳交易机制与需求响应策略的实施既能够同时保障微电网系统的经济效益与环境效益。
本申请实施例分别计算了阶梯式碳交易机制和传统碳交易机制下的微电网碳排放量和总成本，从而分析阶梯式碳交易的实施对于微电网运行经济性与环保性的影响。
表5不同碳交易机制下的交易成本与运行收益(元)
从图3与表5可以看出，虽然阶梯式碳交易机制的实施显著增加了碳交易成本，使得微电网总成本增加，但也相应减少了微电网的碳排放总量。由此可以看出，若可以通过设备改造使得内燃发电机组的单位碳排放强度降低，或者通过购买绿色电力，可以同时减少碳排放总量和碳交易成本，甚至可以将碳交易成本转化为碳交易收益，从而提高系统运行的经济性与环保性。
本发明实施例还公开了一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定装置，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能；如图4所示，该装置包括：
负荷需求获取模块201，用于获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；
剩余负荷需求确定模块202，用于当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；
碳排放量确定模块203，用于基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中在满足用电端的负荷需求时不可再生能源机组和外部电网进行不同功率输出时的碳排放量；
成本确定模块204，用于基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定不同碳排放量下的微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；
运行方式确定模块205，用于根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
本发明提供的含电化学储能的微电网系统运行方式确定装置，获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求，当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求，基于剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式，通过考虑碳排放和运行成本的策略，确定微电网系统运行方式，以降低微电网系统运行成本的同时减少其运行过程中对环境的影响。
作为本发明一个可选实施方式，负荷需求获取模块，包括：需求变化量确定子模块，用于基于需求响应策略，确定用电端的负荷需求变化量；负荷需求计算子模块，用于基于确定用电端的负荷需求变化量，计算用电端参与需求响应策略后的负荷需求。
作为本发明一个可选实施方式，成本确定模块，包括：响应补贴成本确定子模块，用于基于用电端的负荷需求变化量计算用电端负荷需求响应补贴成本；运行成本确定子模块，用于基于所述用电端的负荷需求以及所述剩余负荷需求，计算不同碳排放量下的微电网系统中可再生能源机组以及储能机组的运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本；总成本确定子模块，用于基于用电端负荷需求响应补贴成本、运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，确定微电网系统的总成本。
作为本发明一个可选实施方式，所述可再生能源机组包括风电机组和光伏机组，不可再生能源机组包括燃气轮机，储能机组包括电化学储能机组，通过下式确定微电网系统的总成本：
f1＝fm+Cc；
其中，f1表示微电网系统的总成本；fm表示微电网系统输出满足用电端负荷需求的电功率的成本；Cwt表示风电机组输出单位电功率的成本；Cpv表示光伏机组输出单位电功率的成本；Cfuel表示燃气轮机消耗单位天然气量的成本；Cees表示电化学储能机组输出单位功率的运行成本；Cout-gird表示外部电网输出单位电功率的电价；CDR表示用电端负荷需求响应补贴成本，CDR＝cdr·ΔQe(t)；cdr为用电端需求响应单位负荷补贴价格；ΔQe(t)表示用电端的负荷变化量；Cin-gird表示向外部电网出售单位电功率的电价；Qwt(t)表示风电机组单位时间内输出的电功率；Qpv(t)表示光伏机组单位时间内输出的电功率；Ffuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出电功率消耗的天然气量，Ffuel(t)＝ae(Qfuel(t))2+beQfuel(t)+ce；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；ae,be,ce为燃气轮机燃耗系数。Eees表示电化学储能机组运行耗费的功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；Qin-gird(t)表示向单位时间内外部电网出售的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长；Cc表示碳交易成本。
作为本发明一个可选实施方式，碳排放量确定模块，包括：电功率改变子模块，用于基于所述剩余负荷需求，分别改变燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，使得燃气轮机和外部电网输出的电功率满足剩余负荷需求；碳排放量计算子模块，用于基于燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，通过下式计算微电网系统的碳排放量：
其中，f2表示微电网系统的碳排放量；表示燃气轮机输出单位电功率的碳排放量；/>表示外部电网输出单位电功率的碳排放量；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长。
作为本发明一个可选实施方式，运行方式确定模块，包括：最优解集建立模块，用于基于微电网系统的多个碳排放量的值和对应的微电网系统的总成本的值，建立最优解集，所述最优解集表示由微电网系统不同的碳排放量和对应的总成本构成的多个微电网系统运行方式；运行方式确定子模块，用于基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
作为本发明一个可选实施方式，运行方式确定子模块，包括：隶属度函数值计算子模块，用于分别计算最优解集中的微电网系统不同的碳排放量和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值；运行方案隶属度函数值确定子模块，用于基于计算的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值，确定每个运行方案的隶属度函数值；最优解确定子模块，用于基于确定的多个运行方案的隶属度函数值，确定最优解集中的最优解，所述最优解表示满足用户需求的微电网系统运行方式。
本发明实施例还提供了一种电子设备，如图5所示，该电子设备可以包括处理器401和存储器402，其中处理器401和存储器402可以通过总线或者其他方式连接，图5中以通过总线连接为例。
处理器401可以为中央处理器(Central Processing Unit，CPU)。处理器401还可以为其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等芯片，或者上述各类芯片的组合。
存储器402作为一种非暂态计算机可读存储介质，可用于存储非暂态软件程序、非暂态计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法对应的程序指令/模块。处理器401通过运行存储在存储器402中的非暂态软件程序、指令以及模块，从而执行处理器的各种功能应用以及数据处理，即实现上述方法实施例中的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法。
存储器402可以包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需要的应用程序；存储数据区可存储处理器401所创建的数据等。此外，存储器402可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非暂态存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非暂态固态存储器件。在一些实施例中，存储器402可选包括相对于处理器401远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至处理器401。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
所述一个或者多个模块存储在所述存储器402中，当被所述处理器401执行时，执行如图1所示实施例中的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法。
上述电子设备具体细节可以对应参阅图1所示的实施例中对应的相关描述和效果进行理解，此处不再赘述。
本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)、随机存储记忆体(RandomAccessMemory，RAM)、快闪存储器(Flash Memory)、硬盘(Hard Disk Drive，缩写：HDD)或固态硬盘(Solid-State Drive，SSD)等；所述存储介质还可以包括上述种类的存储器的组合。
虽然结合附图描述了本发明的实施例，但是本领域技术人员可以在不脱离本发明的精神和范围的情况下作出各种修改和变型，这样的修改和变型均落入所限定的范围之内。
Claims (10)
1.一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能；所述方法包括：
获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；
当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；
基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中在满足用电端的负荷需求时不可再生能源机组和外部电网进行不同功率输出时的碳排放量；
基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定不同碳排放量下的微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；
根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
2.根据权利要求1所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述获取用电端的负荷需求，包括：
基于需求响应策略，确定用电端的负荷需求变化量；
基于确定用电端的负荷需求变化量，计算用电端参与需求响应策略后的负荷需求。
3.根据权利要求1所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本，包括：
基于用电端的负荷需求变化量计算用电端负荷需求响应补贴成本；
基于所述用电端的负荷需求以及所述剩余负荷需求，计算不同碳排放量下的微电网系统中可再生能源机组以及储能机组的运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本；
基于用电端负荷需求响应补贴成本、运行成本、碳交易成本、不可再生能源机组输出电功率成本和外部电网输出电功率成本，确定微电网系统的总成本。
4.根据权利要求3所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述可再生能源机组包括风电机组和光伏机组，不可再生能源机组包括燃气轮机，储能机组包括电化学储能机组，通过下式确定微电网系统的总成本：
f1＝fm+Cc；
其中，f1表示微电网系统的总成本；fm表示微电网系统输出满足用电端负荷需求的电功率的成本；Cwt表示风电机组输出单位电功率的成本；Cpv表示光伏机组输出单位电功率的成本；Cfuel表示燃气轮机消耗单位天然气量的成本；Cees表示电化学储能机组输出单位功率的运行成本；Cout-gird表示外部电网输出单位电功率的电价；CDR表示用电端负荷需求响应补贴成本，CDR＝cdr·ΔQe(t)；cdr为用电端需求响应单位负荷补贴价格；ΔQe(t)表示用电端的负荷变化量；Cin-gird表示向外部电网出售单位电功率的电价；Qwt(t)表示风电机组单位时间内输出的电功率；Qpv(t)表示光伏机组单位时间内输出的电功率；Ffuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出电功率消耗的天然气量，Ffuel(t)＝ae(Qfuel(t))2+beQfuel(t)+ce；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；ae,be,ce为燃气轮机燃耗系数；Eees表示电化学储能机组运行耗费的功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；Qin-gird(t)表示单位时间内向外部电网出售的电功率；t表示单位时间，T表示微电网工作总时长；Cc表示碳交易成本。
5.根据权利要求1所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述基于所述剩余负荷需求，确定微电网系统中基于不可再生能源机组和外部电网进行功率输出时的碳排放量，包括：
基于所述剩余负荷需求，分别改变燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，使得燃气轮机和外部电网输出的电功率满足剩余负荷需求；
基于燃气轮机输出的电功率和外部电网输出的电功率，通过下式计算微电网系统的碳排放量：
其中，f2表示微电网系统的碳排放量；表示燃气轮机输出单位电功率的碳排放量；表示外部电网输出单位电功率的碳排放量；Qfuel(t)表示燃气轮机单位时间内输出的电功率；Qout-gird(t)表示外部电网单位时间内输出的电功率；t表示单位时间，T表示微电网系统工作总时长。
6.根据权利要求1-5任一项所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法，其特征在于，所述根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：
基于微电网系统的多个碳排放量的值和对应的微电网系统的总成本的值，建立最优解集，所述最优解集表示由微电网系统不同的碳排放量和对应的总成本构成的多个微电网系统运行方式；
基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述基于建立的最优解集，确定出满足用户需求的微电网系统运行方式；包括：
分别计算最优解集中的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值；
基于计算的微电网系统不同的碳排放量对应的多个运行方案的隶属度函数值和所述总成本对应的多个运行方案的隶属度函数值，确定每个运行方案的隶属度函数值；
基于确定的多个运行方案的隶属度函数值，确定最优解集中的最优解，所述最优解表示满足用户需求的微电网系统运行方式。
8.一种含电化学储能的微电网系统运行方式确定装置，其特征在于，所述微电网系统包括：外部电网、可再生能源机组、不可再生能源机组、储能机组以及用电端；所述可再生能源机组用于为所述用电端供能，所述不可再生能源机组以及所述外部电网用于在所述可再生能源机组的输出功率不能满足用电端需求时，向用电端供能；包括：
负荷需求获取模块，用于获取用电端的负荷需求变化量以及用电端的负荷需求；
剩余负荷需求确定模块，用于当所述负荷需求大于可再生能源机组的总输出功率，确定超出可再生能源机组的总输出功率的剩余负荷需求；
碳排放量确定模块，用于确定微电网系统中在满足用电端的负荷需求时不可再生能源机组和外部电网进行不同功率输出时的碳排放量；
成本确定模块，用于基于用电端的负荷需求、用电端的负荷需求变化量以及所述剩余负荷需求，确定不同碳排放量下的微电网系统的输出功率满足用电端的负荷需求时的总成本；
运行方式确定模块，用于根据所述碳排放量以及所述总成本确定出满足用户需求的微电网系统运行方式。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器执行如权利要求1-7任一所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1-7中任一项所述的含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310512759.7A CN116488243A (zh) | 2023-05-08 | 2023-05-08 | 含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310512759.7A CN116488243A (zh) | 2023-05-08 | 2023-05-08 | 含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116488243A true CN116488243A (zh) | 2023-07-25 |
Family
ID=87217764
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310512759.7A Pending CN116488243A (zh) | 2023-05-08 | 2023-05-08 | 含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116488243A (zh) |
-
2023
- 2023-05-08 CN CN202310512759.7A patent/CN116488243A/zh active Pending
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110188950B (zh) | 基于多代理技术的虚拟电厂供电侧和需求侧优化调度建模方法 | |
| US8718850B2 (en) | Systems and methods for using electric vehicles as mobile energy storage | |
| Wu et al. | A multi-agent-based energy-coordination control system for grid-connected large-scale wind–photovoltaic energy storage power-generation units | |
| CN109217290B (zh) | 计及电动汽车充放电的微网能量优化管理方法 | |
| CN109492824B (zh) | 考虑源-网-荷多方利益的分散式风储系统优化方法 | |
| CN105117805A (zh) | 一种利用电动汽车的虚拟发电厂优化调度方法及系统 | |
| CN109873449A (zh) | 一种户用微网中光储容量优化配置方法 | |
| Li et al. | Negotiation-based task scheduling and storage control algorithm to minimize user's electric bills under dynamic prices | |
| CN116247699A (zh) | 一种计算最低容量租赁价格的储能充放电控制方法及系统 | |
| Tian et al. | Coordinated control strategy assessment of a virtual power plant based on electric public transportation | |
| CN109787221A (zh) | 一种微电网电能安全经济调度方法和系统 | |
| CN115600793A (zh) | 面向源网荷储一体化园区的协同控制方法及系统 | |
| Pombo et al. | A computationally efficient formulation for a flexibility enabling generation expansion planning | |
| Rizvi et al. | Optimal scheduling of virtual power plants utilizing wind power and electric vehicles | |
| Ahmed et al. | Grid Integration of PV Based Electric Vehicle Charging Stations: A Brief Review | |
| Okpako et al. | Evaluation of community virtual power plant under various pricing schemes | |
| CN111798070B (zh) | 一种用户侧光储系统的配置方法及装置 | |
| Schopfer et al. | Providing primary frequency control with residential scale photovoltaic-battery systems: A techno-economic simulation study of a virtual power plant | |
| Senthilkumar et al. | Profit maximization in hybrid microgrid system incorporating demand response and plug in EV | |
| CN117557301A (zh) | 一种考虑储能介入的电力市场效益评估模型算法 | |
| CN116882575A (zh) | 一种电网调节优化方法、装置及设备 | |
| Sharma et al. | Annual electricity cost minimization for South Australian dwellings through optimal battery sizing | |
| Rodrigues et al. | Two-stage battery energy storage system sizing for distribution transformer overload management | |
| CN116488243A (zh) | 含电化学储能的微电网系统运行方式确定方法、装置 | |
| CN111668882A (zh) | 智慧能环网中微电源出力优化方法及装置 |
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 |