CN117411089B - 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统 - Google Patents

一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统 Download PDF

Info

Publication number
CN117411089B
CN117411089B CN202311723941.3A CN202311723941A CN117411089B CN 117411089 B CN117411089 B CN 117411089B CN 202311723941 A CN202311723941 A CN 202311723941A CN 117411089 B CN117411089 B CN 117411089B
Authority
CN
China
Prior art keywords
micro
representing
net
carbon
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.)
Active
Application number
CN202311723941.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN117411089A (zh
Inventor
雷霞
李文星
宋嘉炜
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.)
Xihua University
Original Assignee
Xihua University
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 Xihua University filed Critical Xihua University
Priority to CN202311723941.3A priority Critical patent/CN117411089B/zh
Publication of CN117411089A publication Critical patent/CN117411089A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN117411089B publication Critical patent/CN117411089B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • H02J3/46—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
    • 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
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • 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
    • G06Q10/067—Enterprise or organisation modelling
    • 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
    • G06Q30/00—Commerce
    • G06Q30/018—Certifying business or products
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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

Landscapes

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

Abstract

本发明涉及微网运行优化技术领域，具体涉及一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统，方法步骤如下：以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，用户动态碳排放责任因子由区域碳排放系数确定，低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移；对微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。本发明将发电侧和用电侧同时纳入碳排放考核，提升了用户参与碳排放考核的程度，减轻了电价的社会责任；且提出的低碳需求响应能够促使用户在新能源出力较高时调节用电行为，促进微网内新能源的消纳，提升微网的环境效益。

Description

一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统
技术领域
本发明涉及微网运行优化技术领域，具体而言，涉及一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统。
背景技术
微网是一种小型电力系统，通常由可再生能源资源（如太阳能光伏和风能）、储能设备（如蓄电池）以及与主电网相连的能源管理系统组成。微网可以独立运行，也可以与主电网互连，实现电力供应的弹性和可持续性。在低碳时代，微网系统具有巨大潜力，因为它们可以减少碳排放，提高电力系统的可靠性和韧性。
就目前的销售电价构成而言，包含代理购电价格，输配电价，上网综合线损费用，系统运行费用和政府性基金及附加，所代表的社会责任不仅包括发电侧的成本和盈利，同时包含输配过程的维护，网架的稳定运行，社会发展等社会责任，因此，不宜在电价上新加低碳含义去复杂化电价，同时由于电价牵涉方面过多，采用电价进行调节会牵涉众多，影响调节效果和社会稳定。
为了提高发电能效，传统的方法是通过碳市场进行碳配额交易，在这一模式中，目前仅传统发电机组参与到了碳配额的交易，并被纳入碳排放考核，其中碳排放较高的机组将面临较高的碳排放成本，因此基于发电效益可能无法充分响应低碳电力需求，将碳排放降至最低限度；而由于发电的碳排放与微网中的负荷用电情况直接相关，将用户纳入微网碳排放量考核中，进一步挖掘微网内用户的调节潜力，确定电力用户对微网碳排放的责任，这将有助于减轻电价的社会责任，进一步调节用户的用电行为，促进微网内新能源的消纳，提升微网的环境效益。
此外，现代微网系统通常包括多种可再生能源资源，如太阳能光伏、风能和各种储能设备，基于当前的方案协调和优化这些资源的运行，同时调节用户用电行为与新能源出力匹配是复杂的，而且可能容易出现效率低下的情况。
发明内容
本发明的目的是提供一种兼顾经济性和环境效益的微网低碳运行方法及系统，以解决现有技术中存在的能源利用效率、用户用电行为调节和碳排放管理方面的不足之处，从而实现可持续的发展。
本发明的实施例通过以下技术方案实现：一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，包括如下步骤：
以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，其中，所述用户动态碳排放责任因子由区域碳排放系数确定，所述低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移；
对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。
根据一种优选实施方式，所述目标函数的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购能成本，/>表示微网/>时刻的二氧化碳排放考核成本，/>表示微网/>时刻的燃气轮机的维护成本，/>表示微网/>时刻的低碳需求响应补偿成本。
根据一种优选实施方式，所述购能成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购电价格，/>表示微网/>时刻的售电价格，表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量；
所述二氧化碳排放考核成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻购买碳配额的价格，/>表示微网/>时刻出售碳配额的价格，/>表示微网/>时刻购买碳配额的量，/>表示微网/>时刻出售碳配额的量；
所述燃气轮机的维护成本的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的运行维护系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量；
所述低碳需求响应补偿成本的表达式如下：
上式中，表示低碳需求响应的补充价格，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率。
根据一种优选实施方式，所述用户动态碳排放责任因子的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻区域碳排放系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量，表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量；
其中，所述区域碳排放系数的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的单位电量碳排放量，/>表示微网/>时刻的边际碳排放系数，/>表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻的储能出力。
根据一种优选实施方式，所述低碳需求响应约束的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻进行低碳需求响应前的用电负荷量，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示用户动态碳排放责任因子，/>表示最大用电量负荷。
根据一种优选实施方式，所述微网优化调度模型还包括能量平衡约束、燃气轮机出力约束、微网与外部电网能量交互约束以及储能设备约束。
根据一种优选实施方式，所述能量平衡约束的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻燃气轮机的发电量，/>表示微网/>时刻的储能出力，/>表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻的售电量；
所述燃气轮机出力约束的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的出力下限，/>表示燃气轮机的出力上限；
所述微网与外部电网能量交互约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，/>表示微网与外部电网的最大交互电量；
所述储能设备约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，分别表示蓄电池的充电状态和放电状态，/>表示微网/>时刻蓄电池的充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，/>表示蓄电池的最小储电量，/>表示蓄电池的最大储电量。
根据一种优选实施方式，所述风力发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示微网风力发电系统的额定输出功率，/>表示/>时刻的实际风速，表示切入风速，/>表示切出风速，/>表示额定风速；
所述光伏发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示/>时刻实际光照辐射密度，/>表示单个光伏电池板的面积，/>表示光伏电池板的数量，/>表示光伏电池板的光电转换效率，/>表示标准测试条件下的光照辐射密度；
所述燃气轮机发电量的计算表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻燃气轮机所消耗的天然气量，/>表示燃气轮机的发电效率，/>表示天然气的低热值，9.7kWh/m3；
所述蓄电池储电量的计算表达式如下：
上式中，表示蓄电池的自放电率，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，表示蓄电池的充电效率，/>表示蓄电池的放电效率。
本发明还提供一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行系统，应用到如上述所述的方法，包括：
模型构建模块，用于以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，其中，所述用户动态碳排放责任因子由区域碳排放系数确定，所述低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移；
计算模块，用于对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。
本发明实施例所提供的一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统的技术方案至少具有如下优点和有益效果：本发明所提供的微网低碳运行方法及系统，将发电侧和用电侧都纳入碳排放考核中，提升了用户参与碳排放考核的程度，同时减轻了电价的社会责任；且提出的低碳需求响应能够促使用户在新能源出力较高时增加自身用电量，在传统机组出力较高时削减自身用电量，进一步调节用户的用电行为，促进微网内新能源的消纳，提升微网的环境效益。
附图说明
图1为本发明实施例1提供的一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法的流程示意图；
图2为本发明实施例2提供的不同案例下的电负荷曲线；
图3为本发明实施例2提供的不同案例下的燃气轮机出力曲线；
图4为本发明实施例2提供的不同案例下的蓄电池出力曲线；
图5为本发明实施例2提供的不同案例下的碳排放量。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中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。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
实施例1
参见图1所示，图1为本发明实施例所提供的一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法的流程示意图。
具体地，在本实施例中，该方法的步骤可以包括：
步骤S01、模型构建步骤：以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型。
具体到本实施例中，微网优化调度的目标为系统的综合成本最低，主要包括微网的购能成本、二氧化碳排放考核成本以及燃气轮机维护成本。而考虑到负荷参与低碳需求响应时会改变用户的用能方式，给用户带来一定的不便，因此用户参与的调度的低碳需求响应补偿成本会被考虑在微网优化调度模型中，提高用户参与低碳需求响应的积极性。
具体地，所述微网优化调度模型的目标函数表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购能成本，/>表示微网/>时刻的二氧化碳排放考核成本，/>表示微网/>时刻的传统发电机组的维护成本，/>表示微网/>时刻的低碳需求响应补偿成本。
有关上述微网的购能成本、二氧化碳排放考核成本、燃气轮机维护成本以及低碳需求响应补偿成本，以下做具体说明：
本发明中微网供能侧主要包含新能源和燃气轮机，配置有蓄电池来确保供电的稳定性，在微网内部机组出力和储能放电不能保证负荷用电的情况下，微网可从配电网购电；同理，微网也可将多余电量出售给配电网来获取收益，保证供需平衡。
具体到本实施例的一种实施方式中，微网的购能成本主要由微网与外部电网进行能量交互时生成，因此所述购能成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购电价格，/>表示微网/>时刻的售电价格，表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量。
针对二氧化碳排放考核成本，本实施例设计如下：微网需要在自身碳配额不足时向外界购买碳配额来满足考核，因此所述二氧化碳排放考核成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻购买碳配额的价格，/>表示微网/>时刻出售碳配额的价格，/>表示微网/>时刻购买碳配额的量，/>表示微网/>时刻出售碳配额的量。
考虑到微网的传统发电机组的运行维护成本主要为燃气轮机的维护成本，因此所述传统发电机组的运行维护成本，即燃气轮机的维护成本的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的运行维护系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量。
所述低碳需求响应补偿成本的表达式如下：
上式中，表示低碳需求响应的补充价格，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率。
进一步地，上述提到的用户动态碳排放责任因子，该因子等于传统发电机组和微网每单位发电量的碳排放量，由区域碳排放系数确定。
具体到本实施例的一种实施方式中，所述用户动态碳排放责任因子的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻区域碳排放系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量，表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量。
其中，所述区域碳排放系数的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的单位电量碳排放量，/>表示微网/>时刻的边际碳排放系数，/>表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻的储能出力。
进一步地，在本实施例中，所述低碳需求响应约束设计如下：最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移，当微网内的新能源发电比例增加并且用户积极参与低碳需求响应时，将会减少用户自身的碳排放责任；因此，所述低碳需求响应约束的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻进行低碳需求响应前的用电负荷量，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示用户动态碳排放责任因子，/>表示最大用电量负荷。
步骤S02、求解步骤：
对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案；具体到本实施例的一种实施方式中，上述求解采用商业优化软件IBM ILOG CPLEX进行，具体不再赘述。
综上所述，本发明所提供的微网低碳运行方法及系统，将发电侧和用电侧都纳入碳排放考核中，提升了用户参与碳排放考核的程度，同时减轻了电价的社会责任；且提出的低碳需求响应能够促使用户在新能源出力较高时增加自身用电量，在传统机组出力较高时削减自身用电量，进一步调节用户的用电行为，促进微网内新能源的消纳，提升微网的环境效益。
实施例2
本实施例在实施例1的基础上，所述微网优化调度模型还包括能量平衡约束、燃气轮机出力约束、微网与外部电网能量交互约束以及储能设备约束。
其中，关于能量平衡约束，本实施例设计如下：微网在进行优化调度时，需要满足供能侧和用能侧的能量平衡；因此，所述能量平衡约束的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻燃气轮机的发电量，/>表示微网/>时刻的储能出力，/>表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻的售电量。
关于燃气轮机出力约束，本实施例设计如下：燃气轮机在产电时需要满足其出力上下限约束；因此，所述燃气轮机出力约束的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的出力下限，/>表示燃气轮机的出力上限。
关于微网与外部电网能量交互约束，本实施例设计如下：防止微网过度购售电；因此，所述微网与外部电网能量交互约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，/>表示微网与外部电网的最大交互电量。
关于所述储能设备约束，在本实施例中，所述储能设备约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，分别表示蓄电池的充电状态和放电状态，/>表示微网/>时刻蓄电池的充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，/>表示蓄电池的最小储电量，/>表示蓄电池的最大储电量。
此外，需要说明的是，由于微网内部分布式电源设备和储能等的特性差异较大，且每一部分对于微网的能量管理都具有一定的影响，因此有必要对微网系统中的设备进行数学建模。在本实施例中，分别对微网系统内的风电、光伏、燃气轮机和蓄电池进行了数学建模，以下进行具体说明：
关于风力发电设备，本实施例基于以下原理进行建模：当风速低于切入风速或高于切出风速时，风机停运进而保护设备以免损坏；当风速介于切入风速和额定风速时，输出功率近似与风速的三次方成正比；当风速介于额定风速和切出风速时，输出功率为额定功率。因此，所述风力发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示微网风力发电系统的额定输出功率，/>表示/>时刻的实际风速，表示切入风速，/>表示切出风速，/>表示额定风速。
关于光伏发电设备，本实施例基于以下原理进行建模：光伏发电系统的输出功率与光照辐射密度和光伏电池板面积近似成正比关系。因此，所述光伏发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示/>时刻实际光照辐射密度，/>表示单个光伏电池板的面积，/>表示光伏电池板的数量，/>表示光伏电池板的光电转换效率，/>表示标准测试条件下的光照辐射密度。
关于燃气轮机设备，在本实施例中，所述燃气轮机发电量的计算表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻燃气轮机所消耗的天然气量，/>表示燃气轮机的发电效率，/>表示天然气的低热值，9.7kWh/m3。
关于蓄电池，在本实施例中，所述蓄电池储电量的计算表达式如下：
上式中，表示蓄电池的自放电率，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，表示蓄电池的充电效率，/>表示蓄电池的放电效率。
以下对本实施例所提供的方案进行案例分析：
微网内可调负荷参与不同类型需求响应会有不同的效果，但都能减轻微网的供能压力，因此，在本案例分析中，共设置3个案例，分别为：
案例1：微网内用户不参与需求响应的优化调度；
案例2：微网优化调度时考虑以电价为信号的需求响应；
案例3：微网优化调度时考虑负荷参与以动态碳排放责任因子为调节信号的低碳需求响应。
案例1、案例2和案例3的电负荷曲线参见图2所示；从图2中可以看出：
案例1下的电负荷由于不参与需求响应，负荷有着非常明显的峰谷分布，并且电负荷的峰谷分布情况与电价类似，导致微网的调度成本变高；
案例2中考虑可调负荷的参与后，负荷分布较为平缓，并且呈现出跟随风光出力的趋势。具体分析为微网内可削减负荷在用户可接受削减次数范围内，分别对处于电价高峰期的12-13时段和15-18时段的负荷进行了削减，减轻了微网在高电价时期和用电晚高峰时期的供电压力；
案例3中负荷分布较案例2而言更加平缓，具体分析为微网内用户在参与低碳需求响应后，不仅仅在用电高峰期削减了自身的用电量，同时将用电高峰期的部分用电量转移至1-7新能源出力较高时段，使得电负荷基本分布至电价较低的时段，进一步平滑了负荷曲线，提高了调度方案的经济效益和环境效益。
不同案例下燃气轮机出力和蓄电池出力具体参见图3和图4所示；从图3可以看出：
燃气轮机在电价较高的12-20时段出力较大，避免微网在高电价时段因满足供需平衡而产生过多的购能成本，进而保证微网的经济性。但每一个案例下燃气轮机出力高峰值并不相同。
案例2相对案例1而言，在12-20时段燃气轮机整体出力减小了5.06%；案例3相对于案例1而言，在12-20时段燃气轮机出力减小了16.21%，而案例3相对于案例2在12-20时段燃气轮机出力减小了11.71%。
综上所述，微网内可调负荷参与需求响应后，能够减小燃气轮机出力压力，而低碳需求响应能够进一步削减负荷高峰期用电量，进一步减少燃气轮机出力。
从图4可以看出：
蓄电池在电价较低及电负荷较低的1-2时段和6、23时刻充电，在电价和电负荷较高的15-17时段和12时刻放电，对电价的峰谷机制进行充分利用，进而实现削峰填谷的目标。
需求响应下蓄电池充放电量更大，充放电次数增加；低碳需求响应相较于以电价为激励信号的需求响应更能促进储能的充放电，促进储能的使用，从而更加充分的利用电价的峰谷机制。
进一步地，不同案例下碳排放量具体参见图5所示，从图5可以看出：
案例2相较于案例1减少了22.53%的碳排放量；案例3相较于案例1减少了36.57的碳排放量；而案例3相较于案例2减少了7.48%的碳排放量。
由于参与了需求响应，用户在用电高峰期及碳排放高峰期用电量减少，不仅减少了用户自身的碳排放量，同时由于燃气轮机出力减少，也减少了燃气轮机的碳排放量；案例3相较于案例2碳排放曲线更为平缓，原因在于用户参与低碳需求响应，将自身用电量转移至新能源整体出力较高的1-7时段，使得用电产生的碳排放量进一步减少，增加了微网的环境效益。
参见下表1，表1示出了不同案例下的调度成本：
表1.不同案例下微网调度成本
由表1可以看出：案例2和案例3虽然考虑了需求响应，使得补偿成本分别多出了1654.32元和1895.92元；但是对比案例1，案例2和案例3中其他方面的成本均有所降低。案例2和案例3相较于案例1分别在购能成本降低了12.88%和16.12%，排放成本降低了27.69%和36.79%，维护成本降低了3.22%和17.01%，这是由于案例1中电负荷不参与需求响应，同时负荷与电价拥有类似的峰谷分布，使得微网的购能成本提高，同时，燃气轮机在用电高峰期出力较高也增加了排放成本和维护成本。案例3相较于案例1在购能成本方面降低了3.72%，排放成本降低了12.59%，维护成本降低了14.26%。
综上所述，低碳需求响应能够进一步优化用电负荷曲线，降低购能成本，同时进一步减少燃气轮机出力，从而降低排放成本和维护成本。
实施例3
本实施例提供一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行系统，应用到如上述所述的方法，包括：
模型构建模块，用于以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，其中，所述用户动态碳排放责任因子由区域碳排放系数确定，所述低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移；
计算模块，用于对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。
以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，包括如下步骤：
以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，其中，所述微网总成本由购能成本、二氧化碳排放考核成本、燃气轮机的维护成本以及低碳需求响应补偿成本组成，所述用户动态碳排放责任因子等于传统发电机组和微网每单位发电量的碳排放量，由区域碳排放系数确定，所述低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移，表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻进行低碳需求响应前的用电负荷量，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示用户动态碳排放责任因子，/>表示最大用电量负荷；
对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。
2.如权利要求1所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述目标函数的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购能成本，/>表示微网/>时刻的二氧化碳排放考核成本，/>表示微网/>时刻的燃气轮机的维护成本，/>表示微网/>时刻的低碳需求响应补偿成本。
3.如权利要求2所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述购能成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的购电价格，/>表示微网/>时刻的售电价格，/>表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量；
所述二氧化碳排放考核成本的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻购买碳配额的价格，/>表示微网/>时刻出售碳配额的价格，/>表示微网/>时刻购买碳配额的量，/>表示微网/>时刻出售碳配额的量；
所述燃气轮机的维护成本的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的运行维护系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量；
所述低碳需求响应补偿成本的表达式如下：
上式中，表示低碳需求响应的补充价格，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率。
4.如权利要求1所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述用户动态碳排放责任因子的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻区域碳排放系数，/>表示/>时刻燃气轮机的发电量，/>表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的售电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量；
其中，所述区域碳排放系数的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的单位电量碳排放量，/>表示微网/>时刻的边际碳排放系数，/>表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻的储能出力。
5.如权利要求1至4任一项所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述微网优化调度模型还包括能量平衡约束、燃气轮机出力约束、微网与外部电网能量交互约束以及储能设备约束。
6.如权利要求5所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述能量平衡约束的表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻光伏发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻风力发电系统的输出功率，/>表示微网/>时刻燃气轮机的发电量，/>表示微网/>时刻的储能出力，表示微网/>时刻的购电量，/>表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻的售电量；
所述燃气轮机出力约束的表达式如下：
上式中，表示燃气轮机的出力下限，/>表示燃气轮机的出力上限；
所述微网与外部电网能量交互约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，/>表示微网与外部电网的最大交互电量；
所述储能设备约束的表达式如下：
上式中，为0-1变量，分别表示蓄电池的充电状态和放电状态，/>表示微网/>时刻蓄电池的充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大充电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的最大放电量，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，/>表示蓄电池的最小储电量，/>表示蓄电池的最大储电量。
7.如权利要求6所述的基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法，其特征在于，所述风力发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示微网风力发电系统的额定输出功率，/>表示/>时刻的实际风速，/>表示切入风速，/>表示切出风速，/>表示额定风速；
所述光伏发电系统输出功率的计算表达式如下：
上式中，表示/>时刻实际光照辐射密度，/>表示单个光伏电池板的面积，/>表示光伏电池板的数量，/>表示光伏电池板的光电转换效率，/>表示标准测试条件下的光照辐射密度；
所述燃气轮机发电量的计算表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻燃气轮机所消耗的天然气量，/>表示燃气轮机的发电效率，/>表示天然气的低热值，9.7kWh/m3；
所述蓄电池储电量的计算表达式如下：
上式中，表示蓄电池的自放电率，/>表示微网/>时刻蓄电池的储电量，/>表示蓄电池的充电效率，/>表示蓄电池的放电效率。
8.一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行系统，应用到如权利要求1至7任一项所述的方法，其特征在于，包括：
模型构建模块，用于以微网总成本最小化为目标函数，在用户动态碳排放责任因子的基础上建立计及低碳需求响应约束的微网优化调度模型，其中，所述微网总成本由购能成本、二氧化碳排放考核成本、燃气轮机的维护成本以及低碳需求响应补偿成本组成，所述用户动态碳排放责任因子等于传统发电机组和微网每单位发电量的碳排放量，由区域碳排放系数确定，所述低碳需求响应约束为最大限度地减少用户动态碳排放责任以激励负荷转移，表达式如下：
上式中，表示微网/>时刻的用电负荷量，/>表示微网/>时刻进行低碳需求响应前的用电负荷量，/>表示微网/>时刻用户增加的电负荷功率，/>表示微网/>时刻用户削减的电负荷功率，/>表示用户动态碳排放责任因子，/>表示最大用电量负荷；
计算模块，用于对所述微网优化调度模型进行求解，得到微网低碳运行方案。
CN202311723941.3A 2023-12-15 2023-12-15 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统 Active CN117411089B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311723941.3A CN117411089B (zh) 2023-12-15 2023-12-15 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311723941.3A CN117411089B (zh) 2023-12-15 2023-12-15 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN117411089A CN117411089A (zh) 2024-01-16
CN117411089B true CN117411089B (zh) 2024-03-08

Family

ID=89491198

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202311723941.3A Active CN117411089B (zh) 2023-12-15 2023-12-15 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN117411089B (zh)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115241931A (zh) * 2022-09-23 2022-10-25 国网浙江省电力有限公司宁波供电公司 基于时变电碳因子曲线的园区综合能源系统调度方法
CN115375344A (zh) * 2022-07-13 2022-11-22 太原理工大学 计及阶梯碳交易机制的微电网两阶段鲁棒优化低碳经济调度方法
CN115936390A (zh) * 2022-12-26 2023-04-07 国网内蒙古东部电力有限公司供电服务监管与支持中心 基于动态碳排放因子的综合能源系统低碳需求响应方法
CN115936367A (zh) * 2022-12-07 2023-04-07 国网湖北省电力有限公司电力科学研究院 一种考虑多主体碳排放责任分摊的新能源消纳优化调度方法及装置
CN116542370A (zh) * 2023-04-23 2023-08-04 华北电力大学 一种考虑碳捕集与碳交易的园区低碳经济运行方法
CN116976598A (zh) * 2023-07-11 2023-10-31 国网天津市电力公司电力科学研究院 一种基于碳责任分摊的需求响应低碳调度方法及系统

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115375344A (zh) * 2022-07-13 2022-11-22 太原理工大学 计及阶梯碳交易机制的微电网两阶段鲁棒优化低碳经济调度方法
CN115241931A (zh) * 2022-09-23 2022-10-25 国网浙江省电力有限公司宁波供电公司 基于时变电碳因子曲线的园区综合能源系统调度方法
CN115936367A (zh) * 2022-12-07 2023-04-07 国网湖北省电力有限公司电力科学研究院 一种考虑多主体碳排放责任分摊的新能源消纳优化调度方法及装置
CN115936390A (zh) * 2022-12-26 2023-04-07 国网内蒙古东部电力有限公司供电服务监管与支持中心 基于动态碳排放因子的综合能源系统低碳需求响应方法
CN116542370A (zh) * 2023-04-23 2023-08-04 华北电力大学 一种考虑碳捕集与碳交易的园区低碳经济运行方法
CN116976598A (zh) * 2023-07-11 2023-10-31 国网天津市电力公司电力科学研究院 一种基于碳责任分摊的需求响应低碳调度方法及系统

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
基于碳排放流的电力系统低碳需求响应机制研究及效益分析;李姚旺 等;《中国电机工程学报》;20220420;第2830-2841页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN117411089A (zh) 2024-01-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Li et al. Optimal operation of multimicrogrids via cooperative energy and reserve scheduling
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
CN107464010B (zh) 一种虚拟电厂容量优化配置方法
CN112651105B (zh) 一种基于博弈论的微网容量配置优化方法
CN112186755B (zh) 一种区域综合能源系统柔性负荷储能化建模方法
CN107453407B (zh) 一种智能微电网分布式能源调度方法
CN110611336B (zh) 包含双级需求侧响应的园区多能源系统优化运行方法
CN111786422A (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
CN113888204A (zh) 多主体博弈的虚拟电厂容量优化配置法
Wu et al. Dynamic pricing and energy management of hydrogen-based integrated energy service provider considering integrated demand response with a bi-level approach
CN113765105B (zh) 基于动态随机模型的微电网群能量管理方法
CN116050637A (zh) 基于分时电价的综合能源虚拟电厂优化调度方法及系统
CN111313444A (zh) 一种面向高密度光伏配网台区侧的储能系统优化配置方法
Kumar et al. Role of optimal sized dual energy storage based microgrid for ancillary service support to utility grid
CN117411089B (zh) 一种基于动态碳排放责任因子的微网低碳运行方法及系统
CN116914732A (zh) 基于深度强化学习的热电联产系统低碳调度方法及系统
CN115986812A (zh) 一种考虑储能和需求响应的微电网经济规划方法及装置
Yang et al. Integrated energy scheduling using wind-storage cascade control strategy in dynamic peak regulation right
CN112952915B (zh) 一种综合能源系统中平抑电网峰谷的优化调度方法
CN114123171A (zh) 一种基于势博弈的增量配电网分布式优化规划方法及介质
Zhou et al. Dynamic pricing of integrated energy service providers based on master-slave game
Shi et al. Optimal cost scheduling of virtual power plant for new power system
Niu et al. Research on capacity allocation of optical storage system based on supply demand balance under the background of green power trading
CN114493743B (zh) 基于agc调频分区控制光储联合系统参与市场投标方法
CN113517709B (zh) 一种户用电能存储系统的控制和管理方法

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