含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法与流程

本发明属于电力系统优化运行与控制的
技术领域：
，具体涉及一种含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法。
背景技术：
：一方面，具有波动性、间歇性以及可调度性差等特点的以风电和光伏为代表的分布式电源(DistributedGeneration，DG)与现有配电系统并网以后给配电系统运行和控制带来了巨大挑战，同时负荷的快速增长给现有配电系统的运营也带来了诸多挑战，依靠新建电力网络、增大容量来满足需求变得越来越难；另一方面，随着旨在解决可再生能源并网运行控制问题的主动配电网(ActiveDistributionNetwork，ADN)技术以及储能和需求侧响应技术的发展，使得配电网从传统的被动逐渐转变为主动。主动配电网是未来配电网的一种主要模式，具有高DG渗透率及高控制要求的特点，对各种分布式能源(DG、储能、需求侧管理等)具有主动控制和管理能力的新型配电网络，可以实现配电网的经济运行。储能系统参与主动配电网的调度计划，对提高分布式能源的利用效率和配电网运行经济性意义重大。主动配电网的短期有功优化可以实现对主动配电网中分布式能源的优化调度管理，提高分布式电源的消纳能力，提高主动配电网运行经济性。技术实现要素：针对上述问题，本发明提出一种含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法。实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：一种含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1，建立电池储能系统有功及能量的模型，具体包括以下步骤：步骤1-a，采集电池储能系统的基本参数，包括：电池储能系统额定有功功率Prated，最大的视在功率SBESS,max，充放电效率ηin，放电效率ηout，额定容量Wrated；设置工作电池储能系统的参数：电池荷电状态最大和最小值SOCmax、SOCmin；步骤1-b，建立电池储能系统有功输入输出模型：其中，It为第t时段电池储能系统的充放电状态，It＝1表示放电，It＝-1表示充电，为第t时段电池储能系统的有功出力，和分别表示第t时段内电池储能系统的充电和放电有功功率；步骤1-c，建立电池储能系统的能量模型：其中，为第t时段电池储能系统存储的能量，为电池储能系统初始阶段存储的能量，Δt为时间步长；步骤2，建立电池储能系统等效运行成本模型；电池储能系统等效运行成本包含固定投资成本和维护成本两部分；设电池储能系统的固定投资成本可以均摊到每一次电池储能系统的循环充放电上，定义第k号电池储能系统的第m次循环周期的放电深度为DoD,k,m，所以电池储能系统的单次循环充放电的等效投资成本可表示为：其中，CP和CW分别为电池储能系统单位功率投资成本和单位容量投资成本，其单位分别为人民币/kW，人民币/kW·h；Nctf(DoD,k,m)为放电深度DoD,k,m对应的电池储能系统循环寿命；电池储能系统的维护成本与其额定有功功率Prated、额定容量Wrated以及工作时间有关，表示为：CBESS＝Y(mPPrated+mWWrated)其中，mP和mW分别为电池储能系统单位时间内单位功率和单位容量运行维护成本，其单位分别为人民币/kW·h，人民币/kW·h2；Y为工作时间；步骤3，建立可控负荷的有功及能量关系模型，将可控负荷看作负出力的发电机：步骤3-a，建立可直接控制负荷的有功及能量关系模型：其中为第t时段内可直接控制负荷的有功功率，为负值；EDMFD为调度周期内负荷总的电量需求；步骤3-b，建立存储类可控负荷的有功及能量关系模型：其中，为第t时段存储类可控负荷中存储的能量，为存储类可控负荷的初始阶段存储的能量；为存储类可控负荷的容量；μ为电能与存储能量之间的转换效率；为各时段存储类可控负荷的有功注入，为负值；为各时段从存储类可控负荷中提取热量的功率；步骤4，在上述电池储能系统的有功及能量的模型、等效运行成本模型、可控负荷有功及能量关系模型的基础上，建立以配电网侧运行总成本最小为目标函数的短期有功优化模型；步骤4-a，目标函数包含购售电成本、电池储能系统等效运行成本、弃风弃光成本、微型燃气轮机运行成本以及调整可控负荷的补偿成本，表示为：minf＝C1+C2+C3+C4+C5其中，C1为配电侧购电成本和售电收益之和，C2为电池储能系统等效运行成本，C3为优化调度过程中的弃风和弃光成本，C4为微型燃气轮机的运行成本，C5为调整可控负荷的补偿成本；步骤4-b，建立等式约束，包含各时段节点潮流平衡方程约束、电池储能系统和可控负荷时段间耦合等式约束；节点潮流平衡方程约束为：其中：和为第t时段节点i处风电机组有功和无功出力；和为第t时段节点i处光伏有功和无功出力；和则表示第t时段配网根节点处的有功和无功功率；和则表示第t时段节点i处电池储能系统的充放电有功和无功出力；和为第t时段节点i处可直接控制负荷有功和无功功率；和为第t时段节点i处的存储类可控负荷有功和无功功率；和分别为第t时段i节点处微型燃气轮机有功和无功出力；和为第t时段节点i处固定负荷有功和无功功率；n为节点数目，和为第t时段节点i的电压幅值，Gij和Bij为节点i和j之间互导纳的实部和虚部，为第t时段i、j两节点电压的相角差；其中，风电机组和光伏的实际有功出力还应满足以下等式：式中，和为第t时段节点i处风电机组和光伏的有功出力预测值；和分别为第t时段节点i处的风机弃风或者光伏弃光的有功功率；电池储能系统和存储类可控负荷能量约束分别为：SOCT＝SOC0其中，T为调度周期的总时段数；SOCT为电池储能系统最后时刻的剩余电量；为存储类负荷最后时刻的剩余电量；步骤4-c，建立不等式约束，包括节点电压上下限约束、支路潮流约束以及控制变量和状态变量相关约束：节点电压上下限约束：其中，Vi,min和Vi,max分别为节点i处电压允许的最小、最大值；支路潮流约束：其中，为第t时段支路l的视在功率，Sl.max为支路l的视在功率最大值；电池储能系统有功功率、视在功率和能量约束分别为：SOCmin＜SOCt＜SOCmax其中，SOCmax和SOCmin为电池储能系统的电池荷电状态最大和最小值，表示第t时段电池储能系统的无功出力；微型燃气轮机有功、无功出力限制以及爬坡约束：其中，为第t时段微型燃气轮机有功出力，PMT,i,min和PMT,i,max分别为微型燃气轮机有功出力的下限和上限；为第t时段微型燃气轮机无功出力，QMT,min和QMT,max分别为微型燃气轮机无功出力的下限和上限；RMT,up和RMT,down分别表示微型燃气轮机增、减负荷时的爬坡功率上、下限。不固定出力风电机组和光伏的有功、无功功率约束：其中，为第t时段风电机组的无功出力；QW,max和QW,min分别为风电机组无功出力的最大、最小值；为第t时段光伏的无功出力，QPV,max和QPV,min分别为光伏的无功出力的最大、最小值。可控负荷有功功率及能量约束：其中，为可控负荷的出力上限，为可控负荷的出力下限。SOCSMFD,max和SOCSMFD,min分别为存储类可控负荷荷电状态的上下限。步骤5，考虑到上述有功优化问题为一个混合整数非线性规划问题，采用分支定界-原对偶内点法进行求解：步骤5-a，根据风电出力和负荷的预测结果，按前一日调度情况求解各时段有功优化，得到各时段目标值，即当前时段对应目标函数的值，并将其作为分支定界法处理离散变量过程中各时段的上界；步骤5-b，各电池储能系统在各时段内的充放电状态为离散变量，首先对所有离散变量进行松弛，然后采用原对偶内点法求解仅含连续变量的最优潮流问题，得到各控制变量、状态变量和对应的目标函数的值，判断所有离散变量结果是否为整数，若是，保存结果；否则，将该松弛问题及其目标函数值加入待分支队列，记为RP，同时将该目标函数值作为新的目标值下界；步骤5-c，依次对RP中的子问题单个离散变量进行分支，采用原对偶内点法求解各松弛子问题，判断是否所有离散变量均取得整数值，若是，则保存结果，转步骤5-f；若否，则将其加入下次待分支队列中，记为RRP；步骤5-d，根据剪支准则对RRP中所有子问题进行剪支，并更新RP；步骤5-e，判断待分支队列RP是否为空，若是，则出错，退出计算；若否，则转步骤5-c；步骤5-f，对所有满足约束条件的调度方式进行放电深度的计算，然后得到等效运行成本，并加到每种调度方式的目标函数值中，并从中取出目标函数值最小的解作为最优解，实现主动配电网短期有功优化。所述步骤2中放电深度与其循环寿命之间数学关系的建立以及放电深度的计算步骤为：步骤2-a，储能设备的寿命与温度、峰值电流、其运行过程中的放电深度DoD密切相关，放电深度越大，储能设备的循环寿命越短，利用多项式函数法对放电深度DoD与循环寿命Nctf之间的函数关系进行拟合，放电深度DoD与循环寿命Nctf之间的函数关系为：其中，ai为i次项对应的系数，N为多项式阶数；上式中的放电深度DoD是一个与电池充放电状态和有功功率之间存在非线性关系的变量，即其无法给出显式的数学表达式，因此采用雨流计数法来计算；步骤2-b，雨流计数法包括如下步骤：1)将电池储能系统的电池荷电状态–时间曲线顺时针转过90度，此时将曲线看做“屋檐”，雨流依次从起点和每一个峰/谷值开始；2)雨流在流到峰/谷值处时竖直下滴，一直流到对面有一个比开始时最大值或最小值更大的峰值或更小的谷值为止；3)根据每一个雨滴流动的起点和终点画出其流动路径，即为每个循环半周期，同时将所有循环半周期的峰谷值记录下来；4)每一循环中雨流流动路径的水平长度即为电池储能系统在该循环周期的放电深度。所述步骤4中，目标函数具体组成如下：步骤a，考虑主配网之间可以进行功率交换且配网侧购售电价不同的情形，则配电侧购电成本和售电收益之和可表示为：其中，为第t时段主网向配网输送的有功功率，Ct为配网对主网在第t个调度时段的购售电价，可表示为：其中，和C-分别为t时段的配网购电电价和售电电价，单位均为人民币/kW·h，且步骤b，为全面考虑配网侧经济效益，除配网侧购售电成本外，还应考虑电池储能系统的等效运行成本，电池储能系统等效运行成本可表示为：其中，NB为电池储能系统的数目，Mk为k号电池储能系统的调度周期内总循环周期数，Ce,k,m(DoD,k,m)为第k号电池储能系统的第m次放电深度为DoD,k,m的循环周期下等效投资成本；CBESS,k为第k号BESS的等效维护成本；步骤c，考虑到风力和光伏发电无需消耗燃料，假设其发电成本为零，从经济性和环保角度出发，弃风弃光会使得运营商过量排放，违反事先约定的排放权限，因此需要支付违约赔偿费用，则弃风弃光成本可表示为：其中，cw和cPV分别表示单位弃风弃光成本，单位为：人民币/kW·h；Nw和Npv分别为风电和光伏个数；步骤d，考虑到微型燃气轮机运行时需要消耗天然气类传统能源，为表示其有功出力与燃料费用的关系，微型燃气轮机的运行成本可表示为：其中，cFP为燃料价格，单位为：人民币/kW·h；为第t时段第r台微型燃气轮机的有功出力，NMT为微型燃气轮机数量，ηMT为微型燃气轮机的燃料转化效率；步骤e，考虑可控负荷为工业负荷，通过与其签订相关合同，保证供电量的情况下，可对其进行适当的调整，考虑到调节可控负荷时势必影响消费者的舒适度，需对其进行一定程度的补偿，补偿成本为：其中，ccl,l为对第l个可控负荷进行调整时的补偿价格，单位为：人民币/kW·h；Ncl为总可控负荷数目；为第t时段对第l个可控负荷的负荷有功调整量。所述步骤5中的原对偶内点法具体实现如下：采用原对偶内点法将静态变量和动态变量解耦求解，降低求解矩阵的阶数，其中静态变量包括各节点电压幅值和相角、根节点有功和无功功率、风电机组和光伏的有功和无功功率、微型燃气轮机的无功功率、对不等式约束松弛时候的各松弛变量、各等式约束和不等式约束对应的拉格朗日乘子；动态变量包括：电池储能系统和可控负荷的有功和无功功率、电池储能系统和存储型可控负荷的荷电状态、微型燃气轮机的有功功率；上述非线性规划问题包含目标函数、等式约束、不等式约束和时段间耦合关系，形式如下：minf(x)s.t.ht(x)＝0t＝1,…Tglt≤gt(x)≤gut其中，f(x)为目标函数，ht(x)＝0为等式约束，glt≤gt(x)≤gut为不等式约束，并且等式约束和不等式约束都包括静态和动态两部分，动态部分包括电池储能系统和存储型可控负荷相关的能量约束、微型燃气轮机的爬坡约束；采用原对偶内点法求解，会得到一系列形如经典最优潮流修正方程的系数矩阵：其中，WR1～WRT为对应时段下修正方程降阶后的与静态变量相关的系数矩阵，ΔXR1～ΔXRT为对应时段下所有静态变量和等式约束的拉格朗日乘子变化量，BR1～BRT为对应时段下对拉格朗日函数求静态变量的偏导，ER1～ERT为对应时段下解耦后与静态变量有关的系数矩阵，DR为与动态变量相关的系数矩阵，ΔXRd为动态变量变化量，BRD为对拉格朗日函数求动态变量的偏导；利用其分块对角带边结构，通过线性变换可得：解耦得到：将上式求出来的ΔXRd代入下式分别求解各时段静态变量ΔXRt：所述步骤5-d中所述剪支准则具体有：(1)该子问题无可行解；(2)所有离散变量均已取得整数解；(3)子问题目标值大于或等于上界；(4)电池储能系统存储的能量不满足上下限约束。本发明的有益效果：本发明基于对分时电价和购售电成本、电池储能系统等效运行成本、弃风弃光成本、微型燃气轮机运行成本以及调整可控负荷的补偿成本等经济性的考虑，提出一种以配网侧运行总成本最小为目标的主动配电网短期有功优化模型，并通过分支定界-原对偶内点法进行求解，实现了对分布式能源的优化调度管理以及DG的消纳，提高主动配电网运行经济性。在本发明中还提出了将解耦内点法应用到多时段非线性规划问题的求解中，提高了计算效率。附图说明图1为电池储能系统简化结构示意图。图2为本发明的有功优化算法的流程图。图3为电池储能系统充放电模型图。图4为电池储能系统有功和能量图。图5为分支定界法中剪支过程的示意图。图6为雨流计数法计算电池储能系统放电深度示意图。图7为本方法算例中所用修改后的IEEE33节点系统图。图8为日负荷、风电机组出力及光伏出力曲线。图9(a)为情形1下BESS的SOC曲线和有功出力曲线。图9(b)为情形1下BESS的有功出力曲线。图10为WF4出力情况及减发对比曲线。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。下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。如图1所示，一种电池储能系统，包括功率调节系统、监控系统、电池管理系统和电池模块；所示功率调节系统与外部电网相连接，其数据传输端分别与监控系统和电池模块相连接，电池管理系统的数据传输端分别与监控系统和电池模块相连接。监控系统发送控制信息给功率调节系统和电池管理系统，并接收来自功率调节系统和电池管理系统的状态信息，电池管理系统发送控制信息给电池模块并接收来自电池的状态信息。如图2所示，一种含电池储能系统的主动配电网短期有功优化方法，包括以下步骤：步骤1，建立电池储能系统(BatteryEnergyStorageSystem,BESS)有功及能量的模型，具体包括以下步骤：步骤1-a，采集电池储能系统的基本参数，包括：电池储能系统额定有功功率Prated，最大的视在功率SBESS,max，充放电效率ηin，放电效率ηout，额定容量Wrated；设置工作电池储能系统的参数：电池荷电状态(StateofCharge,SOC)最大和最小值SOCmax、SOCmin；步骤1-b，建立电池储能系统有功输入输出模型，参考图3所示的电池储能系统充放电模型图，将电池储能系统建模成两台独立的发电机，分别对应充电和放电，特别的，同一时刻电池储能系统不能又进行充电又进行放电：其中，It为第t时段电池储能系统的充放电状态，It＝1表示放电，It＝-1表示充电，为第t时段电池储能系统的有功出力，和分别表示第t时段内电池储能系统的充电和放电有功功率；引入状态变量It来表示t时刻电池储能系统的充放电状态，将电池储能系统的充电和放电有功功率统一表示为状态变量与有功功率的乘积形式；考虑功率调节系统的物理特性，对电池储能系统对外表现出的充放电速率进行限制，而其无功出力的范围则通过对视在功率进行约束，同时受限于电池储能系统实际的有功出力大小；对于电池储能系统的能量，采用电池荷电状态表示电池储能系统的能量水平，并且考虑到其额定容量的限制以及调度人员习惯的影响对SOC进行约束。步骤1-c，建立电池储能系统的能量模型：其中，为第t时段电池储能系统存储的能量，为电池储能系统初始阶段(即第0时段)存储的能量，Δt为时间步长；步骤2，建立电池储能系统等效运行成本模型；电池储能系统等效运行成本包含固定投资成本和维护成本两部分；设电池储能系统的固定投资成本可以均摊到每一次电池储能系统的循环充放电上，定义第k号电池储能系统的第m次循环周期的放电深度为DoD,k,m，所以电池储能系统的单次循环充放电的等效投资成本可表示为：其中，CP和CW分别为电池储能系统单位功率投资成本和单位容量投资成本，其单位分别为人民币/kW，人民币/kW·h；Nctf(DoD,k,m)为放电深度DoD,k,m对应的电池储能系统循环寿命；电池储能系统的维护成本与其额定有功功率Prated、额定容量Wrated以及工作时间有关，表示为：CBESS＝Y(mPPrated+mWWrated)其中，mP和mW分别为电池储能系统单位时间内单位功率和单位容量运行维护成本，其单位分别为人民币/kW·h，人民币/kW·h2；Y为工作时间；步骤3，建立可控负荷的有功及能量关系模型，将可控负荷看作负出力的发电机：步骤3-a，建立可直接控制负荷(DirectlyManagedFlexibleDemand,DMFD)的有功及能量关系模型：其中为第t时段内可直接控制负荷的有功功率，为负值；EDMFD为调度周期内负荷总的电量需求；步骤3-b，建立存储类可控负荷(StorageManagedFlexibleDemand,SMFD)的有功及能量关系模型：其中，为第t时段存储类可控负荷中存储的能量，为存储类可控负荷的初始阶段(第0时段)存储的能量；为存储类可控负荷的容量；μ为电能与存储能量之间的转换效率；为各时段存储类可控负荷的有功注入，为负值；为各时段从存储类可控负荷中提取热量的功率；步骤4，在上述电池储能系统的有功及能量的模型、等效运行成本模型、可控负荷有功及能量关系模型的基础上，建立以配电网侧运行总成本最小为目标函数的短期有功优化模型；步骤4-a，目标函数包含购售电成本、电池储能系统等效运行成本、弃风弃光成本、微型燃气轮机运行成本以及调整可控负荷的补偿成本，表示为：minf＝C1+C2+C3+C4+C5其中，C1为配电侧购电成本和售电收益之和，C2为电池储能系统等效运行成本，C3为优化调度过程中的弃风和弃光成本，C4为微型燃气轮机的运行成本，C5为调整可控负荷的补偿成本；步骤4-b，建立等式约束，包含各时段节点潮流平衡方程约束、电池储能系统和可控负荷时段间耦合等式约束；节点潮流平衡方程约束为：其中：和为第t时段节点i处风电机组有功和无功出力；和为第t时段节点i处光伏有功和无功出力；和则表示第t时段配网根节点处的有功和无功功率(即输电网向配电网输送的有功和无功)；和则表示第t时段节点i处电池储能系统的充放电有功和无功出力；和为第t时段节点i处可直接控制负荷有功和无功功率；和为第t时段节点i处的存储类可控负荷有功和无功功率；和分别为第t时段i节点处微型燃气轮机有功和无功出力；和为第t时段节点i处固定负荷有功和无功功率(固定负荷是指区别于前面提到的可控负荷，这一类负荷不可控，固定大小。)；n为节点数目，和为第t时段节点i的电压幅值，Gij和Bij为节点i和j之间互导纳的实部和虚部，为第t时段i、j两节点电压的相角差；其中，风电机组和光伏的实际有功出力还应满足以下等式：式中，和为第t时段节点i处风电机组和光伏的有功出力预测值；和分别为第t时段节点i处的风机弃风或者光伏弃光的有功功率；电池储能系统和存储类可控负荷能量约束分别为：SOCT＝SOC0其中，T为调度周期的总时段数；SOCT为电池储能系统最后时刻的剩余电量；为存储类负荷最后时刻的剩余电量；步骤4-c，建立不等式约束，包括节点电压上下限约束，即常规最优潮流(optimalpowerflow,OPF)中的电压、支路潮流约束以及控制和状态变量相关约束：节点电压上下限约束：其中，Vi,min和Vi,max分别为节点i处电压允许的最小、最大值；支路潮流约束：其中，为第t时段支路l的视在功率，Sl.max为支路l的视在功率最大值；如图3和图4所示，电池储能系统有功功率、视在功率和能量约束分别为：SOCmin＜SOCt＜SOCmax其中，SOCmax和SOCmin为电池储能系统的电池荷电状态的最大和最小值，表示第t时段电池储能系统的无功出力；微型燃气轮机有功、无功出力限制以及爬坡约束：其中，为第t时段微型燃气轮机有功出力，PMT,i,min和PMT,i,max分别为微型燃气轮机有功出力的下限和上限；为第t时段微型燃气轮机无功出力，QMT,min和QMT,max分别为微型燃气轮机无功出力的下限和上限；RMT,up和RMT,down分别表示微型燃气轮机增、减负荷时的爬坡功率上、下限。不固定出力风电机组和光伏的有功、无功功率约束：其中，为第t时段风机无功出力；QW,max和QW,min分别为风机无功出力的最大、最小值；为第t时段光伏发电无功出力，QPV,max和QPV,min分别为光伏发电无功出力的最大、最小值。可控负荷有功功率及能量约束：其中，为可控负荷的出力上限，为可控负荷的出力下限。SOCSMFD,max和SOCSMFD,min分别为存储类可控负荷荷电状态的上下限。步骤5，如图5所示，考虑到上述有功优化问题为一个混合整数非线性规划问题，采用分支定界-原对偶内点法进行求解：步骤5-a，根据风电出力和负荷的预测结果，按前一日调度情况求解各时段有功优化，得到各时段目标值，即当前时段对应目标函数的值，并将其作为分支定界法处理离散变量过程中各时段的上界；步骤5-b，各电池储能系统在各时段内的充放电状态为离散变量，采用原对偶内点法求解对离散变量进行松弛后的最优潮流问题(例如：分支定界法中松弛过程就是将离散变量松弛为只含连续变量的松弛问题，如离散变量为{-2,-1,1}，则松弛后变为[-2,1])，得到各控制变量、状态变量和对应的目标函数的值，判断所有离散变量结果是否为整数，若是，保存结果；否则，将该松弛问题及其目标函数值加入待分支队列，记为RP，同时将该目标函数值作为新的目标值下界；步骤5-c，依次对RP中的子问题单个离散变量进行分支，采用原对偶内点法求解各松弛子问题，判断是否所有离散变量均取得整数值，若是，则保存结果，转步骤5-f；若否，则将其加入下次待分支队列中，记为RRP；步骤5-d，根据剪支准则对RRP中所有子问题进行剪支，并更新RP；步骤5-e，判断待分支队列RP是否为空，若是，则出错，退出计算；若否，则转步骤5-c；步骤5-f，对所有满足约束条件的调度方式进行放电深度的计算，然后得到等效运行成本，并加到每种调度方式的目标函数值中，并从中取出目标函数值最小的解作为最优解，实现主动配电网短期有功优化。所述步骤2中放电深度与其循环寿命之间数学关系的建立以及放电深度的计算步骤为：步骤2-a，储能设备的寿命与温度、峰值电流、其运行过程中的放电深度DoD密切相关，放电深度越大，储能设备的循环寿命越短，利用多项式函数法对放电深度DoD与循环寿命Nctf之间的函数关系进行拟合，放电深度DoD与循环寿命Nctf之间的函数关系为：其中，ai为i次项对应的系数，N为多项式阶数；上式中的放电深度DoD是一个与电池充放电状态和有功功率之间存在非线性关系的变量，即其无法给出显式的数学表达式，因此采用雨流计数法来计算；步骤2-b，雨流计数法包括如下步骤，具体参见图6：1)将电池储能系统的电池荷电状态–时间曲线顺时针转过90度，此时将曲线看做“屋檐”，雨流依次从起点和每一个峰/谷值开始；2)雨流在流到峰/谷值处时竖直下滴，一直流到对面有一个比开始时最大值或最小值更大的峰值或更小的谷值为止，也就是整个过程中的最大值或者最小值；3)根据每一个雨滴流动的起点和终点画出其流动路径，即为每个循环半周期，同时将所有循环半周期的峰谷值记录下来；4)每一循环中雨流流动路径的水平长度即为电池储能系统在该循环周期的放电深度。所述步骤4中，目标函数具体组成如下：步骤a，考虑主配网之间可以进行功率交换且配网侧购售电价不同的情形，则配电侧购电成本和售电收益之和可表示为：其中，为第t时段主网向配网输送的有功功率，Ct为配网对主网在第t个调度时段的购售电价，可表示为：其中，和C-分别为t时段的配网购电电价和售电电价，单位均为人民币/kW·h，且步骤b，为全面考虑配网侧经济效益，除配网侧购售电成本外，还应考虑电池储能系统的等效运行成本，电池储能系统等效运行成本可表示为：其中，NB为电池储能系统的数目，Mk为k号电池储能系统的调度周期内总循环周期数，Ce,k,m(DoD,k,m)为第k号电池储能系统的第m次放电深度为DoD,k,m的循环周期下等效投资成本；CBESS,k为第k号BESS的等效维护成本。步骤c，考虑到风力和光伏发电无需消耗燃料，假设其发电成本为零，从经济性和环保角度出发，弃风弃光会使得运营商过量排放，违反事先约定的排放权限，因此需要支付违约赔偿费用，则弃风弃光成本可表示为：其中，cw和cPV分别表示单位弃风弃光成本，单位为：人民币/kW·h；Nw和Npv分别为风电和光伏个数。步骤d，考虑到微型燃气轮机运行时需要消耗天然气类传统能源，为表示其有功出力与燃料费用的关系，微型燃气轮机的运行成本可表示为：其中，cFP为燃料价格，单位为：人民币/kW·h；为第t时段第r台微型燃气轮机的有功出力，NMT为微型燃气轮机数量，ηMT为微型燃气轮机的燃料转化效率。步骤e，考虑可控负荷为工业负荷，通过与其签订相关合同，保证供电量的情况下，可对其进行适当的调整，考虑到调节可控负荷时势必影响消费者的舒适度，需对其进行一定程度的补偿，补偿成本为：其中，ccl,l为对第l个可控负荷进行调整时的补偿价格，单位为：人民币/kW·h；Ncl为总可控负荷数目；为第t时段对第l个可控负荷的负荷有功调整量。所述步骤5中的原对偶内点法具体实现如下：采用原对偶内点法将静态变量和动态变量解耦求解，降低求解矩阵的阶数，其中静态变量包括各节点电压幅值和相角、根节点有功和无功功率、风电机组和光伏的有功和无功功率、微型燃气轮机的无功功率、对不等式约束松弛时候的各松弛变量、各等式约束和不等式约束对应的拉格朗日乘子；动态变量包括：电池储能系统和可控负荷的有功和无功功率、电池储能系统和存储型可控负荷的荷电状态、微型燃气轮机的有功功率；上述非线性规划问题包含目标函数、等式约束、不等式约束和时段间耦合关系(等式约束和不等式约束中都可能包含了时段间耦合关系)，形式如下：minf(x)s.t.ht(x)＝0t＝1,…Tglt≤gt(x)≤gut其中，f(x)为目标函数，ht(x)＝0为等式约束，glt≤gt(x)≤gut为不等式约束，并且等式约束和不等式约束都包括静态和动态两部分，动态部分包括电池储能系统和存储型可控负荷相关的能量约束、微型燃气轮机的爬坡约束；采用原对偶内点法求解，会得到一系列形如经典最优潮流修正方程的系数矩阵：其中，WR1～WRT为对应时段下修正方程降阶后的与静态变量相关的系数矩阵，ΔXR1～ΔXRT为对应时段下所有静态变量和等式约束的拉格朗日乘子变化量，BR1～BRT为对应时段下对拉格朗日函数求静态变量的偏导，ER1～ERT为对应时段下解耦后与静态变量有关的系数矩阵，DR为与动态变量相关的系数矩阵，ΔXRd为动态变量变化量，BRD为对拉格朗日函数求动态变量的偏导；利用其分块对角带边结构，通过线性变换可得：解耦得到：将上式求出来的ΔXRd代入下式分别求解各时段静态变量ΔXRt：所有的变量都需要求解出来，该方法只是将静态变量和动态变量解耦，分开求解，可以提高计算速度。所述步骤5-d中所述剪支准则具体有：(1)该子问题无可行解；(2)所有离散变量均已取得整数解；(3)子问题目标值大于或等于上界；(4)电池储能系统存储的能量不满足上下限约束。下面结合图7至图10，以修改后的IEEE33节点算例为具体实例说明本发明所述模型与算法的可行性和有效性：图7为本方法算例中所用修改后的IEEE33节点系统图。假设分别在10、16、20、23号节点上加装风电机组，其中10号节点处风机不可控，其余风电机组可控；并且在10、16号节点处分别装设1#和2#两台铅酸电池储能系统；此外，分别在31号节点上加装光伏发电设备，在24号节点设置SMFD，31号节点设置DMFD。IEEE33节点系统的其它参数不变。选取某日为例，次日24小时负荷、风电机组/光伏有功出力预测曲线及其差额曲线如图8所示。假设24小时负荷的功率因数均为0.85，配电网与主网的联络线交换功率最大为500kW，500kVar。BESS、光伏发电和购售电价相关参数如下表1：表1参数名数值参数名数值电池型号0.3MW/4MW·hSOCmin0.4SOCmax0.9ηin，ηout0.9，0.9C+￥1/kW·hC-￥0.3/kW·hCP650CW460mP0.02mW0.02光伏出力0.6MW/0.6KVAccl￥1.2/kW·hcw￥0.1/kW·hcPV￥0.1/kW·hcFP￥1.1/kW·hηMT40％PMT,min100kWPMT,max300kWRMT,up100kW·h-1RMT,down100kW·h-1铅酸电池在不同放电深度下对应的循环寿命见表2：表2考虑以下两种情况：情形1：考虑BESS，但不考虑可控负荷；情形2：同时计及BESS和可控负荷。情形1采用本发明所提的分支定界-原对偶内点法进行求解，在该情形下，仿真结果中BESS的SOC曲线和有功出力情况见图9(a)和图9(b)。该最优策略下，全天24时段内主网向配网输送电能共4019.36kW·h，ADN通过主配网联络线向主网反送电能共1126.93kW·h，ADN日运行成本为￥9264.47。虽然过程中利用BESS尽可能地对多余的风电和光伏进行存储，但由于BESS功率限制以及主配网联络线交换功率限制，如时段15-16内，BESS充电功率达到上限，且主配网连接点输送功率也达到上限，但仍有多余的风电和光伏，此时只能进行弃风，整个调度过程中需要弃掉796.84kW·h的风电。表3为仿真结果中几项成本的具体情况。其中两台BESS的放电深度分别为0.29、0.19、0.27、0.18，由此计算得到其等效运行成本。表3购电售电弃风MTBESS总和电量/kW·h4019.361126.93796.84622.68——成本/￥4019.36-338.0879.68684.944818.579264.47从表中可以看出，主要的成本由购电成本和BESS的等效成本组成，其中BESS由于造价比较高，所以通过雨流计数法计算其等效循环寿命后，平摊到每一次循环上的成本仍比较高。此外，由于微型燃气轮机的单位发电成本与其他相比比较高，所以尽可能不使用微型燃气轮机。但是在时段12时，由于BESS出力和主配网连接点出力之和仍无法平衡风光电与负荷的差额，因此必须用微型燃气轮机进行平衡(149.69kW)。同时，由于微型燃气轮机的有功出力存在爬坡约束(100kW·h-1)，所以导致在时段11和13时，微型燃气轮机都有一定的有功出力(49.69kW)。在整个调度过程中，由于考虑了弃风弃光的赔偿费用，所以BESS用于尽可能地存储多余的风电和光伏。情形2中用DMFD和SMFD替代节点处原来的固定负荷，但是总负荷需求与情形1中保持相同，负荷的功率因数均为0.85。同时设置DMFD和SMFD的可调时间段为9时-17时，关于DMFD和SMFD几项参数的设置见表4。该情形主要研究BESS连同可控负荷协调优化，发挥其削峰填谷能力。在采用本发明所提模型与方法后得到优化策略，结果表明，主网向配网输送电能共3463.82kW·h，ADN通过主配网联络线向主网反送电能1126.93kW·h，ADN日购电成本为￥8665.38。表4负荷类型有功限制总需求SOCSMFD,maxμDMFD100-300kW4046.7kW·h——SMFD0-500kW8093.4kW·h10MW·h1表5为仿真结果中几项成本的具体情况。从表中可以看出，与情形1相比，在总负荷不变的情况下，配电网购电量以及弃风明显减少，从总成本上可以看出提高了配电网的经济性。表5购电售电弃风MT可控负荷BESS总和电量/kW·h3463.821126.93257.920579.4——成本/￥3463.82-338.0825.790695.284818.578665.38图10为情形1和2下WF4减发对比曲线。通过减发对比曲线及2种情形下配网向主网购电量可以看出，情形2下减少了弃风量，并将这部分风电用于对部分可控负荷的供电。虽然对可控负荷的调整存在补偿成本，略大于情形1中燃气轮机的运行成本，但这样的调整不仅可以减少弃风，而且也降低了配网购电量，还可以使时段11-12中负荷降低，减少燃气轮机的使用。综合上述两种情形，情形1中引入了储能系统，发挥其削峰填谷的作用，提高了分布式电源的消纳，从而提高配网运行经济性；情形2在情形1的基础上引入可控负荷，通过优化调度实现对可控DG、BESS和可控负荷的协调控制，充分发挥其可控性和灵活性，降低运行成本。算例结果表明，该优化模型可以发挥BESS和可控负荷的灵活性及其削峰填谷的作用，提高可再生能源利用率以及配电网对其消纳的能力，降低主动配电网的运行成本，改善主动配电网运行经济性。该优化模型的实现为主动配电网的短期有功优化和控制提供了有效的工具。以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。当前第1页1 2 3