一种多时间尺度的光伏微网区间优化调度方法与流程

本发明属于智能电网领域中可再生能源微网技术领域，涉及光伏微网区间调度方向，具体涉及一种多时间尺度的光伏微网区间优化调度方法。

背景技术：

光伏微电网作为智能电网发展的主要形式之一，近年来得到迅速发展。其主要由分布式电源、储能系统、负荷，以及能量管理系统(Energy management system,EMS)、保护系统和监控系统等部分构成，其可以作为一个整体独立运行，也可以与大电网并列运行，从而能够为大电网提供有力的补充和支撑，是智能电网的重要组成部分。由于微网运行过程中存在较多不确定因素，而系统内部所能提供的旋转备用能力有限，因此通过多时间尺度控制策略，日前调度计划主要用于确定微网从配电网购买正负旋转备用容量，协调微网各组件的运行；实时调度以经济性为目标，并遵从日前调度计划中购买的正负旋转备用容量计划，在此基础上制定实时不平衡功率分配策略。有效解决由于微网功率不平衡引起的日前调度偏离实际运行情况等问题。

申请号为201510662960.9的中国专利“一种基于区间不确定性的微网优化调度方法”给出了一种基于区间不确定性的微网优化调度方法，以及微网有功和无功相互耦合的特征，采用区间不确定性描述方法建立微网系统有功无功联合优化调度模型。虽然调度计划考虑间歇性能源的随机性，但该专利提出的控制方法仅限于单一时间尺度，即日前调度，调度计划指令日前按照时段下发，是与实时的可再生能源发电功率和负荷功率存在偏差的。而该专利并没有针对实际误差情况对调度计划制定相应的调整策略。

技术实现要素：

根据以上现有技术的不足，本发明所要解决的技术问题是提出一种多时间尺度的光伏微网区间优化调度方法，通过采用区间值的描述方法对可再生能源的间歇性以及负荷预测的不准确性特征进行描述，同时采用双层优化策略给出微网各组件运行的有功功率指令，实时调度以经济性为目标，并遵从日前调度计划中购买的正负旋转备用容量计划，在此基础上制定实时不平衡功率分配策略。本发明解决了由于微网功率不平衡引起的日前调度偏离实际运行情况等问题，具有实时调度遵循日前的旋转备用计划，并根据实时的误差情况调整计划，平衡间歇性能源波动，保证系统的经济运行的优点。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：一种多时间尺度的光伏微电网区间优化调度方法，所述区间优化调度方法包括步骤：步骤1：根据可再生能源发电历史数据和负荷功率的历史数据，用区间值描述法对可再生能源的间歇性以及负荷预测的不准确性特征进行描述；步骤2：制定日前调度计划主要用于确定微网从配电网购买正负旋转备用容量，以及微网各组件的日前调度计划曲线；步骤3：实时调度以经济性为目标，并遵从日前调度计划中购买的正负旋转备用容量计划，对系统的不平衡功率进行分析，并制定实时不平衡功率分配策略，使微网运行费用最小。

上述方法中，所述步骤1中的区间值描述法为：根据光伏发电历史数据和负荷功率的历史数据，获得光伏出力区间范围以及负荷功率预测区间范围，采用区间值对可再生能源的间歇性和负荷预测的不准确性特征进行表示，获取与实际值的正负偏差值。

所述步骤2中的制定日前调度计划的方法为：针对一个包含光伏系统、储能系统以及负荷的微网系统，其通过功率联络线与配电网进行双向功率交换，日前调度计划的目标函数包括微网与电网之间的功率交换费用以及微电网日前从配电网购买的旋转备用费用，同时考虑各种功率平衡约束、储能SOC约束以及联络线功率约束，构建费用最小化的数学模型，制定微网从配电网购买正负旋转备用容量计划，以及微网各组件的日前调度计划。所述微网从配电网购买正负旋转备用容量公式如下：

式中，和分别为储能系统不参与日前调度时微网向配电网提出的t时段正负旋转备用容量需求；和分别为日前预测得到的负荷功率在t时段内的正负标准偏差；和则分别为日前预测得到的光伏出力在t时段内的正负偏差值；和分别为t时段购买的正、负旋转备用容量；u_d,t和u_c,t分别为储能系统t时段的放电状态和充电状态；和分别为储能系统在t时间段里的放电功率和充电功率。

所述步骤3中的制定实时调度计划的方法为：实时调度计划以实时运行成本最小化为目标，遵循日前调度计划中购买的正负旋转备用容量计划，在此基础上制定实时不平衡功率分配策略，微网的实际运行费用最小。所述实时不平衡功率分析方法如下：首先，需要对系统的预测净负荷功率和实际净负荷功率进行分析，然后分析得到导致微电网的运行计划与实际情况存在偏差的系统不平衡功率，

式中，为日前预测的t时段净负荷功率；为实际的t时段净负荷功率；和分别为实际的t时段负荷功率以及光伏出力值；P_t^unb为系统的不平衡功率；和分别为日前预测得到的t时段光伏出力值和负荷功率值。所述实时不平衡功率分配策略的方法步骤如下：

步骤①：如果P_t^unb＞0，若不成立，转步骤③执行；若成立进一步判断是否成立，若成立则按公式δ_line,t＝P_t^unb计算δ_line,t，储能系统的放电状态为u_d,t＝0。否则转步骤2执行，且储能系统则保持日前调度计划的放电状态和放电功率不变；和分别为t时段购买的正、负旋转备用容量，δ_line,t为t时段微网与配电网的功率调整量；

步骤②：判断是否成立，若成立δ_line,t则按公式计算；若不成立则按公式计算δ_line,t，然后通过切负荷成本与实时购买备用容量和电量成本比较，选择更为经济的一方。如果通过比较切负荷成本更低，则按公式计算切负荷量，并检查是否满足约束，若不满足则用惩罚函数处理。如果实时购买备用的费用更低，否则按公式确定实时购买的正备用量和分别为储能系统不参与日前调度时微网向配电网提出的t时段正负旋转备用容量需求，为t时间段内的切负荷功率；

步骤③：进一步判断是否成立，若成立则按公式δ_line,t＝P_t^unb计算δ_line,t，储能系统的充电状态为u_c,t＝0。否则转步骤4执行，且储能系统则保持日前调度计划的放电状态和放电功率不变；

步骤④：判断是否成立，若成立δ_line,t则按公式计算；若不成立则按公式计算δ_line,t，然后通过弃光成本与实时购买负备用成本比较，选择更为经济的一方。如果通过比较弃光成本更低，则按公式计算弃光量，并检查是否满足约束，若不满足则用惩罚函数处理。如果实时购买备用的费用更低，否则按公式确定实时购买的负备用量为储能系统不参与日前调度时微网向配电网提出的t时段负旋转备用容量需求。

本发明有益效果是:本发明采用区间值的描述方法对可再生能源的间歇性以及负荷预测的不准确性特征进行描述；同时采用双层优化策略，分别为日前24小时和实时(每15分钟)给出微网各组件运行的有功功率指令，实现微电网内各个模块的协调与控制，实时调度遵循日前的旋转备用计划，并根据实时的误差情况调整计划，平衡间歇性能源波动，保证系统的经济运行。

附图说明

下面对本说明书附图所表达的内容及图中的标记作简要说明：

图1是本发明的具体实施方式的光伏微电网系统结构图。

图2是本发明的具体实施方式的光伏发电出力区间示意图。

图3是本发明的具体实施方式的负荷预测功率区间示意图。

图4是本发明的具体实施方式的多时间尺度调度方法示意图。

图5是本发明的具体实施方式的实时不平衡功率调度流程图。

具体实施方式

下面对照附图，通过对实施例的描述，本发明的具体实施方式如所涉及的各构件的形状、构造、各部分之间的相互位置及连接关系、各部分的作用及工作原理、制造工艺及操作使用方法等，作进一步详细的说明，以帮助本领域技术人员对本发明的发明构思、技术方案有更完整、准确和深入的理解。

如图1所示，对并网型光伏微电网进行多时间尺度优化调度，其中，光伏系统通过DC/AC逆变器(简称ECS)并入交流母线，采用最大功率跟踪控制策略；储能系统，通过电压源型双向功率变换器(简称PCS)并联在交流母线上，主要用于微电网的功率和能量的调节；交流母线，则通过快速切换开关接入公用配电网，通过切换开关的通断实现微电网在孤岛/并网两种模式下切换。EMS，通过与其他组件之间的通讯，实现微电网内各个模块的协调与控制，是微电网优化运行控制的关键。

如图2和图3所示，根据可再生能源发电历史数据和负荷功率的历史数据，用区间值描述法对可再生能源的间歇性以及负荷预测的不准确性特征进行描述，获取区间上下限与预测值的正负偏差值。

如图4所示，提供了一种多时间尺度的光伏微网区间优化调度方法，制定双层优化控制策略，日前调度使微网各组件协调配合运行的同时，保证系统的旋转备用容量。实时调度遵循日前的旋转备用计划，并根据实时的误差情况调整计划，平衡间歇性能源波动，保证系统的经济运行。

如图4所示，日前调度(24小时)计划的方法为：针对一个包含光伏电源、储能系统、以及负荷的微网系统，其通过功率联络线与配电网进行双向功率交换。日前调度计划的目标函数包括微网与电网之间的功率交换费用以及微电网日前从配电网购买的旋转备用费用，同时考虑各种功率平衡约束、储能系统的荷电状态(简称SOC)约束以及联络线功率约束等条件，构建费用最小化为目标的数学模型，制定微网从配电网购买正负旋转备用容量计划，以及微网各组件的日前调度计划。日前调度计划的目标函数为：

其中，F_D为日前调度计划的经济目标，P_ex,t为t时间段里微网与配电网间的平均交换功率，其中，正时表示购电，负时表示售电；c_ex,t为t时间段内的购/售交易价格，这里的购售电价统一；和分别为t时段购买的正、负旋转备用容量；c_dR,t为对应的t时段购买的日前旋转备用价格。

功率平衡约束、总功率平衡约束公式为：

其中，和分别为日前预测得到的t时段光伏出力值和负荷功率值。储能的充放电功率及SOC约束包括，储能系统的充放电功率受双向AC/DC功率变换器额定容量的约束，故应满足：

式中，P_{b_rat}为储能装置的额定功率，和分别表示储能系统在t时段内的放充电平均功率；另外，储能装置的当前荷电量E_b,t可通过公式(4)递推得到，即

式中，E_b,t-1表示t-1时段储能系统的荷电量；η_b,t是储能系统的充/放电效率；u_d,t和u_c,t分别为储能系统t时段的放电状态和充电状态，u_d,t∈{0,1}，u_c,t∈{0,1}；ΔT表示优化的时间间隔；和分别为储能系统在t时间段里的放电功率和充电功率；储能荷电量E_b,t应满足以下约束:

E_{b_rat}SOC_min≤E_b,t≤E_{b_rat}SOC_max (5)

式中，E_{b_rat}表示储能系统的额定容量；SOC_max是储能系统SOC的上限，由于周期优化具有连续性，应使每个优化周期的储能系统初始SOC保持一致，即有

SOC_t＝0＝SOC_t＝T (6)

式中，T表示优化的最终时刻；储能系统充放电状态约束公式为：

u_d,tu_c,t＝0 (7)

联络线功率约束公式为：

确定微网从配电网购买正负旋转备用容量公式如下：

其中，和分别为储能系统不参与日前调度时微网向配电网提出的t时段正负旋转备用容量需求；和分别为日前预测得到的负荷功率在t时段内的正负标准偏差；和则分别为日前预测得到的光伏出力在t时段内的正负偏差值；

实时运行成本最小化目标函数公式为：

其中，为实时运行成本，T表示优化时段，在本发明中为24小时；C_line、C_bs、C_{L_cut}、C_{pv_cut}、C_rR依次分别为整个优化时段T内的微网与配电网实时交换功率调整费用、储能系统运行过程中的费用成本、系统的切负荷成本、系统的弃光成本以及实时购买备用产生的费用成本；δ_line,t为t时段微网与配电网的功率调整量；c_w为储能系统的折旧成本；β_bs为储能系统荷电状态约束惩罚因子；为t时间段内的切负荷功率；为向负荷被切除用户提供的经济赔偿；为t时间段内的系统弃光量；为相应的弃光单价成本；和分别为t时段实时购买的正负旋转备用容量；c_rR,t为实时旋转备用容量价格。

实时不平衡功率分析如下：首先，需要对系统的预测净负荷功率和实际净负荷功率进行分析，然后分析得到导致微电网的运行计划与实际情况存在偏差的系统不平衡功率。

其中，为日前预测的t时段净负荷功率；为实际的t时段净负荷功率；和分别为实际的t时段负荷功率以及光伏出力值；P_t^unb为系统的不平衡功率。

如图5所示，为了弥补预测误差产生的不平衡功率，制定实时不平衡功率分配策略，步骤如下：

步骤①：读入预测数据u_d,t、u_c,t、令t＝1，δ_line,t＝0，

步骤②：按公式(16)、(17)、(18)计算P_t^unb。

步骤③：如果P_t^unb＞0，若不成立，转步骤⑤执行；若成立进一步判断是否成立，若成立则按公式δ_line,t＝P_t^unb计算δ_line,t，储能系统的放电状态为u_d,t＝0。否则转步骤2执行，且储能系统则保持日前调度计划的放电状态和放电功率不变。

步骤④：判断是否成立，若成立δ_line,t则按公式计算；若不成立则按公式计算δ_line,t，然后通过当前t时段的切负荷成本(这里用C_{L_cut,t}表示)与t时段的实时购买备用容量和电量成本(这里用c_rR,t表示)比较，选择更为经济的一方。如果通过比较采用切负荷方式成本更低，则按公式计算切负荷量，并检查是否满足约束，若不满足则用惩罚函数处理。如果t时段实时购买备用的费用c_rR,t更低，则按公式确定实时购买的正备用量

步骤⑤：进一步判断是否成立，若成立则按公式δ_line,t＝P_t^unb计算δ_line,t，储能系统的充电状态为u_c,t＝0。否则转步骤⑥执行，且储能系统则保持日前调度计划的放电状态和放电功率不变。

步骤⑥：判断是否成立，若成立δ_line,t则按公式计算；若不成立则按公式计算δ_line,t，然后通过当前t时段的弃光成本(这里用C_{pv_cut,t}表示)与t时段的实时购买备用容量和电量成本(这里用c_rR,t表示)比较，选择更为经济的一方。如果通过比较采用弃光方式t时段达到功率平衡的成本更低，则按公式计算弃光量，并检查是否满足约束，若不满足则用惩罚函数处理。如果实时购买备用的费用更低，否则按公式确定实时购买的负备用量

步骤⑦：通过计算得到的各个值，通过公式(10)计算总运行费用，判断t是否等于24，如果等于24则结束运行，如果不等于24，则令t＝t+1，重复步骤②。

上面结合附图对本发明进行了示例性描述，显然本发明具体实现并不受上述方式的限制，只要采用了本发明的方法构思和技术方案进行的各种非实质性的改进，或未经改进将本发明的构思和技术方案直接应用于其它场合的，均在本发明的保护范围之内。本发明的保护范围应该以权利要求书所限定的保护范围为准。