本發(fā)明屬于智能電網(wǎng)領(lǐng)域中可再生能源微網(wǎng)技術(shù)領(lǐng)域，涉及光伏微網(wǎng)區(qū)間調(diào)度方向，具體涉及一種多時間尺度的光伏微網(wǎng)區(qū)間優(yōu)化調(diào)度方法。

背景技術(shù)：

光伏微電網(wǎng)作為智能電網(wǎng)發(fā)展的主要形式之一，近年來得到迅速發(fā)展。其主要由分布式電源、儲能系統(tǒng)、負荷，以及能量管理系統(tǒng)(Energy management system,EMS)、保護系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)等部分構(gòu)成，其可以作為一個整體獨立運行，也可以與大電網(wǎng)并列運行，從而能夠為大電網(wǎng)提供有力的補充和支撐，是智能電網(wǎng)的重要組成部分。由于微網(wǎng)運行過程中存在較多不確定因素，而系統(tǒng)內(nèi)部所能提供的旋轉(zhuǎn)備用能力有限，因此通過多時間尺度控制策略，日前調(diào)度計劃主要用于確定微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量，協(xié)調(diào)微網(wǎng)各組件的運行；實時調(diào)度以經(jīng)濟性為目標(biāo)，并遵從日前調(diào)度計劃中購買的正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，在此基礎(chǔ)上制定實時不平衡功率分配策略。有效解決由于微網(wǎng)功率不平衡引起的日前調(diào)度偏離實際運行情況等問題。

申請?zhí)枮?01510662960.9的中國專利“一種基于區(qū)間不確定性的微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方法”給出了一種基于區(qū)間不確定性的微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方法，以及微網(wǎng)有功和無功相互耦合的特征，采用區(qū)間不確定性描述方法建立微網(wǎng)系統(tǒng)有功無功聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度模型。雖然調(diào)度計劃考慮間歇性能源的隨機性，但該專利提出的控制方法僅限于單一時間尺度，即日前調(diào)度，調(diào)度計劃指令日前按照時段下發(fā)，是與實時的可再生能源發(fā)電功率和負荷功率存在偏差的。而該專利并沒有針對實際誤差情況對調(diào)度計劃制定相應(yīng)的調(diào)整策略。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

根據(jù)以上現(xiàn)有技術(shù)的不足，本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是提出一種多時間尺度的光伏微網(wǎng)區(qū)間優(yōu)化調(diào)度方法，通過采用區(qū)間值的描述方法對可再生能源的間歇性以及負荷預(yù)測的不準(zhǔn)確性特征進行描述，同時采用雙層優(yōu)化策略給出微網(wǎng)各組件運行的有功功率指令，實時調(diào)度以經(jīng)濟性為目標(biāo)，并遵從日前調(diào)度計劃中購買的正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，在此基礎(chǔ)上制定實時不平衡功率分配策略。本發(fā)明解決了由于微網(wǎng)功率不平衡引起的日前調(diào)度偏離實際運行情況等問題，具有實時調(diào)度遵循日前的旋轉(zhuǎn)備用計劃，并根據(jù)實時的誤差情況調(diào)整計劃，平衡間歇性能源波動，保證系統(tǒng)的經(jīng)濟運行的優(yōu)點。

為了解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明采用的技術(shù)方案為：一種多時間尺度的光伏微電網(wǎng)區(qū)間優(yōu)化調(diào)度方法，所述區(qū)間優(yōu)化調(diào)度方法包括步驟：步驟1：根據(jù)可再生能源發(fā)電歷史數(shù)據(jù)和負荷功率的歷史數(shù)據(jù)，用區(qū)間值描述法對可再生能源的間歇性以及負荷預(yù)測的不準(zhǔn)確性特征進行描述；步驟2：制定日前調(diào)度計劃主要用于確定微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量，以及微網(wǎng)各組件的日前調(diào)度計劃曲線；步驟3：實時調(diào)度以經(jīng)濟性為目標(biāo)，并遵從日前調(diào)度計劃中購買的正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，對系統(tǒng)的不平衡功率進行分析，并制定實時不平衡功率分配策略，使微網(wǎng)運行費用最小。

上述方法中，所述步驟1中的區(qū)間值描述法為：根據(jù)光伏發(fā)電歷史數(shù)據(jù)和負荷功率的歷史數(shù)據(jù)，獲得光伏出力區(qū)間范圍以及負荷功率預(yù)測區(qū)間范圍，采用區(qū)間值對可再生能源的間歇性和負荷預(yù)測的不準(zhǔn)確性特征進行表示，獲取與實際值的正負偏差值。

所述步驟2中的制定日前調(diào)度計劃的方法為：針對一個包含光伏系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)以及負荷的微網(wǎng)系統(tǒng)，其通過功率聯(lián)絡(luò)線與配電網(wǎng)進行雙向功率交換，日前調(diào)度計劃的目標(biāo)函數(shù)包括微網(wǎng)與電網(wǎng)之間的功率交換費用以及微電網(wǎng)日前從配電網(wǎng)購買的旋轉(zhuǎn)備用費用，同時考慮各種功率平衡約束、儲能SOC約束以及聯(lián)絡(luò)線功率約束，構(gòu)建費用最小化的數(shù)學(xué)模型，制定微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，以及微網(wǎng)各組件的日前調(diào)度計劃。所述微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量公式如下：

式中，和分別為儲能系統(tǒng)不參與日前調(diào)度時微網(wǎng)向配電網(wǎng)提出的t時段正負旋轉(zhuǎn)備用容量需求；和分別為日前預(yù)測得到的負荷功率在t時段內(nèi)的正負標(biāo)準(zhǔn)偏差；和則分別為日前預(yù)測得到的光伏出力在t時段內(nèi)的正負偏差值；和分別為t時段購買的正、負旋轉(zhuǎn)備用容量；u_d,t和u_c,t分別為儲能系統(tǒng)t時段的放電狀態(tài)和充電狀態(tài)；和分別為儲能系統(tǒng)在t時間段里的放電功率和充電功率。

所述步驟3中的制定實時調(diào)度計劃的方法為：實時調(diào)度計劃以實時運行成本最小化為目標(biāo)，遵循日前調(diào)度計劃中購買的正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，在此基礎(chǔ)上制定實時不平衡功率分配策略，微網(wǎng)的實際運行費用最小。所述實時不平衡功率分析方法如下：首先，需要對系統(tǒng)的預(yù)測凈負荷功率和實際凈負荷功率進行分析，然后分析得到導(dǎo)致微電網(wǎng)的運行計劃與實際情況存在偏差的系統(tǒng)不平衡功率，

式中，為日前預(yù)測的t時段凈負荷功率；為實際的t時段凈負荷功率；和分別為實際的t時段負荷功率以及光伏出力值；P_t^unb為系統(tǒng)的不平衡功率；和分別為日前預(yù)測得到的t時段光伏出力值和負荷功率值。所述實時不平衡功率分配策略的方法步驟如下：

步驟①：如果P_t^unb＞0，若不成立，轉(zhuǎn)步驟③執(zhí)行；若成立進一步判斷是否成立，若成立則按公式δ_line,t＝P_t^unb計算δ_line,t，儲能系統(tǒng)的放電狀態(tài)為u_d,t＝0。否則轉(zhuǎn)步驟2執(zhí)行，且儲能系統(tǒng)則保持日前調(diào)度計劃的放電狀態(tài)和放電功率不變；和分別為t時段購買的正、負旋轉(zhuǎn)備用容量，δ_line,t為t時段微網(wǎng)與配電網(wǎng)的功率調(diào)整量；

步驟②：判斷是否成立，若成立δ_line,t則按公式計算；若不成立則按公式計算δ_line,t，然后通過切負荷成本與實時購買備用容量和電量成本比較，選擇更為經(jīng)濟的一方。如果通過比較切負荷成本更低，則按公式計算切負荷量，并檢查是否滿足約束，若不滿足則用懲罰函數(shù)處理。如果實時購買備用的費用更低，否則按公式確定實時購買的正備用量和分別為儲能系統(tǒng)不參與日前調(diào)度時微網(wǎng)向配電網(wǎng)提出的t時段正負旋轉(zhuǎn)備用容量需求，為t時間段內(nèi)的切負荷功率；

步驟③：進一步判斷是否成立，若成立則按公式δ_line,t＝P_t^unb計算δ_line,t，儲能系統(tǒng)的充電狀態(tài)為u_c,t＝0。否則轉(zhuǎn)步驟4執(zhí)行，且儲能系統(tǒng)則保持日前調(diào)度計劃的放電狀態(tài)和放電功率不變；

步驟④：判斷是否成立，若成立δ_line,t則按公式計算；若不成立則按公式計算δ_line,t，然后通過棄光成本與實時購買負備用成本比較，選擇更為經(jīng)濟的一方。如果通過比較棄光成本更低，則按公式計算棄光量，并檢查是否滿足約束，若不滿足則用懲罰函數(shù)處理。如果實時購買備用的費用更低，否則按公式確定實時購買的負備用量為儲能系統(tǒng)不參與日前調(diào)度時微網(wǎng)向配電網(wǎng)提出的t時段負旋轉(zhuǎn)備用容量需求。

本發(fā)明有益效果是:本發(fā)明采用區(qū)間值的描述方法對可再生能源的間歇性以及負荷預(yù)測的不準(zhǔn)確性特征進行描述；同時采用雙層優(yōu)化策略，分別為日前24小時和實時(每15分鐘)給出微網(wǎng)各組件運行的有功功率指令，實現(xiàn)微電網(wǎng)內(nèi)各個模塊的協(xié)調(diào)與控制，實時調(diào)度遵循日前的旋轉(zhuǎn)備用計劃，并根據(jù)實時的誤差情況調(diào)整計劃，平衡間歇性能源波動，保證系統(tǒng)的經(jīng)濟運行。

附圖說明

下面對本說明書附圖所表達的內(nèi)容及圖中的標(biāo)記作簡要說明：

圖1是本發(fā)明的具體實施方式的光伏微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖。

圖2是本發(fā)明的具體實施方式的光伏發(fā)電出力區(qū)間示意圖。

圖3是本發(fā)明的具體實施方式的負荷預(yù)測功率區(qū)間示意圖。

圖4是本發(fā)明的具體實施方式的多時間尺度調(diào)度方法示意圖。

圖5是本發(fā)明的具體實施方式的實時不平衡功率調(diào)度流程圖。

具體實施方式

下面對照附圖，通過對實施例的描述，本發(fā)明的具體實施方式如所涉及的各構(gòu)件的形狀、構(gòu)造、各部分之間的相互位置及連接關(guān)系、各部分的作用及工作原理、制造工藝及操作使用方法等，作進一步詳細的說明，以幫助本領(lǐng)域技術(shù)人員對本發(fā)明的發(fā)明構(gòu)思、技術(shù)方案有更完整、準(zhǔn)確和深入的理解。

如圖1所示，對并網(wǎng)型光伏微電網(wǎng)進行多時間尺度優(yōu)化調(diào)度，其中，光伏系統(tǒng)通過DC/AC逆變器(簡稱ECS)并入交流母線，采用最大功率跟蹤控制策略；儲能系統(tǒng)，通過電壓源型雙向功率變換器(簡稱PCS)并聯(lián)在交流母線上，主要用于微電網(wǎng)的功率和能量的調(diào)節(jié)；交流母線，則通過快速切換開關(guān)接入公用配電網(wǎng)，通過切換開關(guān)的通斷實現(xiàn)微電網(wǎng)在孤島/并網(wǎng)兩種模式下切換。EMS，通過與其他組件之間的通訊，實現(xiàn)微電網(wǎng)內(nèi)各個模塊的協(xié)調(diào)與控制，是微電網(wǎng)優(yōu)化運行控制的關(guān)鍵。

如圖2和圖3所示，根據(jù)可再生能源發(fā)電歷史數(shù)據(jù)和負荷功率的歷史數(shù)據(jù)，用區(qū)間值描述法對可再生能源的間歇性以及負荷預(yù)測的不準(zhǔn)確性特征進行描述，獲取區(qū)間上下限與預(yù)測值的正負偏差值。

如圖4所示，提供了一種多時間尺度的光伏微網(wǎng)區(qū)間優(yōu)化調(diào)度方法，制定雙層優(yōu)化控制策略，日前調(diào)度使微網(wǎng)各組件協(xié)調(diào)配合運行的同時，保證系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)備用容量。實時調(diào)度遵循日前的旋轉(zhuǎn)備用計劃，并根據(jù)實時的誤差情況調(diào)整計劃，平衡間歇性能源波動，保證系統(tǒng)的經(jīng)濟運行。

如圖4所示，日前調(diào)度(24小時)計劃的方法為：針對一個包含光伏電源、儲能系統(tǒng)、以及負荷的微網(wǎng)系統(tǒng)，其通過功率聯(lián)絡(luò)線與配電網(wǎng)進行雙向功率交換。日前調(diào)度計劃的目標(biāo)函數(shù)包括微網(wǎng)與電網(wǎng)之間的功率交換費用以及微電網(wǎng)日前從配電網(wǎng)購買的旋轉(zhuǎn)備用費用，同時考慮各種功率平衡約束、儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)(簡稱SOC)約束以及聯(lián)絡(luò)線功率約束等條件，構(gòu)建費用最小化為目標(biāo)的數(shù)學(xué)模型，制定微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量計劃，以及微網(wǎng)各組件的日前調(diào)度計劃。日前調(diào)度計劃的目標(biāo)函數(shù)為：

其中，F(xiàn)_D為日前調(diào)度計劃的經(jīng)濟目標(biāo)，P_ex,t為t時間段里微網(wǎng)與配電網(wǎng)間的平均交換功率，其中，正時表示購電，負時表示售電；c_ex,t為t時間段內(nèi)的購/售交易價格，這里的購售電價統(tǒng)一；和分別為t時段購買的正、負旋轉(zhuǎn)備用容量；c_dR,t為對應(yīng)的t時段購買的日前旋轉(zhuǎn)備用價格。

功率平衡約束、總功率平衡約束公式為：

其中，和分別為日前預(yù)測得到的t時段光伏出力值和負荷功率值。儲能的充放電功率及SOC約束包括，儲能系統(tǒng)的充放電功率受雙向AC/DC功率變換器額定容量的約束，故應(yīng)滿足：

式中，P_{b_rat}為儲能裝置的額定功率，和分別表示儲能系統(tǒng)在t時段內(nèi)的放充電平均功率；另外，儲能裝置的當(dāng)前荷電量E_b,t可通過公式(4)遞推得到，即

式中，E_b,t-1表示t-1時段儲能系統(tǒng)的荷電量；η_b,t是儲能系統(tǒng)的充/放電效率；u_d,t和u_c,t分別為儲能系統(tǒng)t時段的放電狀態(tài)和充電狀態(tài)，u_d,t∈{0,1}，u_c,t∈{0,1}；ΔT表示優(yōu)化的時間間隔；和分別為儲能系統(tǒng)在t時間段里的放電功率和充電功率；儲能荷電量E_b,t應(yīng)滿足以下約束:

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

式中，E_{b_rat}表示儲能系統(tǒng)的額定容量；SOC_max是儲能系統(tǒng)SOC的上限，由于周期優(yōu)化具有連續(xù)性，應(yīng)使每個優(yōu)化周期的儲能系統(tǒng)初始SOC保持一致，即有

SOC_t＝0＝SOC_t＝T (6)

式中，T表示優(yōu)化的最終時刻；儲能系統(tǒng)充放電狀態(tài)約束公式為：

u_d,tu_c,t＝0 (7)

聯(lián)絡(luò)線功率約束公式為：

確定微網(wǎng)從配電網(wǎng)購買正負旋轉(zhuǎn)備用容量公式如下：

其中，和分別為儲能系統(tǒng)不參與日前調(diào)度時微網(wǎng)向配電網(wǎng)提出的t時段正負旋轉(zhuǎn)備用容量需求；和分別為日前預(yù)測得到的負荷功率在t時段內(nèi)的正負標(biāo)準(zhǔn)偏差；和則分別為日前預(yù)測得到的光伏出力在t時段內(nèi)的正負偏差值；

實時運行成本最小化目標(biāo)函數(shù)公式為：

其中，為實時運行成本，T表示優(yōu)化時段，在本發(fā)明中為24小時；C_line、C_bs、C_{L_cut}、C_{pv_cut}、C_rR依次分別為整個優(yōu)化時段T內(nèi)的微網(wǎng)與配電網(wǎng)實時交換功率調(diào)整費用、儲能系統(tǒng)運行過程中的費用成本、系統(tǒng)的切負荷成本、系統(tǒng)的棄光成本以及實時購買備用產(chǎn)生的費用成本；δ_line,t為t時段微網(wǎng)與配電網(wǎng)的功率調(diào)整量；c_w為儲能系統(tǒng)的折舊成本；β_bs為儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)約束懲罰因子；為t時間段內(nèi)的切負荷功率；為向負荷被切除用戶提供的經(jīng)濟賠償；為t時間段內(nèi)的系統(tǒng)棄光量；為相應(yīng)的棄光單價成本；和分別為t時段實時購買的正負旋轉(zhuǎn)備用容量；c_rR,t為實時旋轉(zhuǎn)備用容量價格。

實時不平衡功率分析如下：首先，需要對系統(tǒng)的預(yù)測凈負荷功率和實際凈負荷功率進行分析，然后分析得到導(dǎo)致微電網(wǎng)的運行計劃與實際情況存在偏差的系統(tǒng)不平衡功率。

其中，為日前預(yù)測的t時段凈負荷功率；為實際的t時段凈負荷功率；和分別為實際的t時段負荷功率以及光伏出力值；P_t^unb為系統(tǒng)的不平衡功率。

如圖5所示，為了彌補預(yù)測誤差產(chǎn)生的不平衡功率，制定實時不平衡功率分配策略，步驟如下：

步驟①：讀入預(yù)測數(shù)據(jù)u_d,t、u_c,t、令t＝1，δ_line,t＝0，

步驟②：按公式(16)、(17)、(18)計算P_t^unb。

步驟③：如果P_t^unb＞0，若不成立，轉(zhuǎn)步驟⑤執(zhí)行；若成立進一步判斷是否成立，若成立則按公式δ_line,t＝P_t^unb計算δ_line,t，儲能系統(tǒng)的放電狀態(tài)為u_d,t＝0。否則轉(zhuǎn)步驟2執(zhí)行，且儲能系統(tǒng)則保持日前調(diào)度計劃的放電狀態(tài)和放電功率不變。

步驟④：判斷是否成立，若成立δ_line,t則按公式計算；若不成立則按公式計算δ_line,t，然后通過當(dāng)前t時段的切負荷成本(這里用C_{L_cut,t}表示)與t時段的實時購買備用容量和電量成本(這里用c_rR,t表示)比較，選擇更為經(jīng)濟的一方。如果通過比較采用切負荷方式成本更低，則按公式計算切負荷量，并檢查是否滿足約束，若不滿足則用懲罰函數(shù)處理。如果t時段實時購買備用的費用c_rR,t更低，則按公式確定實時購買的正備用量

步驟⑤：進一步判斷是否成立，若成立則按公式δ_line,t＝P_t^unb計算δ_line,t，儲能系統(tǒng)的充電狀態(tài)為u_c,t＝0。否則轉(zhuǎn)步驟⑥執(zhí)行，且儲能系統(tǒng)則保持日前調(diào)度計劃的放電狀態(tài)和放電功率不變。

步驟⑥：判斷是否成立，若成立δ_line,t則按公式計算；若不成立則按公式計算δ_line,t，然后通過當(dāng)前t時段的棄光成本(這里用C_{pv_cut,t}表示)與t時段的實時購買備用容量和電量成本(這里用c_rR,t表示)比較，選擇更為經(jīng)濟的一方。如果通過比較采用棄光方式t時段達到功率平衡的成本更低，則按公式計算棄光量，并檢查是否滿足約束，若不滿足則用懲罰函數(shù)處理。如果實時購買備用的費用更低，否則按公式確定實時購買的負備用量

步驟⑦：通過計算得到的各個值，通過公式(10)計算總運行費用，判斷t是否等于24，如果等于24則結(jié)束運行，如果不等于24，則令t＝t+1，重復(fù)步驟②。

上面結(jié)合附圖對本發(fā)明進行了示例性描述，顯然本發(fā)明具體實現(xiàn)并不受上述方式的限制，只要采用了本發(fā)明的方法構(gòu)思和技術(shù)方案進行的各種非實質(zhì)性的改進，或未經(jīng)改進將本發(fā)明的構(gòu)思和技術(shù)方案直接應(yīng)用于其它場合的，均在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。本發(fā)明的保護范圍應(yīng)該以權(quán)利要求書所限定的保護范圍為準(zhǔn)。