一种基于源网荷储协同的配电网管控方法及系统技术方案

本发明专利技术公开了一种基于源网荷储协同的配电网管控方法及系统，其中方法包括：以配电网系统日运行成本最低为目标，综合考虑发电机组运行成本、储能系统的能耗成本、需求侧资源利用成本、柔性负荷协调成本以及系统运行时的网损成本，构建配电网优化调度模型；对所述配电网优化调度模型进行约束；采用粒子群算法对约束后的所述配电网优化调度模型进行求解，得到配电网系统的最优调度策略。本发明专利技术能够实现配电网的可靠运行，降低配电网的综合运行能耗，降低系统的运行成本，获得最大经济利益。获得最大经济利益。获得最大经济利益。

【技术实现步骤摘要】
一种基于源网荷储协同的配电网管控方法及系统


[0001]本专利技术涉及配电网
，特别涉及一种基于源网荷储协同的配电网管控方法及系统。

技术介绍

[0002]源网荷储系统包括电源系统、电网系统、负荷系统和储能系统，电源系统由传统能源以及新型能源组成，所述传统能源主要包括水、火和核电，所述新型能源主要包括风力、光伏，所述电源系统可实现对电流的调频以及调峰处理；所述电网系统，用于实现电能的输、变、配，即电能的传输与分配，根据负荷需求对电源中的电能进行调度，电能进入至电网系统中后，根据负荷需求进入至负荷系统中，即可根据负荷系统中负荷的变化对电网中的电能进行调度；所述负荷系统，主要指刚性负荷；所述储能系统，主要由储能单元和监控与调度管理单元两部分组成，储能单元主要由水、火、核电所产生的电能储能与抽水蓄能和风、光所产生的电能储能以及新型储能设备构成。
[0003]源网荷储协同是指电源、电网、负荷与储能四者间通过多种交互形式，更经济、高效和安全地提高综合能源系统功率动态平衡能力，其协同本质上是一种能够实现能源资源最大化利用的运行模式。传统配电网系统运行控制模式是电源跟踪负荷变化进行调整以实现系统平衡，负荷响应一般以用电量大的用户为主，随着智能用电设备的发展和普及，需求侧负荷向柔性方向过渡，从而使得配电网的运行控制方式更为复杂化，传统配电网系统难以实现经济且协调地运行。

技术实现思路

[0004]针对现有技术中配电网系统的运行控制方式无法实现经济且协调运行的技术问题，本专利技术提供一种基于源网荷储协同的配电网管控方法及系统，能够优化配电网系统的调度策略，降低系统的运行成本，获得最大经济效益。
[0005]为实现上述技术目的，本专利技术采用如下技术方案：
[0006]一种基于源网荷储协同的配电网管控方法，包括：
[0007]以配电网系统日运行成本最低为目标，综合考虑发电机组运行成本、储能系统的能耗成本、需求侧资源利用成本、柔性负荷协调成本以及系统运行时的网损成本，构建配电网优化调度模型；
[0008]对所述配电网优化调度模型进行约束；
[0009]采用粒子群算法对约束后的所述配电网优化调度模型进行求解，得到配电网系统的最优调度策略。
[0010]传统的配电网以跟踪用电量实现系统平衡为调度手段，而现在的配电网规划需要考虑供电可靠性、负荷波动性、能源利用率等各个方面，是一个复杂的多目标优化问题。本专利技术充分考虑源、网、荷、储各个模块的合理配合问题，以发电机组运行成本、储能系统的能耗成本、需求侧资源利用成本、柔性负荷协调成本以及系统运行时的网损成本最小为目标，
构建配电网优化调度模型，以使配电网实现最大经济效益。
[0011]进一步地，配电网优化调度模型的目标函数表示为：
[0012]C＝min(C
F
+C
B
+C
E
+C
R
+C
S
)
[0013]式中，C代表配电网系统的最低日运行成本；C
F
代表发电机组的运行成本；C
B
代表储能系统的能耗成本；C
E
代表柔性负荷协调成本；C
R
代表需求侧资源利用成本；C
S
代表系统运行时的网损成本；
[0014][0015]式中，N代表发电机组的数量；T代表调度时间段的数量；C
p,i
代表发电机组i出力的发电成本，P
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力，α
i
、β
i
和γ
i
为发电机组i的发电成本系数；s
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力状态；
[0016][0017]式中，K
bs,j
代表储能系统在时间段j的充放电损耗系数；P
bs,j
代表储能系统在时间段j的出力；
[0018][0019]式中，P
fy,j
代表时间段j的可平移功率；P
fc,j
代表时间段j的可削减功率；k
fy
和k
fc
分别代表可平移负荷成本系数和可削减负荷成本系数；ΔT代表调度时长；
[0020][0021]式中，C
d,i
代表发电机组i的装机容量；P
d,i
代表发电机组i的单位扩容成本；C
d,r
代表对d类的需求响应容量；P
d,r
代表d类需求响应容量的激励成本；R代表贴现率，为预知值；
[0022][0023]式中，P
s,i
代表发电机组i的网损成本；K
s
代表系统运行的网损成本系数。
[0024]进一步地，对所述配电网优化调度模型进行约束时，约束条件包括：系统功率平衡约束、发电机组出力上下限约束、爬坡约束、储能系统充放电约束、储能系统能量约束、柔性负荷激励约束。
[0025]进一步地，所述系统功率平衡约束为：
[0026][0027]式中，N代表发电机组的数量；P
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力，s
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力状态；P
w,j
代表风力发电在时间段j出力的预测值；P
o,j
代表光伏发电
在时间段j出力的预测值；P
es,j
代表时间段j的储能系统出力值；P
r,j
代表时间段j的需求侧响应值；P
e,j
代表时间段j的负荷预测值。
[0028]进一步地，所述发电机组出力上下限约束为：
[0029]P
i,min
≤P
i
≤P
i,max
[0030]式中，P
i,max
和Pi
,min
分别代表发电机组i的最大最小出力限值；
[0031]所述爬坡约束为：
[0032]‑
R
d
≤P
i,j
‑
P
i,j
‑1≤R
u
[0033]式中，Pi
,j
和Pi
,j
‑1分别代表发电机组i在时间段j、j
‑
1的出力，R
u
和R
d
分别代表发电机组i的上下坡爬坡速率限值。
[0034]进一步地，所述储能系统充放电约束为：
[0035]0≤P
bsin,j
≤δ
bsin,
jP
bsin,max
[0036]0≤P
bsout,j
≤δ
bsout,
jP
bsout,max
[0037]0≤δ
bsin,j
+δ
bsout,j
...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于源网荷储协同的配电网管控方法，其特征在于，包括：以配电网系统日运行成本最低为目标，综合考虑发电机组运行成本、储能系统的能耗成本、需求侧资源利用成本、柔性负荷协调成本以及系统运行时的网损成本，构建配电网优化调度模型；对所述配电网优化调度模型进行约束；采用粒子群算法对约束后的所述配电网优化调度模型进行求解，得到配电网系统的最优调度策略。2.根据权利要求1所述的配电网管控方法，其特征在于，配电网优化调度模型的目标函数表示为：C＝min(C
F
+C
B
+C
E
+C
R
+C
S
)式中，C代表配电网系统的最低日运行成本；C
F
代表发电机组的运行成本；C
B
代表储能系统的能耗成本；C
E
代表柔性负荷协调成本；C
R
代表需求侧资源利用成本；C
S
代表系统运行时的网损成本；式中，N代表发电机组的数量；T代表调度时间段的数量；C
p,i
代表发电机组i出力的发电成本，P
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力，α
i
、β
i
和γ
i
为发电机组i的发电成本系数；s
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力状态；式中，K
bs,j
代表储能系统在时间段j的充放电损耗系数；P
bs,j
代表储能系统在时间段j的出力；式中，P
fy,j
代表时间段j的可平移功率；P
fc,j
代表时间段j的可削减功率；k
fy
和k
fc
分别代表可平移负荷成本系数和可削减负荷成本系数；ΔT代表调度时长；式中，C
d,i
代表发电机组i的装机容量；P
d,i
代表发电机组i的单位扩容成本；C
d,r
代表对d类的需求响应容量；P
d,r
代表d类需求响应容量的激励成本；R代表贴现率，为预知值；式中，P
s,i
代表发电机组i的网损成本；K
s
代表系统运行的网损成本系数。3.根据权利要求1所述的配电网管控方法，其特征在于，对所述配电网优化调度模型进
行约束时，约束条件包括：系统功率平衡约束、发电机组出力上下限约束、爬坡约束、储能系统充放电约束、储能系统能量约束、柔性负荷激励约束。4.根据权利要求3所述的配电网管控方法，其特征在于，所述系统功率平衡约束为：式中，N代表发电机组的数量；P
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力，s
i,j
代表发电机组i在时间段j的出力状态；P
w,j
代表风力发电在时间段j出力的预测值；P
o,j
代表光伏发电在时间段j出力的预测值；P
es,j
代表时间段j的储能系统出力值；P
r,j
代表时间段j的需求侧响应值；P
e,j
代表时间段j的负荷预测值。5.根据权利要求3所述的配电网管控方法，其特征在于，所述发电机组出力上下限约束为：P
i,min
≤P
i
≤P
i,max
式中，P
i
表示发电机组i的出力，P
i,max
和P
i,min
分别代表发电机组i的最大最小出力限值；所述爬坡约束为：
‑
R
d
≤P
i,j
‑
P
i,jh
‑1≤R...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈运泽，冷华，赵林坤，唐梦娴，陈凤，邓亚芝，刘啸，杨阜，李俊雄，付翔，李元祥，刘晨，钟佳辰，
申请(专利权)人：国网湖南省电力有限公司长沙供电分公司国家电网有限公司，
类型：发明
国别省市：