一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法技术

本发明专利技术公开了一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，包括:根据多微网系统和配电网的耦合关系，构建多微网交易和配电网运行相互作用下的双层互动模型，包括多微网P2P电能共享模型和配电网最优潮流模型；多微网P2P电能共享模型中的各微网优先独立自治，制定电能交易计划，并根据市场信息动态调整交易策略实现市场出清；MGO将交易电量出清信息传递给上层DNO，上层DNO将各微网的交易电量等效为所在节点的注入功率并执行网络重构，得到当前最优网络拓扑；DNO引导MGO调整交易策略，直到配电网结构或多微网市场出清结果不再发生改变，完成多微网P2P电能共享。通过本发明专利技术，可以实现不限制微网间电能交互的情况下，实现改善潮流分布。改善潮流分布。改善潮流分布。

【技术实现步骤摘要】
一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法


[0001]本专利技术涉及微电网市场交易和配电网安全管控领域，具体是一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法。

技术介绍

[0002]多微网电能共享增大了低压配电网潮流控制的难度，传统的被动型配电网可以通过无功优化和网络重构等方式进行全局潮流调控，但主动配电网中多微网系统的高度自治特性可能导致其与配电网的运行目标或利益诉求不一致，因而全局优化不再适用于配电网潮流管控。实际上在主动配电网中，每个微网可等效为其中的一个节点并与其他节点之间进行功率交互，微网在能量市场中签订的交易合同在执行过程中，节点间的功率流动会在配电网中产生方向和大小多变的潮流，而主动配电网的网架结构具有灵活性，配电网运营商可以通过网络重构来改善潮流分布，从而提高系统运行的稳定性，这种潮流调控措施也势必会对交易结果造成影响。考虑到多微网电能交易和配电网运行之间的相互作用关系，有必要制定更为合理的寻优机制，实现多微网系统和配电网友好互动、利益共赢的局面。多微网系统与配电网在集中优化调度过程中，通常不愿意提供内部元件的详细参数，对于庞大复杂的配电系统，集中决策者常常难以获得全部而准确的信息，因此采用集中式方法进行统一管控的执行难度较大。除此之外，多微网在能量市场中制定交易策略时，通常无权了解配电网的物理架构及运行参数，而配电网在运行过程中也无法掌握微网内部的运行特性，两者对彼此的了解仅限于联络线中传输的功率，多微网系统与配电网这种分层特性和耦合关系，与分布式协调优化方法更加契合。
专利技术内容
[0003]本专利技术的目的在于克服现有技术的不足，提供一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，包括:
[0004]根据多微网系统和配电网的耦合关系，构建多微网交易和配电网运行相互作用下的双层互动模型，包括多微网P2P电能共享模型和配电网最优潮流模型；
[0005]多微网P2P电能共享模型中的各微网优先独立自治，制定电能交易计划，根据分布式通信网络将电能交易计划中的电量和电价信息进行点对点传递，并根据市场信息动态调整交易策略实现市场出清；
[0006]MGO，即微电网运营商，将交易电量出清信息传递给上层DNO，即配电运营商，上层DNO将各微网的交易电量等效为所在节点的注入功率并执行网络重构，若网络重构过程中违反潮流约束，则暂时松弛约束条件，得到当前最优网络拓扑；
[0007]DNO基于当前重构结果制定过网费收取标准并反馈给上层，引导MGO调整交易策略，直到配电网结构或多微网市场出清结果不再发生改变，完成多微网P2P电能共享。
[0008]进一步的，多微网交易层中，多个微网形成局域能源市场，各微网作为独立的利益主体参与市场交易，所述多微网P2P电能共享交易流程包括：
[0009]Step 1:初始化，各微网运营商根据本地微网的分布式资源运行信息，并结合电能市场的历史价格信息，制定初始交易电价；
[0010]Step 2:微网间进行点对点信息交互，直至掌握市场中的全部价格信息；
[0011]Step 3:各微网运营商根据其余微网的售电价格，制定本地分布式资源最优调度计划和微网购售电计划，并向目标微网告知其计划购电量；
[0012]Step 4:当所有微网完成电量信息传递之后，各微网根据市场供需情况更新自身售电价格，然后检验是否满足收敛条件，若满足条件则交易结束，否则继续重复步骤(2)
‑
(4)直至交易价格收敛为止；
[0013]Step 5:交易结束之后，各微网运营商将交易电量上报给配电网运营商进行安全校核。
[0014]进一步的，所述的多微网P2P电能共享模型以多微网系统的综合运行成本最小为目标，包括燃气轮发电成本、可转移负荷调用成本、与配电网运营商交易成本和过网费成本；
[0015]多微网P2P电能共享模型的目标函数：
[0016][0017][0018][0019][0020][0021]式中，为微网i中的燃气轮机在t时段的发电成本；为微网i在t时段的可转移负荷调用成本；为微网i在t时段与配电网运营商的交易成本；为t时段微网i向微网j购电缴纳的过网费；a
i
，b
i
，c
i
为燃气轮机固定参数；为燃气轮机有功出力；ρ
TL
为微网i转移单位负荷的补偿费用；分别为微网i在t时段的负荷增加量和负荷削减量；分别为微网i在t时段向配电网的购、售电功率；为微网i在t时段向微网j的购电功率；分别为t时段微网和配电网的购、售电价；δ
ij,t
为t时段微网i和微网j之间传输单位电能的费用；T为调度周期；
[0022]功率平衡约束：
[0023][0024][0025]式中，分别为微网i在t时段的风电、光伏实际出力；分别为微
网i中的储能系统在t时段的充、放电功率；为微网i在t时段的总负荷功率；为微网i在t时段向其余微网售电的总功率；
[0026]燃气轮机功率约束：
[0027][0028]式中，分别为燃气轮机的出力上、下限；
[0029]储能系统约束：
[0030][0031][0032][0033][0034]E
i,T
＝E
i,0
[0035]E
i,min
≤E
i,t
≤E
i,max
[0036]式中，为0
‑
1变量，表示充电，表示放电；P
ich,max
、P
idis,max
分别为微网i在t时段充、放电功率的最大值；E
i,t
为微网i在t时段的储能容量；E
i,0
为储能初始容量；E
i,T
为优化周期结束时的储能容量；E
i,max
、E
i,min
分别为储能容量最大值和最小值；分别为储能容量最大值和最小值；分别为储能充、放电效率；
[0037]光伏、风电出力约束：
[0038][0039][0040]式中，P
iWT,max
、P
iPV,max
分别为根据历史数据预测的风电、光伏出力最大值；
[0041]可转移负荷约束：
[0042][0043][0044][0045][0046][0047]式中，分别表示微网i在t时段的总有功负荷、固定负荷和可转移负荷；为0
‑
1变量，表示增加负荷，表示削减负荷；为微网i在t时段的可转移负荷功率上限；
[0048]购售电约束：
[0049][0050][0051]引入全局拉格朗日乘子将多微网P2P电能共享模型目标函数转换为其对偶形式：
[0052][0053]式中，λ
i,t
为微网i对应的拉格朗日乘子。
[0054]然后将上述拉格朗日函数解耦成N个局部拉格朗日函数：
[0本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，其特征在于，包括:根据多微网系统和配电网的耦合关系，构建多微网交易和配电网运行相互作用下的双层互动模型，包括多微网P2P电能共享模型和配电网最优潮流模型；多微网P2P电能共享模型中的各微网优先独立自治，制定电能交易计划，根据分布式通信网络将电能交易计划中的电量和电价信息进行点对点传递，并根据市场信息动态调整交易策略实现市场出清；MGO将交易电量出清信息传递给上层DNO，上层DNO将各微网的交易电量等效为所在节点的注入功率并执行网络重构，若网络重构过程中违反潮流约束，则暂时松弛约束条件，得到当前最优网络拓扑；DNO基于当前重构结果制定过网费收取标准并反馈给上层，引导MGO调整交易策略，直到配电网结构或多微网市场出清结果不再发生改变，完成多微网P2P电能共享。2.根据权利要求1所述的一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，其特征在于，多微网交易层中，多个微网形成局域能源市场，各微网作为独立的利益主体参与市场交易，所述多微网P2P电能共享交易流程包括：Step 1:初始化，各微网运营商根据本地微网的分布式资源运行信息，并结合电能市场的历史价格信息，制定初始交易电价；Step 2:微网间进行点对点信息交互，直至掌握市场中的全部价格信息；Step 3:各微网运营商根据其余微网的售电价格，制定本地分布式资源最优调度计划和微网购售电计划，并向目标微网告知其计划购电量；Step 4:当所有微网完成电量信息传递之后，各微网根据市场供需情况更新自身售电价格，然后检验是否满足收敛条件，若满足条件则交易结束，否则继续重复步骤(2)
‑
(4)直至交易价格收敛为止；Step 5:交易结束之后，各微网运营商将交易电量上报给配电网运营商进行安全校核。3.根据权利要求1所述的一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，其特征在于，所述的多微网P2P电能共享模型以多微网系统的综合运行成本最小为目标，包括燃气轮发电成本、可转移负荷调用成本、与配电网运营商交易成本和过网费成本；多微网P2P电能共享模型的目标函数：多微网P2P电能共享模型的目标函数：多微网P2P电能共享模型的目标函数：多微网P2P电能共享模型的目标函数：多微网P2P电能共享模型的目标函数：式中，为微网i中的燃气轮机在t时段的发电成本；为微网i在t时段的可转移负荷调用成本；为微网i在t时段与配电网运营商的交易成本；为t时段微网i向微网j
购电缴纳的过网费；a
i
，b
i
，c
i
为燃气轮机固定参数；为燃气轮机有功出力；ρ
TL
为微网i转移单位负荷的补偿费用；分别为微网i在t时段的负荷增加量和负荷削减量；分别为微网i在t时段向配电网的购、售电功率；为微网i在t时段向微网j的购电功率；分别为t时段微网和配电网的购、售电价；δ
ij,t
为t时段微网i和微网j之间传输单位电能的费用；T为调度周期；功率平衡约束：功率平衡约束：式中，分别为微网i在t时段的风电、光伏实际出力；分别为微网i中的储能系统在t时段的充、放电功率；为微网i在t时段的总负荷功率；为微网i在t时段向其余微网售电的总功率；燃气轮机功率约束：式中，分别为燃气轮机的出力上、下限；储能系统约束：储能系统约束：储能系统约束：储能系统约束：E
i,T
＝E
i,0
E
i,min
≤E
i,t
≤E
i,max
式中，为0
‑
1变量，表示充电，表示放电；P
ich,max
、P
idis,max
分别为微网i在t时段充、放电功率的最大值；E
i,t
为微网i在t时段的储能容量；E
i,0
为储能初始容量；E
i,T
为优化周期结束时的储能容量；E
i,max
、E
i,min
分别为储能容量最大值和最小值；分别为储能容量最大值和最小值；分别为储能充、放电效率；光伏、风电出力约束：光伏、风电出力约束：式中，P
iWT,max
、P
iPV,max
分别为根据历史数据预测的风电、光伏出力最大值；可转移负荷约束：
式中，分别表示微网i在t时段的总有功负荷、固定负荷和可转移负荷；为0
‑
1变量，表示增加负荷，表示削减负荷；为微网i在t时段的可转移负荷功率上限；购售电约束：购售电约束：引入全局拉格朗日乘子将多微网P2P电能共享模型目标函数转换为其对偶形式：式中，λ
i,t
为微网i对应的拉格朗日乘子。然后将上述拉格朗日函数解耦成N个局部拉格朗日函数：通过上述拉格朗日对偶分解法得到的N个子函数即为N个微网主体各自的目标函数；利用次梯度法更新各微网对应的拉格朗日乘子：式中，k为迭代次数；α
i
为迭代步长；最后，检验当前迭代结果是否满足约束条件，若满足，则迭代更新过程结束，反之则继续迭代过程直至收敛：|λ
i,t
[k+1]
‑
λ
i,t
[k]|≤ε式中，ε为拉格朗日乘子收敛判据参数。4.根据权利要求3所述的一种考虑配电网运行互动的多微网P2P电能共享方法，其特征在于，在配电网运行层中，DNO基于网络重构优化配电网潮流，配电网重构模型的目标函数为：
式中，分别表示分段开关、馈线联络开关、变压器联络开关和变电站联络开关的动作成本；分别为上述不同类型开关的单次操作成本，其大小关系...

【专利技术属性】
技术研发人员：高红均，杨景茜，贺帅佳，王仁浚，刘俊勇，
申请(专利权)人：四川大学，
类型：发明
国别省市：