一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法

技术领域

本发明涉及主配协同优化调度技术领域，尤其涉及一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法。

背景技术

受到资源短缺和环境污染的制约，传统化石能源在电网中的比例逐渐下降，分布式能源渗透率不断提高。在大规模可再生能源接入电网后，配电网不再是作为一个纯粹的受电端，将拥有更多的自主权，能够对分布式能源以及储能设备进行调度，并且可以对负荷进行需求侧管理。配电网中分布式电源、储能设备、需求侧响应等新元素的出现，给传统的配网运行调度模式带来了新的挑战，有源配网(Active distribution network，ADN)应运而生。有源配网是指能够自主控制分布式发电机(distributed generation，DG)、主动负荷和储能设备的配电网，能够通过灵活的调度方式消纳可再生能源，减小间歇性能源不确定性对电网可靠性造成的影响。

传统的电力系统中，配电网络是被动的，仅起到了传输和分配电力的作用，电力系统的调度仅仅是输电网侧发电机的出力计划，而现如今配电网由被动向主动转变，大量分布式电源接入配电网中，这使得电力系统潮流分布发生了巨大变化，电力系统的调度包括了主网发电机的调度以及接入配网的分布式发电机的调度。有源配网拥有更多的调度自主权，能够主动管理分布式发电机、储能设备以及主动负荷，实现配网的高效运行。主配协同的核心就是要充分发挥有源配网中分布式电源、储能设备和需求侧响应的作用，实现配网和主网的高效运行，在实现效益最优的同时充分消纳分布式电源，降低负荷峰谷差率，降低网络损耗，提高电网的可靠性。但是现有技术在调度的过程中缺乏考虑各类分布式资源的区内有功实时平衡全响应过程，使得决策运行成本较高，同时忽略这类动态优化问题中不同时间尺度变量间信息传递问题，造成调度决策不合理，使得频率安全性较差。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术中存在的频率安全性差、决策运行成本高的缺陷与问题，提供一种频率安全性好、决策运行成本低的基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法。

为实现以上目的，本发明的技术解决方案是：一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法，该方法包括以下步骤：

S1、构建主配网有功实时平衡约束调度模型；

所述调度模型的目标函数包括调度决策目标和运行目标，所述调度决策目标为计划购电成本最小，所述运行目标包括新能源弃电成本最小、可控负荷调度成本最小和备用实时调用成本最小；

所述调度模型的约束条件包括频率全响应过程约束、运行安全约束和备用约束；所述频率全响应过程约束包括新能源参与有功实时平衡全响应约束、火电机组参与一次调频与二次调频约束、可控负荷参与有功实时平衡全响应约束、储能设备参与有功实时平衡全响应约束和频率安全约束；

S2、对主配网有功实时平衡约束调度模型进行求解。

步骤S1中，所述调度模型的目标函数为：

式中，

步骤S1中，所述新能源参与有功实时平衡全响应约束为：

式中，P

步骤S1中，当频率偏差超出安全区域时，所有火电机组通过调用备用而参与有源配网一次调频；对于能参与自动发电控制辅助服务的火电机组，在参与主配网一次调频的同时调用备用来响应主配网二次调频；

火电机组一次调频功率表达式为：

火电机组二次调频动态过程为：

式中，Ω为与区域直接相连的区域集合，E

步骤S1中，所述可控负荷参与有功实时平衡全响应约束为：

式中，γ

负荷一定时段内的用电总量保持不变：

式中，T为调度间隔索引数。

步骤S1中，所述储能设备参与有功实时平衡全响应约束为：

/>

式中，

步骤S1中，所述频率安全约束为：

式中，Δf

步骤S1中，所述运行安全约束包括出力和爬坡约束、储能荷电状态约束；

所述出力和爬坡约束为：

式中，P

所述储能荷电状态约束为：

式中，E

步骤S1中，所述备用约束为：

式中，n、s、DG和DR表示火电机组、储能设备、新能源和可控负荷，max(.)代表取最大值，P

步骤S2具体包括以下步骤：

S21、将调度模型中的非线性项进行线性化；

对于双变量相乘约束，采取松弛法将双变量相乘约束替换为多组线性约束；

对于微分方程约束中的积分项和连续变量采用下式进行线性化：

对于微分方程约束中的微分项采用下式进行线性化：

式中，x

S22、将离散变量和调度变量的变化尺度进行统一；

将主配网净负荷曲线以统一变化尺度Δτ

式中，

连续变量转化为以Δτ＝Δτ

S23、将调度模型转化为离散模型求解。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法中，在调度模型中计及主-配网群系统中源网荷储侧灵活性资源的有功实时平衡全响应约束，可以提高备用安排的多样性和灵活性；相比于传统主配协同调度模型和仅含传统机组参与调频全过程的源荷侧有功实时平衡全响应约束的微网群调度模型，本发明调度模型分别减少决策运行成本19％和3.7％，同时满足主-配网群系统频率安全和新能源满额消纳；引入的不同尺度变量的统一变化尺度可以影响调度决策的合理性，而目前采取调度间隔尺度安排统一变化尺度的策略无法保证在各种负荷情况下的主配网频率安全，但是本发明提出的混合变量尺度统一策略可以合理优化统一变化尺度，使得调度决策在满足频率安全且迭代时长不超过工程需求的同时获得较低决策运行成本。

附图说明

图1是本发明一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法的流程图。

图2是本发明的实施例中有源配网运行调度资源框架图。

图3是本发明的实施例中主网与有源配网信息交互及协调调度框架图。

图4是本发明的实施例中不同统一变化尺度的有功实时平衡效果图。

图5是本发明的实施例中混合变量尺度统一策略图。

图6是本发明的实施例中场景1的调度结果分析图。

图7是本发明的实施例中场景2的调度结果分析图。

图8是本发明的实施例中场景3的调度结果分析图。

图9是本发明的实施例中场景4的调度结果分析图。

图10是本发明的实施例中区域1时段2的最大频率波动。

图11是本发明的实施例中各场景调度结果的频率性能示意图。

图12是本发明的实施例中时段2的统一变化尺度分析图。

图13是本发明的实施例中时段6的统一变化尺度分析图。

具体实施方式

以下结合附图说明和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

参见图1，一种基于有功实时平衡约束的主配网协同优化调度方法，该方法包括以下步骤：

S1、构建主配网有功实时平衡约束调度模型；

所述调度模型的目标函数包括调度决策目标和运行目标，所述调度决策目标为计划购电成本最小，计划购电成本是火电机群调度出力成本，所述运行目标包括新能源弃电成本最小、可控负荷调度成本最小和备用实时调用成本最小，备用实时调用成本由火电机群和储能集群备用调用成本组成；

所述调度模型的目标函数为：

式中，

所述调度模型的约束条件包括频率全响应过程约束、运行安全约束和备用约束；所述频率全响应过程约束包括新能源参与有功实时平衡全响应约束、火电机组参与一次调频与二次调频约束、可控负荷参与有功实时平衡全响应约束、储能设备参与有功实时平衡全响应约束和频率安全约束；

在分布式资源中，新能源电站通过快速、连续地输出有功功率而参与主配网群系统频率全响应过程；所述新能源参与有功实时平衡全响应约束为：

式中，P

当频率偏差超出安全区域时，所有火电机组通过调用备用而参与有源配网一次调频；对于能参与自动发电控制辅助服务的火电机组，在参与主配网一次调频的同时调用备用来响应主配网二次调频；

火电机组一次调频功率表达式为：

火电机组二次调频动态过程为：

式中，Ω为与区域直接相连的区域集合，E

所述可控负荷参与有功实时平衡全响应约束为：

式中，γ

负荷一定时段内的用电总量保持不变：

式中，T为调度间隔索引数；

所述储能设备参与有功实时平衡全响应约束为：

式中，

所述频率安全约束为：

式中，Δf

所述运行安全约束包括出力和爬坡约束、储能荷电状态约束；

所述出力和爬坡约束为：

/>

式中，P

所述储能荷电状态约束为：

式中，E

有源配网所具备的有功备用容量是各灵活性资源进行有功实时平衡全响应从而主-配网频率安全的关键所在。以往仅传统同步机组提供备用支持或经验式安排备用的方式会导致系统有功实时平衡响应缺乏追踪净负荷的速率和容量，同时也可能造成备用的浪费。因此有必要对多类型灵活性资源混杂的主-配网系统中的备用安排策略进行修正，其中该系统可提供备用支持的资源包括火电机组、新能源、储能设备、可控负荷；所述备用约束为：

式中，n、s、DG和DR表示火电机组、储能设备、新能源和可控负荷，max(.)代表取最大值，P

S2、对主配网有功实时平衡约束调度模型进行求解；

含分布式资源的主-配网有功实时平衡约束经济调度模型求解具有多尺度变量(调度变量和连续时间变量)混合、高维度、非线性非凸的难点以及不同主-配网之间信息传-递隐私问题，而传统的优化算法难以保证所得解的最优性和计算的高效性。为此本发明提出基于“先离散后优化”的联立法求解思路，首先在模型离散中，采取模型线性化和混合变量尺度统一策略将原始非线性动态优化模型转化为高维线性规划问题，同时解决这类动态优化问题求解中被忽略的调度变量和连续变量的统一变化尺度选取问题。然后对于原始模型经过模型离散而转化为的离散模型求解，采取分布式求解算法，最大程度保证区域信息私密性和调度独立性、以及模型维度较高而带来的收敛问题，实现调度模型的高效求解；具体包括以下步骤：

S21、将调度模型中的非线性项进行线性化；

对于逻辑约束，采取双层嵌套结构求解，即先求解目标函数和频率全响应过程约束构成的模型，再将求解出的各灵活性资源实时出力优化结果带入备用约束得到对应的备用安排；

对于双变量相乘约束，采取松弛法将双变量相乘约束替换为多组线性约束；

对于微分方程约束中的积分项和连续变量采用下式进行线性化：

对于微分方程约束中的微分项采用下式进行线性化：

式中，x

通过模型线性化，原始由连续变量和调度变量组成的动态优化问题转化为由以Δτ为变化尺度的离散变量和调度变量混合的线性优化问题。

S22、将离散变量和调度变量的变化尺度进行统一；

由于离散变量和调度变量具有不同的时间尺度，而在优化求解时这些时间尺度不匹配步长变量间却需要进行信息传递(这是由模型耦合决定的)，因此需要将离散变量和调度变量的变化尺度进行统一。针对离散变量和调度变量的统一变化尺度的选择，如图4所示，调度模型通过主-配网系统有功实时平衡约束来判断实际净负荷跟踪容量和速率从而引导各发电单元调度出力和备用的安排，保证系统安全性和经济性。而当统一变化尺度较小时，调度模型能更准确的判断净负荷跟踪容量和速率需求，但是会产生较大的模型维度，影响离散后的调度模型求解的收敛性。而较大的统一变化尺度虽然可以降低离散后的调度模型的收敛难度，但是牺牲对净负荷跟踪的容量和速率需求的判断精度，从而影响调度决策的实际运行安全和成本。因此，为降低离散后的调度模型的求解难度，同时得到满足净负荷跟踪需求的调度决策，本发明提出混合变量尺度一致化策略，在考虑净负荷跟踪需求判断的同时优化不同尺度变量的统一变化尺度。

将主配网净负荷曲线以统一变化尺度Δτ

式中，

连续变量转化为以Δτ＝Δτ

如图5所示，本发明所提混合变量尺度统一策略以不同统一变化尺度下的净负荷波动功率/速率范围来等效对应统一变化尺度的调度模型对实际净负荷跟踪容量/速率需求的判断值。在使得调度模型对实际净负荷跟踪容量/速率需求的判断准确度高于一定精度的统一变化尺度中，选择最大的统一变化尺度作为最佳统一变化尺度。这既满足调度模型对实际净负荷跟踪容量/速率需求的判断准确度，同时又降低求解难度。本发明取0.01s(1ms)为最小统一变化尺度，5min的调度间隔时段内可选统一变化尺度数值为N＝30000个。

S23、将调度模型转化为离散模型求解。

采取分布式求解算法中具有良好收敛性的目标级联分析法(analytical targetcascading，ATC)将模型按照区域分解成不同有源配网离散模型，并构建输电网(主网)离散模型。同时以公共连接点(Point of Common Coupling，PPC)连接输电网与两个配电网；其中各配电网离散模型通过配电网模型经过线性化和混合变量尺度一致化的处理后获得，而有源配网模型由对应区域计划购电成本和运行目标成本最小组成的目标函数以及约束条件组成。

本发明通过具体实例作出如下分析：

(1)调度模型有效性分析—场景设置

为验证本发明所提模型及求解策略的有效性，本发明采取的测试系统包含1个输电网即主网(区域1)和2个有源配网(区域2和3)，其中区域1中含一台新能源电站、两座火电厂(G1和G2)、两台储能电站(C1和C2)，区域2中含有一台新能源电站、两座火电厂(G3和G4)，区域3中含有一台新能源电站、一座火电厂(G5)、一台储能电站(C3)，调度周期15min，调度间隔为5min。为清楚展示所构建的模型和求解策略的有效性，本发明仅以一天中的10：00～10：30为调度时长(30min，6个调度间隔时段)。有源配网运行调度资源框架如图2所示，主网与有源配网信息交互及协调调度框架如图3所示。

为验证本发明所建调度模型对降低主-配网群系统调度运行成本、提高主-配网群系统运行安全的有效性，设定以下对比场景：

场景1：传统主-配网群经济调度模型，即主-配网群系统中源荷侧的静态有功平衡(源侧调度出力等于在调度时刻的负荷值)和经验式备用安排，不考虑三个区域之间的有功支持。

场景2：仅考虑主-配网群系统中源荷侧有功实时平衡全响应，不考虑储能有功实时平衡全响应。

场景3：仅考虑两个有源配网中源荷储的有功实时平衡全响应。

场景4：考虑主-配网群系统中源网荷储有功实时平衡全响应(本发明模型)。

同时，定义指标

式中，

(2)调度模型有效性分析——调度结果分析

1)场景1的调度结果分析

图6展示了场景1的调度结果和调度决策运行性能指标。由图6可知，在传统主-配网经济调度中，以调度间隔时段首端净负荷值安排区域出力基值(区域机群调度出力)，以按照经验性预设的备用需求估计值(30MW)安排各时段区域主-配网上/下备用。

为维持系统运行频率安全，调度决策需要满足净负荷跟踪容量需求和速率需求，即

针对净负荷跟踪速率需求，场景1在大部分时段仅调用区域内一台爬坡速率较小的常规机组备用，净负荷跟踪速率需求满足度

2)场景2的调度结果分析

图7展示了场景2的调度结果和调度决策运行性能指标。考虑源荷有功实时平衡全响应后，区域出力基值以调度模型所计算出的各时段区域主-配网机群出力最低值进行安排，接近区域主-配网净负荷最低点，因此低于场景1的区域出力基值，降低计划购电成本。同时场景2中，区域主-配网

针对净负荷跟踪速率需求，相比场景1，场景2在各时段能调用区域主-配网中全部机组备用，最大化降低了各区域爬坡速率与最大净负荷跟踪速率需求的差距。因此相较于场景1的

但区域1中，在净负荷波动速率较大的时段2，场景2存在新能源弃电。如图7所示，场景2出现新能源弃电是由于该区域常规机群最大爬坡速率(0.0105MW/ms)低于净负荷波动最大波动速率(0.0259MW/ms)，且两者相差较大，

3)场景3的调度结果分析

图8展示了场景3的调度结果和调度决策运行性能指标。相较于场景1和场景2的区域出力基值，场景3的区域出力基值较少，进一步降低计划购电成本。同时，场景3的

在场景3中，没有新能源弃电，同时在具有储能的区域1和区域3，

4)场景4的调度结果分析

图9展示了场景4的调度结果。场景3和场景4在送端区域(区域2和区域3)的区域出力基值一致，但场景4在受端区域1的时段2出力基值较高，高出36.4MW。同时，忽略较少的联络线备用，场景3和场景4的备用资源决策基本一致，仅场景4在区域1的时段2储能备用少于场景3在区域1的时段2储能备用38.18MW。可以看出，在考虑源荷储有功实时平衡动态全响应的基础上，考虑联络线动态响应后，虽然场景4的调度出力决策高于场景3的发电计划调度决策，但高出的功率使得区域1中具有高运行成本的储能备用得以降低。同时，场景4与场景3的

(3)调度模型有效性分析——调度结果运行效果

1)频率安全

将各场景所计算出的调度决策结果实施于主-配网群系统实时调频系统中，所得区域1时段2的最大频率波动如图10所示，不同场景的各时段频率最大波动幅值如图11所示。如图11所示，场景1中，除了时段1和时段3，其他时段的最大频率波动幅度皆超过安全区间[0,0.2Hz]，而在考虑了系统有功实时平衡响应约束后，场景2～4下的调度决策满足净负荷跟踪的速率和容量需求，能保证各区域主-配网的每个时段最大频率波动幅度处于安全区间，维持主-配网运行频率安全。

2)经济性能

各场景的决策运行成本下表所示；

如上表所示，相较于场景2～4，场景1的决策运行成本最高。在模型2～4中，相较于场景2～3仅考虑源荷或源荷储有功实时平衡全响应约束的方式，场景4考虑主-配网群系统中源网荷储有功实时平衡全响应约束，通过储能有功实时平衡全响应过程而减少新能源弃电费用和常规机组调度出力成本，通过联络线有功实时平衡而进一步降低储能运行费用。因此相较于场景2～3，场景4的调度决策成本分别下降3.7％和1.3％，从而论证了本发明模型具有良好的决策运行经济性。

(4)混合变量尺度统一策略分析

本发明以两个典型场景——净负荷波动速率最大和最小的时段2和时段6为例，分析所提混合变量尺度统一策略的有效性。图12和图13分别表示时段2和时段6中统一变化尺度通过调度决策运行性能对系统频率安全和决策运行成本的影响情况，以及统一变化尺度对调度模型迭代性能的影响情况。其中，图10～11中的粗体字为混合变量尺度统一策略的最佳统一变化尺度优化结果：Δτ

1)统一变化尺度影响调度模型迭代时长、调度决策的经济性和有效性。在时段2和时段6中，调度模型求解迭代时长都会随着统一变化尺度的降低而剧烈增加。同时，在时段2中，当净负荷跟踪容量需求满足度

2)目前常见的统一变化尺度选择策略是取调度间隔尺度为统一变化尺度。当Δτ

3)在统一变化尺度小于15000ms(2.5min)时，本发明所提混合变量尺度一致化策略中的净负荷跟踪需求判断的准确度系数

通过以上分析，可以得出结论：1、统一变化尺度是维持系统安全性和经济性的重要指标，具有优化的必要性；2、本发明所提混合变量尺度一致化策略能满足系统安全性、经济性需求。