CN110061499B - 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法 - Google Patents

一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110061499B
CN110061499B CN201910453597.8A CN201910453597A CN110061499B CN 110061499 B CN110061499 B CN 110061499B CN 201910453597 A CN201910453597 A CN 201910453597A CN 110061499 B CN110061499 B CN 110061499B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
time
energy storage
electricity
combined cooling
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201910453597.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110061499A (zh
Inventor
全少理
李秋燕
王利利
李锰
罗德俊
郭勇
杨卓
李科
孙义豪
陈江涛
马杰
李鹏
丁岩
罗潘
郭新志
张艺涵
于昊正
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Economic and Technological Research Institute of State Grid Henan Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Economic and Technological Research Institute of State Grid Henan Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Economic and Technological Research Institute of State Grid Henan Electric Power Co Ltd filed Critical Economic and Technological Research Institute of State Grid Henan Electric Power Co Ltd
Priority to CN201910453597.8A priority Critical patent/CN110061499B/zh
Publication of CN110061499A publication Critical patent/CN110061499A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110061499B publication Critical patent/CN110061499B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/008—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks involving trading of energy or energy transmission rights
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

本发明公开了一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，包括以下步骤：(1)确定当前t时刻的电价，然后计算冷热电联产***能否盈利；(2)在冷热电联产***不能盈利的情况下，比较负荷需求和冷热电需求之和与光伏出力的大小，若大于等于，储能电池放电或从大电网购电；若小于，向储能电池充电或向大电网售电；(3)在冷热电联产***可以盈利的情况下，比较负荷需求与光伏出力和冷热电联产之和的大小，原则与步骤(2)相同。本发明分析并网点聚合负荷特性，得到了各类电源不同场景下的出力策略及状态变化途径，在此基础上建立优化运行模型，分析并网型微电网的出力特征，为含并网型微电网的规划和设计奠定基础。

Description

一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法
技术领域
本发明属于电力***运行与控制领域，具体涉及一种差异化电源电价下并 网型微电网的运行方法。
背景技术
微电网是一种将可再生能源、负荷、储能装置等有机整合的小型发配电系 统，可以提高分布式能源的利用率，实现有效的分布式能源调度，逐渐成为解 决分布式电源并网问题的主要手段。并网型微电网作为主要推进的微电网形式， 与孤岛型微电网相比降低了微网对自治的要求，从而节省了建设和运行成本， 现阶段在我国具有一定可行性。
并网点聚合负荷特性是微网根据外部电价机制、负荷和可再生能源的变化， 优化调控网内可控能源形成的与配电网的交换功率。由于并网型微电网大部分 时间并网运行，对电网依赖程度很高，同时其并网点聚合负荷特性呈现双向不 确定性，也将对电网运行一定影响。因此，研究现有政策机制下微电网运行策 略及并网点聚合负荷特性，对现阶段配电网的规划、运行以及未来市场机制的 调整具有重要意义。
商业型微电网负荷特性具有明显的昼峰夜谷的规律，这是由于上班人员工 作时间所致，用电主要集中在上午下午的工作高峰时段，分布式能源类型最多， 通常包含了光伏、储能电池和冷热电联产，负荷主要为照明、空调、动力等用 电负荷。目前研究均假设微网内呈现经济运行和市场竞价两种模式，假定与电 网交互有购售电价，随着外部电价的信息，进行内部调控和交易。然而，现阶 段国内市场机制还不健全，上网电价按照各类电源单独核定，没有微电网综合 电价，因此研究一种商业型并网型微电网内各类电源发电和优化调度方法具有 重要意义。
发明内容
为克服上述缺陷，本发明的目的在于提供一种差异化电源电价下并网型微 电网的运行方法。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，包括以下步骤：
(1)确定当前t时刻的电价，然后计算冷热电联产***能否盈利，若不能 盈利，冷热电联产***相当于用电设备，则使用电制冷机和电锅炉，否则冷热 电联产***相当于发电设备，使用冷热电联产***；
(2)在冷热电联产***不能盈利的情况下，比较负荷需求和冷热电需求之 和与光伏出力的大小，若大于等于光伏出力，则此时供不应求，储能电池放电 (出力)或从大电网购电；若小于光伏出力，则此时供大于求，向储能电池充 电或向大电网售电；
(3)在冷热电联产***可以盈利的情况下，比较负荷需求与光伏出力和冷 热电联产之和的大小，若负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和，则此 时供不应求，储能电池放电(出力)或从大电网购电，若负荷需求小于光伏出 力和冷热电联产之和，则此时供大于求，向储能电池充电或向大电网售电。
优选地，步骤(1)冷热电联产***能否盈利的计算公式为：
Vt GT·λGT-pGT·λt g＜(pgheat+pgcool)·λt g，
(Vt GT·λGT–pGT·λt g)表示t时段使用燃气轮机供给冷热负荷的运行成本，(pgheat +pgcool)·λt g表示t时间断面内通过电锅炉产热和电制冷机制冷产生的等同于燃气 轮机冷热电联产所产生制热量和制冷量需要的电费；当前者小于后者时，冷热 电联产***盈利。
优选地，步骤(2)储能电池充放电与向大电网售购电的选择应考虑储能成 本与电价的关系，遵循低储高发原则，同时还要考虑储能电池荷电状态SOC状 态。
优选地，所述的低储高发原则为：在给定时间断面t中，首先比较t时刻 的电价λt g与储能电池单位发电量成本λES的大小，当λES＞λt g时，储能电池在 满足充电功率约束条件下充电，否则储能电池在满足放电功率约束的条件下放 电。
优选地，所述的储能电池荷电状态SOC的充电上限为80％，放电下限为20％。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电 之和小于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电 成本，则储能电池以最大充电功率进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000031
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的 储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000032
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为t时刻储能电池的电压，λt g为t时刻 电力公司的电价。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电 之和小于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电 成本，则储能电池以仅利用光伏发电裕量进行充电，微电网外特性与发电成本 为：
Figure BDA0002075898490000041
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的 储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和 小于光伏出力时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，微电网 外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000042
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，Ct eq为发电成本， λt g为电力公司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电 之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午 夜，如果此时储能剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，微电网外特 性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000043
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电 之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余 电量未达充电限值，储能电池充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000051
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt chm为t时刻的储能 电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000052
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，λt g为电力公 司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之 和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量已达 放电限值，或储能剩余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本， 储能不放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000053
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之 和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达 放电限值且当前电网电价高于储能发电成本，储能放电，微电网外特性与发电 成本为：
Figure BDA0002075898490000061
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt dism为t时刻的储能 电池放电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为t时 刻储能电池发电成本。
优选地，当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产 之和时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电成本，则储能 电池以最大充电功率进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000062
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000063
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时 刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
优选地，当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产 之和时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电成本，则储能 电池以仅利用光伏发电裕量进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000071
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成 本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量。
优选地，当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产 之和时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，微电网外特性与 发电成本为：
Figure BDA0002075898490000072
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量。
优选地，当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电 联产之和时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午夜，如果此时 储能剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，微电网外特性与发电成本 为：
Figure BDA0002075898490000073
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量。
当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和 时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余电量未达充电限值，储 能电池充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000081
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成 本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000082
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时 刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和 时，若当前大电网电价不为谷时电价且储能剩余电量已达放电限值，或储能剩 余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本，储能不放电，微电网 外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000083
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量。
优选地，当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电 联产之和时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达放电限值且 当前电网电价高于储能发电成本，储能放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000091
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt dism为t时刻的储能电池放 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为储能电池t 时刻单位发电量成本，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气 量。
本发明的积极有益效果：1.现阶段国内市场机制还不健全，上网电价按照 各类电源单独核定，本发明以现有的电源和负荷模型为基础，综合考虑上网电 价、光伏发电成本、光伏上网电价等因素和各分布式能源的运行特性，以微电 网运营成本最小为目标，分别分析了不同的并网型微电网不同运行条件下各电 源的出力策略，通过优化得到微电网的14种调度运行策略，涵盖了实际运行的 所有情况，能够针对不同运行模式进行有效的经济调度，不仅能反映微电网并 网负荷的真实特征，而且能够反映出各类电价协调之处，对今后指导相关电价 规定具有重要的意义。
2.本发明基于商业型的并网型微电网内部差异化电源电价与发电成本，综 合考虑商业型的并网型微电网考虑各类电源电价和发电成本，针对商业型微电 网中包含的常见电源类型提出不同的成本模型，完善微电网内部的电源配置， 开发了一种并网型微电网不同运行场景下电源出力的优化调度方法，分析并网 点聚合负荷特性，得到了各类电源不同场景下的出力策略及状态变化途径，在 此基础上建立优化运行模型，分析并网型微电网的出力特征，为含并网型微电 网的规划和设计奠定基础。
附图说明
图1为商业型的并网型微电网***结构图；
图2为燃气轮机工作原理示意图；
图3为商业型的并网型微电网控制策略示意图。
具体实施方式
下面结合一些具体实施例对本发明进一步说明。
图1为商业型的并网型微电网***结构图，整个微电网相对外部电网来说 是一个整体，通过一个静态开关和上级电网的变电站相联系。微电网内包括光 伏电源、储能电池和冷热电联产***，由微型燃气轮机(Gas Turbine，GT)构 成的冷热电联产***(CombinedCooling Heating and Power，CCHP)向用户同 时供热(冷)能和电能，从而提高其利用效率。
微电网独立运营模式以微电网自身利润最大化为目标进行电源控制，因此， 设计微电网运行目标函数为微电网运行成本最小，其函数为：
Figure BDA0002075898490000101
式中：C为每日运行综合成本；Cpr为微电网售电收益；Cco为电源发电总成 本；pt ES、pt PV与pt GT为微电网内储能、光伏以及冷热电联产***在t时刻的出力， Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量，λES与λPV为储能与光伏的单位发电量成 本，λGT为单位燃气成本；λt g为电力公司在时刻t时的电价，Lg为微电网向电 力公司购入的电量网费用。
冷热电联产***，发展于热电联产***的基础上，可用于满足建筑能源需 求，是将传统热电联产***在应用场合和规模等方面扩充和壮大的一种总能系 统，其工作原理如图2所示。
根据需求优先性的不同，该***通常分为“以热定电”和“以电定热”两 种运行模式；“以热定电”，是指***优先满足热能负荷需求，把电能视为附属， 如果电力负荷需求无法满足，则可由其他途径(如其他发电单元或从电网购电 等)得到补充；与之相反，“以电定热”模式优先保证电力负荷需求得到满足， 而将热能当作附属品，如果热能负荷需求得不到满足，则可由热能输出设备(如 锅炉等)获得补充。
冷热电联产***产热或产冷应满足下列条件：
Figure BDA0002075898490000111
其中，Qhdem、Qcdem分别是热冷负荷需求；QGTh、QGTc为燃气轮机冷热电联 产的制热量和制冷量，Qgridh、Qgridc为电锅炉与电制冷机的制热量和制冷量，其 中：
Figure BDA0002075898490000112
上式中，pgheat、pgcool分别为采用电锅炉与电制冷机满足冷热负荷时的耗电 功率；Cgh、Cgc分别为电锅炉与电制冷机的制热系数制和冷系数；
同时冷热电联产***出力还应满足式(4)-(7)所示的机组消耗燃料费用 与功率输出关系：
Figure BDA0002075898490000113
Qgt-co＝QGT×COPco (5)
Qgt-hs＝QGT×COPhe (6)
Figure BDA0002075898490000121
其中，QGT为燃气轮机烟气余热量；Pe为燃气轮机输出功率；ηe为燃气轮机 发电效率27％；ηL为燃气轮机散热损失系数3％；Qgt-co、Qgt-he分别为燃气轮机 烟气余热提供的制冷量和制热量；COPco、COPhe分别为溴冷机的制冷系数和制 热系数；VGT为运行时间内燃气轮机消耗的天然气量；Δt1为燃气轮机的运行时 间；LHVNG为天然气低热热值。
光伏阵列由若干个光伏模块通过串联或并联的方式组成，其中单件光伏模 块的输出功率可以表示为：
Figure BDA0002075898490000122
在上式中，ps为标准测试条件下的最大测试功率，G为实际光照强度，GST为标准测试条件下的太阳能光照强度，取值1000W/m2，ηT为温度系数，Ts为组 件工作实际温度，可以通过环境温度T和光照强度G进行估算，TST为参考温度， 取值25℃；其中，
Figure BDA0002075898490000123
其中，T为环境温度，TN为组件工作额定温度，单位℃；太阳能组件输出 功率与光照强度G和环境温度T的函数：
Figure BDA0002075898490000124
因此，光伏阵列的平均输出功率为：
Figure BDA0002075898490000125
储能具有稳定***内电能供应的能力，起到增强分布式发电单元的可调度 性能的作用，储能电池的模型可由一个可控电压源Eb和常值内阻串联而成，受 控源Eb表达式能够表示为：
Figure BDA0002075898490000131
其中，Eb是储能电池的空载电压，E0是储能电池的恒定电压，K是极化电 压，Q是储能电池的容量，A为指数增益电压，B为时间增益容量。通过储能电 池的放电特性计算上述参数。
由于微电网包含了多种能源需求的用户，且微电网可以孤岛运行，因此， 其调度运行必须在满足微电网内部负荷需求的条件上优先考虑并网时的调度经 济性。微电网并网时的经济运行问题，不仅要考虑各微源的出力调度策略，还 需要考虑微电网与外网的电能交易对微网***效益的影响。
对于光伏电源而言，需要其持续地进行出力，光伏电池在微电网任意时间 断面中都应让其尽可能多发电以减少其他电源出力，降低发电成本。同时，储 能电池应遵从低储高发的策略，在给定时间断面t中，首先比较t时刻的电价λt g与储能电池单位发电量成本λES的大小，当λES＞λt g时，储能电池在满足充电功 率约束条件下充电，否则储能电池在满足放电功率约束的条件下放电。此外， 将冷热电联产***以能否获利作为启停的判据，当运行成本低于电采暖/供冷成 本时，即满足式(13)时冷热电联产机组运行。
Vt GT·λGT-pGT·λt g＜(pgheat+pgcool)·λt g (13)
式中(Vt GT·λGT–pGT·λt g)表示t时段使用燃气轮机供给冷热负荷的运行 成本，(pgheat+pgcool)·λt g表示t时间断面内通过电锅炉产热和电制冷机制冷产 生的等同于燃气轮机冷热电联产所产生制热量和制冷量需要的电费；当前者小 于后者时，采用冷热电联产的方式更加经济，反之，则利用电锅炉或电制冷机 来满足负荷需求。
商业型的并网型微电网电源出力策略图见图3，共计14种模式中，光伏皆 不考虑弃光，全功率出力，具体如下：
1.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小 于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电成本， 则储能电池以最大充电功率进行充电，对应模式C1，在该模式下微电网外特性 与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000141
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的 储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000142
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为t时刻储能电池的电压，λt g为t时刻 电力公司的电价。
2.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小 于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电成本， 则储能电池以仅利用光伏发电裕量进行充电，对应模式C2，在该模式下微电网 外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000151
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的 储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
3.当冷热电联产不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小于光 伏出力时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，对应运行模式 C3，该模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000152
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，Ct eq为发电成本， λt g为电力公司在时刻t时的电价。
4.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大 于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午夜，如 果此时储能剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，对应模式C4，在该 模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000153
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
5.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大 于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余电量未 达充电限值，储能电池充电，对应模式C5，在该模式下微电网外特性与发电成 本为：
Figure BDA0002075898490000161
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt chm为t时刻的储能 电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000162
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，λt g为电力公 司在时刻t时的电价。
6.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大 于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量已达放电 限值，或储能剩余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本，储能 不放电，对应模式C6，在该模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000163
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
7.当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大 于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达放电 限值且当前电网电价高于储能发电成本，储能放电，对应模式C7，在该模式下 微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000171
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt dism为t时刻的储能 电池放电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为t时 刻储能电池发电成本。
8.当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和 时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电成本，则储能电池 以最大充电功率进行充电，对应模式C8，在该模式下微电网外特性与发电成本 为：
Figure BDA0002075898490000172
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000173
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时 刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
9.当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和 时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电成本，则储能电池 以仅利用光伏发电裕量进行充电，对应模式C9，在该模式下微电网外特性与发 电成本为：
Figure BDA0002075898490000181
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成 本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量。
10.当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和 时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，对应运行模式C10，该 模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000182
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量。
11.当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产 之和时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午夜，如果此时储能 剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，对应模式C11，在该模式下微电 网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000183
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量。
12.当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产 之和时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余电量未达充电限值， 储能电池充电，对应模式C12，在该模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000191
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成 本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure BDA0002075898490000192
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时 刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价。
13.当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产 之和时，若当前大电网电价不为谷时电价且储能剩余电量已达放电限值，或储 能剩余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本，储能不放电，对 应模式C13，在该模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000193
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力 公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然 气量；
14.当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产 之和时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达放电限值且当前 电网电价高于储能发电成本，储能放电，对应模式C14，在该模式下微电网外特 性与发电成本为：
Figure BDA0002075898490000201
pt eq为微电网外特性(即微电网功率)，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt dism为t时刻的储能电池放 电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为储能电池t 时刻单位发电量成本，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气 量；
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领 域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其他修改或者等同替换，只要不脱 离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (5)

1.一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)确定当前t时刻的电价，然后计算冷热电联产***能否盈利，若不能盈利，则使用电制冷机和电锅炉，否则使用冷热电联产***；
(2)在冷热电联产***不能盈利的情况下，比较负荷需求和冷热电需求之和与光伏出力的大小，若大于等于光伏出力，储能电池放电或从大电网购电；若小于光伏出力，向储能电池充电或向大电网售电；
(3)在冷热电联产***可以盈利的情况下，比较负荷需求与光伏出力和冷热电联产之和的大小，若负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和，储能电池放电或从大电网购电，若负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和，向储能电池充电或向大电网售电；
步骤(1)冷热电联产***能否盈利的计算公式为：
Figure FDA0003180489170000011
其中，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量，λGT为单位燃气成本，pGT为冷热电联产出力，
Figure FDA0003180489170000012
为电力公司在t时刻的电价，
Figure FDA0003180489170000013
表示t时段使用燃气轮机供给冷热负荷的运行成本，
Figure FDA0003180489170000014
表示t时间断面内通过电锅炉产热和电制冷机制冷产生的等同于燃气轮机冷热电联产所产生制热量和制冷量需要的电费；当前者小于后者时，冷热电联产***盈利；
所述储能电池充放电与向大电网售购电的选择应考虑储能成本与电价的关系，遵循低储高发原则，同时还要考虑储能电池荷电状态SOC状态；所述的低储高发原则为：在给定时间断面t中，首先比较t时刻的电价λt g与储能电池单位发电量成本λES的大小，当λES＞λt g时，储能电池在满足充电功率约束条件下充电，否则储能电池在满足放电功率约束的条件下放电；所述的储能电池荷电状态SOC的充电上限为80％，放电下限为20％。
2.根据权利要求1所述的差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，其特征在于，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电成本，则储能电池以最大充电功率进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000021
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，
Figure FDA0003180489170000022
为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure FDA0003180489170000023
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为t时刻储能电池的电压，
Figure FDA0003180489170000024
为t时刻电力公司的电价；
当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小于光伏出力时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电成本，则储能电池以仅利用光伏发电裕量进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000025
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，
Figure FDA0003180489170000026
为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和小于光伏出力时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000031
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产***消耗的功率，Ct eq为发电成本，
Figure FDA0003180489170000032
为电力公司在时刻t时的电价。
3.根据权利要求1所述的差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，其特征在于，当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午夜，如果此时储能剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000033
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，
Figure FDA0003180489170000034
为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余电量未达充电限值，储能电池充电，对应模式C5，在该模式下微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000041
pt eq为即微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure FDA0003180489170000042
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量已达放电限值，或储能剩余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本，储能不放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000043
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产***不能获利，负荷需求与电锅炉或电制冷机耗电之和大于等于光伏出力时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达放电限值且当前电网电价高于储能发电成本，储能放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000044
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt h-c为t时刻的冷热电联产消耗的功率，pt dism为t时刻的储能电池放电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为t时刻储能电池发电成本。
4.根据权利要求1所述的差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，其特征在于，当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价低于储能发电成本，则储能电池以最大充电功率进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000051
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure FDA0003180489170000052
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和时，若储能剩余电量未达充电限值，当前电价高于储能发电成本，则储能电池以仅利用光伏发电裕量进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000053
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
当冷热电联产***能够获利，负荷需求小于光伏出力和冷热电联产之和时，而储能剩余电量已达充电限值时，储能电池不充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000061
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量。
5.根据权利要求1所述的差异化电源电价下并网型微电网的运行方法，其特征在于，当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和时，若当前大电网电价为谷时电价，则当前时刻多为午夜，如果此时储能剩余电量已达充电限值，储能电池不进行充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000062
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和时，若当前大电网电价为谷时电价，如果此时储能剩余电量未达充电限值，储能电池充电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000063
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
同时，储能电池发电成本增至：
Figure FDA0003180489170000071
λt ES为t时刻储能电池发电成本，Et为储能电池t时刻的电压，pt chm为t时刻的储能电池充电功率，λt g为电力公司在时刻t时的电价；
当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量已达放电限值，或储能剩余电量未达放电限值且当前电网电价低于储能发电成本，储能不放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000072
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量；
当冷热电联产***能够获利，负荷需求大于等于光伏出力和冷热电联产之和时，若当前大电网电价不为谷时电价，储能剩余电量未达放电限值，当前电网电价高于储能发电成本，储能放电，微电网外特性与发电成本为：
Figure FDA0003180489170000073
pt eq为微电网功率，pt PV为光伏在t时刻的的出力，pt L为t时刻的负荷，pt GT为t时刻的冷热电联产出力，pt dism为t时刻的储能电池放电功率，Ct eq为发电成本，λt g为电力公司在时刻t时的电价，λt ES为储能电池t时刻单位发电量成本，λGT为单位燃气成本，Vt GT为冷热电联产***消耗天然气量。
CN201910453597.8A 2019-05-28 2019-05-28 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法 Active CN110061499B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910453597.8A CN110061499B (zh) 2019-05-28 2019-05-28 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910453597.8A CN110061499B (zh) 2019-05-28 2019-05-28 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110061499A CN110061499A (zh) 2019-07-26
CN110061499B true CN110061499B (zh) 2021-08-27

Family

ID=67324864

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910453597.8A Active CN110061499B (zh) 2019-05-28 2019-05-28 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110061499B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113258610B (zh) * 2021-06-30 2023-06-30 云南电网有限责任公司电力科学研究院 一种微电网调整的方法及装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN201797324U (zh) * 2010-07-30 2011-04-13 北京市电力公司 一种智能微电网
CN102354974A (zh) * 2011-10-13 2012-02-15 山东大学 微电网多目标优化运行控制方法
CN109217349A (zh) * 2017-06-30 2019-01-15 国网山西省电力公司经济技术研究院 基于多微网并网场景下的计及运行策略的微电网外特性求解方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9367108B2 (en) * 2012-06-28 2016-06-14 Nec Corporation Reduction of operational cost using energy storage management and demand response

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN201797324U (zh) * 2010-07-30 2011-04-13 北京市电力公司 一种智能微电网
CN102354974A (zh) * 2011-10-13 2012-02-15 山东大学 微电网多目标优化运行控制方法
CN109217349A (zh) * 2017-06-30 2019-01-15 国网山西省电力公司经济技术研究院 基于多微网并网场景下的计及运行策略的微电网外特性求解方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN110061499A (zh) 2019-07-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Liu et al. Two-phase collaborative optimization and operation strategy for a new distributed energy system that combines multi-energy storage for a nearly zero energy community
CN109523052B (zh) 一种考虑需求响应和碳交易的虚拟电厂优化调度方法
CN113112087A (zh) 考虑电热负荷需求响应的综合能源***运行成本优化方法
CN113962828B (zh) 考虑碳消耗的综合能源***协调调度方法
CN110826815B (zh) 一种考虑综合需求响应的区域综合能源***运行优化方法
CN110807588B (zh) 一种多能源耦合综合能源***的优化调度方法
CN112836882A (zh) 考虑设备负载率变化的区域综合能源***运行优化方法
CN112329260A (zh) 一种多能互补微网多元多目标优化配置与优化运行方法
CN116050637A (zh) 基于分时电价的综合能源虚拟电厂优化调度方法及***
CN110611336A (zh) 包含双级需求侧响应的园区综合能源***优化运行方法
CN110061499B (zh) 一种差异化电源电价下并网型微电网的运行方法
CN108494014A (zh) 一种混合能源热电联产经济性优化管理方法
CN112446616B (zh) 园区型综合能源***优化运行策略与负荷特性建模方法
CN115860406A (zh) 基于内部电价激励的园区综合能源***能量调度方法
Chen et al. Robust optimization based multi-level coordinated scheduling strategy for energy hub in spot market
Jiarui et al. Research on Demand Response Strategy of Electricity Market Based on Intelligent Power Consumption
Yang et al. Economic dispatching of CCHP microgrid considering grid-connected revenue
Ye et al. The coordinated operation scheduling of distributed generation, demand response and storage based on the optimization energy hub for minimal energy usage costs
Bian et al. Economic Dispatch of A Virtual Power Plant with Wind-photovoltaic-storage Considering Demand Response
Hu et al. Demand Response Optimization Strategy for Multi-Level Intelligent Regulation under the Power Internet of Things
Yan et al. Optimal Scheduling of Integrated Energy System considering Hydrogen and Integrated Demand Response
Di et al. Optimal Energy Management for Multi-energy Microgrid Considering Demand Response
Li et al. A Bi-level Optimal Configuration of Combined Cooling, Heating, and Power System Considering Demand Side Management
Wentao et al. Multi-objective optimization of capacity configuration for grid-connected microgrid system
Zhiwei et al. Research on Optimal Configuration Method of Source-Load-Storage System in Industrial Parks

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20200628

Address after: 450052 C building, No. 87, Songshan office, South Zhengzhou Road, 27 District, Henan 1-10, China

Applicant after: ECONOMIC TECHNOLOGY RESEARCH INSTITUTE OF STATE GRID HENAN ELECTRIC POWER Co.

Address before: 450000 C building, No. 87, Songshan office, South Zhengzhou Road, 27 District, Henan 1-10, China

Applicant before: ECONOMIC TECHNOLOGY RESEARCH INSTITUTE OF STATE GRID HENAN ELECTRIC POWER Co.

Applicant before: STATE GRID CORPORATION OF CHINA

GR01 Patent grant
GR01 Patent grant