技术特征：
1.一种基于mpc的源网荷储灵活性资源实时优化调度方法，其特征在于，包括：获取电源侧常规机组运行参数、电网侧拓扑结构与线路参数、负荷侧需求响应负荷规模、储能侧电池的运行参数、滚动优化调度阶段常规机组的启停计划与储能机组的充放电计划、源侧与负荷侧的超短期预测信息；在实时优化调度周期内，基于鲁棒优化框架和mpc方法，以源网荷储灵活性资源综合成本最小为目标函数，约束条件计及源网荷储灵活性资源的运行特性，构建实时优化调度模型，将实时优化调度模型转化成二次规划模型，调用商业求解器求解该二次规划模型，计算得到常规火电机组实时出力计划、可再生能源发电功率和负荷需求响应的允许波动区间、实时电价策略、输电线路实时动态增容策略、储能的实时充放电策略。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，目标函数被描述为：min{f
1s
+f
2s
+f
3s
+f
4s
+f
5s
}}}}f
5s
＝f
ops-f
psspsspss
式中，t
s
为实时调度的周期；n
t
为火电机组台数，n
r
为可再生能源场站数量，n
p
为pdr负荷所在的节点数，n
n
为输电线路数，n
b
为储能机组台数；mt为当前时段；f
1s
为实时调度时域内可调机组出力相对滚动优化结果的偏差成本，f
2s
为火电机组在实时优化阶段的备用成本，f
3s
为可再生能源超短期发电功率消纳惩罚成本与负荷需求响应惩罚成本之和，f
4s
为输电线路在实时调度阶段的动态增容成本，f
5s
为储能电站运行总成本，f
ops
为储能机组的运维成本，f
pss
为储能机组的调频收益；和为偏差成本的系数矩阵，和分别为日内滚动优化调度阶段、实时调度阶段可调机组出力计划和状态变量行向量，δu
j,mt+t
为可调机组控制变量行向量；和分别为实时优化调度阶段火电机组j在时段t的向上、向下旋转备用容量，和分别为对应的向上、向下旋转备用成本系数；和分别为可再生能源场站r在时段t的弃风/弃光功率、切负荷功率，和分别为对应的弃风/弃光功率、切负荷功率的惩罚成本系数；和分别为pdr负荷n在时段t的向上、向下需求响应
功率偏差，和分别为对应的向上、向下需求响应功率偏差的惩罚成本系数；为线路m在时段t的越限功率，为对应的单位功率动态增容成本；分别为储能机组b的额定功率、额定容量、单位功率和单位容量的运行成本；α
bs
、r分别为储能机组b的实际循环寿命、贴现率、资本回收率；分别为储能机组b在时段t充电状态下的向上调整输出、放电状态下的向下调整输出及其收益系数，分别为储能机组b在时段t充电状态下的向下调整输出、放电状态下的向上调整输出及其收益系数。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，约束条件包括常规火电机组约束、风电场/光伏电站功率约束、pdr负荷功率约束、储能电站运行约束、系统节点功率平衡约束、系统旋转备用约束、网络传输容量安全约束，所述常规火电机组约束包括技术出力约束、机组爬坡约束以及旋转备用释放约束，所述储能电站运行约束包括储能机组充电/放电功率约束、储能机组荷电状态约束、储能电站寿命约束。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，将网络传输容量安全约束转化为如下确定性约束：式中，λ
ε,m
为可再生能源场站r与pdr负荷对线路m的准稳态灵敏度因子的集合；分别为可再生能源场站r在时段t可消纳功率预测误差的上、下限，分别为节点n处pdr在时段t容许响应功率的上、下限；为可再生能源场站r在时段t的可消纳功率预测误差上限与pdr负荷n在时段t的容许响应功率下限的集合；为可再生能源场站r在时段t的可消纳功率预测误差下限与pdr负荷n在时段t的容许响应功率上限的集合；可消纳功率预测误差下限与pdr负荷n在时段t的容许响应功率上限的集合；为实时优化调度阶段所引入的辅助变量。
技术总结
针对源网荷储灵活性资源在实时调度阶段的协调优化问题，本发明基于鲁棒优化框架和模型预测控制方法，提供一种适应源荷预测信息动态更新的源网荷储灵活性资源实时优化调度方法。本发明以实时调度周期内源网荷储灵活性资源综合成本最小为目标函数，约束条件计及了源网荷储灵活性资源的运行特性；将所构建的源网荷储灵活性资源实时优化调度模型转化为二次规划模型，调用商业求解器直接求解，得到常规火电机组实时出力计划、可再生能源发电功率和负荷需求响应的允许波动区间、实时电价策略、输电线路实时动态增容策略、储能的实时充放电策略。策略。策略。
技术研发人员：夏沛 张晓星 王述祯 张成 张哲亮 汪颖翔 吴军 周倩
受保护的技术使用者：国网湖北省电力有限公司经济技术研究院 武汉大学 国网重庆市电力公司
技术研发日：2022.05.06
技术公布日：2022/8/5