CN106058918A - 基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法，该方法考虑当全网光伏功率波动打破原有供需平衡时，即光伏站群出力波动导致净负荷功率波动超出电力系统有功调节能力范围时，光伏‑电网之间的源网矛盾才需要缓解，避免了储能的过度调控，减少弃光损失，提高储能系统的经济性，获得综合效益最高的最优储能配置容量，为提高光伏入网率提供重要借鉴。

Description

基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法

技术领域

本发明属于光伏领域，是一种基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法。

背景技术

随着世界范围内能源枯竭与环境问题的逐步恶化，人们越来越关注可再生能源的开发与利用，其中太阳能光伏以其清洁、安全、可再生的特点以及太阳能电池板价格逐步降低的优势，在世界范围内备受青睐。截至2015年底，我国光伏电站装机达到4318万千瓦。

与风电类似，光伏出力同样具有“难预测性”、“难调度性”与“强波动性”等特质，挑战电力系统调度运行安全。由于系统调峰限值，大规模光伏功率波动与电网安全运行之间存在严重的源网矛盾，制约光伏接纳的规模，造成大量弃光。据统计，我国甘肃电网、新疆电网弃光率分别达到31％和26％^[1]，提高电网接纳光伏的规模已成为目前亟待解决的问题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提出一种基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法，该方法考虑当全网光伏功率波动打破原有供需平衡时，即光伏站群出力波动导致净负荷功率波动超出电力系统有功调节能力范围时，光伏-电网之间的源网矛盾才需要缓解，避免了储能的过度调控，减少弃光损失，并对储能系统进行经济性分析。

解决其技术问题采用的技术方案是：一种基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法，其特征在于，它包括以下内容：

1)光伏接纳可行域

电力系统是一个功率实时平衡的系统，根据日前负荷预测安排当天电源出力计划，光伏功率P_solar(t)的接入会影响源—网—荷功率的实时平衡，区域电网功率平衡关系如(1)式：

P_load(t)＝P_H(t)+P_solar(t)+P_TH(t) (1)其中，P_load(t)为全网实时负荷；P_H(t)为水力机组实时出力；P_solar(t)为光伏电站群实时出力；P_TH(t)为火力机组实时出力；

引入光伏接纳可行域的概念，以计算电网接纳光伏功率的最大值，以负荷需求与水电、火电出力和之差表示，如(2)式：

P_lim(t)＝P_load(t)-P_H·min(t)-P_Th·min(t) (2)式中，P_lim为接纳可行域限值；P_H·min为水力机组最小出力；P_TH·min为火力机组最小出力，接纳可行域区域如(3)式：

P_solararea(t)≤P_lim(t) (3)

2)基于光伏接纳可行域的控制

在负荷低谷、光伏出力高峰时段，利用储能系统吸收超出可行域的光伏电量；在负荷高峰时段且光伏接纳可行域尚有裕度时，储能系统放电，

在负荷低谷时段储能的充电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)<P_m\\ P_m,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(4\right)$

在负荷高峰时段，储能系统放电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)<P_m\\ -P_m,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(5\right)$

储能系统容量配置E_bs(t)为：

$E_{bs}\left(t\right)={\mathrm{\&eta;}}_{ch\arg e}{\&Integral;}_0^T{P}_{ess}\left(t\right)dt---\left(6\right)$

式中，T为一个调度日内储能系统总充电时间；

3)储能系统的运行的评价

a)储能平抑后光伏电站群的弃光电量

在光伏出力大于调度计划出力时，受储能系统自身的额定功率和额定容量限制，光伏功率波动不能被完全平抑，将导致一部分光伏出力不能上网，这部分电量为“弃光电量”，如(7)-(10)式：

P_non1＝P_solar(t)-P_m(t) (7)功率限制弃光电量为：

$E_{non1}={\&Integral;}_0^T{P}_{non1}\left(t\right)dt---\left(8\right)$

容量限制弃光电量为：

$E_{non2}={\&Integral;}_0^T\left({\&Integral;}_{t_1}^{t_2}{P}_{solar}\right(t)dt-E_m)dt---\left(9\right)$

总弃光电量为：

E_non＝E_non1+E_non2 (10)

其中，P_non1为储能系统额定功率限制弃光功率；E_non1为储能系统额定功率限制弃光电量；E_non2为储能系统额定容量限制弃光电量；E_non为总弃光电量；

b)储能系统的经济性分析

储能系统的综合收益M为：

M＝C_income-C_invest (11)

其中，M为储能系统的综合收益；C_income为储能系统的总收益；C_invest为储能系统的总投资；

储能系统的投资成本C_invest有功率成本以及容量成本两个部分构成，具体表达式为：

$C_p={\mathrm{\&rho;}}_p\&CenterDot;P_m\&CenterDot;\frac{{(1+s)}^n\&CenterDot;s}{{(1+s)}^n-1}---\left(12\right)$

$C_E={\mathrm{\&rho;}}_E\&CenterDot;E_m\&CenterDot;\frac{{(1+s)}^n\&CenterDot;s}{{(1+s)}^n-1}---\left(13\right)$

C_invest＝(C_p+C_E)·(1+r) (14)

其中，C_p为储能系统功率成本；P_m为储能系统额定功率；C_E为储能系统容量成本；E_m为储能系统额定容量；ρ_p为储能系统单位功率成本；ρ_E为储能系统单位容量成本；s为贴现率；n为储能系统运行年限；r为储能系统运行及维护费用与初始投资的比例；

储能系统的收益包括储能的“低储高发”运行收益C_d，提高光伏入网规模的电量收益C_g，以及减少CO₂排放的收益C_e，

C_income＝C_d+C_g+C_e (15)

C_d＝ρ_dE_mη_charge-ρ_cE_m/η_discharge (16)

其中，ρ_d为负荷高峰时的电价；ρ_c为负荷低峰时的电价；η_charge为储能系统的充电效率；η_discharge为储能系统放电效率；

利用储能系统多接纳的光伏电量收益表达式为：

C_g＝ρ_pvE_d (17)

其中，E_d为应用该策略储能系统多接纳的光伏能量；ρ_PV为光伏电站发电入网价格，

$E_d=\underset{i=1}{\overset{365n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\&Integral;}_0^{iT}{P}_{ch\arg e}\left(t\right)dt---\left(18\right)$

其中，i为第i个调度日；n为储能系统的运行年限，

储能系统提高了光伏入网规模，将减少CO₂排放，为此带来的环境收益如(19)式

$C_e={\mathrm{\&rho;}}_{{\mathrm{co}}_2}{E}_d{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{co}}_2}---\left(19\right)$ 其中，ρ_CO2为CO₂的交易价格；η_CO2为1MW·h的电量向大气排放的CO₂质量。

附图说明

图1是典型日光伏接纳可行域限值与光伏出力曲线；

图2是两种控制策略下储能系统充放电功率曲线；

图3是不同额定功率下储能系统配置容量；

图4是储能系统不同额定功率下多接纳的光伏入网电量；

图5是不同功率下的储能系统综合收益曲线；

图6是不同储能系统单位容量价格下的综合收益。

具体实施方式

下面利用附图和实施例对本发明基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法作进一步说明。

本发明的具体实施例是：以我国西北某省大型光伏电站群所处位置为例，分析用数据来自光伏电站群实测数据,数据的获得可采用本领域技术人员所熟悉的市售产品数据采集装置来实现。

实施例计算条件说明如下：

该区域主要供电能源分别为水电、光伏、火电以及极少量的风电，占比分别为62.07％、23.27％、12.93％以及1.73％。该区域电网内的光伏电站群共有12个光伏电站，总装机920MW，计算条件如下：

1)发电时段为1d，调度窗口为1h，单站光伏采样间隔为15min。

2)全钒液流电池使用周期时间长，一般可运行15—20年，并且其功率与容量可以灵活地变化，可达到100％的放电深度，较以阀控铅蓄电池等作为储能系统有明显优势^[12]。设定本算例光伏储能系统运行年限n为15年。其成本与收益参数见表1。

表1 算例参数 Table1 Parameters of example

某区域电网功率平衡关系如(1)式：

P_load(t)＝P_H(t)+P_solar(t)+P_Th(t) (1)

由(1)式转换到(2)式：

P_lim(t)＝P_load(t)-P_H·min(t)-P_Th·min(t) (2)

将(2)式转化为(3)式：

P_solararea(t)≤P_lim(t) (3)

根据(3)式得到一典型日内该省电网光伏接纳可行域限值与光伏功率曲线，如附图1所示。

基于光伏接纳可行域的储能系统调控方法：在负荷低谷、光伏出力高峰时段，利用储能系统吸收超出可行域的光伏电量；在负荷高峰时段且光伏接纳可行域尚有裕度时，储能系统放电。

在负荷低谷时段储能的充电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)<P_m\\ P_m,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(4\right)$

在负荷高峰时段，储能系统放电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)<P_m\\ -P_m,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(5\right)$

根据(4)(5)式得出典型日内储能的充放电曲线，如附图2。

当储能系统额定功率为25MW，由于储能容量及功率限值，依照(7)(8)(9)(10)计算两种方法的弃光率。

P_non1＝P_solar(t)-P_m(t) (7)

功率限制弃光电量为：

$E_{non1}={\&Integral;}_0^T{P}_{non1}\left(t\right)dt---\left(8\right)$

容量限制弃光电量为：

$E_{non2}={\&Integral;}_0^T\left({\&Integral;}_{t_1}^{t_2}{P}_{solar}\right(t)dt-E_m)dt---\left(9\right)$

总弃光电量为：

E_non＝E_non1+E_non2 (10)

按照调度计划的常规控制方法造成弃光量为179.4MW·h，可行域控制方法弃光量2.49MW。可见，同等光照、储能配置条件下，本文可行域控制策略能多接纳光伏176.91MW·h，将储能成本归算到一天，可节省17.65万元/天。光伏功率没超出系统平衡的时段，按照常规控制策略储能系统也会进行调控，属于过度调控。而基于光伏接纳可行域储能控制策略储能动作次数明显较少，储能系统在负荷高峰时段集中放电，调控简洁，提高了光伏电量的入网率。

根据式(6)计算光伏接纳可行域的控制方法确定其在不同功率配置下的储能容量配置，如图3所示。

$E_{bs}\left(t\right)={\mathrm{\&eta;}}_{ch\arg e}{\&Integral;}_0^T{P}_{ess}\left(t\right)dt---\left(6\right)$

由图3可知，储能系统配置容量随储能功率的增加而增加，当储能系统功率为30.1MW时，其储能配置容量为25.12MW·h。然而储能功率继续增加时，容量不再增加，这是因为储能额定功率增加达到光伏功率与光伏接纳可行限制最大值时，储能系统所储存能量即为光伏功率超出可行域限值部分，所以无需再增加储能容量。

利用一年的实测光伏数据研究运用可行域储能策略时可多接纳的光伏电量，如图4所示。

由图4可知，随着储能系统额定功率增加，光伏接纳量也在提高，但是曲线斜率趋于减小，说明接纳光伏的增量逐渐减少，这是由于一年中光伏电站规模基本不变，随着额定功率的增加，多接纳的光伏电量会趋向于饱和。

根据式(11)计算储能系统经济性。首先计算储能系统的投资：

将表1的参数代入式(12)：

$C_p=5\&times;{10}^6\&CenterDot;P_m\&CenterDot;\frac{{(1+8\%)}^{15}\&CenterDot;8\%}{{(1+8\%)}^{15}-1}---\left(12\right)$

将表1的参数代入式(13)：

$C_E=7\&times;{10}^6\&CenterDot;E_m\&CenterDot;\frac{{(1+8\%)}^{15}\&CenterDot;8\%}{{(1+8\%)}^{15}-1}---\left(13\right)$

将表1的参数代入式并根据(12)(13)得出(14)：

C_invest＝(C_p+C_E)·(1+0.2％) (14)

再次计算储能系统的收益：

储能系统的收益包括储能的“低储高发”运行收益C_d，提高光伏入网规模的电量收益C_g，以及减少CO₂排放的收益C_e。

C_income＝C_d+C_g+C_e (15)

将表1的参数代入(16)式得：

C_d＝1024×E_m×0.7-240×E_m/0.7 (16)

将表1的参数代入(17)式得：

C_g＝900×E_d (17)

其中：

将表1的参数代入(19)式得:

C_e＝200×E_d×0.98 (19)

根据式(11)计算不同储能额定充电功率下，储能系统的综合收益如附图5，其中M为：

M＝C_income-C_invest (11)

由图5可知，随着储能系统额定功率地不断增加，光伏电站群收益呈现先增大后减小的趋势，未配置储能系统时其综合收益为0万元，当储能系统额定功率为3.8MW时，其收益最大，为51.98万元，反观图3可知，此时储能系统最优配置3.84MW·h的额定容量。

图6为应用全钒液流电池作为光伏储能系统随着容量成本的降低，综合收益曲线变化图，可明显看出，虽然有明显的“低储高发”运行收益、可行域提高光伏并网规模电量收益以及带来的环境收益，但是储能系统价格仍是主导着光伏电站群储能系统的经济性，随着储能成本的降低，其最大静态综合收益呈现增大的趋势。

本发明实施例中的计算条件、图例等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (1)

1.一种基于光伏接纳可行域的储能控制策略及经济性评价方法，其特征在于，它包括以下内容：

1)光伏接纳可行域

电力系统是一个功率实时平衡的系统，根据日前负荷预测安排当天电源出力计划，光伏功率P_solar(t)的接入会影响源—网—荷功率的实时平衡，区域电网功率平衡关系如(1)式：

P_load(t)＝P_H(t)+P_solar(t)+P_TH(t) (1)

其中，P_load(t)为全网实时负荷；P_H(t)为水力机组实时出力；P_solar(t)为光伏电站群实时出力；P_TH(t)为火力机组实时出力；

引入光伏接纳可行域的概念，以计算电网接纳光伏功率的最大值，以负荷需求与水电、火电出力和之差表示，如(2)式：

P_lim(t)＝P_load(t)-P_H·min(t)-P_Th·min(t) (2)

式中，P_lim为接纳可行域限值；P_H·min为水力机组最小出力；P_TH·min为火力机组最小出力，接纳可行域区域如(3)式：

P_solararea(t)≤P_lim(t) (3)

2)基于光伏接纳可行域的控制

在负荷低谷、光伏出力高峰时段，利用储能系统吸收超出可行域的光伏电量；在负荷高峰时段且光伏接纳可行域尚有裕度时，储能系统放电，

在负荷低谷时段储能的充电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)<P_m\\ P_m,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(4\right)$

在负荷高峰时段，储能系统放电功率P_ess为：

$P_{ess}\left(t\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{solar}\left(t\right)-P_{\lim }\left(t\right),0<P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)<P_m\\ -P_m,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&GreaterEqual;P_m\\ 0,P_{\lim }\left(t\right)-P_{solar}\left(t\right)\&le;0\end{array}\right.---\left(5\right)$

储能系统容量配置E_bs(t)为：

$E_{bs}\left(t\right)={\mathrm{\&eta;}}_{ch\arg e}{\&Integral;}_0^T{P}_{ess}\left(t\right)dt---\left(6\right)$ 式中，T为一个调度日内储能系统总充电时间；

3)储能系统的运行的评价

a)储能平抑后光伏电站群的弃光电量

在光伏出力大于调度计划出力时，受储能系统自身的额定功率和额定容量限制，光伏功率波动不能被完全平抑，将导致一部分光伏出力不能上网，这部分电量为“弃光电量”，如(7)-(10)式：

P_non1＝P_solar(t)-P_m(t) (7)

功率限制弃光电量为：

$E_{non1}={\&Integral;}_0^T{P}_{non1}\left(t\right)dt---\left(8\right)$

容量限制弃光电量为：

$E_{non2}={\&Integral;}_0^T\left({\&Integral;}_{t_1}^{t_2}{P}_{solar}\right(t)dt-E_m)dt---\left(9\right)$

总弃光电量为：

E_non＝E_non1+E_non2 (10)

其中，P_non1为储能系统额定功率限制弃光功率；E_non1为储能系统额定功率限制弃光电量；E_non2为储能系统额定容量限制弃光电量；E_non为总弃光电量；

b)储能系统的经济性分析

储能系统的综合收益M为：

M＝C_income-C_invest (11)

其中，M为储能系统的综合收益；C_income为储能系统的总收益；C_invest为储能系统的总投资；

储能系统的投资成本C_invest有功率成本以及容量成本两个部分构成，具体表达式为：

$C_p={\mathrm{\&rho;}}_p\&CenterDot;P_m\&CenterDot;\frac{{(1+s)}^n\&CenterDot;s}{{(1+s)}^n-1}---\left(12\right)$

$C_E={\mathrm{\&rho;}}_E\&CenterDot;E_m\&CenterDot;\frac{{(1+s)}^n\&CenterDot;s}{{(1+s)}^n-1}---\left(13\right)$

C_invest＝(C_p+C_E)·(1+r) (14)

其中，C_p为储能系统功率成本；P_m为储能系统额定功率；C_E为储能系统容量成本；E_m为储能系统额定容量；ρ_p为储能系统单位功率成本；ρ_E为储能系统单位容量成本；s为贴现率；n为储能系统运行年限；r为储能系统运行及维护费用与初始投资的比例；

储能系统的收益包括储能的“低储高发”运行收益C_d，提高光伏入网规模的电量收益C_g，以及减少CO₂排放的收益C_e，

C_income＝C_d+C_g+C_e (15)

C_d＝ρ_dE_mη_charge-ρ_cE_m/η_discharge (16)

其中，ρ_d为负荷高峰时的电价；ρ_c为负荷低峰时的电价；η_charge为储能系统的充电效率；η_discharge为储能系统放电效率；

利用储能系统多接纳的光伏电量收益表达式为：

C_g＝ρ_pvE_d (17)

其中，E_d为应用该策略储能系统多接纳的光伏能量；ρ_PV为光伏电站发电入网价格，

$E_d=\underset{i=1}{\overset{365n}{\&Sigma;}}{\&Integral;}_0^{iT}{P}_{ch\arg e}\left(t\right)dt---\left(18\right)$

其中，i为第i个调度日；n为储能系统的运行年限，

储能系统提高了光伏入网规模，将减少CO₂排放，为此带来的环境收益如(19)式

$C_e={\mathrm{\&rho;}}_{{\mathrm{co}}_2}{E}_d{\mathrm{\&eta;}}_{{\mathrm{co}}_2}---\left(19\right)$

其中，ρ_CO2为CO₂的交易价格；η_CO2为1MW·h的电量向大气排放的CO₂质量。