CN109687423B - 一种直流电网的储能配置方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种直流电网的储能配置方法，以典型日下储能日化投资与火电机组运行成本之和最小为目标，并综合考虑火电机组、抽蓄电站、电池储能电站的运行，搭建含新能源接入的直流网络储能配置模型；该模型为非凸非线性模型，为进行有效求解，采用分段线性化、大M法线性化、二阶锥松弛等手段对模型进行凸化处理，得到等效的含新能源接入直流电网的储能容量配置二阶锥模型，可通过商业求解器直接进行求解。通过本发明获取的最优结果可合理配置直流电网储能，进而提高风电利用率并降低系统运行成本。
Description
技术领域
本发明属于电气工程领域，更具体地，涉及一种直流电网的储能配置方法。
背景技术
进入21世纪以来，全球化石能源紧缺与环境污染问题日益严重，各国政府开始大力发展新能源发电，但由于新能源发电自身的波动性，其大量接入会影响电网的稳定运行，这是目前影响新能源发电大规模并网的主要问题。近年来，储能技术快速发展，为提高电网对新能源发电的消纳能力带来了新的解决途径。通过发挥储能装置的功率吞吐功能，可以有效减轻新能源出力波动性对电网的影响，提高新能源发电利用率。柔性直流输电具有控制灵活、易于扩展的优点，将其发展成高压直流电网，并与储能系统进行结合，是目前实现大规模风电消纳的一种可行方式。当前储能装置的成本仍然较高，而关于直流网络的研究较少，因此在直流电网中合理的配置储能装置，对提高风电利用率及直流电网效益、保证电网稳定运行具有重要意义。
发明内容
针对现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种直流电网的储能配置方法，旨在解决现有直流网络因无法合理配置储能装置而导致电网无法稳定运行的问题。
为实现上述目的，本发明提供了一种直流电网的储能配置方法，包括：
(1)确定直流网络系统结构及各组成部分参数；
(2)以单日成本最低为目标函数，根据直流网络系统中的电池储能系统约束、抽水蓄能系统约束和直流网络运行约束建立模型；
(3)对模型中的火电机组煤耗曲线和电池储能电站运行约束进行线性化处理，并对直流网络功率平衡约束进行锥松弛，完成模型中非凸约束的凸化过程；
(4)对凸化处理后的模型求解，获取单日成本最低的储能配置方案。
优选地，所述直流网络系统包括：火电机组、风力发电场、抽水蓄能机组和电池储能电站；
所述火电机组和风力发电场用于为直流网络负载提供有功电源；
所述抽水蓄能机组用于系统的储能；
所述电池储能电站用于系统的储能，其容量为待配置对象。
优选地，所述直流网络系统的参数包括：各条支路的电阻、容量，系统弃风惩罚系数，火电机组的出力及煤耗参数，抽蓄机组的出力参数、电池储能单元的容量及成本。
优选地，所述单日成本包括火电机组运行成本、电池储能日化投资成本及弃风惩罚，单日成本最低的表达式为：
minf＝Cgen+Cinv+Cpunish.wind
其中，Cgen为火电机组运行成本，Cinv为储能日化投资成本，Cpunish.wind为系统弃风惩罚。
优选地，所述电池储能系统约束包括：电池储能布点约束、电池储能运行约束和电池储能能量状态约束。
优选地，所述抽水蓄能系统约束包括：抽蓄电站出力约束和抽蓄电站能量平衡约束。
优选地，所述直流网络运行约束包括：直流网络功率平衡约束、旋转备用约束、机组出力约束、爬坡及启停机功率约束和启停机时间约束。
所述直流网络功率平衡约束经锥松弛变换为：
其中，Yij(t)＝Vi(t)Vj(t)，Xj(t)＝Vj(t)2，Pbr,ij为线路由节点传给节点j的功率，Vj与Vi分别为节点j和节点i的电压，Rij为节点i与节点j之间的线路电阻；
通过本发明所构思的以上技术方案，与现有技术相比，能够取得以下有益效果：
(1)本发明以典型日下储能日化投资与火电机组运行成本之和最小为目标，并综合考虑火电机组、抽蓄电站、电池储能电站的运行，得到了含新能源接入的直流网络储能配置模型，通过求解模型可得到直流网络储能配置方案，提高直流网络对风电消纳能力，减少系统弃风并降低系统运行成本。
(2)对本发明建立的直流网络储能配置模型中的火电机组煤耗曲线进行线性化处理、电池储能电站运行约束进行大M法线性化和直流网络功率平衡约束的锥松弛处理，将原模型转化为整数二阶锥配置模型，解决了直流网络储能配置模型求解困难的问题。
附图说明
图1是本发明提供的直流网络系统结构图；
图2是分段线性化处理示意图；
图3是本实施例提供的直流网络算例拓扑示意图；
图4是本实施例提供的典型日风电曲线；
图5是本实施例提供的典型日负荷曲线；
图6是本实施例提供的典型日负荷锥松弛验证曲线。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明公开了一种直流电网的储能配置方法，包括：
d1：确定直流系统结构及各组成部分参数；
本发明直流系统结构如图1所示，包括：火电机组、风力发电场、抽水蓄能机组和电池储能电站；其中，火电机组和风力发电场作为该直流网络的有功电源供给负载；抽水蓄能机组为系统的储能装置，不再考虑其投资成本；电池储能电站的容量为待配置对象，由于每个电池储能电站由若干个相同规格的电池储能单元组成，实际待配置对象为各储能电站的电池储能单元数量；
由于风电具有较强的波动性，而火电机组调节能力有限，为了尽量减少弃风，抽水蓄能机组和电池储能电站在风电大发的负荷低谷吸收功率，在风电较弱的负荷高峰提供功率，以达到维持直流网络功率平衡及节点电压稳定，提高供电质量的目的；
需要确定的参数包括系统中各条支路的电阻、容量等，系统弃风惩罚系数，火电机组的出力及煤耗参数，抽蓄机组的出力参数、电池储能单元的容量及成本等参数。
d2：以单日成本最低为目标函数，根据直流系统中的电池储能系统约束、抽水蓄能系统约束和直流网络运行约束建立模型；
(2.1)目标函数
以所选取典型日下系统单日成本最低为目标函数，单日成本由火电机组运行成本、电池储能日化投资成本及弃风惩罚组成；具体表达式为：
minf＝Cgen+Cinv+Cpunish.wind (1)
其中，Cgen为火电机组运行成本，Cinv为储能日化投资成本，Cpunish.wind为系统弃风惩罚；
火电机组运行成本为：
其中，T为配置周期内总时段，ng为火电机组总台数，Fi,C(Pi,t)为火电机组i在第t时段的煤耗费用；
火电机组煤耗费用模型为发电功率的二次函数：
其中，ai,bi，ci为机组固有参数；
储能日化投资成本与储能系统的最大功率及最大容量线性相关，本发明的储能系统为电池储能系统，以单个储能电池作为一个储能单元，所以储能系统的最大功率与最大容量与配置结果中电池储能单元的配置数量有关，即：
其中，QBS,j为在节点j的电池储能单元配置数量；m为系统节点总数；
CBS为储能单元的日化投资成本，是由储能单元容量、容量成本及预期使用总天数决定的固有参数；具体表达式为如下：
其中，ηP、ηE为电池储能单元的功率容量成本和能量容量成本，PBS、EBS为电池储能单元的功率容量和能量容量，T为电池储能单元以天数表示的预期使用寿命。
系统弃风惩罚等于全时段弃风总量乘以弃风惩罚系数，表达式如下：
式中，
为弃风惩罚系数，
为各时段弃风量；
(2.2)约束条件
A.电池储能系统约束
a.电池储能布点约束
其中，
为节点j允许配置的最大储能单元数；
为节点m电池储能电站额定能量容量；Hm为节点m电池储能单元额定功率下充/放电时间；
为电池储能单元额定功率容量；
为节点m电池储能电站功率容量；
b.电池储能运行约束
其中，
和
分别为t时刻节点m处电池储能电站的放电、充电功率，
和
为t时刻节点m处电池储能电站的放电、充电状态，且为0-1变量；
c.电池储能能量状态约束
其中，ηBS,c、ηBS,d分别为储能电站的充、放电效率，Em0为配置周期内初始时刻的m节点的电池储能电站能量状态，式(9)表示在配置周期内的任一时段储能电站的能量状态不得为负也不得超过其能量容量限制，式(10)表示经过一个配置周期，电池储能电站能量状态保持平衡；
B.抽水蓄能系统约束
a.抽蓄电站出力约束
其中，
分别为t时刻抽蓄电站的充、放电功率，
分别为抽蓄电站的最大、最小发电功率，
分别为抽蓄电站的最大、最小充电功率,
和
为t时刻抽蓄电站的放电、充电状态，且为0-1变量；
b.抽蓄电站能量平衡约束
其中，ηPS,c、ηPS,d分别为抽蓄电站的充、放电效率；
C.直流网络运行约束
a.直流网络功率平衡约束
其中，Pbr,ij为通过线路由节点i传给节点j的功率，Pwin,j为节点j处风电出力，Pg,j为节点j处火电机组出力，PL,j为节点j处负荷功率，见图5，Vj与Vi分别为节点j和节点i的电压，Rij为节点i与节点j间的线路电阻；
b.旋转备用约束
其中，
P g,t为考虑爬坡后全网火电机组在t时刻的最大、最小出力，
为t时刻正、负旋转备用需求对应的备用容量；
c.机组出力约束
其中，Pg,i,t为t时刻第i台机组的t时刻出力，
P g,i,t分别为为考虑爬坡后该机组t时刻的出力上下限，ug,i,t为t时刻该机组的启停状态，1表示开机，0表示关机，
分别为该机组的出力上下限；
d.爬坡及启停机功率约束
其中，Pg,i,t-1为t-1时刻第i台机组实际出力，式中
为节点i机组上爬坡率，
为节点i机组下爬坡率，
为该机组的启动及停机时最大功率；
e.启停机时间约束
其中，Ti,on和Ti,off为第i台机组在第t时刻的连续运行时间和连续停运时间；Mon和Moff为第i台机组最小连续运行时间和最小连续停运时间；
d3：对模型中的火电机组煤耗曲线和电池储能电站运行约束进行线性化处理，并对直流网络功率平衡约束进行锥松弛，完成模型中非凸约束的凸化过程；
式(1)～(18)为直流电网储能容量配置模型，是一个非凸非线性混合整数配置模型，为使模型可解，需要进行如下凸化处理；
A.火电机组煤耗曲线的线性化处理
公式(3)中火电机组煤耗费用为发电功率的二次函数，不便于求解，为此分段线性化方法，将火电机组的煤耗成本曲线分割成多段，用线性函数对每一段加以表示，如图2所示。假设将二次函数f(P)划分为N段，那么火电机组煤耗成本二次函数可以表达为分段函数F(P)。对于P＝Pmin+nδ+Δ,P且ΔP≤δ，则可以将此时的煤耗成本f(P)等效线性化为：
其中，n＝0,1,...,N-1,δ为煤耗曲线的分段间隔，且δ＝(Pmax-Pmin)/N
B.电池储能电站运行约束的大M法线性化
公式
为电池储能电站放电功率约束，在该约束中由于电池储能电站储能单元数量和运行状态变量相乘，使模型中出现非线性项而不便于求解。这个非线性项可以进行适当转换并通过大M法线性化；
首先将电池储能电站储能单元配置数量整数变量用二进制表示为：
且
则公式
可表示为：
同样地，公式
可表示为：
C.直流网络功率平衡约束的锥松弛
公式(13)为基于直流网络节点电压的节点功率平衡约束，包含了节点电压的二次项，是非凸非线性约束，为使问题可解，需要对该约束进行凸化处理；
S1：首先经过换元变换使Vi(t)Vj(t)＝Yij(t)，Vj(t)2＝Xj(t)，直流网络功率平衡约束转化为凸化模型(Yij(t)-Xj(t))/Rij＝Pbr,ij(t)；
S2：公式Vi(t)Vj(t)＝Yij(t)为一个二次等式约束，是一个非凸性质的约束，对该约束采用锥松弛进行处理，可等效为如下所示的旋转二阶锥约束形式：
Xi(t)Xj(t)≥Yij(t)2
其中，Pbr,ij为线路由节点传给节点j的功率，Vj与Vi分别为节点j和节点i的电压，Rij为节点i与节点j之间的线路电阻；
d4：对凸化处理后的模型求解，获取单日成本最低的储能配置方法。
经过步骤d3处理后，原模型转换为整数二阶锥配置模型，可通过CPLEX求解器求解，获取单日成本最低的储能配置方案。
下面结合具体实施例对本发明内容进行详细说明，图3为所选取的含新能源接入直流网络拓扑示意图，在该直流网络的2号、3号以及5号节点处分别接入容量为3000MW、1500MW、3000MW的风力发电站，在1号、6号、以及7号节点处各接入负荷以及火电机组，负荷容量分别为3000MW、3000MW、1500MW，在4号节点存在一个系统固有的抽水蓄能电站，容量为1500MW。
结合模型以及典型日下的图4风电曲线与图5负荷曲线，对该直流网络系统进行储能容量配置配置，以分析储能装置在该直流网络中的作用及验证所提方法的正确性，选定节点2、3、5进行储能容量配置，单个电池储能单元功率容量50MW，能量容量150MWh，每个节点最大储能单元配置数为10。选定1号节点为系统平衡节点，其余节点均为PQ节点。系统额定电压500kV，节点电压允许范围为0.95～1.05pu。
优选地，所述直流系统的参数具体见表1～表5，表1和表2分别提供了火电机组出力参数和火电机组煤耗参数，表3、表4和表5分别为抽蓄机组运行参数表、电池储能单元参数表和线路参数表；
表1
表2
表3
表4
表5
上述实施例采用本发明方法进行建模求解所得的结果如表6所示，在表中对有、无储能配置两种场景下的各项成本进行了对比，在不配置储能时，由于风电出力具有较强的波动性，为了维持系统中的功率平衡及电压稳定，需要面临因较多弃风带来的弃风成本，同时火电机组出力的增加拉高了火电成本；配置储能后，通过发挥储能装置的调峰作用，提高了系统对风电的消纳能力，减少了系统弃风，由于对风电的充分利用，火电机组出力减少，火电成本也随之下降，在计入储能日化投资成本后，配置储能场景下的系统单日总成本仍低于不配置储能场景下的系统单日总成本。因此通过合理配置储能装置，该直流网络对风电的消纳能力得到了提高，系统单日总成本降低。
表6
此外，本发明在模型求解的过程中引入了锥松弛，为了验证松弛所得二阶锥配置模型求解结果的精确性，基于公式Vi(t)Vj(t)＝Yij(t)对求解结果中各线路上的电压关系进行验证，计算公式：
Δ＝(Xi(t)Xj(t)-Yij(t)2)/Yij(t)2×100％ (19)
与式(19)对应各时段线路电压关系的锥松弛百分比误差如图6所示。根据式(19)计算求解结果中各时段各线路的锥松弛百分比误差值均在10-6以下，由此可以认为锥松弛误差为0，即公式Xi(t)Xj(t)≥Yij(t)2可以取到等号，求解结果是精确的。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种直流电网的储能配置方法，其特征在于，包括：
(1)以单日成本最低为目标函数，根据直流网络系统中的电池储能系统约束、抽水蓄能系统约束和直流网络运行约束建立模型；
(2)对模型中的火电机组煤耗曲线和电池储能电站运行约束进行线性化处理，同时对直流网络功率平衡约束进行锥松弛，完成模型中非凸约束的凸化过程；
(3)对凸化处理后的模型求解，获取单日成本最低的储能配置方案；
所述直流网络功率平衡约束经锥松弛变换为：
其中，Yij(t)＝Vi(t)Vj(t)，Xj(t)＝Vj(t)2，Pbr,ij为线路由节点传给节点j的功率，Vj与Vi分别为节点j和节点i的电压，Rij为节点i与节点j之间的线路电阻。
2.如权利要求1所述的储能配置方法，其特征在于，所述直流网络系统包括：火电机组、风力发电场、抽水蓄能机组和电池储能电站；
所述火电机组和风力发电场用于为直流网络负载提供有功电源；
所述抽水蓄能机组用于系统的储能；
所述电池储能电站用于系统的储能，其容量为待配置对象。
3.如权利要求2所述的储能配置方法，其特征在于，所述直流网络系统的参数包括：各条支路的电阻、容量，系统弃风惩罚系数，火电机组的出力及煤耗参数，抽蓄机组的出力参数、电池储能单元的容量及成本。
4.如权利要求3所述的储能配置方法，其特征在于，所述单日成本包括火电机组运行成本、电池储能日化投资成本及弃风惩罚；所述单日成本最低的表达式为：
min f＝Cgen+Cinv+Cpunish.wind
其中，Cgen为火电机组运行成本，Cinv为储能日化投资成本，Cpunish.wind为系统弃风惩罚。
5.如权利要求1或4所述的储能配置方法，其特征在于，所述电池储能系统约束包括：电池储能布点约束、电池储能运行约束和电池储能能量状态约束。
6.如权利要求1或4所述的储能配置方法，其特征在于，所述抽水蓄能系统约束包括：抽蓄电站出力约束和抽蓄电站能量平衡约束。
7.如权利要求1或4所述的储能配置方法，其特征在于，所述直流网络运行约束包括：直流网络功率平衡约束、旋转备用约束、机组出力约束、爬坡及启停机功率约束和启停机时间约束。
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