CN110535119B - 适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法 - Google Patents

适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，应用于电网侧规模化储能在电网调峰、调频多应用场景下的调度控制需求，通过调峰要求预定义储能电站的典型时段，约定储能电站在一天内的定义时段的运行控制行为，以时段电量滚动计算的结果作为储能电站有功控制目标的基点功率，在此基础上参与电网不平衡功率的调节，实现预定义时段的基点功率自适应修正，确保各时段结束前将储能电站荷电状态SOC控制到位，能够兼顾电网调峰和调频的控制目标，为储能电站预留足够的可调用电量空间，以提升储能电站经济效益和能源利用效率。与计划跟踪模式相比，采用本方法后，储能电站的SOC控制准确度提升了40％。

Description

适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法
技术领域
本发明涉及一种适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，属于电力系统控制技术领域。
背景技术
电力系统通过直接负荷控制和电价激励等负荷管理手段，减小系统用电负荷的峰谷差以改善负荷曲线的形状。系统负荷峰值的降低有利于推迟设备容量升级，提高设备利用率，节省设备更新的费用，降低供电成本。目前电力系统内的抽水蓄能和电化学储能通过利用峰谷电价差获得经济效益，在削峰填谷方面能够发挥巨大作用。
随着电网侧储能电站的大规模建设和投运，储能电站根据电站经济运营要求选择自由发电或跟踪调度控制指令参与电网调频、调峰控制。目前各储能电站通常根据电网峰谷价差或削峰填谷要求，按照一天“一充一放”、“一充两放”、“两充两放”或“多充多放”的方式编制储能电站发电计划，储能电站发电计划经过上级调度机构校核通过后，予以执行。实际运行中调度主站控制策略缺乏对储能电站剩余电量的管理，储能电站在参与电网一次调频或AGC(自动发电控制)后，会导致储能电站荷电状态(SOC)偏离预期目标，无法在下个电网调峰或削谷时段预留足够的电能量空间，如在电网顶峰时段，储能电站电量不足而无法持续放电或电网填谷时段，储能电站电量过多而无法持续充电，不利于储能电站资源的最大化利用和经济效益。
文献一《电池储能参与配电网削峰填谷的变功率控制策略》(电力建设2018年第39卷第4期第45页)披露了一种电池储能参与配电网削峰填谷的可变功率控制策略，以1天为时间尺度，以储能系统电量平衡为准则，用于解决配电网峰谷差过大的问题。电池储能1天内完成1次完整的充放电循环，使荷电状态可自行恢复至初始状态。文献一所述的方法，依据电量平衡准则，储能系统在计算周期内用于负荷削峰发出的电量与填谷吸收的电量相等。而实际使用中，由于储能装机规模较小对于负荷曲线的平滑起到的作用较小，同时电网侧储能同样作为电网重要的调频资源，调峰和调频的场景共存，而对于配网或调度的储能资源拟合及多储能电源资源间的协调没有论述。
文献二《具备荷电状态调节功能的储能系统实时平滑控制策略》(中国电机工程学报2013年第33卷第1期第22页)披露了一种基于加权移动平均滤波算法的储能系统平滑控制策略，根据风电功率的波动程度与当前储能系统的荷电状态实时改变权重与滤波带宽，实现对风电功率输出的自适应滤波。文献二所述的方法，通过加权移动平均滤波产生平滑目标，风电功率与平滑目标的差值为储能系统的功率指令参考值。根据前一时刻储能充放电平衡度和当前时刻储能出力强度，优化储能功率指令，实时在线控制储能电站的剩余电量，实现储能电站SOC的自动调节控制。该方法主要在电源侧新能源骤变或波动平滑的应用场景中发挥作用。
目前现有技术中，各储能电站或调度机构根据电网峰谷价差按照一天“一充一放”、“一充两放”、“两充两放”或“多充多放”的方式编制储能电站发电计划。实际运行中，储能能够快速跟踪指令且实现充放电功率反转，在跟踪发电计划的同时参与电网调频，导致实际出力偏离发电计划，储能电站的在线荷电状态(SOC)与计划预期SOC有较大差距。储能电站在线SOC与计划预期SOC偏离，将无法在下一充放电时段到来之前预留足够的电能量空间，无法有效参与电网的顶峰或削谷。进而无法有效利用电网峰谷价差优势，实现电站经济效益最大化。
发明内容
本发明的目的在于提供一种适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，针对电网侧规模化储能在电网调峰、调频多应用场景下的调度控制需求，根据电网负荷或峰谷电价确定储能电站的典型时段，在预定义时段，储能电站控制能够滚动计算满足时段要求的充放电基点功率，并参与自动发电控制(AGC)调节，兼顾时段电量跟踪和频率控制要求，支持对储能电站调节范围的在线调整，确保各时段SOC的控制到位。
本发明的目的通过以下技术方案予以实现：
一种适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，包括以下步骤：
步骤101：根据电网的峰谷电价时段或电网负荷曲线，确定电网的峰、谷、平时段，用以定义储能电站典型时段模型；
步骤102：定义储能电站典型时段模型，该模型中包括“时段名称”、“开始时间”、“结束时间”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”信息，所定义时段可以是24小时全覆盖的连续时段，也可以是不连续的独立时段；
上述“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”可选择该参数是否启用，参数中“充放电状态”可从“可充可放”、“只放不充”、“只充不放”、“不充不放”四种状态中选择；“SOC控制目标”为0～100％中设置；“预留时间”为在“结束时间”之前预留多少分钟，确保储能电站SOC达到“SOC控制目标”；
步骤103：建立储能电站的时段控制模型，包含“时段类型”、“是否参与时段控制”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”、“剩余时间”、“SOC上限”、“SOC下限”、“调节上限”、“调节下限”、“最大放电功率”、“最大充电功率”；
其中“时段类型”从定义储能电站典型时段模型中选择；“是否参与时段控制”设置为“是”，则基点功率由以下步骤202的公式(1)计算得到；“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”同储能电站典型时段模型中参数定义；“剩余时间”为当前时段结束时间减去当前时刻的分钟数；“SOC下限”、“SOC上限”分别为SOC运行的最小值和最大值，应避免SOC实际值小于“SOC下限”或大于“SOC上限”；“调节下限”和“调节上限”为当前储能电站有功功率的最小和最大出力约束，调节下限初始值为最大充电功率，调节上限初始值为最大放电功率，在步骤201和步骤301～302进行自动修正；
步骤104：根据储能电站“时段类型”判断当前时刻所在的时段，读取储能电站典型时段模型中“SOC控制目标”、“充放电状态”、“预留时间”，用以更新储能电站的时段控制模型，并自动计算“剩余时间”，若当前时刻在“时段类型”中未定义时，则“SOC控制目标”和“充放电状态”默认为不启用；
步骤201：根据储能电站的时段控制模型中的“充放电状态”，对储能电站的调节上限和调节下限进行在线修正：
“可充可放”，则调节上限和调节下限维持不变；
“只放不充”，若调节下限小于0，则调节下限为0；若调节上限小于0，则调节上限为0；
“只充不放”，若调节上限大于0，则调节上限为0；若调节下限大于0，则调节上限为0；
“不充不放”，调节上限和调节下限均为0；
步骤202：储能电站满足SOC控制目标的基点功率：
Figure BDA0002161324980000031
式中，Pbs为储能电站的充放电功率；socnow为SOC实际值；socdes为SOC控制目标；Psto为储能电站的容量；η为储能电站的能量转化效率；tres为当前时段的剩余分钟数；0.6为换算系数；
当前时刻在“时段类型”中未定义，则储能电站基点功率为0；
步骤203：对步骤202计算结果进行合理性校验，判断计算结果是否在步骤201计算的调节上限、调节下限范围内，若低于调节下限或高于调节上限，分别用调节下限和调节上限替代；
步骤204：以步骤203的校验后的结果作为储能电站的基点功率，在此基础上叠加AGC分配的调节功率作为储能电站的控制目标；
步骤301：当储能电站的“剩余时间”小于“预留时间”时，则储能电站进入了电量校正时间，判断SOC实际值与SOC控制目标的偏差是否大于设定门槛δ，若大于设定门槛δ，则对储能电站的进行充放电的单方向闭锁；
若socnow-socdes＞δ，则储能电站充电闭锁；若调节下限小于0，则调节下限为0；若调节上限小于0，则调节上限为0；
若socnow-socdes＜-δ，则储能电站放电闭锁；若调节下限大于0，则调节下限为0；若调节上限大于0，则调节上限为0。
步骤302：步骤202计算的基点功率，若大于储能电站的最大放电功率，则执行充电闭锁；若小于储能电站的最大充电功率，则执行放电闭锁；
若执行储能电站充电闭锁，如果调节下限小于0，则调节下限为0；如果调节上限小于0，则调节上限为0；
若执行储能电站放电闭锁，如果调节下限大于0，则调节下限为0；如果调节上限大于0，则调节上限为0。
本发明的目的还可以通过以下技术措施来进一步实现：
前述适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，其中步骤204所述AGC分配的调节功率为：AGC根据频率和联络线交换功率偏差计算当前控制区的不平衡功率，按照等可调容量比例或优先级分配到所调管的火电、燃气、水电机组和储能电站，根据当前控制区的不平衡功率分配的功率为机组的调节功率。
前述适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，其中步骤301的设定门槛δ为5％～30％。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明应用于电网侧规模化储能在电网调峰、调频多应用场景下的调度控制需求，通过调峰要求预定义储能电站的典型时段，约定储能电站在一天内的定义时段的运行控制行为，以时段电量滚动计算的结果作为储能电站有功控制目标的基点功率，在此基础上参与电网不平衡功率的调节，实现预定义时段的基点功率自适应修正，确保各时段结束前将储能电站荷电状态(SOC)控制到位，能够兼顾电网调峰和调频的控制目标，为储能电站预留足够的可调用电量空间，以提升储能电站经济效益和能源利用效率。与计划跟踪模式相比，采用本方法后，储能电站的SOC控制准确度提升了40％。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步说明。
本发明的适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法主要思想如下：
一：储能电站时段控制建模：根据电网负荷趋势或峰谷价差，建立储能电站的典型时段模型，包括储能电站的可充放状态、时段结束前SOC的控制目标；建立储能电站与典型时段的关联关系；储能电站根据时段的起止时间、参数的启用状态自动更新储能电站的相关控制信息。
二：预定义时段的储能电站控制策略：根据储能电站的电量控制剩余时间、SOC控制目标和SOC实际值，考虑电能量转化效率，滚动计算满足时段要求的充放电基点功率，并叠加自动发电控制(AGC)分配的调节功率。
三：储能电站参与时段控制的调节范围自动修正：根据滚动计算基点、SOC实际值与目标偏差和储能电站运行约束，对储能电站充放电的调节范围进行在线调整，以确保时段内储能电站SOC能够控制到位。
具体实施例如下：
步骤101：各省市公司各电压等级电网的分时电价表，可以确定高峰、低谷和平段三个时段的电价、对应的时段开始和结束时间，峰、谷、平三个时段，则作为时段划分的参考依据；同样可根据负荷预测曲线确定未来一天负荷的高峰和低谷时段，也可以作为时段划分的参考依据。
步骤102：定义储能电站典型时段模型，该模型中包括“时段名称”、“开始时间”、“结束时间”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”信息。所定义时段可以是24小时全覆盖的连续时段，也可以是不连续的独立时段。
如下表所示为储能电站的一个典型时段分配表：
时段名称 开始时间 结束时间 充放电状态 SOC控制目标(％) 预留时间(分钟)
电网侧储能 0:00 8:00 只充不放 75 20
电网侧储能 8:00 12:00 只放不充 25 20
电网侧储能 12:00 17:00 可充可放 75 20
电网侧储能 21:00 24:00 可充可放 50 20
上述“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”可选择该参数是否启用。参数中，“充放电状态”可从“可充可放”、“只放不充”、“只充不放”、“不充不放”四种状态中选择；“SOC控制目标”为0～100％中设置；“预留时间”为在“结束时间”之前预留多少分钟，确保储能电站SOC达到“SOC控制目标”。
步骤103：建立储能电站的时段控制模型，包含“时段类型”、“是否参与时段控制”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”、“剩余时间”、“SOC上限”、“SOC下限”、“调节上限”和“调节下限”、“最大放电功率”、“最大充电功率”等信息。
其中“时段类型”从定义储能电站典型时段模型中选择；“是否参与时段控制”设置为“是”，则基点功率由以下步骤202的公式(1)计算得到；“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”同储能电站典型时段模型中参数定义；“剩余时间”为当前时段结束时间减去当前时刻的分钟数；“SOC下限”、“SOC上限”分别为SOC运行的最小值和最大值，应避免SOC实际值小于“SOC下限”或大于“SOC上限”；“调节下限”和“调节上限”为当前储能电站有功功率的最小和最大出力约束，考虑了储能电站的最大充电、放电功率，调节下限初始值为最大充电功率，调节上限初始值为最大放电功率，在步骤201和步骤301～302进行自动修正。
步骤104：根据储能电站“时段类型”判断当前时刻所在的时段，读取储能电站典型时段模型中“SOC控制目标”、“充放电状态”、“预留时间”，用以更新储能电站的时段控制模型，并自动计算“剩余时间”。若当前时刻在“时段类型”中未定义时，则“SOC控制目标”和“充放电状态”默认为不启用。
步骤201：根据储能电站的时段控制模型中的“充放电状态”，对储能电站的调节上限和调节下限进行在线修正：
“可充可放”，则调节上限和调节下限维持不变；
“只放不充”，若调节下限小于0，则调节下限为0；若调节上限小于0，则调节上限为0；
“只充不放”，若调节上限大于0，则调节上限为0；若调节下限大于0，则调节上限为0；
“不充不放”，调节上限和调节下限均为0。
步骤202：储能电站满足SOC控制目标的基点功率：
Figure BDA0002161324980000061
式中，Pbs为储能电站的充放电功率(MW)；socnow为SOC实际值(％)；socdes为SOC控制目标(％)；Psto为储能电站的容量(MWh)；η为储能电站的能量转化效率；tres为当前时段的剩余分钟数(分钟)。0.6为换算系数。
当前时刻在“时段类型”中未定义，则储能电站基点功率为0。
步骤203：对步骤202计算结果进行合理性校验，判断计算结果是否在步骤201计算的调节上限、调节下限范围内，若低于调节下限或高于调节上限，分别用调节下限和调节上限替代。
步骤204：调度主站自动发电控制(AGC)根据频率和联络线交换功率偏差计算当前控制区的不平衡功率，按照等可调容量比例或优先级分配到所调管的火电、燃气、水电机组和储能电站，根据当前控制区的不平衡功率分配的功率为机组的调节功率。该方法为供电系统固有的一种控制方法。
步骤205：以步骤203的校验后的结果作为储能电站的基点功率，在此基础上叠加步骤204中AGC分配的调节功率作为储能电站的控制目标。
步骤301：当储能电站的“剩余时间”小于“预留时间”时，则储能电站进入了电量校正时间，判断SOC实际值与SOC控制目标的偏差是否大于设定门槛δ(5％～30％)，若大于设定门槛δ，则对储能电站的进行充放电的单方向闭锁。
若socnow-socdes＞δ，则储能电站充电闭锁。若调节下限小于0，则调节下限为0；若调节上限小于0，则调节上限为0；
若socnow-socdes＜-δ，则储能电站放电闭锁。若调节下限大于0，则调节下限为0；若调节上限大于0，则调节上限为0。
步骤302：步骤202计算的基点功率，若大于储能电站的最大放电功率，则执行充电闭锁；若小于储能电站的最大充电功率，则执行放电闭锁。
若执行储能电站充电闭锁。如果调节下限小于0，则调节下限为0；如果调节上限小于0，则调节上限为0；
若执行储能电站放电闭锁。如果调节下限大于0，则调节下限为0；如果调节上限大于0，则调节上限为0。
除上述实施例外，本发明还可以有其他实施方式，凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求的保护范围内。

Claims (3)

1.一种适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤101：根据电网的峰谷电价时段或电网负荷曲线，确定电网的峰、谷、平时段，用以定义储能电站典型时段模型；
步骤102：定义储能电站典型时段模型，该模型中包括“时段名称”、“开始时间”、“结束时间”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”信息，所定义时段可以是24小时全覆盖的连续时段，也可以是不连续的独立时段；
上述“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”可选择该参数是否启用，参数中“充放电状态”从“充放”、“只放不充”、“只充不放”、“不充不放”四种状态中选择；“SOC控制目标”为0～100％中设置；“预留时间”为在“结束时间”之前预留多少分钟，确保储能电站SOC达到“SOC控制目标”；
步骤103：建立储能电站的时段控制模型，包含“时段类型”、“是否参与时段控制”、“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”、“剩余时间”、“SOC上限”、“SOC下限”、“调节上限”、“调节下限”、“最大放电功率”、“最大充电功率”；
其中“时段类型”从定义储能电站典型时段模型中选择；“是否参与时段控制”设置为“是”，则基点功率由以下步骤202的公式(1)计算得到；“充放电状态”、“SOC控制目标”、“预留时间”同储能电站典型时段模型中参数定义；“剩余时间”为当前时段结束时间减去当前时刻的分钟数；“SOC下限”、“SOC上限”分别为储能电站允许的SOC最小值和最大值，SOC实际值应大于“SOC下限”且小于“SOC上限”，避免储能电站内电池处于过充或过放状态，影响电池寿命；“调节下限”和“调节上限”为当前储能电站有功功率的最小和最大出力约束，调节下限初始值为最大充电功率，调节上限初始值为最大放电功率，在步骤201和步骤301～302进行自动修正；
步骤104：根据储能电站“时段类型”判断当前时刻所在的时段，读取储能电站典型时段模型中“SOC控制目标”、“充放电状态”、“预留时间”，用以更新储能电站的时段控制模型，并自动计算“剩余时间”，若当前时刻在“时段类型”中未定义时，则“SOC控制目标”和“充放电状态”默认为不启用；
步骤201：根据储能电站的时段控制模型中的“充放电状态”，对储能电站的调节上限和调节下限进行在线修正：
“充放”，则调节上限和调节下限维持不变；
“只放不充”，若调节下限小于0，则调节下限修改为0；若调节上限小于0，则调节上限修改为0；
“只充不放”，若调节上限大于0，则调节上限修改为0；若调节下限大于0，则调节上限修改为0；
“不充不放”，调节上限和调节下限均为0；
步骤202：储能电站满足SOC控制目标的基点功率：
Figure FDA0003007471890000021
式中，Pbs为储能电站的充放电功率；socnow为SOC实际值；socdes为SOC控制目标；Psto为储能电站的容量；η为储能电站的能量转化效率；tres为当前时段的剩余分钟数；0.6为换算系数；
当前时刻在“时段类型”中未定义，则储能电站基点功率为0；
步骤203：对步骤202计算结果进行合理性校验，判断计算结果是否在步骤201计算的调节上限、调节下限范围内，若低于调节下限或高于调节上限，分别用调节下限和调节上限替代；
步骤204：以步骤203的校验后的结果作为储能电站的基点功率，在此基础上叠加AGC即自动发电控制分配的调节功率作为储能电站的控制目标；
步骤301：当储能电站的“剩余时间”小于“预留时间”时，则储能电站进入了电量校正时间，判断SOC实际值与SOC控制目标的偏差是否大于设定门槛δ，若大于设定门槛δ，则对储能电站的进行充放电的单方向闭锁；
若socnow-socdes＞δ，则储能电站充电闭锁；若调节下限小于0，则调节下限修改为0；若调节上限小于0，则调节上限修改为0；
若socnow-socdes＜-δ，则储能电站放电闭锁；若调节下限大于0，则调节下限修改为0；若调节上限大于0，则调节上限修改为0；
步骤302：步骤202计算的基点功率，若大于储能电站的最大放电功率，则执行充电闭锁；若小于储能电站的最大充电功率，则执行放电闭锁；
若执行储能电站充电闭锁，如果调节下限小于0，则调节下限修改为0；如果调节上限小于0，则调节上限修改为0；
若执行储能电站放电闭锁，如果调节下限大于0，则调节下限修改为0；如果调节上限大于0，则调节上限修改为0。
2.如权利要求1所述的适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，其特征在于，步骤204所述自动发电控制分配的调节功率为：自动发电控制根据频率和联络线交换功率偏差计算当前控制区的不平衡功率，将不平衡功率按照等可调容量比例或优先级方式分配到火电、燃气、水电机组和储能电站调度控制单元，分配得到的功率值为各调度控制单元的调节功率。
3.如权利要求1所述的适应电网调峰调频的储能电站时段电量滚动控制方法，其特征在于，步骤301的设定门槛δ为5％～30％。
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