CN110969294B - 虚拟电厂分段出力计划确定和储能系统配置方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本申请提供一种虚拟电厂分段出力计划确定和储能系统配置方法及装置，所述虚拟电厂分段出力计划确定方法包括：获取虚拟电厂在特定出力总时段内的预测输出功率；将所述出力总时段划分为多个子时段；根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率；根据所述每个子时段的恒定计划功率获得所述出力总时段的出力计划。其能够提高电力系统稳定性、满足电力市场交易的分段投标和报价需求以及降低虚拟电厂运行成本。

Description

虚拟电厂分段出力计划确定和储能系统配置方法及装置
技术领域
本申请涉及电力技术领域，特别是涉及一种虚拟电厂分段出力计划确定方法、储能系统配置方法及装置。
背景技术
随着我国新能源产业的发展，大量的以风电、光伏为代表的清洁能源并入电网。但是新能源电站输出功率具有波动性、间歇性的特点，随着其渗透率的不断增加，电力系统的稳定性及安全性受到了极大挑战。同时，由于电力市场对于发电功率申报曲线稳定性的要求，波动的新能源电力无法参与电力市场，因此目前的技术方案无法实现其发电收益、或将其最大化。
现有的解决方案，主要通过对储能装置功率的调节实现对新能源出力的平滑，但进行平滑后输出仍然是波动性功率曲线，或者直接采用长时段的削峰填谷，需要配置大功率/容量的储能系统，成本代价极高。以上两种形式，无论从技术上还是成本上考虑，都难以满足未来新能源电力包括虚拟电厂形式的聚合系统参与电力市场交易，从而获得可持续发展的可能性。
发明内容
基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种能够提高电力系统稳定性、满足电力市场交易的分段投标和报价需求以及降低虚拟电厂运行成本的虚拟电厂分段出力计划确定方法、储能系统配置方法及装置。
为了实现上述目的，本申请提供一种虚拟电厂分段出力计划确定方法，所述虚拟电厂分段出力计划确定方法包括：
获取虚拟电厂在特定出力总时段内的预测输出功率；
将所述出力总时段划分为多个子时段；
根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率；
根据所述每个子时段的恒定计划功率获得所述出力总时段的出力计划。
进一步，根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率包括：
基于每个子时段内的预测输出功率设置该子时段的计划功率的初始值，
以计划功率与计划功率调整值之和代替计划功率进行迭代，直至以所述计划功率为基准获得的该子时段内的削峰部分与填谷部分之间的相对误差小于预设的期望精度阈值上限，
其中，所述计划功率调整值的初始值为0，并在每次迭代后根据所述削峰部分与所述填谷部分之间的差值来更新。
进一步，所述计划功率调整值在每次迭代后更新为所述差值与该子时段的时间区间长度之比。
进一步，所述计划功率的初始值设置为该子时段内的预测输出功率的采样值的算术平均值。
进一步，所述削峰部分通过该子时段内所述预测输出功率的曲线位于所述计划功率以上部分包络面积的数值积分来计算，所述填谷部分通过该子时段内所述预测输出功率的曲线位于所述计划功率以下包络面积的数值积分来计算。
本申请还提供一种储能系统配置方法，所述储能系统配置方法包括：
对虚拟电厂的全部历史统计天数的每一天应用上述虚拟电厂分段出力计划确定方法，以获得每一天的出力计划；
基于每个所述子时段内的预测输出功率和该子时段的计划功率确定该子时段的储能系统功率值；
对所有子时段的储能系统功率值进行统计，获得储能系统功率值的概率分布；
基于所述储能系统功率值的概率分布确定满足特定置信度的置信区间，将所述置信区间的上边界作为储能系统的配置功率。
进一步，将每个子时段的虚拟电厂的预测输出功率与该子时段的计划功率之差的绝对值作为所述储能系统功率值。
进一步，所述储能系统配置方法进一步包括根据所述储能系统的配置功率确定储能系统的配置容量。
本申请还提供一种虚拟电厂分段出力计划确定装置，所述虚拟电厂分段出力计划确定装置包括：
存储器，其配置为存储能够在处理器上运行的计算机指令，
处理器，其配置为运行上述计算机指令，以实现如下方法：
获取虚拟电厂在特定出力总时段内的预测输出功率；
将所述出力总时段划分为多个子时段；
根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率；
根据所述每个子时段的恒定计划功率获得所述出力总时段的出力计划。
本申请还提供一种储能系统配置装置，包括：
存储器，其配置为存储能够在处理器上运行的计算机指令，
所述处理器，其配置为运行上述计算机指令，以实现上述方法。
本申请实现了可以得到分时段稳定的新能源出力计划，不仅可以满足电力市场交易的分段报价需求，也使得分时段削峰填谷策略的可实现性大大提升，进而能够减少所需配置的功率/能量调节装置(储能系统)，能从财务和技术角度更好地支撑各类从单体电站到聚合型虚拟电厂参与电力系统交易的落地实施。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1为一个实施例中虚拟电厂的结构示意图；
图2为一个实施例中分段平稳出力的示意图；
图3为一个实施例中虚拟电厂分段出力计划确定方法的流程示意图；
图4为一个实施例中确定子时段的恒定计划功率的流程示意图；
图5为一个实施例中储能系统配置方法的流程示意图。
图6为本申请的虚拟电厂分段出力计划确定方法应用于日前市场分段投标和相应储能系统配置方法的实例的流程示意图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本申请及其应用或使用的任何限制。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本申请的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
本申请提供的虚拟电厂分段出力计划确定方法和储能系统配置方法，可以应用于如图1所示的虚拟电厂中，图中所示的虚拟电厂聚合的底层分布式电源包括分布式风电、分布式光伏、用户侧储能以及各类负荷。虚拟电厂的通讯装置可以采集分布式资源的电气数据，通过远程通讯网与虚拟电厂控制中心进行双向通信。虚拟电厂控制中心包括基础计算、优化控制、数据预测等模块，可以调度分布式资源参与上层电力交易市场，与电力系统调度中心进行信息交互。
下面参考图3描述根据本申请的虚拟电厂分段出力计划确定方法。
在一个实施例中，如图3所示，提供了一种虚拟电厂分段出力计划确定方法，包括以下步骤：
步骤S110：获取虚拟电厂在特定出力总时段内的预测输出功率；
步骤S120：将所述出力总时段划分为多个子时段；
步骤S130：根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率；
步骤S140：根据所述每个子时段的恒定计划功率获得所述出力总时段的出力计划。
上述虚拟电厂分段出力计划确定方法通过将特定出力总时段划分为多个子时段并且为每个子时段分别确定恒定计划功率，可以得到分时段稳定的新能源出力计划，不仅可以满足电力市场交易的分段报价需求，也使得分时段削峰填谷策略的可实现性大大提升，进而能够减少所需配置的功率/能量调节装置(储能系统)。
在步骤S110中，可以通过访问数据库中存储的预测输出功率数据或者通过实时计算等方式来获取预测输出功率。当将本发明的虚拟电厂分段出力计划确定方法应用于日前市场投标时，需要将次日的出力计划上报电力市场，在这种情况下，出力总时段指的是次日全天，需要获取次日全天的预测输出功率。
在步骤S120中，可以根据电力市场交易规则或自身需求，将出力总时段划分为多个子时段。例如，在应用于日前市场投标时，出力总时段为次日全天，因此将次日全天根据日前市场的交易规则划分为多个子时段。
在步骤S130中，根据每个子时段内的预测输出功率为该子时段确定恒定计划功率，以便保证每个子时段内削峰和填谷的充放电量基本保证平衡，使储能系统始终工作在理想的充放电深度区间内。
在其中一个实施例中，如图4所示，步骤S130包括：
基于每个子时段内的预测输出功率设置该子时段的计划功率的初始值；
以计划功率与计划功率调整值之和代替计划功率进行迭代，直至以所述计划功率为基准获得的该子时段内的削峰部分与填谷部分之间的相对误差小于预设的期望精度阈值上限，
其中，所述计划功率调整值的初始值为0，并在每次迭代后根据所述削峰部分与所述填谷部分之间的差值来更新。
在该实施例中，通过设置一计划功率初始值并进行迭代，可以逐渐逼近理想的计划功率，通过将迭代停止条件设置为以计划功率为基准获得的该子时段内的削峰部分与填谷部分之间的相对误差小于预设的期望精度阈值上限，能够保证每个子时段内削峰和填谷的充放电量基本保证平衡。
计划功率的初始值的选取决定了迭代的起始点，可以将计划功率的初始值设置为该时段内的预测输出功率的采样值的算术平均值，从而减少迭代次数。
在每次迭代中，通过计划功率调整值来使计划功率逐渐逼近理想值。计划功率调整值的选取，决定了迭代收敛的速度。在本发明中，在每次迭代后根据削峰部分与填谷部分之间的差值来更新计划功率调整值，可以加快收敛速度。例如，可以在每次迭代后将计划功率调整值更新为该差值与相应子时段的时间区间长度之比。
在其中一个实施例中，削峰部分可通过该子时段内预测输出功率的曲线位于计划功率以上部分包络面积的数值积分来计算，填谷部分可通过该子时段内预测输出功率的曲线位于计划功率以下包络面积的数值积分来计算。
在步骤S140中，可将步骤S130中得到的各个子时段的计划功率作为出力总时段的出力计划。所得到的出力计划为分时段稳定出力曲线，符合国内外电力市场的发电投标的技术要求及主流趋势。
本申请的虚拟电厂分段出力计划确定方法改变了现有技术方案的单一性和不易操作的特点，通过分时段进行类削峰填谷的操作策略，不仅稳定了各时段内单个电站或聚合型新能源系统(虚拟电厂)的实际输出，使得调整后的功率曲线完全符合进行电力交易报价操作的要求，且易见其与长时段直接削峰填谷策略相比，所需配置的功率/能量调节装置(储能系统)要小得多(如图2中每个时段内的阴影部分所代表的削峰部分能量)，能从财务和技术角度更好地支撑各类从单体电站到聚合型虚拟电厂参与电力系统交易的落地实施。
下面参考图5描述根据本申请的储能系统配置方法。
在一个实施例中，如图5所示，提供一种储能系统配置方法，所述储能系统配置方法包括：
S210：对虚拟电厂的全部历史统计天数的每一天应用上文所述的虚拟电厂分段出力计划确定方法，以获得每一天的出力计划；
S220：基于每个所述子时段内的预测输出功率和该子时段的计划功率确定该子时段的储能系统功率值；
S230：对所有子时段的储能系统功率值进行统计，获得储能系统功率值的概率分布；
S240：基于所述储能系统功率值的概率分布确定满足特定置信度的置信区间，将所述置信区间的上边界作为储能系统的配置功率。
上述储能系统配置方法在形成分时段稳定出力计划的基础上，对历史统计天数中的储能系统功率值进行概率分布，将储能系统配置功率设置成满足大概率可用的置信度，进一步降低了储能系统配置功率。
特别地，在步骤S220中，将每个子时段的虚拟电厂的预测输出功率与该子时段的计划功率之差的绝对值作为储能系统功率值。
在步骤S240中，可根据投资及技术需求选取合适的置信度，从而使所得到的置信区间为满足系统大概率可平衡的置信区间。例如，可将置信度设置为95％。
在获得储能系统的配置功率后，可根据储能系统的配置功率进一步确定储能系统的配置容量。例如，储能系统的配置容量可以是以下第一容量值和第二容量值中的最大值：第一容量值为储能系统的配置功率与储能系统的充放电倍率之比，第二容量值为储能系统的配置功率与子时段的时间区间长度的乘积。
通过本申请的虚拟电厂分段出力计划确定方法和储能系统配置方法，可以在满足将储能系统的配置容量降到最低的前提下，大概率条件实现分段削峰填谷的目的，取得最优的配置投资策略以及符合电力市场发电分段投标的技术要求。
下面参考图6描述上述虚拟电厂分段出力计划确定方法应用于日前市场分段投标和相应储能系统配置方法的实例。其中第一步至第七步为虚拟电厂分段出力计划确定方法，第八步至第十一步为储能系统配置方法。
第一步：根据电力市场交易规则，设虚拟电厂(VPP)的预测输出功率为Pforecast，并将次日全天出力总时段分为N个子时段，其中，第n个子时段(n＝1,…,N)的起始点为Tn-1，终止点为Tn；
第二步：第n个子时段中采样点个数为p，第i个采样点的预测输出功率为Pi，以各采样点的算术平均值作为该子时段的计划功率的初始值同时，设置计划功率调整值ΔPn_adj＝0。
第三步：更新计划功率Pn_sched＝Pn_sched+ΔPn_adj。
第四步：计算第n个子时段中，以计划功率Pn_sched为基准计算预测输出功率曲线位于计划功率Pn_sched以上部分包络面积的数值积分En_chg作为削峰部分；以及位于计划功率Pn_sched以下部分包络面积的数值积分En_dchg作为填谷部分。
第五步：计算第n个子时段中En_chg与En_dchg的数值差值En_err＝En_chg-En_dchg，并判断是否满足该子时段内削峰填谷的相对精度要求其中δ为设置的期望精度阈值上限。如不满足要求，则按第六步计算计划功率的调整值，并返回到第三步更新计划功率；如满足要求，则继续第七步。
第六步：根据削峰和填谷两部分的数值差值En_err，计算计划功率的调整值
第七步：将确认的N个子时段的计划功率Pn_sched(n＝1,…,N)作为次日的出力计划，并上报电力市场参与竞标。
第八步：通过第一步至第七步确定历史统计天数中所有K个子时段的计划功率Pk_history_sched(k＝1,…,K)，其中K为大于1的正整数。
第九步：将历史天数中所有预测输出功率Pk_forecast与上述计算得到的计划功率Pk_history_sched相减并取绝对值作为第k个子时段的储能系统功率值，即Pk_ESS＝|Pk_forecast-Pk_history_sched|。
第十步：对Pk_ESS进行统计及概率分布，并确定可满足系统大概率可平衡的置信区间上边界为PESS，即储能系统最终的配置功率PESS满足条件P{PESS满足大概率可平衡|PESS∈Pk_ESS,k＝1,...,K}≥α。其中0≤α≤1，α为满足系统大概率可平衡的置信度，可根据投资及技术需求进行确定，所得到的置信区间为系统大概率可平衡的置信区间。
第十一步：储能系统的最终配置容量为C为储能系统的充放电倍率。可以在满足将储能系统的配置容量降到最低的前提下，大概率条件实现分段削峰填谷的目的，取得最优的配置投资策略以及符合电力市场发电分段投标的技术要求。
根据本申请的一个实施例，提供一种虚拟电厂分段出力计划确定装置，所述虚拟电厂分段出力计划确定装置包括：
存储器，其配置为存储能够在处理器上运行的计算机指令，
处理器，其配置为运行上述计算机指令，以实现上文所述的方法。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一非易失性计算机可读取存储介质中，该计算机程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，本申请所提供的各实施例中所使用的对存储器、存储、数据库或其它介质的任何引用，均可包括非易失性和/或易失性存储器。非易失性存储器可包括只读存储器(ROM)、可编程ROM(PROM)、电可编程ROM(EPROM)、电可擦除可编程ROM(EEPROM)或闪存。易失性存储器可包括随机存取存储器(RAM)或者外部高速缓冲存储器。作为说明而非局限，RAM以多种形式可得，诸如静态RAM(SRAM)、动态RAM(DRAM)、同步DRAM(SDRAM)、双数据率SDRAM(DDRSDRAM)、增强型SDRAM(ESDRAM)、同步链路(Synchlink)DRAM(SLDRAM)、存储器总线(Rambus)直接RAM(RDRAM)、直接存储器总线动态RAM(DRDRAM)、以及存储器总线动态RAM(RDRAM)等。
以上实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
以上所述实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (2)

1.一种虚拟电厂分段出力计划确定方法，其特征在于，所述虚拟电厂分段出力计划确定方法包括：
获取虚拟电厂在特定出力总时段内的预测输出功率；
将所述出力总时段划分为多个子时段；
根据每个子时段内的预测输出功率确定所述每个子时段的恒定计划功率；
根据所述每个子时段的恒定计划功率获得所述出力总时段的出力计划；
具体的：
第一步：根据电力市场交易规则，设虚拟电厂的预测输出功率为Pforecast，并将次日全天出力总时段分为N个子时段，其中，第n个子时段(n＝1,…,N)的起始点为Tn-1，终止点为Tn；
第二步：第n个子时段中采样点个数为p，第i个采样点的预测输出功率为Pi，以各采样点的算术平均值作为该子时段的计划功率的初始值同时，设置计划功率调整值ΔPn_adj＝0；
第三步：更新计划功率Pn_sched＝Pn_sched+ΔPn_adj；
第四步：计算第n个子时段中，以计划功率Pn_sched为基准计算预测输出功率曲线位于计划功率Pn_sched以上部分包络面积的数值积分En_chg作为削峰部分；以及位于计划功率Pn_sched以下部分包络面积的数值积分En_dchg作为填谷部分；
第五步：计算第n个子时段中En_chg与En_dchg的数值差值En_err＝En_chg-En_dchg，并判断是否满足该子时段内削峰填谷的相对精度要求其中δ为设置的期望精度阈值上限；如不满足要求，则按第六步计算计划功率的调整值，并返回到第三步更新计划功率；如满足要求，则继续第七步；
第六步：根据削峰和填谷两部分的数值差值En_err，计算计划功率的调整值
第七步：将确认的N个子时段的计划功率Pn_sched(n＝1,…,N)作为次日的出力计划，并上报电力市场参与竞标；
第八步：通过第一步至第七步确定历史统计天数中所有K个子时段的计划功率Pk_history_sched(k＝1,…,K)，其中K为大于1的正整数；
第九步：将历史天数中所有预测输出功率Pk_forecast与上述计算得到的计划功率Pk_history_sched相减并取绝对值作为第k个子时段的储能系统功率值，即Pk_ESS＝|Pk_forecast-Pk_history_sched|；
第十步：对Pk_ESS进行统计及概率分布，并确定可满足系统大概率可平衡的置信区间上边界为PESS，即储能系统最终的配置功率PESS满足条件P{PESS满足大概率可平衡|PESS∈Pk_ESS,k＝1,...,K}≥α，其中0≤α≤1，α为满足系统大概率可平衡的置信度，根据投资及技术需求进行确定，所得到的置信区间为系统大概率可平衡的置信区间；
第十一步：储能系统的最终配置容量为C为储能系统的充放电倍率。
2.一种虚拟电厂分段出力计划确定装置，其特征在于，所述虚拟电厂分段出力计划确定装置包括：
存储器，其配置为存储能够在处理器上运行的计算机指令，
处理器，其配置为运行上述计算机指令，以实现根据权利要求1所述的方法。
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