CN111224414A - 一种光储电站储能容量配置方法和装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种光储电站储能容量配置方法和装置，获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建，本发明有助于提高自动发电控制调频过程中光储电站对储能的高效利用，且考虑光储电站的动态爬坡可靠性，有助于通过储能系统减少光储电站爬坡事件引起的弃光量，通过储能提高光储电站的有效载荷能力，有助于在面对不同光储电站对储能配置需求差异性时，能够提供适应光储电站的储能容量配置需求，为光储电站的储能配置提供基础。

Description

一种光储电站储能容量配置方法和装置

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域，具体涉及一种光储电站储能容量配置方法和装置。

背景技术

近年来，光伏发电产业发展迅速，光伏发电渗透率越来越高。随着光伏发电容量的增加，其出力的短期随机性和波动性导致光伏发电的爬坡率变化较大，易导致弃光，对电力系统运行的频率波动和运行可靠性等方面也将产生不利影响。储能具有响应速度快、双向调节等优势，已成为应对光伏功率大幅度随机波动的重要途径，通过储能合理的充放电策略，能够平抑光储电站爬坡率，减小其引起的弃光现象。因此，针对光储电站因爬坡率引起的弃光问题，如何量化光储电站的动态爬坡可靠性指标，减小因爬坡率引起的弃光量，是光储电站储能配置的关键问题，同时兼顾储能充放电对频率稳定、光储电站置信容量等的影响，对储能进行优化配置，利用有限的储能容量平抑光伏波动，将是保证光储电站安全稳定的重要方式。

现有技术中对光储电站的储能优化配置一般通过分析储能在光储电站运行过程中对光伏爬坡波动的平抑作用，制定光储电站中储能运行的充放电策略，并根据循环寿命曲线建立电池寿命量化模型，最后以年均成本最小为目标确定储能容量，虽然能够对光储电站的置信容量进行优化，但得到的光储电站的爬坡可靠性和置信容量均较低。

发明内容

为了克服上述现有技术中光储电站的爬坡可靠性和置信容量均较低的不足，本发明提供一种光储电站储能容量配置方法和装置，将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建，不仅基于爬坡弃光量期望考虑了光储电站的爬坡可靠性，且得到的光储电站置信容量较高。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

一方面，本发明提供一种光储电站储能容量配置方法，所述光储电站包括光伏系统和储能系统，所述方法包括：

获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

所述储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

所述储能容量配置模型的构建包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，并基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件；

分别确定光储电站的配置容量满足的约束条件和电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件；

并确定储能容量配置模型的目标函数。

基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率确定光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件；

基于光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件。

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站可替代的参考机组容量；

基于光储电站可替代的参考机组容量确定光储电站的置信容量满足的约束条件。

所述目标函数按下式确定：

minf＝ε₁Q_λ-ε₂Q_PV+ε₃Q_AGC+ε₄Q_ESS

式中，f为光储电站储能配置目标函数；Q_λ为光储电站的爬坡弃光量期望，Q_PV为光储电站的置信容量，Q_AGC为电力系统的自动发电控制需求容量，Q_ESS为储能系统的配置容量；ε₁为光储电站爬坡弃光量期望的权重系数，ε₂为光储电站置信容量的权重系数，ε₃为电力系统自动发电控制需求容量的权重系数，ε₄为储能系统配置容量的权重系数，且ε₁+ε₂+ε₃+ε₄＝1。

所述光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件如下式：

式中，p_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的概率，E_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的弃光量，T为时间周期。

所述光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件如下式：

E_λ(t)＝P_PV(t)+P_ESS(t)-[λ_vΔt+P_PV(t-Δt)+P_ESS(t-Δt)]

式中，Δt为时间间隔，P_PV(t)为t时刻光伏系统的输出功率，P_PV(t-Δt)为t-Δt时刻光伏系统的输出功率，P_ESS(t)为t时刻储能系统的输出功率，P_ESS(t-Δt)为t-Δt时刻储能系统的输出功率，λ_v为爬坡率限值。

所述光储电站的置信容量满足的约束条件如下式：

Q_PV＝ΔP_PV

式中，ΔP_PV为光储电站可替代的参考机组容量，其通过有效负荷承载能力模型确定。

所述有效负荷承载能力模型如下式：

R₀＝R(P_G+P_PV+P_ESS＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G+ΔP_PV＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G＞P_L)

式中，R₀为电力系统的初始可靠性，P_G为常规机组的基础出力，P_PV为光伏系统的输出功率，P_ESS为储能系统的输出功率，P_L为电力系统的实际负荷，ΔP_L为电力系统的新增负荷，R(·)为可靠性指标计算函数。

所述可靠性指标包括光储电站的供电故障概率和电力系统失电量期望；

所述光储电站的供电故障概率按下式确定：

式中，LOLP为光储电站的供电故障概率，R_s为光储电站处于状态s时的概率，S为给定时间周期内不能满足供给需求的光储电站状态集合；

所述电力系统失电量期望按下式确定：

式中，q_s为状态s下不能满足供给需求的电力系统需求电量，T为时间周期。

所述电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件如下式：

Q_AGC＝max{Z_d(t)}

式中，Z_d(t)为t时刻电力系统的负荷分量幅值。

所述Z_d(t)满足：

Z_d(t)＝P_d(t)-P_fd(t)

式中，P_d(t)为t时刻光储电站的等效负荷，P_fd(t)为t时刻光储电站平抑后的等效负荷。

所述P_d(t)、P_fd(t)满足：

P_d(t)＝P_L(t)-[P_PV(t)+P_ESS(t)]

式中，P_L(t)为t时刻电力系统的实际负荷，M为求解向前或向后的滚动时长。

所述储能系统的配置容量满足的约束条件如下式：

0.2Q_ESS＝Q_额定

式中，Q_额定为储能系统的额定功率，其根据储能系统的输出功率确定。

另一方面，本发明还提供一种光储电站储能容量配置装置，所述光储电站包括光伏系统和储能系统，所述装置包括：

获取模块，用于获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

求解模块，用于将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

所述储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明提供的光储电站储能容量配置方法中，获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建，不仅基于爬坡弃光量期望考虑了光储电站的爬坡可靠性，以光储电站的置信容量和爬坡弃光量期望，且得到的光储电站置信容量较高；

本发明考虑电力系统的自动发电控制对光储电站频率波动的平抑作用，有助于提高自动发电控制调频过程中光储电站对储能的高效利用；

本发明考虑光储电站的动态爬坡可靠性，有助于通过储能系统减少光储电站爬坡事件引起的弃光量；

本发明考虑光储电站的置信容量，有助于通过储能提高光储电站的有效载荷能力；

本发明以光储电站的置信容量和爬坡弃光量期望、电力系统的自动发电控制需求容量以及储能系统的配置容量为目标，有助于在面对不同光储电站对储能配置需求差异性时，能够提供适应光储电站的储能容量配置需求，为光储电站的储能配置提供基础。

附图说明

图1是本发明实施例中光储电站储能容量配置方法流程图；

图2是本发明实施例中光伏出力和负荷波动曲线图；

图3是本发明实施例中储能充放电策略图；

图4是本发明实施例中负荷波动分量图；

图5是本发明实施例中光储电站爬坡弃光量期望分布图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

实施例1

本发明实施例1提供了一种光储电站储能容量配置方法，具体流程图如图1所示，光储电站包括光伏系统和储能系统，方法具体过程如下：

S101：获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

S102：将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

光储电站动态爬坡可靠性越高，置信容量越大，电力系统的自动发电控制需求容量越小，储能系统的配置容量越小，对光储电站的储能配置结果越有益，储能容量配置模型的构建包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，并基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件；

分别确定光储电站的配置容量满足的约束条件和电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件；

并确定储能容量配置模型的目标函数。

基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率确定光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件；

基于光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件。

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站可替代的参考机组容量；

基于光储电站可替代的参考机组容量确定光储电站的置信容量满足的约束条件。

因此目标按下式确定：

min f＝ε₁Q_λ-ε₂Q_PV+ε₃Q_AGC+ε₄Q_ESS

式中，f为光储电站储能配置目标函数；Q_λ为光储电站的爬坡弃光量期望，Q_PV为光储电站的置信容量，Q_AGC为电力系统的自动发电控制需求容量，Q_ESS为储能系统的配置容量；ε₁为光储电站爬坡弃光量期望的权重系数，ε₂为光储电站置信容量的权重系数，ε₃为电力系统自动发电控制需求容量的权重系数，ε₄为储能系统配置容量的权重系数，ε₁+ε₂+ε₃+ε₄＝1。

当光储电站的爬坡率

高于爬坡率限值时，光储电站发生爬坡事件，需要进行平抑或者“弃光”，通过光储电站的爬坡弃光量期望量化光储电站动态爬坡可靠性，Q_λ越小，则光储电站动态爬坡可靠性越高，光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件如下式：

式中，p_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的概率，E_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的弃光量，T为时间周期。

光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件如下式：

E_λ(t)＝P_PV(t)+P_ESS(t)-[λ_vΔt+P_PV(t-Δt)+P_ESS(t-Δt)]

式中，Δt为时间间隔，P_PV(t)为t时刻光伏系统的输出功率，P_PV(t-Δt)为t-Δt时刻光伏系统的输出功率，P_ESS(t)为t时刻储能系统的输出功率，P_ESS(t)为正时，表示储能系统放电，P_ESS(t)为负时，表示储能系统充电；P_ESS(t-Δt)为t-Δt时刻储能系统的输出功率，λ_v为爬坡率限值。

光储电站的置信容量满足的约束条件如下式：

Q_PV＝ΔP_PV

式中，ΔP_PV为光储电站可替代的参考机组容量，其通过有效负荷承载能力模型确定。

考虑光储电站发电容量对电力系统额外承担负荷能力的提升作用，在维持光储电站可靠性水平不变的情况下，有效负荷承载能力模型(Effective Load CarryingCapability，ELCC)如下式：

R₀＝R(P_G+P_PV+P_ESS＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G+ΔP_PV＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G＞P_L)

式中，R₀为电力系统的初始可靠性，P_G为常规机组的基础出力，P_PV为光伏系统的输出功率，P_ESS为储能系统的输出功率，P_L为电力系统的实际负荷，ΔP_L为电力系统的新增负荷，R(·)为可靠性指标计算函数。

可靠性指标包括光储电站的供电故障概率和电力系统失电量期望；

光储电站的供电故障概率按下式确定：

式中，LOLP为光储电站的供电故障概率，R_s为光储电站处于状态s时的概率，S为给定时间周期内不能满足供给需求的光储电站状态集合；

电力系统失电量期望按下式确定：

式中，q_s为状态s下不能满足供给需求的电力系统需求电量，T为时间周期。

电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件如下式：

Q_AGC＝max{Z_d(t)}

式中，Z_d(t)为t时刻电力系统的负荷分量幅值，Z_d(t)满足：

Z_d(t)＝P_d(t)-P_fd(t)

式中，P_d(t)为t时刻光储电站的等效负荷，P_fd(t)为t时刻光储电站平抑后的等效负荷，

Z_d(t)可进一步表示为Z_d(t)＝P_L-(P_PV+P_ESS)-P_fd(t)，可知自动发电控制需求容量与储能容量间的关系为：光储电站中储能能够有效减少对电力系统的自动发电控制需求容量的需求，随着储能系统配置容量的增大，电力系统的自动发电控制需求容量逐渐减小。

P_fd(t)是通过滚动平均法分离P_d(t)得到，P_d(t)、P_fd(t)满足：

P_d(t)＝P_L(t)-[P_PV(t)+P_ESS(t)]

式中，P_L(t)为t时刻电力系统的实际负荷，2M为滚动平均的求解时域，M为求解向前或向后的滚动时长。

储能系统的配置容量满足的约束条件如下式：

0.2Q_ESS＝Q_额定

式中，Q_额定为储能系统的额定功率，其根据储能系统的输出功率确定。

实施例2

基于同一发明构思，本发明实施例2还提供一种光储电站储能容量配置装置，光储电站包括光伏系统和储能系统，下面对各个组成部分的功能进行详细说明：

获取模块，用于获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

求解模块，用于将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

所述储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

装置还包括建模模块，建模模块包括：

第一确定单元，用于基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，并基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件；

第二确定单元，用于分别确定储能系统的配置容量满足的约束条件和电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件；

第三确定单元，用于确定储能容量配置模型的目标函数。

第一确定单元具体用于：

基于光伏系统的输出功率确定光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件；

基于光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件。

第一确定单元还具体用于：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站可替代的参考机组容量；

基于光储电站可替代的参考机组容量确定光储电站的置信容量满足的约束条件。

第三确定单元按下式确定目标函数：

min f＝ε₁Q_λ-ε₂Q_PV+ε₃Q_AGC+ε₄Q_ESS

式中，f为光储电站储能配置目标函数；Q_λ为光储电站的爬坡弃光量期望，Q_PV为光储电站的置信容量，Q_AGC为电力系统的自动发电控制需求容量，Q_ESS为储能系统的配置容量；ε₁为光储电站爬坡弃光量期望的权重系数，ε₂为光储电站置信容量的权重系数，ε₃为电力系统自动发电控制需求容量的权重系数，ε₄为储能系统配置容量的权重系数，ε₁+ε₂+ε₃+ε₄＝1；

第一确定单元确定的光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件如下式：

式中，p_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的概率，E_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的弃光量，T为时间周期；所述E_λ(t)满足：

E_λ(t)＝P_PV(t)+P_ESS(t)-[λ_vΔt+P_PV(t-Δt)+P_ESS(t-Δt)]

式中，Δt为时间间隔，P_PV(t)为t时刻光伏系统的输出功率，P_PV(t-Δt)为t-Δt时刻光伏系统的输出功率，P_ESS(t)为t时刻储能系统的输出功率，P_ESS(t-Δt)为t-Δt时刻储能系统的输出功率，λ_v为爬坡率限值；

第一确定单元确定的光储电站的置信容量满足的约束条件如下式：

Q_PV＝ΔP_PV

式中，ΔP_PV为光储电站可替代的参考机组容量，其通过有效负荷承载能力模型确定；所述有效负荷承载能力模型如下式：

R₀＝R(P_G+P_PV+P_ESS＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G+ΔP_PV＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G＞P_L)

式中，R₀为电力系统的初始可靠性，P_G为常规机组的基础出力，P_PV为光伏系统的输出功率，P_ESS为储能系统的输出功率，P_L为电力系统的实际负荷，ΔP_L为电力系统的新增负荷，R(·)为可靠性指标计算函数；可靠性指标包括光储电站的供电故障概率和电力系统失电量期望；

光储电站的供电故障概率按下式确定：

式中，LOLP为光储电站的供电故障概率，R_s为光储电站处于状态s时的概率，S为给定时间周期内不能满足供给需求的光储电站状态集合；

电力系统失电量期望按下式确定：

式中，q_s为状态s下不能满足供给需求的电力系统需求电量，T为时间周期；

第二确定单元确定的电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件如下式：

Q_AGC＝max{Z_d(t)}

式中，Z_d(t)为t时刻电力系统的负荷分量幅值，所述Z_d(t)满足：

Z_d(t)＝P_d(t)-P_fd(t)

式中，P_d(t)为t时刻光储电站的等效负荷，P_fd(t)为t时刻光储电站平抑后的等效负荷；所述P_d(t)、P_fd(t)满足：

P_d(t)＝P_L(t)-[P_PV(t)+P_ESS(t)]

式中，P_L(t)为t时刻电力系统的实际负荷，M为求解向前或向后的滚动时长；

第二确定单元确定的储能系统的配置容量满足的约束条件如下式：

0.2Q_ESS＝Q_额定

式中，Q_额定为储能系统的额定功率，其根据储能系统的输出功率确定。

实施例3

本发明实施例3以光储电站实际场景为例，光伏出力和负荷波动曲线图如图2所示。在实施例3中，光储电站一天发生两次爬坡事件，发生爬坡事件的概率取0.0833333，光储电站一年发生2次供电故障，Rs取0.0002283105022，ε₁、ε₂、ε₃和ε₄分别为0.6、0.1、0.2和0.1，更侧重于对自动发电控制需求容量的减小。对光储电站进行储能配置后，储能配置容量为152.532kWh，在典型日的充放电策略如图3所示，光伏无发电输出时进行放电，在光伏输出功率时进行充电，荷电状态在一天的首尾保持一致，方便计划调度。对电力系统自动发电控制的需求容量为8341.820kW，其负荷波动分量如图4所示。期望爬坡弃光量为4671.329kWh，其动态分布如图5所示。光储电站的置信容量为4929.151kW。对于同样的光储电站，采用本发明实施例3提供的储能配置方法前，其期望爬坡弃光量为4688.498kWh，自动发电控制的需求容量为8348.362kW，置信容量为4817.650kW，与采用实施例3提供的光储电站储能配置方法后的结果相比，采用本发明实施例3提供的方法，通过光储电站储能对爬坡率的平抑作用，使得光储电站期望爬坡弃光量减小，动态爬坡可靠性提升；自动发电控制的需求容量减小，充分发挥了光储电站储能对频率稳定的作用，光储电站置信容量增加，通过储能系统提高了光储电站的有效载荷能力。此外，在面对不同光储电站对光储电站动态爬坡可靠性，置信容量，自动发电控制需求容量，储能配置容量的不同偏好需求时，可以基于本发明实施例3提供的方法，通过调整权重系数ε₁、ε₂、ε₃和ε₄的大小应对。

为了描述的方便，以上所述装置的各部分以功能分为各种模块或单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块或单元的功能在同一个或多个软件或硬件中实现。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (15)

1.一种光储电站储能容量配置方法，所述光储电站包括光伏系统和储能系统，其特征在于，所述方法包括：

获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

所述储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

2.根据权利要求1所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述储能容量配置模型的构建包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，并基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件；

分别确定光储电站的配置容量满足的约束条件和电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件；

并确定储能容量配置模型的目标函数。

3.根据权利要求2所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述基于光伏系统的输出功率确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率确定光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件；

基于光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件确定光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件。

4.根据权利要求3所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站的置信容量满足的约束条件，包括：

基于光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷确定光储电站可替代的参考机组容量；

基于光储电站可替代的参考机组容量确定光储电站的置信容量满足的约束条件。

5.根据权利要求4所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述目标函数按下式确定：

min f＝ε₁Q_λ-ε₂Q_PV+ε₃Q_AGC+ε₄Q_ESS

式中，f为光储电站储能配置目标函数；Q_λ为光储电站的爬坡弃光量期望，Q_PV为光储电站的置信容量；Q_AGC为电力系统的自动发电控制需求容量；Q_ESS为储能系统的配置容量；ε₁为光储电站爬坡弃光量期望的权重系数，ε₂为光储电站置信容量的权重系数，ε₃为电力系统自动发电控制需求容量的权重系数，ε₄为储能系统配置容量的权重系数，且ε₁+ε₂+ε₃+ε₄＝1。

6.根据权利要求5所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述光储电站的爬坡弃光量期望满足的约束条件如下式：

式中，p_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的概率，E_λ(t)为t时刻光储电站发生爬坡事件的弃光量，T为时间周期。

7.根据权利要求4所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述光储电站发生爬坡事件的弃光量满足的约束条件如下式：

E_λ(t)＝P_PV(t)+P_ESS(t)-[λ_vΔt+P_PV(t-Δt)+P_ESS(t-Δt)]

式中，Δt为时间间隔，P_PV(t)为t时刻光伏系统的输出功率，P_PV(t-Δt)为t-Δt时刻光伏系统的输出功率，P_ESS(t)为t时刻储能系统的输出功率，P_ESS(t-Δt)为t-Δt时刻储能系统的输出功率，λ_v为爬坡率限值。

8.根据权利要求5所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述光储电站的置信容量满足的约束条件如下式：

Q_PV＝ΔP_PV

式中，ΔP_PV为光储电站可替代的参考机组容量，其通过有效负荷承载能力模型确定。

9.根据权利要求8所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述有效负荷承载能力模型如下式：

R₀＝R(P_G+P_PV+P_ESS＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G+ΔP_PV＞P_L+ΔP_L)＝R(P_G＞P_L)

式中，R₀为电力系统的初始可靠性，P_G为常规机组的出力，P_PV为光伏系统的输出功率，P_ESS为储能系统的输出功率，P_L为电力系统的实际负荷，ΔP_L为电力系统的新增负荷，R(·)为可靠性指标计算函数。

10.根据权利要求9所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述可靠性指标包括光储电站的供电故障概率和电力系统失电量期望；

所述光储电站的供电故障概率按下式确定：

式中，LOLP为光储电站的供电故障概率，R_s为光储电站处于状态s时的概率，S为给定时间周期内不能满足供给需求的光储电站状态集合；

所述电力系统失电量期望按下式确定：

式中，q_s为状态s下不能满足供给需求的电力系统需求电量，T为时间周期。

11.根据权利要求7所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述电力系统的自动发电控制需求容量满足的约束条件如下式：

Q_AGC＝max{Z_d(t)}

式中，Z_d(t)为t时刻电力系统的负荷分量幅值。

12.根据权利要求11所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述Z_d(t)满足：

Z_d(t)＝P_d(t)-P_fd(t)

式中，P_d(t)为t时刻光储电站的等效负荷，P_fd(t)为t时刻光储电站平抑后的等效负荷。

13.根据权利要求12所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述P_d(t)、P_fd(t)满足：

P_d(t)＝P_L(t)-[P_PV(t)+P_ESS(t)]

式中，P_L(t)为t时刻电力系统的实际负荷，M为求解向前或向后的滚动时长。

14.根据权利要求5所述的光储电站储能容量配置方法，其特征在于，所述储能系统的配置容量满足的约束条件如下式：

0.2Q_ESS＝Q_额定

式中，Q_额定为储能系统的额定功率，其根据储能系统的输出功率确定。

15.一种光储电站储能容量配置装置，所述光储电站包括光伏系统和储能系统，其特征在于，所述装置包括：

获取模块，用于获取光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷；

求解模块，用于将光伏系统的输出功率和电力系统的实际负荷输入预先构建的储能容量配置模型，并采用线性规划法求解储能容量配置模型，得到储能系统的配置容量；

所述储能容量配置模型基于光储电站的爬坡弃光量期望和置信容量构建。

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