CN111446711B - 一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法 - Google Patents

Abstract

一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法，所述方法包括以下步骤：步骤1：采集原始数据；步骤2：建立约束条件；步骤3：基于约束条件和采集的原始数据计算响应分时电价后的第i时段电网供电负荷、需求响应实施成本、储能电站成本以及储能电站日收益；步骤4：基于步骤3的计算结果，建立目标函数；步骤5：向步骤4建立的目标函数输入已知条件，获取联合优化结果。本发明利用储能补偿响应分时电价的负荷功率，并使荷储联合运行的总成本最小，不仅能够削峰填谷、降低电网负荷峰谷差，又不必削减过多的用户负荷，在满足用户负荷需求的前提下减少了储能的配置容量，节省了用户用电成本及电网的建设成本、提高了电力系统设备的利用效率。

Description

一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法

技术领域

本发明属于源-荷-储技术领域，具体涉及一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法。

背景技术

近年来，随着分布式电源及负荷多样性、随机性及间歇性，导致电网负荷峰谷差日益加大，可能会出现短时的高峰或尖峰负荷，造成线路或变压器过载，通过对电网设备进行升级改造的方法不仅投资高、建设周期长，而且设备的利用率不高。

基于需求侧响应(Demand side response，DSR)技术、现代通信及测量技术，通过价格及政策激励等措施，改变用户的用电行为，可以使得负荷作为一个整体参与电力系统的调度控制、优化运行与市场交易等活动。需求响应的实现有两种方式，一种是对通过对城市电网中的可控负荷进行直接控制，给予参与直接负荷控制的用户一定的经济补偿；另外一种是通过价格的手段，基于用户对电价的敏感性，采用分时电价或实时电价等，改变用户的用电行为，实现用户负荷的削减和转移。而储能是目前电网中用于削峰填谷的一个有效调节手段。但是，目前的研究大多只是单纯地考虑储能或负荷调节来进行削峰填谷，而没有将两者各自的作用进行综合，往往导致储能容量过大或负荷控制不合理。

发明内容

为了解决现有技术中存在的问题，本发明将负荷控制和储能控制结合起来，以分时电价及储能电站的充放电功率为主要控制变量，利用储能补偿根据分时电价响应的负荷功率，同时考虑负荷需求响应及储能电站的成本和收益，对电网负荷进行削峰填谷，既能满足用户的负荷需求，又能降低电网负荷峰谷差。

因此，本发明提出了一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法。对基于分时电价的可控负荷进行分析，综合考虑负荷需求响应成本、储能建设、运行费用、储能削峰填谷收益等，使得在有效的调节电网负荷峰谷差的同时，荷储联合运行总成本最低。

本发明具体采用以下技术方案：

一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

步骤1：采集原始数据，包括分时时段和电价、负荷预测数据、储能的单位建设成本、年运行维护成本、储能电站的设计使用年限、贴现率、削峰填谷受益系数、储能电站最大充放电功率、储能电池荷电状态；

步骤2：建立约束条件；

步骤3：基于在所述步骤2中建立的约束条件和所述步骤1中采集的原始数据计算响应分时电价后的第i时段电网供电负荷、需求响应实施成本、储能电站成本以及储能电站日收益；

步骤4：基于步骤3计算出的各项成本和收益，建立联合优化模型，使荷储联合运行的总成本最小；

步骤5：向所述步骤4中建立的联合优化模型输入已知条件，获取联合优化结果。

本发明还进一步采用以下优选技术方案：

在所述步骤2中，约束条件分别采用分时电价约束、储能电站荷电状态约束、储能电站充放电功率约束，将约束条件设置为：

(1)分时电价约束：

p_min≤p_v≤p_f≤p_p≤p_max (1)

其中，p_p、p_v、p_f分别为负荷峰、谷和平时的电价，p_min、p_max分别为电价最小和最大限值；

(2)储能电站荷电状态SOC(i)约束：

SOC_min≤SOC(i)≤SOC_max (2)

其中，SOC_min、SOC_max分别为储能电站运行中储能电池所允许的最小、最大荷电状态；

(3)储能电站充放电功率约束：

式中，P_d,max、P_c,max为储能电站允许的最大放电、充电功率，P_d,min、P_c,min为储能电站允许的最小放电、充电功率；P_bess,c(i)、P_bess,d(i)为第i个时段储能电站运行过程中的充、放电功率；P_bess,c(i)·P_bess,d(i)＝0对第i个时段的储能电站充放电进行限制，即在第i个时段，储能电站只能处于充电状态或者放电状态或者停运状态。

在所述步骤3中，通过以下公式计算实施分时电价后的第i时段电网供电负荷：

式中：i，j为一天中的各个时段，取值为1～24；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；p_j为实施分时电价后j时段的电价；p_j0为实施分时电价前j时段电价；p_i为实施分时电价后i时段的电价；p_i0为实施分时电价前i时段的电价；E_ij为负荷转移系数，其物理意义为j时段电价发生变化时，由i时段转移到j时段的负荷；E_ji为负荷转移系数，其物理意义为i时段电价变化时，由j时段转入到i时段的负荷，当i＝j时为负荷的可削减系数。

在所述步骤3中，通过以下公式计算需求响应实施成本：

C_c＝αP_s+β(P_i-P_i0) (5)

式中，C_c为需求响应实施成本；P_s为系统负荷容量；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；α为系统负荷容量计算系数、β为响应负荷容量计算系数。

在所述步骤3中，所述储能电站成本包括储能电站的建设成本和储能电站的维护费用，

其中，通过以下公式计算储能电站的建设成本：

式中，C_bess为储能电站的日均等值建设费用；k_e为储能电站单位容量建设成本；E_bess为储能电站容量；r为储能电站的贴现率；h为储能电站设计使用年限；

通过以下公式计算储能电站的维护费用：

式中，C_bess,om为储能的日均维护费用；k_om为储能单位容量年运行维护成本。

在所述步骤3中，通过以下公式计算储能电站的日收益：

式中，B_bess为储能电站日收益；k_b为储能电站容量补贴系数；p_i为实施分时电价后，第i个时段的电价；P_bess,c(i)、P_bess,d(i)分别为储能在i时刻的充电功率和放电功率，E_bess为储能电站容量。

在所述步骤4中，建立联合优化模型，使荷储联合运行的总成本最小：

minf＝C_c+C_bess+C_bess.om-B_bess (10)

式中，f为目标函数，表示荷储联合运行的总成本；C_c为需求响应实施成本；C_bess为储能电站的日均等值建设费用；C_bess,om为储能的日均维护费用；B_bess为储能电站日收益。

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的分时电价，获得储能电站容量、充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的储能电站容量，获得分时电价、储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的分时电价及储能电站容量，优化获得储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

本发明具有以下技术效果：

与传统的需求响应和储能控制相比，本发明充分考虑了用户对分时电价的需求响应及储能的双向调节能力，利用储能补偿响应分时电价的负荷功率，并使荷储联合运行的总成本最小，不仅能够削峰填谷、降低电网负荷峰谷差，又不必削减过多的用户负荷，在满足用户负荷需求的前提下减少了储能的配置容量，节省了用户用电成本及电网的建设成本、提高了电力系统设备的利用效率。

附图说明

图1是本发明基于需求响应的荷储联合优化运行方法的流程图。

具体实施方式

下面，结合附图对本发明的技术方案进行详细说明。

图1是本发明基于需求响应的荷储联合优化运行方法的流程图，如图1所示，本发明的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，具体包括以下步骤：

步骤1：采集原始数据，包括分时时段和电价、负荷预测数据、储能的单位建设成本、年运行维护成本、储能电站的设计使用年限、贴现率、削峰填谷受益系数、储能电站最大充放电功率、储能电池荷电状态等。

步骤2：建立约束条件，约束条件分别采用分时电价约束、储能电站荷电状态约束、储能电站充放电功率约束，将约束条件设置为：

(1)分时电价约束：

p_min≤p_v≤p_f≤p_p≤p_max (1)

其中，p_p、p_v、p_f分别为负荷峰、谷和平时的电价，p_min、p_max分别为电价最小和最大限值。

(2)储能电站荷电状态SOC(i)约束：

SOC_min≤SOC(i)≤SOC_max (2)

其中，SOC_min、SOC_max分别为储能电站运行中储能电池所允许的最小、最大荷电状态；

(3)储能电站充放电功率约束：

式中，P_d,max、P_c,max为储能电站允许的最大放电、充电功率，P_d,min、P_c,min为储能电站允许的最小放电、充电功率；P_bess,c(i)、P_bess,d(i)为第i个时段储能电站运行过程中的充、放电功率；P_bess,c(i)·P_bess,d(i)＝0对某一时刻的储能电站充放电进行限制，即某一时刻，储能电站只能处于充电状态或者放电状态或者停运状态。

步骤3：基于在步骤2中建立的约束条件和步骤1中采集的原始数据计算响应分时电价的各时段负荷、需求响应实施成本、储能电站成本以及储能电站日收益；

(1)分时电价的各时段负荷计算

实施分时电价后，各负荷会根据分时电价调整相应时段的用电策略。实施分时电价后，各时段负荷变化由三部分组成：第一部分是由于本时段电价变化引起的本时段的可削减负荷；第二部分是由于本时段电价变化，其他时段转移到本时段的可转移负荷；第三部分是其他时段电价变化，本时段转移到其他时段的可转移负荷。第i时段电网供电负荷计算公式如下：

式中：i，j为一天中的各个时段，取值为1～24；P_i为实施分时电价后i时段的负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的负荷；p_j为实施分时电价后j时段的电价；p_j0为实施分时电价前j时段电价；E_ij为负荷转移系数，其物理意义为j时段电价发生变化时，由i时段转移到j时段的负荷；E_ji为负荷转移系数，其物理意义为i时段电价变化时，由j时段转入到i时段的负荷，当i＝j时为负荷的可削减系数。

(2)需求响应成本的计算

本发明中的负荷需求响应只考虑基于分时电价响应的负荷控制。实施负荷需求响应，需要在电网运营者及用户之间建立相应的通信渠道和控制手段。电网系统规模越大，或者所需要参与响应的用户越多，则建立相应的通信通道和控制手段所需要的投资越大。

本发明中假设负荷需求响应实施成本主要受系统负荷容量(即系统中能够参加需求响应的总负荷容量)的大小和参与响应的负荷容量两个因素影响，本发明中需求响应成本如下：

C_c＝αP_s+β(P_i-P_i0)(5)

式中，C_c为需求响应实施成本；P_s为系统负荷容量；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；α为系统负荷容量计算系数、β为响应负荷容量计算系数；

(3)储能电站成本计算

储能电站成本由建设成本和运行维护成本两部分组成。

储能电站的建设成本与储能电站的容量成正比，同时换算成等值年时也需考虑贴现率与储能电站的使用年限，本发明中储能电站的建设成本公式如下：

式中，C_bess为储能电站的日均等值建设费用；k_e为储能电站单位容量建设成本；E_bess为储能电站容量；r为储能电站的贴现率；h为储能电站设计使用年限。

储能电站的维护费用计算公式如下：

式中，C_bess,om为储能的日均维护费用；k_om为储能单位容量年运行维护成本。

(5)储能电站日收益计算

通过以下公式计算储能电站参与削峰填谷的充放电功率：

式中，P_bess,c(i)、P_bess,d(i)分别为储能在i时刻的充电功率和放电功率；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；

储能电站的收益主要来源于两方面：一是储能电站参加电网负荷削峰填谷的容量补贴，与储能电站的容量成正比；二是在采取峰谷分时电价时，储能电站参与削峰填谷所获得的收益。储能电站的收益主要由容量补贴、储能电站充电电费支出、储能电站放电电费收入组成，日收益计算公式如下：

式中，B_bess为储能电站每日的收益；k_b为储能电站容量补贴系数；p_i为实施分时电价后，第i个时段的电价。

步骤4：基于步骤3计算出的各项成本和收益，建立目标函数，使荷储联合运行的总成本最小，利用储能补偿根据分时电价响应的负荷功率，既能满足用户的负荷需求，又能降低电网负荷峰谷差。

考虑需求响应的荷储联合优化模型：

在满足系统运行要求的基础上，本发明以分时电价、储能电站充放电功率为控制手段对系统负荷进行削峰填谷控制，目标函数为负荷和储能联合运行总成本最小：

minf＝C_c+C_bess+C_bess.om-B_bess(10)

式中，f为目标函数，表示荷储联合运行的总成本；C_c为需求响应实施成本；C_bess为储能电站的日均等值建设费用；C_bess,om为储能的日均维护费用；B_bess为储能电站日收益。

步骤5：向步骤4中的联合优化模型输入不同已知条件来获得不同的优化求解。

式(10)中所建立的联合优化模型为线性规划模型，决策变量包含储能的配置容量、充放电功率、分时电价及参与需求响应的负荷量，在不同的应用场景和已知条件下，可求出不同的方案，分类场景如下：

(1)当模型中各个时段的分时电价p_i为已知值时，优化计算结果为储能电站容量、充放电功率及参与需求响应的负荷功率。

(2)当模型中储能电站容量已确定时，优化计算结果为分时电价、储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率。

(3)当模型中分时电价及储能电站容量已确定时，优化计算结果为储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率。

与传统的需求响应和储能控制相比，本发明的基于需求响应的荷储联合优化运行方法充分考虑了用户对分时电价的需求响应及储能的双向调节能力，利用储能补偿响应分时电价的负荷功率，并使荷储联合运行的总成本最小，不仅能够削峰填谷、降低电网负荷峰谷差，又不必削减过多的用户负荷，在满足用户负荷需求的前提下减少了储能的配置容量，节省了用户用电成本及电网的建设成本、提高了电力系统设备的利用效率。

除上述实施例外，凡采用等同替换或者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。

本发明还有其他实施方式。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。

申请人结合说明书附图对本发明的实施例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

步骤1：采集原始数据，包括分时时段和电价、负荷预测数据、储能的单位建设成本、年运行维护成本、储能电站的设计使用年限、贴现率、削峰填谷受益系数、储能电站最大充放电功率、储能电池荷电状态；

步骤2：建立约束条件；

步骤3：基于在所述步骤2中建立的约束条件和所述步骤1中采集的原始数据计算响应分时电价后的第i时段电网供电负荷、需求响应实施成本、储能电站成本以及储能电站日收益；步骤3中，通过以下公式计算需求响应实施成本：

C_c＝αP_s+β(P_i-P_i0) (5)

式中，C_c为需求响应实施成本；P_s为系统负荷容量；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；α为系统负荷容量计算系数、β为响应负荷容量计算系数；

步骤4：基于步骤3计算出的各项成本和收益，建立联合优化模型，使荷储联合运行的总成本最小；步骤4中，建立联合优化模型，使荷储联合运行的总成本最小：

min f＝C_c+C_bess+C_bess.om-B_bess (10)

式中，f为目标函数，表示荷储联合运行的总成本；C_c为需求响应实施成本；C_bess为储能电站的日均等值建设费用；C_bess,om为储能的日均维护费用；B_bess为储能电站日收益；

步骤5：向所述步骤4中建立的联合优化模型输入已知条件，获取联合优化结果。

2.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤2中，约束条件分别采用分时电价约束、储能电站荷电状态约束、储能电站充放电功率约束，将约束条件设置为：

(1)分时电价约束：

p_min≤p_v≤p_f≤p_p≤p_max (1)

其中，p_p、p_v、p_f分别为负荷峰、谷和平时的电价，p_min、p_max分别为电价最小和最大限值；

(2)储能电站荷电状态SOC(i)约束：

SOC_min≤SOC(i)≤SOC_max (2)

其中，SOC_min、SOC_max分别为储能电站运行中储能电池所允许的最小、最大荷电状态；

(3)储能电站充放电功率约束：

式中，P_d,max、P_c,max为储能电站允许的最大放电、充电功率，P_d,min、P_c,min为储能电站允许的最小放电、充电功率；P_bess,c(i)、P_bess,d(i)为第i个时段储能电站运行过程中的充、放电功率；P_bess,c(i)·P_bess,d(i)＝0对第i个时段的储能电站充放电进行限制，即在第i个时段，储能电站只能处于充电状态或者放电状态或者停运状态。

3.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤3中，通过以下公式计算实施分时电价后的第i时段电网供电负荷：

式中：i，j为一天中的各个时段，取值为1～24；P_i为实施分时电价后i时段电网供电负荷；P_i0为实施分时电价前i时段的电网供电负荷；p_j为实施分时电价后j时段的电价；p_j0为实施分时电价前j时段电价；p_i为实施分时电价后i时段的电价；p_i0为实施分时电价前i时段的电价；E_ij为负荷转移系数，其物理意义为j时段电价发生变化时，由i时段转移到j时段的负荷；E_ji为负荷转移系数，其物理意义为i时段电价变化时，由j时段转入到i时段的负荷，当i＝j时为负荷的可削减系数。

4.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤3中，所述储能电站成本包括储能电站的建设成本和储能电站的维护费用，

其中，通过以下公式计算储能电站的建设成本：

式中，C_bess为储能电站的日均等值建设费用；k_e为储能电站单位容量建设成本；E_bess为储能电站容量；r为储能电站的贴现率；h为储能电站设计使用年限；

通过以下公式计算储能电站的维护费用：

式中，C_bess,om为储能的日均维护费用；k_om为储能单位容量年运行维护成本。

5.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤3中，通过以下公式计算储能电站的日收益：

式中，B_bess为储能电站日收益；k_b为储能电站容量补贴系数；p_i为实施分时电价后，第i个时段的电价，P_bess,c(i)、P_bess,d(i)分别为储能在i时刻的充电功率和放电功率，E_bess为储能电站容量。

6.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的分时电价，获得储能电站容量、充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

7.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的储能电站容量，获得分时电价、储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

8.根据权利要求1所述的基于需求响应的荷储联合优化运行方法，其特征在于：

在所述步骤5中，向所述联合优化模型输入已知的分时电价及储能电站容量，优化获得储能电站的充放电功率及参与需求响应的负荷功率的优化计算结果。

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