CN111697578B - 多目标含储能区域电网运行控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种多目标含储能区域电网运行控制方法，结合可再生能源的消纳情况、电网系统的调峰效果、储能系统参与调频市场的贡献，建立考虑多目标的含储能区域电网运行模型。将不同量纲的指标以相应的基准值归一化处理，进而通过加权的方式综合考虑不同目标对运行的影响。通过该模型控制储能运行方式，可以同时实现储能对电网调峰、调频等多方面的支持，提升储能系统运行效率，提高电网的灵活性，并增加储能系统运行效益。本发明基于电力系统和储能系统自身特性和运行规律，提出更有效的电网与储能控制运行方式，与现有的单一目标储能运行控制策略相比，对储能的利用效率更高，对电网运行和可再生能源消纳的支撑更全面。

Description

多目标含储能区域电网运行控制方法

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，尤其涉及一种多目标含储能区域电网运行控制方法。

背景技术

近年来，随着分布式电源技术和储能技术的发展，分布式风机和储能系统接入区域电网的比例不断增高。分布式电源和储能系统的大量接入使得区域电网由传统的无源网络变为有源网络。在区域电网运行中分布式电源的出力有较强的波动性，由于储能系统具有响应速度快、调节范围广等优点，储能系统具有较好的调节能力，已经成为电力系统中不可缺失的一部分。利用储能系统对于电能时空转移的特性，可以将储能系统用于能量市场低充高放、协调可再生能源与负荷的不确定性；因储能系统的调节性能好，反应速度快的特定，可以将储能系统应用于调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场。

储能可以为电网提供多种支撑功能，但由于储能容量有限，目前并没有完善的方法，能够协调控制储能参与多种目标的优化运行。同时，考虑储能成本较高，在缺乏有效控制方法的情况下，储能的灵活调节性能不能得到最大化的利用，将造成资源的浪费。

发明内容

本发明针对现有技术存在的缺陷和不足，考虑到现有的储能控制运行策略以单一目标策略为主，本发明提出一种多目标含储能区域电网运行控制方法，从区域电网整体的运行角度出发，在储能系统参与多种运行目标的情况下，结合可再生能源的消纳情况、电网系统的调峰效果、储能系统参与调频市场的贡献，建立考虑多目标的含储能区域电网运行模型。将不同量纲的指标以相应的基准值归一化处理，进而通过加权的方式综合考虑不同目标对运行的影响。通过该模型控制储能运行方式，可以同时实现储能对电网调峰、调频等多方面的支持，提升储能系统运行效率，提高电网的灵活性，并增加储能系统运行效益。本发明基于电力系统和储能系统自身特性和运行规律，提出更有效的电网与储能控制运行方式，与现有的单一目标储能运行控制策略相比，对储能的利用效率更高，对电网运行的支撑更全面。

其具体采用以下技术方案：

一种多目标含储能区域电网运行控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：计算可再生能源的消纳水平：

其中：P_Ws(t)为t时刻风电场上网电量，F_W为可再生能源总上网电量，T为采样周期；F_W越大表示弃风弃光越少。

步骤S2：计算电网不同运行情况下的调峰效果：

将预测负荷减去风电出力之后的负荷称为净负荷，将储能系统优化净负荷之后的负荷称为合成负荷，所述合成负荷的调峰效果F_H表示为：

式中，P_H(t)为t时刻合成负荷的有功功率；

其中，P_H(t)的计算公式如下：

P_H(t)＝P_L(t)+P_Bcha(t)-P_Bdis(t)-P_W(t)

式中，P_L(t)为t时刻预测负荷的有功功率；P_Bcha(t)、P_Bdis(t)分别为t时刻电化学储能系统的充电功率和放电功率；P_W(t)为t时刻风电预测出力；

引入中间变量P_Hmax、P_Hmin，将合成负荷的调峰效果转化为线性函数，即；

其中，F_H越小，表示电网负荷峰谷差越小；即电网运行效率更高。

步骤S3：计算储能系统参与调频辅助服务的调频里程：

式中，P_fs(t)、P_fx(t)分别为t时刻的储能系统参与调频辅助服务市场的上下调节功率；m为调频里程与采样点周期取值的比例系数；

步骤S4：储能系统参与调频辅助服务的备用容量：

式中，P_f,B为t时刻储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量，P_B,max为储能系统容量最大值；

步骤S5：根据步骤S1-步骤S4，构建多目标模型如下：

Z₁+Z₂+Z₃+Z₄＝1

式中：

F_fb ^*分别为可再生能源消纳量、电网调峰效果、储能参与调频辅助服务里程、储能参与调频市场备用容量的归一化结果；Z₁、Z₂、Z₃、Z₄分别为不同指标所对应的权重；P_Wmax为风电上网电量最大值；P_Lmax和P_Lmin分别为负荷功率的最大值与最小值；P_f,Bs为储能系统参与调频辅助服务市场的调频里程；P_fmax为系统所需的调频电量最大值；P_f,Bb为储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量；

步骤S6：根据区域电网的实际数据参数，代入所述多目标模型，获得储能系统、火电机组和风电机组的运行方案。

优选地，在步骤S6中，所述区域电网的数据参数包括：各机组的出力范围、可再生能源与负荷的相关信息，以及系统各项运行参数。

优选地，在步骤S6中，还代入求解约束条件：

1)功率平衡约束：

各机组出力、储能系统出力、可再生能源以及负荷功率之间的功率平衡应满足：

P_GZ,n(t)+P_W(t)-P_Bcha(t)+P_Bdis(t)＝P_L(t)

式中：P_GZ,n(t)为t时刻的第n台机组出力；P_L(t)为t时刻的负荷功率；

2)储能系统约束：

由于每个时刻储能系统只能有一种状态，采用二进制变量对储能的充放电状态进行约束：

式中，ω_cha为二进制变量，ω_cha＝1代表储能处于充电状，ω_cha＝0代表储能不处于充电状态；ω_dis为二进制变量，ω_dis＝1代表储能处于放电状态，ω_dis＝0代表储能不处于放电状态；P_{Bcha_max}和P_{Bdis_max}分别为t时刻电化学储能系统的充电功率最大值和放电功率最大值；

由于储能存储电能的能力有限，因此充放电时要考虑剩余电量的大小，并满足一定的约束条件，荷电状态约束为：

SOC_min≤SOC(t)≤SOC_max

式中:SOC(t)和SOC(t+Δt)分别为t时段和下一时段的储能系统荷电状态；P_c(t+Δt)和P_dis(t+Δt)分别为下一时段的储能系统充电或放电功率；α和β分别为储能系统的充电效率和放电效率；E_ess为储能设备系统的容量；SOC_min和SOC_max分别为储能最小值和最大值；

储能参与调频的范围约束：

0≤P_B,fs(t)≤P_fs(t)

0≤P_B,fx(t)≤P_fx(t)

式中:P_B,fs(t)和P_B,fx(t)分别为t时段储能系统参与调频辅助服务市场上下调节的功率；P_fs(t)和P_fx(t)分别为t时段电网运行所需参与调频辅助服务市场上下调节的功率；

3)可再生能源出力约束：

可再生能源发电受到实时的风、光资源限制，设P_W max(t)为可再生能源在t时刻可以提供的最大出力，则可再生能源的实际出力范围为：

0≤P_W(t)≤P_W max(t)；

4)火电机组出力约束：

可再生能源出力P_G,n(t)必须在其限定的出力范围之内，且机组爬坡率小于最大值，表达式为:

P_G,nmin≤P_G,n(t)≤P_G,nmax

-ΔP_G,nmax≤P_G,n(t+Δt)-P_G,n(t)≤ΔP_G,nmax

式中：P_G.nmax和P_G,nmin分别为第n台机组出力的最小值和最大值；ΔP_G,nmax为机组爬坡率上限；P_G,n(t+Δt)为t时段的下一时段的可再生能源出力。

本发明及其优选方案实现了在储能系统参与不同的运行目标运行的情况下，协调不同运行目标的同时，还在控制模型当中纳入了可再生能源的消纳、电网运行的调峰效果以及储能系统对调频辅助服务市场的贡献等影响因素。求解的储能参与多目标运行方案，充分利用了储能系统的可调节能力，提升了电网运行的灵活性和可再生能源消纳能力。

附图说明

下面结合附图和具体实施方式对本发明进一步详细的说明：

图1为本发明实施例的运行控制方案示意图。

具体实施方式

为让本专利的特征和优点能更明显易懂，下文特举实施例，并配合附图，作详细说明如下：

如图1所示，本实施例提出的多目标含储能区域电网运行控制方法，针对含储能的区域电网运行方案，构建了能够容纳风电上网电量、峰谷差、储能调频里程与储能参与调峰备用容量四个指标的模型框架作为控制运行的目标，并结合火电机组调峰、调频出力与风电机组出力,在满足机组出力、储能运行、可再生能源上网、功率平衡等运行约束的基础上，以区域电网综合运行目标为参考，制定各机组与储能系统的运行方案。

其采用的控制方法，具体包括以下步骤：

步骤S1：计算可再生能源的消纳水平：

其中：P_Ws(t)为t时刻风电场上网电量，F_W为可再生能源总上网电量，T为采样周期；F_W越大表示弃风弃光越少。

步骤S2：计算电网不同运行情况下的调峰效果：

将预测负荷减去风电出力之后的负荷称为净负荷，将储能系统优化净负荷之后的负荷称为合成负荷，合成负荷的调峰效果F_H表示为：

式中，P_H(t)为t时刻合成负荷的有功功率；

其中，P_H(t)的计算公式如下：

P_H(t)＝P_L(t)+P_Bcha(t)-P_Bdis(t)-P_W(t)

式中，P_L(t)为t时刻预测负荷的有功功率；P_Bcha(t)、P_Bdis(t)分别为t时刻电化学储能系统的充电功率和放电功率；P_W(t)为t时刻风电预测出力；

引入中间变量P_Hmax、P_Hmin，将合成负荷的调峰效果转化为线性函数，即；

其中，F_H越小，表示电网负荷峰谷差越小；即电网运行效率更高。

步骤S3：计算储能系统参与调频辅助服务的调频里程：

式中，P_fs(t)、P_fx(t)分别为t时刻的储能系统参与调频辅助服务市场的上下调节功率；m为调频里程与采样点周期取值的比例系数；

步骤S4：储能系统参与调频辅助服务的备用容量：

式中，P_f,B为t时刻储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量，P_B,max为储能系统容量最大值；

步骤S5：根据步骤S1-步骤S4，构建多目标模型如下：

Z₁+Z₂+Z₃+Z₄＝1

式中：

F_fb ^*分别为可再生能源消纳量、电网调峰效果、储能参与调频辅助服务里程、储能参与调频市场备用容量的归一化结果；Z₁、Z₂、Z₃、Z₄分别为不同指标所对应的权重；P_Wmax为风电上网电量最大值；P_Lmax和P_Lmin分别为负荷功率的最大值与最小值；P_f,Bs为储能系统参与调频辅助服务市场的调频里程；P_fmax为系统所需的调频电量最大值；P_f,Bb为储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量；

步骤S6：根据区域电网的实际数据，代入多目标模型，获得储能系统、火电机组和风电机组的运行方案。

在步骤S6中，区域电网的数据参数包括：各机组的出力范围、可再生能源与负荷的相关信息，以及系统各项运行参数，即图1所示的基础数据和控制变量的相关信息。

为了保证输出的结果方案与电网实际情况进一步拟合，本身似乎离在步骤S6中，还加入了求解约束条件，即如图1所示的运行约束部分：

1)功率平衡约束：

各机组出力、储能系统出力、可再生能源以及负荷功率之间的功率平衡应满足：

P_GZ,n(t)+P_W(t)-P_Bcha(t)+P_Bdis(t)＝P_L(t)

式中：P_GZ,n(t)为t时刻的第n台机组出力；P_L(t)为t时刻的负荷功率；

2)储能系统约束：

由于每个时刻储能系统只能有一种状态，采用二进制变量对储能的充放电状态进行约束：

式中，ω_cha为二进制变量，ω_cha＝1代表储能处于充电状，ω_cha＝0代表储能不处于充电状态；ω_dis为二进制变量，ω_dis＝1代表储能处于放电状态，ω_dis＝0代表储能不处于放电状态；P_{Bcha_max}和P_{Bdis_max}分别为t时刻电化学储能系统的充电功率最大值和放电功率最大值；

由于储能存储电能的能力有限，因此充放电时要考虑剩余电量的大小，并满足一定的约束条件，荷电状态约束为：

SOC_min≤SOC(t)≤SOC_max

式中:SOC(t)和SOC(t+Δt)分别为t时段和下一时段的储能系统荷电状态；P_c(t+Δt)和P_dis(t+Δt)分别为下一时段的储能系统充电或放电功率；α和β分别为储能系统的充电效率和放电效率；E_ess为储能设备系统的容量；SOC_min和SOC_max分别为储能最小值和最大值；

储能参与调频的范围约束：

0≤P_B,fs(t)≤P_fs(t)

0≤P_B,fx(t)≤P_fx(t)

式中:P_B,fs(t)和P_B,fx(t)分别为t时段储能系统参与调频辅助服务市场上下调节的功率；P_fs(t)和P_fx(t)分别为t时段电网运行所需参与调频辅助服务市场上下调节的功率；

3)可再生能源出力约束：

可再生能源发电受到实时的风、光资源限制，设P_W max(t)为可再生能源在t时刻可以提供的最大出力，则可再生能源的实际出力范围为：

0≤P_W(t)≤P_W max(t)；

4)火电机组出力约束：

可再生能源出力P_G,n(t)必须在其限定的出力范围之内，且机组爬坡率小于最大值，表达式为:

P_G,nmin≤P_G,n(t)≤P_G,nmax

-ΔP_G,nmax≤P_G,n(t+Δt)-P_G,n(t)≤ΔP_G,nmax

式中：P_G.n max和P_G,nmin分别为第n台机组出力的最小值和最大值；ΔP_G,nmax为机组爬坡率上限；P_G,n(t+Δt)为t时段的下一时段的可再生能源出力。

进一步地，本发明选取一个电化学储能电站、两台燃煤火电机组、一台可再生能源发电厂与负荷构成区域电网进行分析。本文设置负荷的最大值为400MWh，风电机组的最大发电量为80MWh，火电机组的最大出力为200MWh。火电机组与储能系统的相关参数如表1、表2所示。

表1火电机组参数

参数	数值
		机组额定功率(MW)	200
火电机组最大出力(MW)	200
		火电机组最小出力(MW)	20
火电机组爬坡功率上限(MW)	20
		火电机组爬坡功率下限(MW)	20

表2储能系统参数

参数	数值
		额定功率(MW)	40
额定容量(MWh)	160
		最大充电功率(MW)	40
最大放电功率(MW)	40
		荷电状态的最小值	0.15
荷电状态的最大值	0.9
		充电效率	92％
放电效率	92％
		初始容量(MWh)	40

研究对象所在区域的售电分时电价如表3所示，该价格参量用于表征本实施例方案输出运行方案对能源效益的提升。

表3峰谷电价表

针对调峰辅助服务市场，福建省调峰时间段分别为(00:00-06:00,12:00-14:00),剩余时段不参与调峰。针对调频过程，调频里程与调频容量的报价，分别其上限值为12元/兆瓦，960元/兆瓦/月进行计算。调频过程主要受到可再生能源与负荷的不确定性影响，在二者的预测曲线的基础上，叠加正态分布的波动函数以模拟其不确定性变化，利用储能与发电机组调频来处理变化量。

为了体现储能系统不同的运行目标所带来的运行差异性，设置对比场景进行分析：场景1储能仅参与能量市场；场景2储能仅参与调峰服务；场景3储能仅参与调频服务；场景4储能参与调峰、调频服务、能量市场，即本发明提出的储能多目标运行控制方法。

基于仿真计算，各场景储能运行控制效果如表4所示

表4各场景下系统运行分析

场景	场景1	场景2	场景3	场景4
					风电上网量(MWh)	841.80	842.26	776.99	848.36
归一化	0.9828	0.9833	0.9071	0.9905
					峰谷差(MW)	39.00	39.07	93.65	42.01
归一化	0.3329	0.3335	0.7995	0.3586
					调频里程(MW)	0.00	0.00	138.31	138.81
归一化	0.0000	0.0000	0.9964	1.0000
					调频备用(MW)	0.00	0.00	40.00	40.00
归一化	0.0000	0.0000	1.0000	1.0000
					目标函数值	0.1625	0.2166	0.526	0.658
储能运行效益(万元)	1.89	24.73	95.60	171.91
					储能运行电量(MWh)	396.86	415.49	138.31	388.11

结果显示，相比于储能以单一目标运行，储能参与多目标运行(场景4)的加权综合目标函数最大，表示储能提供的风电消纳、调峰、调频总体效益最大，且多目标运行方案中储能运行电量、储能运行效益、风电上网电量均优于其它方案，即对可再生能源消纳和电网运行的支持更加全面有效。

综上所述，储能以本实施例所提出的多目标运行方式运行，可以提升电网运行的灵活性，降低储能系统的运行电量，增加储能系统运行效益，是更优的运行控制策略。

本专利不局限于上述最佳实施方式，任何人在本专利的启示下都可以得出其它各种形式的多目标含储能区域电网运行控制方法，凡依本发明申请专利范围所做的均等变化与修饰，皆应属本专利的涵盖范围。

Claims (3)

1.一种多目标含储能区域电网运行控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：计算可再生能源的消纳水平：

其中：P_Ws(t)为t时刻风电场上网电量，F_W为可再生能源总上网电量，T为采样周期；

步骤S2：计算电网不同运行情况下的调峰效果：

将预测负荷减去风电出力之后的负荷称为净负荷，将储能系统优化净负荷之后的负荷称为合成负荷，所述合成负荷的调峰效果F_H表示为：

式中，P_H(t)为t时刻合成负荷的有功功率；

其中，P_H(t)的计算公式如下：

P_H(t)＝P_L(t)+P_Bcha(t)-P_Bdis(t)-P_W(t)

式中，P_L(t)为t时刻预测负荷的有功功率；P_Bcha(t)、P_Bdis(t)分别为t时刻电化学储能系统的充电功率和放电功率；P_W(t)为t时刻风电预测出力；

引入中间变量P_Hmax、P_Hmin，将合成负荷的调峰效果转化为线性函数，即；

其中，F_H越小，表示电网负荷峰谷差越小；

步骤S3：计算储能系统参与调频辅助服务的调频里程：

式中，P_fs(t)、P_fx(t)分别为t时刻的储能系统参与调频辅助服务市场的上下调节功率；m为调频里程与采样点周期取值的比例系数；

步骤S4：储能系统参与调频辅助服务的备用容量：

式中，P_f,B为t时刻储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量，P_B,max为储能系统容量最大值；

步骤S5：根据步骤S1-步骤S4，构建多目标模型如下：

Z₁+Z₂+Z₃+Z₄＝1

式中：

F_fb ^*分别为可再生能源消纳量、电网调峰效果、储能参与调频辅助服务里程、储能参与调频市场备用容量的归一化结果；Z₁、Z₂、Z₃、Z₄分别为不同指标所对应的权重；P_Wmax为风电上网电量最大值；P_Lmax和P_Lmin分别为负荷功率的最大值与最小值；P_f,Bs为储能系统参与调频辅助服务市场的调频里程；P_fmax为系统所需的调频电量最大值；P_f,Bb为储能系统参与调频辅助服务市场的备用容量；

步骤S6：根据区域电网的数据参数，代入所述多目标模型，获得储能系统、火电机组和风电机组的运行方案。

2.根据权利要求1所述的多目标含储能区域电网运行控制方法，其特征在于：在步骤S6中，所述区域电网的数据参数包括：各机组的出力范围、可再生能源与负荷的相关信息，以及系统各项运行参数。

3.根据权利要求1所述的多目标含储能区域电网运行控制方法，其特征在于：在步骤S6中，还代入求解约束条件：

1)功率平衡约束：

各机组出力、储能系统出力、可再生能源以及负荷功率之间的功率平衡应满足：

P_GZ,n(t)+P_W(t)-P_Bcha(t)+P_Bdis(t)＝P_L(t)

式中：P_GZ,n(t)为t时刻的第n台机组出力；P_L(t)为t时刻的负荷功率；

2)储能系统约束：

采用二进制变量对储能的充放电状态进行约束：

式中，ω_cha为二进制变量，ω_cha＝1代表储能处于充电状，ω_cha＝0代表储能不处于充电状态；ω_dis为二进制变量，ω_dis＝1代表储能处于放电状态，ω_dis＝0代表储能不处于放电状态；P_{Bcha_max}和P_{Bdis_max}分别为t时刻电化学储能系统的充电功率最大值和放电功率最大值；

荷电状态约束为：

SOC_min≤SOC(t)≤SOC_max

式中:SOC(t)和SOC(t+Δt)分别为t时段和下一时段的储能系统荷电状态；P_c(t+Δt)和P_dis(t+Δt)分别为下一时段的储能系统充电或放电功率；α和β分别为储能系统的充电效率和放电效率；E_ess为储能设备系统的容量；SOC_min和SOC_max分别为储能最小值和最大值；

储能参与调频的范围约束：

0≤P_B,fs(t)≤P_fs(t)

0≤P_B,fx(t)≤P_fx(t)

式中:P_B,fs(t)和P_B,fx(t)分别为t时段储能系统参与调频辅助服务市场上下调节的功率；P_fs(t)和P_fx(t)分别为t时段电网运行所需参与调频辅助服务市场上下调节的功率；

3)可再生能源出力约束：

设P_Wmax(t)为可再生能源在t时刻可以提供的最大出力，则可再生能源的实际出力范围为：

0≤P_W(t)≤P_Wmax(t)；

4)火电机组出力约束：

可再生能源出力P_G,n(t)必须在其限定的出力范围之内，且机组爬坡率小于最大值，表达式为:

P_G,nmin≤P_G,n(t)≤P_G,nmax

-ΔP_G,nmax≤P_G,n(t+Δt)-P_G,n(t)≤ΔP_G,nmax

式中：P_G.nmax和P_G,nmin分别为第n台机组出力的最小值和最大值；ΔP_G,nmax为机组爬坡率上限；P_G,n(t+Δt)为t时段的下一时段的可再生能源出力。

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