CN113065981B - 一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是一种考虑储能综合收益的源‑储‑网协调规划方法,其特点是,它包括以下步骤:根据规划目标年负荷与风电数据,分为两个分支,一个分支是计0.18算不含储能系统。另外一个分支是含有储能的源‑储‑网协调规划,第一步是基于风电与负荷数据制定出每个典型日场景的动态分时电价;第二步给出储能配置初值;第三步在新的规划边界下进行电源规划得出电源规划建设成本CYN;第四步基于差值法将两个分支得到电源规划成本、电网规划成本、弃风成本以及网损成本等变量做差;修成储能配置回到第二步,重复迭代上述步骤,最终得出考虑储能综合收益的源‑储‑网协调规划的最优方案。
Description
技术领域
本发明涉及高比例可再生能源并网中的源-储-网协调规划领域,是一种基于考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法。
背景技术
储能具有能量吞吐能力、可控性、安装灵活等诸多技术特性,其大规模应用能够较好地解决高比例可再生能源接入后系统灵活性失衡的问题,并认为是实现高比例可再生能源电力系统的关键技术,是未来高比例可再生能源电力系统的“必需品”。
目前大多数涉及储能配置方面的规划研究工作,在规划模型中储能作用是单一的,以达到某种技术指标为目标或以总系统投资成本最小为目标进行储能优化配置。例如储能与输电网联合规划、储能配置应对调峰不足等研究工作中,储能作用是延缓输电线路投建或增加系统调峰能力,然而超出线路传输极限的功率或超出系统调峰范围的功率都是属于小概率事件,其出现次数少,持续时间段。若储能系统配置仅为了处理这些尖峰功率,就造成了储能大部分时间处于闲置状态,效能无法发挥,进而进一步恶化了储能成本高的问题,导致规划时储能难以配置或配置较少,规划方案会更加经济。
储能对延缓输电线路投资、促进可再生能源消纳、提高电网运行可靠性、降低电源装机容量等方面作用显著,但这些方面的收益难以识别,同时也难以定量核算。此外,当前我国电网侧储能项目处于起步阶段,多数项目属于示范工程,储能参与辅助服务与运行模式尚不完善清晰。因此,构建储能全面收益的核算机制也非常迫切。为此,提出了一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法。
发明内容
本发明的目的是,提供一种方法科学、合理,简单、实用,能够充分电价的调节杠杆作用,减少可再生能源并网后带来的较大峰谷差,利用风电、负荷的历史数据的一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法。
(1)根据规划目标年负荷与风电数据,首先是计算不含储能系统,以原始规划边界进行电源规划与电网规划,得出电源侧、电网侧的规划建设成本CY、CT,然后通过生产时序模拟获取弃风成本CQ与网损成本CL。
式中,CY为原始边界电源规划投资成本;CYN为储能投入后电源规划投资成本;Gk为火电机组k的投资0–1变量;Pgk为机组k的装机容量;Cgk为机组k的单位装机工程造价;Ωg为待选机组集合。
式中,CT为原始边界下输电线路投资成本;CTN为储能投入后输电线路投资;成本;ni为第i条待选线路建设回数;Ci为第i条待选线路单位长度单价;KL为线路单位长度单位功率成本;Li为第i条待选线路长度;Zi为第i条待选线路投资的0–1决策变量;PL-i为第i条待选线路输电容量;Ωl为待选线路集合。
CQ=WQKQTS (3)
式中,KQ为单位弃风电量惩罚成本;Ts为成本回收周期;WQ为年弃风电量从(WQ为储能投入前弃风电量、WQN为储能投入后弃风电量)。
式中,n为系统节点个数;Pi(t)为第i节点第t时刻的有功负荷;Ui(t)为第i节点第t时刻的电压;cosα为功率因数;Ri为第i节点上的等效电阻;Pess-i(t)为第i节点上储能系统第t时刻的输出功率;e(t)为系统第t时刻的电网电价。
(2)考虑含有储能的源-储-网协调规划,基于风电与负荷数据制定出每个典型日场景的动态分时电价。
(3)给出储能配置初值,并在给出动态分时电价的基础上进行时序模拟,得出储能系统的直接收益,以及新的规划边界。
式中,Wv-i为第i天负荷谷时储能充电电量;β为储能效率;Cp为负荷峰时电价;Cv为负荷谷时电价。
(4)在新的规划边界下进行电源规划得出电源规划建设成本CYN,同时进行涉及储能选址定容的电网规划,得出电网规划建设成本CTN,并进行生产模拟获取弃风成本CQN与网损成本CLN。
(5)基于差值法将两个分支得到电源规划成本、电网规划成本、弃风成本以及网损成本等变量做差,就得到了当前储能配置下的间接收益,间接收益加上直接收益即为储能系统的综合收益,并确定本规划方法的目标函数和约束条件,其中,约束条件包括电力平衡约束、火电机组出力上下限约束、储能系统的荷电状态(记为δSOC)与完全充放电约束、线路潮流约束。
F=max[Cpva+(ΔCY+ΔCT+ΔCQ+ΔCL)-Iess] (6)
式中,Cpva为动态分时电价的峰谷套利收益;ΔCY为储能系统在电源规划中的间接收益,即电源侧储能投入前后新建电源投资成本的差值;ΔCT为储能系统在电网规划中的间接收益,即电网侧储能投入前后新建输电线路投资成本的差值;ΔCQ为储能投入前后弃风成本的差值;ΔCL为储能投入前后网损成本的差值;Iess为储能系统的投资成本。
(6)修成储能配置回到第二步,重复迭代上述步骤,最终得出考虑储能综合收益的源-储-网协调规划的最优方案。
本发明是一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法,从储能全面核算收益的角度出发,根据储能在电力系统各领域中的应用,提出了储能直接收益与间接收益的核算方法,考虑到高比例可再生能源并网后对固定分时电价带来的不利影响,提出了功率三等分、时间三等分两种动态电价制定方法;最后,构建了考虑储能综合收益的源-储-网协调规划模型,验证了所提出方法的有效性。
附图说明
图1为本发明的功率三等分法的制定示意图。
图2为本发明的时间三等分法的制定示意图。
图3为本发明的规划原理图。
图4为Garver6系统负荷与风电的典型场景。
图5为固定分时电价、功率三等分法、时间三等分法经济性对比。
具体实施方式
一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法,其特征在于,它包括以下步骤:
(1)根据规划目标年负荷与风电数据,首先是计0.18算不含储能系统,以原始规划边界进行电源规划与电网规划,得出电源侧、电网侧的规划建设成本CY、CT,然后通过生产时序模拟获取弃风成本CQ与网损成本CL。
式中,CY为原始边界电源规划投资成本;CYN为储能投入后电源规划投资成本;Gk为火电机组k的投资0–1变量;Pgk为机组k的装机容量;Cgk为机组k的单位装机工程造价;Ωg为待选机组集合。
式中,CT为原始边界下输电线路投资成本;CTN为储能投入后输电线路投资;成本;ni为第i条待选线路建设回数;Ci为第i条待选线路单位长度单价;KL为线路单位长度单位功率成本;Li为第i条待选线路长度;Zi为第i条待选线路投资的0–1决策变量;PL-i为第i条待选线路输电容量;Ωl为待选线路集合。
CQ=WQKQTS (9)
式中,KQ为单位弃风电量惩罚成本;Ts为成本回收周期;WQ为年弃风电量从(WQ为储能投入前弃风电量、WQN为储能投入后弃风电量)。
式中,n为系统节点个数;Pi(t)为第i节点第t时刻的有功负荷;Ui(t)为第i节点第t时刻的电压;cosα为功率因数;Ri为第i节点上的等效电阻;Pess-i(t)为第i节点上储能系统第t时刻的输出功率;e(t)为系统第t时刻的电网电价。
(2)考虑含有储能的源-储-网协调规划,基于风电与负荷数据制定出每个典型日场景的动态分时电价,动态分时电价包括两种方法:“功率三等分法”和“时间三等分法”,具体步骤如下:
“功率三等分法”包括以下步骤:
①根据风电出力和负荷波动曲线,生成净负荷时序功率曲线,将净负荷大小排序生成净负荷的持续功率曲线。
②将净负荷波动范围进行三等分,根据公式(11)求出等分线分别为L1、L2,分出峰、谷、平对应的功率值。
式中,Pmax、Pmin分别为净负荷的最大值与最小值;ΔP为平均三等分之一的功率值;L1、L2为净负荷波动范围内的三等分线。
③将持续功率曲线恢复至时序功率曲线,根据公式(12)求出处在L2-Max部分净负荷对应的时段为峰时电价、处于L1-L2部分净负荷对应的时段为平时电价、处于Min-L1部分净负荷对应的时段为谷时电价。
式中,T1、T2、T3分别为峰值电价时刻、平时电价时刻、谷时电价时刻;sgn为符号函数,即括号内判断成立返回1,否则返回0。
“时间三等分法”包括以下步骤:
①根据风电出力和负荷波动曲线,生成净负荷时序功率曲线,将净负荷大小排序生成净负荷的持续功率曲线。峰、谷、平对应的功率段幅值至时序功率曲线。
②将24小时进行三等分,时间等分线对应的功率即为功率的分界线PT1、PT2。
③将持续功率曲线恢复至时序功率曲线,根据公式(13)求出处在PT1-Max部分净负荷对应的时段为峰时电价、处于PT1-PT2部分净负荷对应的时段为平时电价、处于Min-PT2部分净负荷对应的时段为谷时电价。
式中,T1、T2、T3分别为峰值电价时刻、平时电价时刻、谷时电价时刻;sgn为符号函数,即括号内判断成立返回1,否则返回0,PT1、PT2为时间三等线与净负荷持续功率曲线的两个相交点(PT1>PT2)。
(3)给出储能配置初值,并在给出动态分时电价的基础上进行时序模拟,得出储能系统的直接收益,以及新的规划边界。
式中,Wv-i为第i天负荷谷时储能充电电量;β为储能效率;Cp为负荷峰时电价;Cv为负荷谷时电价。
(4)在新的规划边界下进行电源规划得出电源规划建设成本CYN,同时进行涉及储能选址定容的电网规划,得出电网规划建设成本CTN,并进行生产模拟获取弃风成本CQN与网损成本CLN。
(5)基于差值法将两个分支得到电源规划成本、电网规划成本、弃风成本以及网损成本等变量做差,就得到了当前储能配置下的间接收益,间接收益加上直接收益即为储能系统的综合收益,并确定本规划方法的目标函数和约束条件。
F=max[Cpva+(ΔCY+ΔCT+ΔCQ+ΔCL)-Iess] (15)
式中,Cpva为动态分时电价的峰谷套利收益;ΔCY为储能系统在电源规划中的间接收益,即电源侧储能投入前后新建电源投资成本的差值;ΔCT为储能系统在电网规划中的间接收益,即电网侧储能投入前后新建输电线路投资成本的差值;ΔCQ为储能投入前后弃风成本的差值;ΔCL为储能投入前后网损成本的差值;Iess为储能系统的投资成本。
其中,约束条件具体包括以下内容:
①电力平衡约束。
②火电机组出力上下限约束。
③储能系统的荷电状态(记为δSOC)与完全充放电约束。
式中,δSOCmin、δSOCmax分别为储能装置的荷电状态的下限与上限;δSOC(0)与δSOC(24)分别为储能装置在0时刻与24时刻的荷电状态,并且两者相等。
④线路潮流约束
Pi-j≤ai-jPi-j,max (19)
式中,ai-j为输电线路i-j上负载率限制,其其取值范围是ai-j∈(0,1];Pi-j为输电线路i﹣j处的传输功率,Pi-j,max为输电线路i﹣j处的传输功率最大值。
(6)修成储能配置回到第二步,重复迭代上述步骤,最终得出考虑储能综合收益的源-储-网协调规划的最优方案。
为了验证本方法的有效性,将规划模型在匹配东北某电网实测数据的Garver-6系统中进行验证与分析。其中,系统总负荷为710MW,风电接在6节点装机容量为2000MW,风电渗透率达30%,系统总负荷、风电的典型场景及相应概率。
具体计算条件为:
火电机组建设成本:500万元/MW;弃风电量惩罚成本:0.083万元/MW.h;储能单位容量成本:150万元/MW,变流器单位功率成本:25万元/MW,储能寿命10年;220kV输电线路单位容量、长度造价:1万元/(MW·km);规划周期为20年;分时电价:峰时电价为1.42元/MW·h、谷时电价为0.47元/MW·h、平时电价为0.945元/MW·h。
分别对固定分时电价和功率三等分法、时间三等分法进行规划,具体规划方法和储能布局结果见下表,对比分析三种方法的经济性,验证了本方法的有效性。
表1固定分时电价、功率三等分法和时间三等分法策略下的源-储-网规划方案
本发明的特定实施例已对本发明的内容做出了详尽的说明,但不局限本实施例,本领域技术人员根据本发明的启示所做的任何显而易见的改动,都属于本发明权利保护的范围。
Claims (1)
1.一种考虑储能综合收益的源-储-网协调规划方法,其特征在于,它包括以下步骤:
(1)根据规划目标年负荷与风电数据,分为两个分支,一个分支是计算不含储能系统,以原始规划边界进行电源规划与电网规划,得出电源侧、电网侧的规划建设成本CY、CT,然后通过生产时序模拟获取弃风成本CQ与网损成本CL;
(2)另外一个分支是含有储能的源-储-网协调规划,具体步骤如下:
①基于风电与负荷数据制定出每个典型日场景的动态分时电价,动态电价制定方法包括功率三等分法和时间三等分法;
②给出储能配置初值,并在给出动态分时电价的基础上进行时序模拟,得出储能系统的直接收益,以及新的规划边界;
③在新的规划边界下进行电源规划得出电源规划建设成本CYN,同时进行涉及储能选址定容的电网规划,得出电网规划建设成本CTN,并进行生产模拟获取弃风成本CQN与网损成本CLN;
④基于差值法将两个分支得到电源规划成本、电网规划成本、弃风成本以及网损成本这些变量做差,就得到了当前储能配置下的间接收益,间接收益加上直接收益即为储能系统的综合收益;并确定规划模型的目标函数约束条件:
目标函数为
F=max[Cpva+(ΔCY+ΔCT+ΔCQ+ΔCL)-Iess]
式中,Cpva为动态分时电价的峰谷套利收益;ΔCY为储能系统在电源规划中的间接收益,即电源侧储能投入前后新建电源投资成本的差值;ΔCT为储能系统在电网规划中的间接收益,即电网侧储能投入前后新建输电线路投资成本的差值;ΔCQ为储能投入前后弃风成本的差值;ΔCL为储能投入前后网损成本的差值;Iess为储能系统的投资成本;
约束条件为
电力平衡约束
火电机组出力上下限约束
储能系统的荷电状态记为δSOC与完全充放电约束
式中,δSOCmin、δSOCmax分别为储能装置的荷电状态的下限与上限;δSOC(0)与δSOC(24)分别为储能装置在0时刻与24时刻的荷电状态,并且两者相等;
线路潮流约束
Pi-j≤ai-jPi-j,max
式中,ai-j为输电线路i-j上负载率限制,其取值范围是ai-j∈(0,1];Pi-j为输电线路i﹣j处的传输功率,Pi-j,max为输电线路i﹣j处的传输功率最大值;
⑤修正储能配置回到第②步,重复迭代上述步骤,最终得出考虑储能综合收益的源-储-网协调规划的最优方案。
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