CN113541127B - 一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，包括如下步骤：步骤1：获取配电网的基本信息，生成计算场景及对应的场景概率；步骤2：选择计算场景，确定广义储能系统的综合成本及待选的安装位置；步骤3：选择各安装位置的广义储能系统运行策略，按照综合成本最小来确定广义储能系统的安装位置及对应的安装容量；步骤4：获得不同场景概率下的有源配电网中广义储能系统的总安装容量。本发明通过建立双层优化目标，上层以最小的成本进行分布式储能的选址与容量配置，下层进行储能的优化运行，实现有源配电网中对分布式光伏的全额消纳、部分台区负荷峰谷差过大等一系列问题。

Description

一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法

技术领域

本发明涉及配电网技术领域，具体是一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法。

背景技术

储能可以实现功率、能量双向调节，响应速度快，其应用价值已经得到了市场的认可。按照储能系统的应用不同，目前电网中容量优化研究着重在以下两个方面：配合可再生能源的储能系统容量优化；配合微电网的储能系统容量优化。储能在配电网中的容量优化研究相对比较少欠缺，因此需要开展储能系统在有源配电网中的容量优化研究。

此外，目前储能的容量配置方法，一是没有考虑储能运行特性，与分布式电源不同，储能配置与其运行息息相关，相互影响，因此如果仅仅考虑储能与分布式电源、负荷间的容量配合，配置结果是不准确的；二是现有配置方法未考虑不同储能技术类型，不同类型的储能系统运行特性、成本、使用寿命和循环次数不同，其接入电网的评估分析及配置结果也会有差异；三是配置模式相对集中，随着配电网中新能源发电特别是分布式光伏发电的不断接入，整个储能系统的趋势必将从一个高度集中的能源系统向分散、灵活和可再生的分布式能源系统进行转变；四是电网中多点分布式储能系统的选址较少提及，而合理的选址可使储能的接入达到事半功倍的效果。

发明内容

针对高渗透率分布式光伏多点接入配电网后产生的消纳问题，以及部分配电网负荷增加产生的峰谷差过大等问题，本发明的目的是提供一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，通过建立双层优化目标，上层以最小的成本进行分布式储能的选址与容量配置，下层进行储能的优化运行，实现有源配电网中对分布式光伏的全额消纳、部分台区负荷峰谷差过大等一系列问题。

为实现上述发明目的，本发明提供了一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，包括下述步骤：

步骤1：获取配电网的基本信息，生成计算场景及对应的场景概率，所述配电网的基本信息包括配电网的网络拓扑、各设备的型号及阻抗参数、各节点的负荷数据及分布式光伏发电数据；

步骤2：选择计算场景，确定广义储能系统的综合成本及待选的安装位置；

步骤3：选择各安装位置的广义储能系统运行策略，按照综合成本最小来确定广义储能系统的安装位置及对应的安装容量；

步骤4：获得不同场景概率下的有源配电网中广义储能系统的总安装容量。

进一步地，所述步骤1中，生成计算场景时需要考虑的不确定因素包括负荷、分布式光伏的功率值，负荷功率的场景数N_L＝3，涵盖高、平均、低三种负荷，其发生概率分别为p_L1、p_L2、p_L3；光伏输出功率的场景数N_pv＝3，包括晴天、多云、阴雨天，其发生概率分别为p_pv1、p_pv2、p_pv3；对上述场景进行组合得到9种计算场景：高负荷晴天、高负荷多云天、高负荷阴雨天、平均负荷晴天、平均负荷多云天、平均负荷阴雨天、低负荷晴天、低负荷多云天、低负荷阴雨天，场景i发生的概率为p_i＝p_Lj*p_pvk，i＝1，2，…，9；j＝1，2，3；k＝1，2，3。

进一步地，所述步骤2中，广义储能系统涵盖不同储能技术类型，包括不同类型的电池储能系统、超级电容储能系统和飞轮储能系统。

进一步地，所述步骤2中，广义储能系统的综合成本包括计及储能寿命周期的储能投资成本C_{sys_p}、储能运行维护成本C_{f_p}、配电网的运行成本C_g；

投资成本用式(1)表示，包括站址建设成本、电能转换设备成本和储能系统成本，与储能系统自身的额定容量和额定充/放电功率相关；

式中，C_p为储能系统单位充/放电功率的造价；P为储能系统的额定充/放电功率；C_E为储能系统单位容量的造价；E为储能系统的额定容量；C_B为储能系统辅助设施单位容量的造价；d为贴现率；n为储能系统的寿命周期；

储能运行维护成本C_{f_p}用式(2)表示：

C_{f_p}＝λ_pmP  (2)

式中，λ_pm为储能系统单位功率运维成本；

配电网的运行成本C_g用式(3)表示：

N为完整调度周期可以划分的单位阶段数，对于每个阶段t可认为各个分布式发电单元出力、储能单元出力以及负荷大小不变；ΔT为单位阶段的时长，c_g为上网电价或购电电价；P_g为调度周期内联络线处的有功功率，其中与主电网联络线处的有功功率值P_g与该区域内的负荷、电源有功功率存在以下关系：

li代表整个电网供电区域内的负荷，总数为n；P_li(t)为t时刻第li个负荷的有功功率；pvi代表整个电网供电区域内的光伏单元，总数为m₁；P_pvi(t)为t时刻的光伏上网电价和光伏有功功率；esi代表整个电网供电区域内的储能单元，总数为m₂；P_esi(t)为t时刻储能有功功率；resi代表整个供电区域内的其他发电单元，总数为m₃；P_res(t)分别为t时刻该电网区域内除光伏外的其他发电有功功率。

进一步地，步骤2中，配电网运行的约束条件包括支路潮流约束、节点电压约束、电压波动约束，

式中，I_i’，

分别各支路的电流和最大允许通过电流；V_k’，V_k ^min，V_k ^max分别为各节点的电压和电压上下限，dV_k为节点电压变动值，参照国标对电压波动的要求，即波动频度1＜r≤10次/h电压变动限值3％，考虑一定安全裕度，电压波动指标的值控制在2.95％之内，c_P代表电源的消纳能力，计算公式如下：

其中，P_pv代表光伏发电的实时功率，P_pvmax代表光伏发电能发出的实时最大功率。

进一步地，步骤3中，广义储能系统运行策略选择平抑波动、削峰填谷或平抑波动与削峰填谷的结合。

进一步地，所述平抑波动的策略通过一阶低通滤波，滤掉该节点功率波动中的高频分量用储能平抑，使该节点输出功率平滑，以储能放电功率为正，充电功率为负，具体滤波公式如(7)：

P_k代表节点k的输出功率，P(s)代表经储能平抑后的并网功率，ω_c代表滤波器截止频率，通过调节ω_c值的大小来调节输出功率的平滑度，储能补偿功率P_Ek(s)即为两者功率之差，即式(8)：

11、进一步地，所述削峰填谷的策略通过设置储能电池的放电启动功率P_discharge及充电启动功率P_charge，当负荷高于放电启动功率时，储能电池运行于放电状态；当负荷低于充电启动功率时，储能电池运行于充电状态，从而起到移峰填谷、减小峰谷差的作用；

设储能充电功率为负，放电功率为正，储能系统需补偿的i时段的功率P_Ek(i)即储能的出力曲线，如下式：

其中，P_k为节点k的有功功率，P_discharge为放电启动功率，即经储能系统平抑后的功率峰值，P_charge为充电启动功率，即经储能系统平抑后的功率谷值。

进一步地，步骤3中，储能系统的运行约束条件包括储能电池运行状态及荷电状态约束：

η_d为放电效率，η_c为充电效率，E_d为放电电量，E_c为充电电量，T代表储能充放电周期，储能电池运行状态约束是为了保证储能运行安全性，在一个计算周期内保持充放电电量平衡，SOC_max、SOC_min分别为储能系统荷电状态最大和最小允许值，荷电状态约束是为了保证在储能运行过程中SOC始终在安全范围内，最大程度延长储能电池寿命。

进一步地，步骤3中，根据储能充放电运行曲线计算出各节点k的储能安装容量E：

式中，P_Ek为节点k的储能安装功率，P_Ed[n]为计算周期内储能的放电功率，P_Ec[n]为充电功率，E[n]为储能的充放电电量，E_pos[n]为计算周期内最大正能量波动，E_neg[n]为最大负能量波动，η_c和η_d分别为储能的充电效率和放电效率。

与现有技术比，本发明的有益效果为：

1)本发明提出了一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，可以解决不同类型的电池储能系统、超级电容储能系统、飞轮储能系统在配电网中的分布式配置问题；

2)解决储能容量配置的同时给出最优的选址建议；

3)每个安装位置的容量通过选择储能运行策略即可确定，计算简单，同时由于策略的选取均考虑了储能与分布式电源、负荷间的容量配合，可减少储能配置冗余量20％左右。

4)最终计算结果为不同概率密度下的配置容量曲线，非单一量值，而是不同概率下量值的集合，可为决策者提供更全面的决策支撑。

附图说明

图1是本发明有源配电网中广义储能系统分布式配置方法的流程图；

图2是本发明利用遗传算法求解广义储能系统的安装位置及对应的安装容量的流程图；

图3是本发明的输出结果曲线图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供一种含分布式电源的配电网电压控制方法，具体流程图如图1所示，具体过程如下：

S101：获取配电网的基本信息，生成计算场景及对应的场景概率；

S101中配电网的基本信息包括：配电网的网络拓扑，各设备的型号及阻抗参数，各节点的负荷数据及分布式光伏发电数据。

S101中生成计算场景时需要考虑的不确定因素主要包括负荷、分布式光伏的功率值，负荷功率的场景数N_L＝3，涵盖高、平均、低三种负荷，其发生概率分别为p_L1、p_L2、p_L3；光伏输出功率的场景数N_pv＝3，主要包括晴天、多云、阴雨天，其发生概率分别为p_pv1、p_pv2、p_pv3。对上述场景进行组合可得9种计算场景：高负荷晴天、高负荷多云天、高负荷阴雨天、平均负荷晴天、平均负荷多云天、平均负荷阴雨天、低负荷晴天、低负荷多云天、低负荷阴雨天，场景i发生的概率应为p_i＝p_Lj*p_pvk(i＝1，2，…，9；j＝1，2，3；k＝1，2，3)。

S102：选择计算场景，确定广义储能系统的综合成本及待选的安装位置；

上述S102中，广义储能系统涵盖不同储能技术类型，可以包括不同类型的电池储能系统、超级电容储能系统、飞轮储能系统。

上述S102中，广义储能系统的综合成本包括计及储能寿命周期的储能投资成本C_{sys_p}、储能运行维护成本C_{f_p}、配电网的运行成本C_g。

上述投资成本主要包括站址建设成本、电能转换设备成本和储能系统成本，与储能系统自身的额定容量和额定充/放电功率相关。

式中，C_p为储能系统单位充/放电功率的造价；P为储能系统的额定充/放电功率；C_E为储能系统单位容量的造价；E为储能系统的额定容量；C_B为储能系统辅助设施单位容量的造价；d为贴现率；n为储能系统的寿命周期。

上述储能系统的运维成本C_{f_p}可以按下式确定：

C_{f_p}＝λ_pmP

式中，λ_pm为储能系统单位功率运维成本。

上述区域电网的运行成本C_g可以按下式确定：

N为完整调度周期可以划分的单位阶段数，对于每个阶段t可认为各个分布式发电单元出力、储能单元出力以及负荷大小不变；ΔT为单位阶段的时长。c_g为上网电价或购电电价；P_g为调度周期内联络线处的有功功率。其中与主电网联络线处的有功功率值P_g与该区域内的负荷、电源有功功率存在以下关系：

li代表整个电网供电区域内的负荷，总数为n；P_li(t)为t时刻第li个负荷的有功功率；pvi代表整个电网供电区域内的光伏单元，总数为m₁；P_pvi(t)为t时刻的光伏上网电价和光伏有功功率；esi代表整个电网供电区域内的储能单元，总数为m₂；P_esi(t)为t时刻储能有功功率；resi代表整个供电区域内的其他发电单元，总数为m₃；P_res(t)分别为t时刻该电网区域内除光伏外的其他发电有功功率。

步骤102中，配电网运行的约束条件主要包括支路潮流约束、节点电压约束、电压波动约束，

式中，I_i’，

分别各支路的电流和最大允许通过电流；Vk’，Vkmin，Vkmax分别为各节点的电压和电压上下限，dVk为节点电压变动值，参照国标对电压波动的要求(波动频度1＜r≤10次/h电压变动限值3％)，考虑一定安全裕度，电压波动指标的值控制在2.95％之内。c_P代表电源的消纳能力，计算公式如下：

其中，P_pv代表光伏发电的实时功率，P_pvmax代表光伏发电能发出的实时最大功率。

步骤102中，待选的安装位置综合该节点储能系统安装条件及电网公司需求确定。

S103：选择各安装位置的广义储能系统运行策略，按照综合成本最小来确定广义储能系统的安装位置及对应的安装容量；

步骤103中，广义储能系统运行策略可选择平抑波动、削峰填谷或两者结合。

上述平抑波动的策略通过一阶低通滤波，滤掉该节点功率波动中的高频分量用储能平抑，使该节点输出功率平滑。以储能放电功率为正，充电功率为负，具体滤波公式如(7)。

P_k代表该节点的输出功率，P(s)代表经储能平抑后的并网功率，ω_c代表滤波器截止频率。通过调节ω_c值的大小来调节输出功率的平滑度。储能功率即为两者功率之差，即式(6)。

上述削峰填谷的策略通过设置储能电池的放电启动功率P_discharge及充电启动功率P_charge，当负荷高于放电启动功率时，储能电池运行于放电状态；当负荷低于充电启动功率时，储能电池运行于充电状态，从而起到移峰填谷、减小峰谷差的作用。

设储能充电功率为负，放电功率为正，储能系统需补偿的i时段的功率P_Ek(i)即储能的出力曲线，如下式：

其中，P_k为节点k的有功功率，P_discharge为放电启动功率，即经储能系统平抑后的功率峰值，P_charge为充电启动功率，即经储能系统平抑后的功率谷值。

步骤103中，储能系统运行的约束条件包括储能电池运行状态及荷电状态约束。

η_d为放电效率，η_c为充电效率，E_d为放电电量，E_c为充电电量，T代表储能充放电周期，储能电池运行状态约束主要为了保证储能运行安全性，在一个计算周期内保持充放电电量平衡。SOC_max、SOC_min分别为储能系统荷电状态最大和最小允许值，荷电状态约束是为了保证在储能运行过程中SOC始终在安全范围内，可以最大程度延长储能电池寿命。

步骤103中，根据储能充放电运行曲线P_Ek可以计算出各安装位置的储能容量E。

式中，P_Ed[n]为计算周期内储能的放电功率，P_Ec[n]为充电功率，E[n]为储能的充放电电量，E_pos[n]为计算周期内最大正能量波动，E_neg[n]为最大负能量波动，η_d为放电效率，η_c为充电效率。

步骤103中，利用遗传算法求解广义储能系统的安装位置及对应的安装容量，达到综合成本最小，求解过程如图2所示。

S104：获得不同场景概率下的有源配电网中广义储能系统的总安装容量。

步骤104中，将各安装位置的储能配置容量相加即可得到该场景概率下的有源配电网中广义储能系统的总安装容量，结果如图3所示。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤1：获取配电网的基本信息，生成计算场景及对应的场景概率，所述配电网的基本信息包括配电网的网络拓扑、各设备的型号及阻抗参数、各节点的负荷数据及分布式光伏发电数据；

步骤2：选择计算场景，确定广义储能系统的综合成本及待选的安装位置；

步骤3：选择各安装位置的广义储能系统运行策略，按照综合成本最小来确定广义储能系统的安装位置及对应的安装容量；

步骤4：获得不同场景概率下的有源配电网中广义储能系统的总安装容量；

步骤3中，广义储能系统运行策略选择平抑波动与削峰填谷的结合；

所述平抑波动的策略通过一阶低通滤波，滤掉该节点功率波动中的高频分量用储能平抑，使该节点输出功率平滑，以储能放电功率为正，充电功率为负，具体滤波公式如(7)：

P_k代表节点k的输出功率，P(s)代表经储能平抑后的并网功率，v_c代表滤波器截止频率，通过调节ω_c值的大小来调节输出功率的平滑度，储能补偿功率P_Ek(s)即为两者功率之差，即式(8)：

所述削峰填谷的策略通过设置储能电池的放电启动功率P_discharge及充电启动功率P_charge，当负荷高于放电启动功率时，储能电池运行于放电状态；当负荷低于充电启动功率时，储能电池运行于充电状态，从而起到移峰填谷、减小峰谷差的作用；

设储能充电功率为负，放电功率为正，储能系统需补偿的i时段的功率P_Ek(i)即储能的出力曲线，如下式：

其中，P_k为节点k的有功功率，P_discharge为放电启动功率，即经储能系统平抑后的功率峰值，P_charge为充电启动功率，即经储能系统平抑后的功率谷值。

2.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：所述步骤1中，生成计算场景时需要考虑的不确定因素包括负荷、分布式光伏的功率值，负荷功率的场景数N_L＝3，涵盖高、平均、低三种负荷，其发生概率分别为p_L1、p_L2、p_L3；光伏输出功率的场景数N_pv＝3，包括晴天、多云、阴雨天，其发生概率分别为p_pv1、p_pv2、p_pv3；对上述场景进行组合得到9种计算场景：高负荷晴天、高负荷多云天、高负荷阴雨天、平均负荷晴天、平均负荷多云天、平均负荷阴雨天、低负荷晴天、低负荷多云天、低负荷阴雨天，场景i发生的概率为p_i＝p_Lj*p_pvk，i＝1，2，…，9；j＝1，2，3；k＝1，2，3。

3.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：所述步骤2中，广义储能系统涵盖不同储能技术类型，包括不同类型的电池储能系统、超级电容储能系统和飞轮储能系统。

4.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：所述步骤2中，广义储能系统的综合成本包括计及储能寿命周期的储能投资成本C_{sys_p}、储能运行维护成本C_{f_p}、配电网的运行成本C_g；

投资成本用式(1)表示，包括站址建设成本、电能转换设备成本和储能系统成本，与储能系统自身的额定容量和额定充/放电功率相关；

式中，C_p为储能系统单位充/放电功率的造价；P为储能系统的额定充/放电功率；C_E为储能系统单位容量的造价；E为储能系统的额定容量；C_B为储能系统辅助设施单位容量的造价；d为贴现率；n为储能系统的寿命周期；

储能运行维护成本C_{f_p}用式(2)表示：

C_{f_p}＝λ_pmP     (2)

式中，λ_pm为储能系统单位功率运维成本；

配电网的运行成本C_g用式(3)表示：

N为完整调度周期可以划分的单位阶段数，对于每个阶段t可认为各个分布式发电单元出力、储能单元出力以及负荷大小不变；ΔT为单位阶段的时长，c_g为上网电价或购电电价；P_g为调度周期内联络线处的有功功率，其中与主电网联络线处的有功功率值P_g与该主电网联络线后端供电区域内的负荷、电源有功功率存在以下关系：

li代表整个电网供电区域内的负荷，总数为n1；P_li(t)为t时刻第li个负荷的有功功率；pvi代表整个电网供电区域内的光伏单元，总数为m₁；P_pvi(t)为t时刻的光伏上网电价和光伏有功功率；esi代表整个电网供电区域内的储能单元，总数为m₂；P_esi(t)为t时刻储能有功功率；resi代表整个供电区域内的其他发电单元，总数为m₃；P_res(t)分别为t时刻该电网区域内除光伏外的其他发电有功功率。

5.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：步骤2中，配电网运行的约束条件包括支路潮流约束、节点电压约束、电压波动约束，

式中，I_i’，I_i ^max分别各支路的电流和最大允许通过电流；V_k’，V_k ^max，V_k ^min分别为各节点的电压和电压上下限，dV_k为节点电压变动值，参照国标对电压波动的要求，即波动频度1＜r≤10次/h电压变动限值3％，考虑一定安全裕度，电压波动指标的值控制在2.95％之内，c_P代表电源的消纳能力，计算公式如下：

其中，P_pv代表光伏发电的实时功率，P_pvmax代表光伏发电能发出的实时最大功率。

6.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：步骤3中，储能系统的运行约束条件包括储能电池运行状态及荷电状态约束：

η_d为放电效率，η_c为充电效率，E_d为放电电量，E_c为充电电量，T代表储能充放电周期，储能电池运行状态约束是为了保证储能运行安全性，在一个计算周期内保持充放电电量平衡，SOC_max、SOC_min分别为储能系统荷电状态最大和最小允许值，荷电状态约束是为了保证在储能运行过程中SOC始终在安全范围内，最大程度延长储能电池寿命。

7.如权利要求1所述的有源配电网中广义储能系统分布式配置方法，其特征在于：步骤3中，根据储能充放电运行曲线计算出各节点k的储能安装容量E：

式中，P_Ek为节点k的储能安装功率，P_Ed[n]为计算周期内储能的放电功率，P_Ec[n]为充电功率，E[n]为储能的充放电电量，E_pos[n]为计算周期内最大正能量波动，E_neg[n]为最大负能量波动，η_c和η_d分别为储能的充电效率和放电效率。

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