CN113762643A - 区域综合能源系统的储能容量优化配置方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，包括获取待分析区域的电网运行参数；构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数和约束条件；在约束条件下求解目标函数；根据求解结果完成区域综合能源系统的储能容量优化配置。本发明提供的这种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，考虑源荷双侧电、热能的性能，通过分析源侧加电、热储能以及负荷侧电、热综合需求响应对促进风电消纳的价值，以系统年总消耗最小为目标进行电热储能容量配置，建立了考虑电、热综合需求响应的区域综合能源系统电、热储能容量优化配置模型，从而优化了区域综合能源系统的储能容量的配置过程；而且本发明方法可靠性高、实用性好且科学客观。

Description

区域综合能源系统的储能容量优化配置方法

技术领域

本发明属于电气自动化领域，具体涉及一种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法。

背景技术

随着经济技术的发展和人们生活水平的提高，电能已经成为了人们生产和生活中不必可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。因此，保障电能的稳定可靠运行，就成为了电力系统最重要的任务之一。

区域综合能源系统(regional integrated energy system，RIES)能够将源、荷、储三方在规划运行时进行有机协调和优化结合后形成一个独立且可控制的单元，从而使能源得到充分且灵活地应用。在RIES中，由于夜间风电高发、热电联供机组“以热定电”运行和存在热电负荷供需矛盾，容易导致弃风。其中，在我国北部地区，供暖期弃风现象尤其严重。因此，添加电储能、热储能设备是提高风电消纳率的主要方式。

储能技术(电储能技术、热储能技术)在解决弃风消纳问题中的角色逐渐重要，合理利用广义储能资源能够促进可再生能源消纳并提升系统效益。因此，目前存在诸多针对储能容量优化配置的研究。需求响应则是通过对需求侧的管理和控制，使负荷适应风电输出功率的波动，以实现负荷曲线的削峰填谷并促进新能源的消纳，同时降低储能调节容量的需求。

但是，目前针对区域综合能源系统的储能容量的研究，仅从源端考虑储能或荷端考虑综合需求响应，已经不能满足电、热能协调调度和风电消纳要求。

发明内容

本发明的目的在于提供一种可靠性高、实用性好且科学客观的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法。

本发明提供的这种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，包括如下步骤：

S1.获取待分析区域的电网运行参数；

S2.构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数；

S3.构建区域综合能源系统储能容量优化配置约束条件；

S4.在步骤S3构建的约束条件下，对步骤S2构建的目标函数进行求解；

S5.根据步骤S4的求解结果，完成区域综合能源系统的储能容量优化配置。

步骤S2所述的构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数，具体为采用如下算式作为目标函数：

式中C_CHP为抽汽式热电联产机组的总功率，且

为抽汽式热电联产机组的运行功率，

T为调度周期，M为抽汽式热电联产机组的数量，a_i为机组运行特性系数，P_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的电出力功率，b_i为机组运行特性系数，c_i为机组运行特性系数，H_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的热出力功率，d_i为机组运行特性系数，e_i为机组运行特性系数，f_i为机组运行特性系数，

为抽汽式热电联产机组的调整功率，

C_mi为抽汽式热电联产机组的单位功率调整系数；C₁为电、热储能装置的功率和容量配置，且C₁＝C_B0f_cr+C_invf_ch，C_B0为电储能的功率和容量配置，C_B0＝C_EE_ESS+C_PP_ESS,t，C_E为单位电储能容量配置系数，E_ESS为电储能配置容量，C_P为单位电储能功率配置系数，P_ESS,t为电储能的充放电功率，f_cr为电储能投资比例系数，C_inv为热储能的功率和容量配置，C_inv＝V_hs·C_hs，V_hs为储热装置的所需的配置容量，C_hs为储热装置的容量配置系数，f_ch为热储能投资比例系数；C₂为电、热储能系统的年运行维护消耗，且C₂＝λ_mC_B0+R_mC_inv，λ_m为电储能的运行维修消耗比例，R_m为热储能的运行维修消耗比例；R为对用户的电价优惠系数；P_FORECAST,i,t为风电机组i在t时刻的预测出力；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；C_w为弃风功率系数；r_p为实行需求响应前的负荷功率系数；P_L0,t为实行需求响应前的负荷曲线；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；ρ(t)为实行需求响应后的负荷功率系数；B为用于热用户的补偿，且

k_h,t为t时刻原热能功率系数，ΔP_h,t为t时刻用户侧实际响应负荷，β为单位响应负荷补偿系数；C_buy为购电功率系数；C_sell为售电功率系数；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率。

步骤S3所述的构建区域综合能源系统储能容量优化配置约束条件，具体包括如下步骤：

a.采用如下算式组作为功率平衡约束：

c_min≤P_CHP,t,i/H_CHP,i,t≤c_max

式中P_CHP,t,i为抽汽式热电联产机组的电出力功率；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；P_ESS,t为电储能t时刻的充放电功率；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；P_EB,t为时段t内电锅炉耗电功率；H_CHP,i,t为热电联产机组t时刻的热出力功率；H_EB,t为时段t内电锅炉产热功率；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；H_LD,t为t时刻的热负荷热功率；c_max为机组可调热电比的上限；c_min为机组可调热电比的下限；

热电联产机组i在t时刻的最大电出力功率；

为热电联产机组i在t时刻的最小电出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最大热出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最小热出力功率；

热电联产机组的向下爬坡速率；

热电联产机组的向上爬坡速率；

b.采用如下算式组作为电储能约束：

E_EES,min≤E_EES,t≤E_EES

式中E_EES,t为储电设备实时容量；E_EES,min为储电设备容量下限；E_ESS为电储能配置容量；S_t为电储能t时刻荷电状态；P_ESS为储能t时刻的充放电功率；η_in为充电效率；η_on为放电效率；S_min为荷电状态下限；S_max为荷电状态上限；

c.采用如下算式组作为热储能约束：

式中S_HS,t为时段t储热装置的储热状态；μ为散热损失率；H_HS-in,t为时段t内的吸热功率；H_HS-out,t为时段t内的放热功率；λ_HS-in,t为时段t内的吸热效率；λ_HS-out,t为时段t内的放热效率；S_HS,T为储热装置运行后的状态值；S_HS,0为储热装置运行前的状态值；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；V_hs为储热装置的所需的配置容量；S_HS,nom为储热装置的最大储热状态；

d.采用如下算式组作为电锅炉约束：

H_EB,i,t＝P_EB,i,tη_h

0≤P_EB,t≤P_EB,max

式中H_EB,i,t为时段t内电锅炉i的产热功率；P_EB,i,t为时段t内电锅炉i的耗电功率；η_h为转换系数；P_EB,t为时段t内电锅炉的耗电功率；P_EB,max为电锅炉的最大功率；

e.采用如下算式组作为可转移负荷约束：

|ΔP_h,t|≤5％P_h,t

式中ΔP_h,t为t时刻的转移负荷功率；P_h,t为t时刻的负荷功率。

所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，还包括如下步骤：

S6.采用静态投资回收期对步骤S5得到的区域综合能源系统的储能容量优化配置进行评价。

所述的采用静态投资回收期对步骤S5得到的区域综合能源系统的储能容量优化配置进行评价，具体包括如下步骤：

采用如下算式计算静态投资回收期H_m：

式中C_vest.j为设备j的投资；J为设备数量；L_NCF.m为第m年的净收益。

本发明提供的这种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，考虑源荷双侧电、热能的性能，通过分析源侧加电、热储能以及负荷侧电、热综合需求响应对促进风电消纳的价值，以系统年总消耗最小为目标进行电热储能容量配置，建立了考虑电、热综合需求响应的区域综合能源系统电、热储能容量优化配置模型，从而优化了区域综合能源系统的储能容量的配置过程；而且本发明方法可靠性高、实用性好且科学客观。

附图说明

图1为本发明方法的方法流程示意图。

图2为本发明方法所针对的种区域综合能源系统的系统结构示意图。

图3为本发明方法的实施例的典型日风电机组预测曲线和电、热负荷曲线示意图。

图4为本发明方法的实施例的四种运行方式下电负荷曲线示意图。

图5为本发明方法的实施例的四种运行方式下热负荷曲线示意图。

图6为本发明方法的实施例的四种运行方式下CHP出力曲线示意图。

具体实施方式

如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，包括如下步骤：

S1.获取待分析区域的电网运行参数；本发明以小型区域综合能源系统冬季供能为例进行分析，主要包含风电机组、CHP、电锅炉、电储能、热储能；考虑了电、热综合需求响应。系统包含电和热两种能源形式，通过联络线与主网进行电能交互，其结构如图2所示

S2.构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数；具体为采用如下算式作为目标函数：

式中C_CHP为抽汽式热电联产机组的总功率，且

为抽汽式热电联产机组的运行功率，

T为调度周期，M为抽汽式热电联产机组的数量，a_i为机组运行特性系数，P_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的电出力功率，b_i为机组运行特性系数，c_i为机组运行特性系数，H_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的热出力功率，d_i为机组运行特性系数，e_i为机组运行特性系数，f_i为机组运行特性系数，

为抽汽式热电联产机组的调整功率，

C_mi为抽汽式热电联产机组的单位功率调整系数；C₁为电、热储能装置的功率和容量配置，且C₁＝C_B0f_cr+C_invf_ch，C_B0为电储能的功率和容量配置，C_B0＝C_EE_ESS+C_PP_ESS,t，C_E为单位电储能容量配置系数，E_ESS为电储能配置容量，C_P为单位电储能功率配置系数，P_ESS,t为电储能的充放电功率，f_cr为电储能投资比例系数，C_inv为热储能的功率和容量配置，C_inv＝V_hs·C_hs，V_hs为储热装置的所需的配置容量，C_hs为储热装置的容量配置系数，f_ch为热储能投资比例系数；C₂为电、热储能系统的年运行维护消耗，且C₂＝λ_mC_B0+R_mC_inv，λ_m为电储能的运行维修消耗比例，R_m为热储能的运行维修消耗比例；R为对用户的电价优惠系数；P_FORECAST,i,t为风电机组i在t时刻的预测出力；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；C_w为弃风功率系数；r_p为实行需求响应前的负荷功率系数；P_L0,t为实行需求响应前的负荷曲线；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；ρ(t)为实行需求响应后的负荷功率系数；B为用于热用户的补偿，且

k_h,t为t时刻原热能功率系数，ΔP_h,t为t时刻用户侧实际响应负荷，β为单位响应负荷补偿系数；C_buy为购电功率系数；C_sell为售电功率系数；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率；

S3.构建区域综合能源系统储能容量优化配置约束条件；具体包括如下步骤：

a.采用如下算式组作为功率平衡约束：

c_min≤P_CHP,t,i/H_CHP,i,t≤c_max

式中P_CHP,t,i为抽汽式热电联产机组的电出力功率；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；P_ESS,t为电储能t时刻的充放电功率；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；P_EB,t为时段t内电锅炉耗电功率；H_CHP,i,t为热电联产机组t时刻的热出力功率；H_EB,t为时段t内电锅炉产热功率；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；H_LD,t为t时刻的热负荷热功率；c_max为机组可调热电比的上限；c_min为机组可调热电比的下限；

热电联产机组i在t时刻的最大电出力功率；

为热电联产机组i在t时刻的最小电出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最大热出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最小热出力功率；

热电联产机组的向下爬坡速率；

热电联产机组的向上爬坡速率；

b.采用如下算式组作为电储能约束：

E_EES,min≤E_EES,t≤E_EES

式中E_EES,t为储电设备实时容量；E_EES,min为储电设备容量下限；E_ESS为电储能配置容量；S_t为电储能t时刻荷电状态；P_ESS,t为t时刻的储能充放电功率；η_in为充电效率；η_on为放电效率；S_min为荷电状态下限；S_max为荷电状态上限；

c.采用如下算式组作为热储能约束：

式中S_HS,t为时段t储热装置的储热状态；μ为散热损失率；H_HS-in,t为时段t内的吸热功率；H_HS-out,t为时段t内的放热功率；λ_HS-in,t为时段t内的吸热效率；λ_HS-out,t为时段t内的放热效率；S_HS,T为储热装置运行后的状态值；S_HS,0为储热装置运行前的状态值；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；V_hs为储热装置的所需的配置容量；S_HS,nom为储热装置的最大储热状态；

d.采用如下算式组作为电锅炉约束：

H_EB,i,t＝P_EB,i,tη_h

0≤P_EB,t≤P_EB,max

式中H_EB,i,t为时段t内电锅炉i的产热功率；P_EB,i,t为时段t内电锅炉i的耗电功率；η_h为转换系数；P_EB,t为时段t内电锅炉的耗电功率；P_EB,max为电锅炉的最大功率；

e.采用如下算式组作为可转移负荷约束：

|ΔP_h,t|≤5％P_h,t

式中ΔP_h,t为t时刻的转移负荷功率；P_h,t为t时刻的负荷功率；

S4.在步骤S3构建的约束条件下，对步骤S2构建的目标函数进行求解；

S5.根据步骤S4的求解结果，完成区域综合能源系统的储能容量优化配置；

S6.采用静态投资回收期对步骤S5得到的区域综合能源系统的储能容量优化配置进行评价；具体包括如下步骤：

采用如下算式计算静态投资回收期H_m：

式中C_vest.j为设备j的投资；J为设备数量；L_NCF.m为第m年的净收益。

以下结合一个实施例，对本发明方法进行进一步说明：

本文选取我国北方某区域综合能源系统作为对象进行分析。该区域综合能源系统风电装机容量为300kW。以一天24h为调度时长，单位调度时间为1h，春夏秋冬四个典型日的系统负荷曲线和风电出力预测曲线如图3所示。储能成本系数取值参见文献《能源互联微网型多能互补系统的构建与储能模式分析》。C_w取为0.6，r_p为0.6，ρ(t)的波动范围为0.4～1.0，价格型电力需求响应弹性系数参数如表1所示。需求响应用户的电价折扣取0.8。

表1价格型电力需求响应弹性系数参数示意表

以RIES(区域综合能源系统)年总消耗最小为优化目标，利用CPLEX求解器对模型进行求解，选取冬季典型日在四种不同优化运行方式下进行对比分析。

方式1：不加电、热储能装置且不考虑电、热综合需求响应；

方式2：仅考虑电、热综合需求响应；

方式3：仅加电、热储能装置；

方式4：加电、热储能装置且考虑负荷电、热综合需求响应。

由图4至图5可以看出，与方式1相比，方式2和3，电、热负荷峰谷差减小，方式4同时考虑综合需求响应和储能后，负荷曲线波动改进效果更加明显。因此，考虑电、热储能和电、热负荷综合需求响应能使电、热负荷曲线更加平稳。

由图6可以看出，方式1和方式2的CHP出力波动较大，方式3通过加储能装置进行热电解耦，CHP出力变得相对平稳，方式4在方式3的基础上多考虑了综合需求响应，电、热负荷用户错峰用电，有效的降低了负荷曲线峰谷差，CHP电出力波动随之变小，运行稳定。由此可知，考虑电、热储能和电、热综合需求响应，能够使CHP运行更灵活，出力更平稳，系统运行更经济。

表3为表2的最优储能容量配置下的经济性和风电消纳率对比：

表2各方式下的最优储能容量配置示意表

运行方式	EESS(kWh)	Vhs(kWh)	PESS(kWh)	投资回收期(年)
					3	430	220	102	2.23
4	365	190	89	1.17

表3各方式下的经济性和风电消纳率对比示意表

由表2和表3可知，方式1虽然总成本较小，可是弃风为4种运行方式中最多；方式2相较于方式1，减少了一定的弃风但效果不显著，且运行成本最高；方式4较方式3储热和储电最优储能配置容量均减小，总成本减小，且风电消纳率为4种运行方式最大。由表1可知，方案4比方案3的储能设备投资回收期要短，则投资更为保险。因此，本发明考虑综合需求响应提升了综合能源系统经济性和安全性。

Claims (5)

1.一种区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，包括如下步骤：

S1.获取待分析区域的电网运行参数；

S2.构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数；

S3.构建区域综合能源系统储能容量优化配置约束条件；

S4.在步骤S3构建的约束条件下，对步骤S2构建的目标函数进行求解；

S5.根据步骤S4的求解结果，完成区域综合能源系统的储能容量优化配置。

2.根据权利要求1所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，其特征在于步骤S2所述的构建区域综合能源系统储能容量优化配置目标函数，具体为采用如下算式作为目标函数：

式中C_CHP为抽汽式热电联产机组的总功率，且

为抽汽式热电联产机组的运行功率，

T为调度周期，M为抽汽式热电联产机组的数量，a_i为机组运行特性系数，P_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的电出力功率，b_i为机组运行特性系数，c_i为机组运行特性系数，H_CHP,i,t为抽汽式热电联产机组的热出力功率，d_i为机组运行特性系数，e_i为机组运行特性系数，f_i为机组运行特性系数，

为抽汽式热电联产机组的调整功率，

C_mi为抽汽式热电联产机组的单位功率调整系数；C₁为电、热储能装置的功率和容量配置，且C₁＝C_B0f_cr+C_invf_ch，C_B0为电储能的功率和容量配置，C_B0＝C_EE_ESS+C_PP_ESS,t，C_E为单位电储能容量配置系数，E_ESS为电储能配置容量，C_P为单位电储能功率配置系数，P_ESS,t为电储能的充放电功率，f_cr为电储能投资比例系数，C_inv为热储能的功率和容量配置，C_inv＝V_hs·C_hs，V_hs为储热装置的所需的配置容量，C_hs为储热装置的容量配置系数，f_ch为热储能投资比例系数；C₂为电、热储能系统的年运行维护消耗，且C₂＝λ_mC_B0+R_mC_inv，λ_m为电储能的运行维修消耗比例，R_m为热储能的运行维修消耗比例；R为对用户的电价优惠系数；P_FORECAST,i,t为风电机组i在t时刻的预测出力；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；C_w为弃风功率系数；r_p为实行需求响应前的负荷功率系数；P_L0,t为实行需求响应前的负荷曲线；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；ρ(t)为实行需求响应后的负荷功率系数；B为用于热用户的补偿，且

k_h,t为t时刻原热能功率系数，ΔP_h,t为t时刻用户侧实际响应负荷，β为单位响应负荷补偿系数；C_buy为购电功率系数；C_sell为售电功率系数；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率。

3.根据权利要求2所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，其特征在于步骤S3所述的构建区域综合能源系统储能容量优化配置约束条件，具体包括如下步骤：

a.采用如下算式组作为功率平衡约束：

c_min≤P_CHP,t,i/H_CHP,i,t≤c_max

式中P_CHP,t,i为抽汽式热电联产机组的电出力功率；P_W,i,t为风电机组i在t时刻的实际出力；P_ESS,t为电储能t时刻的充放电功率；P_t ^ex为t时段该系统与大电网的交互功率；P_L1,t为实行需求响应后的负荷曲线；P_EB,t为时段t内电锅炉耗电功率；H_CHP,i,t为热电联产机组t时刻的热出力功率；H_EB,t为时段t内电锅炉产热功率；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；H_LD,t为t时刻的热负荷热功率；c_max为机组可调热电比的上限；c_min为机组可调热电比的下限；

热电联产机组i在t时刻的最大电出力功率；

为热电联产机组i在t时刻的最小电出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最大热出力功率；

热电联产机组i在t时刻的最小热出力功率；

热电联产机组的向下爬坡速率；

热电联产机组的向上爬坡速率；

b.采用如下算式组作为电储能约束：

E_EES,min≤E_EES,t≤E_EES

式中E_EES,t为储电设备实时容量；E_EES,min为储电设备容量下限；E_ESS为电储能配置容量；S_t为电储能t时刻荷电状态；P_ESS,t为t时刻的储能充放电功率；η_in为充电效率；η_on为放电效率；S_min为荷电状态下限；S_max为荷电状态上限；

c.采用如下算式组作为热储能约束：

式中S_HS,t为时段t储热装置的储热状态；μ为散热损失率；H_HS-in,t为时段t内的吸热功率；H_HS-out,t为时段t内的放热功率；λ_HS-in,t为时段t内的吸热效率；λ_HS-out,t为时段t内的放热效率；S_HS,T为储热装置运行后的状态值；S_HS,0为储热装置运行前的状态值；H_HS,t为储热装置t时刻储放热功率；V_hs为储热装置的所需的配置容量；S_HS,nom为储热装置的最大储热状态；

d.采用如下算式组作为电锅炉约束：

H_EB,i,t＝P_EB,i,tη_h

0≤P_EB,t≤P_EB,max

式中H_EB,i,t为时段t内电锅炉i的产热功率；P_EB,i,t为时段t内电锅炉i的耗电功率；η_h为转换系数；P_EB,t为时段t内电锅炉的耗电功率；P_EB,max为电锅炉的最大功率；

e.采用如下算式组作为可转移负荷约束：

|ΔP_h,t|≤5％P_h,t

式中ΔP_h,t为t时刻的转移负荷功率；P_h,t为t时刻的负荷功率。

4.根据权利要求1～3之一所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，其特征在于所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，还包括如下步骤：

S6.采用静态投资回收期对步骤S5得到的区域综合能源系统的储能容量优化配置进行评价。

5.根据权利要求4所述的区域综合能源系统的储能容量优化配置方法，其特征在于所述的采用静态投资回收期对步骤S5得到的区域综合能源系统的储能容量优化配置进行评价，具体包括如下步骤：

采用如下算式计算静态投资回收期H_m：

式中C_vest.j为设备j的投资；J为设备数量；L_NCF.m为第m年的净收益。

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