CN114784907B - 一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，在风电场出口处并联储能系统，该储能系统至少包括一组成对并联设置的电池组和配套的能量管理系统、以及与该成对电池组串联的变流器；该配置方法的具体步骤为：在电池组分组控制平滑风电功率的场景下，构建包括储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型的储能系统容量配置的多目标优化模型；确立储能容量和变流器功率的约束条件；并采用粒子群算法进行求解。本发明建立的储能容量配置方法基于反映不平衡状态的衰减指标构建容量配置优化目标，同时兼顾寿命评估、综合成本等重要因素，该方法配置的储能容量在成本、使用寿命、电池不平衡状态等方面具备有效性和优越性。
Description
技术领域
本发明涉及风电场并网技术领域，尤其是指电池分组控制风电功率平滑场景下的储能容量配置的技术领域，具体地说是一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法。
背景技术
近年来，随着风电装机容量的持续扩大，以及风电渗透率不断提高，风电的功率波动对电网的不良影响越发显著，严重干扰电网的安全稳定运行。当前有多种策略应对风电的功率波动，除依靠风电机组自身进行调节外，还可利用储能平滑风电功率，常见的有单一储能平滑、混合储能平滑和电池分组平滑。考虑到储能的投资成本、运行质量和应用需求等，如何配置储能容量成为了风储系统研究的热点问题。
根据现有研究，电池分组控制风电功率平滑场景下容易出现电池组充放电能量不平衡的问题，在采用电池分组控制策略平滑风电功率过程中，两组电池在独立执行充电和放电任务时，负责充电的电池组可充电量与负责放电的电池组可放电量差距较大，即为充放电能量不平衡问题。当前针对该问题的大多数研究是从电池组的控制策略角度进行改进研究，尚无研究在储能配置中考虑电池分组控制的不平衡状态。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术存在的问题，提供一种在风电功率平滑的应用场景下、针对电池分组控制中的不平衡状态的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法；该风电场储能容量配置方法旨在储能装机阶段改善不平衡状态、延缓电池寿命衰减，同时在容量配置过程中，兼顾储能寿命和成本等其他关键因素，保证了所提容量配置方法具有较好的经济性和运行状态方面的优越性。
本发明的目的是通过以下技术方案解决的：
一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：在风电场出口处并联储能系统，该储能系统至少包括一组成对并联设置的电池组和配套的能量管理系统、以及与该成对电池组串联的变流器；在电池组分组控制平滑风电功率的场景下，该配置方法的具体步骤为：
A、建立储能系统容量配置的多目标优化模型，该多目标优化模型通过分别建立储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型并分别进行归一化处理、再采用线性加权法构造总目标函数获得；
B、确立储能容量和变流器功率的约束条件；
C、采用粒子群算法对约束条件下的多目标优化模型进行求解，从而得到最终的风电场储能容量配置结果。
所述步骤A中的储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型分别进行归一化处理后获得的归一化函数为：
式(12)中，rc为储能综合成本模型归一化处理后获得的总成本目标函数；minCtotal为储能系统的最小综合成本；Ctotal为储能系统的综合成本函数；ry为储能寿命评估模型归一化处理后获得的储能使用年限目标函数；Yr为储能使用年限函数；max Yr为储能最长使用年限函数；rβ为储能不平衡度优化模型归一化处理后获得的储能平均衰减指标的目标函数；
为平均衰减指标函数；/>
为最佳平均衰减指标，取值为0；
对式(12)中的归一化函数采用线性加权法构造获得的总目标函数为：
式(13)中，maxR表示使总目标函数R取到最大；λ1、λ2、λ3分别为总成本目标函数、储能使用年限目标函数、储能平均衰减指标的目标函数的权重系数，若λ1越大、则储能的总成本越小，λ2越大、则储能的使用寿命越长，λ3越大、则储能的平均衰减越小。
所述步骤A中的储能寿命评估模型的构建方法为：
A11、根据储能(指电池组)的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据采用幂函数法进行拟合，拟合式为：
式(1)中，储能(指电池组)的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据由电池厂商经实验方式获取；
A12、储能(指电池组)在额定放电深度DODr下运行的放电总量是一个常数，使用年限即为储能寿命周期(指电池组的寿命周期)内按额定放电深度DODr进行放电的放电总量与一年内等效为额定放电深度DODr进行放电的放电总量之比，而实际工作中的实测放电深度DOD不可能保持不变，因此需将每个放电阶段的放电量折算成额定放电深度DODr下的放电总量，折算系数k'为：
式(2)中：Nr为额定放电深度DODr下的循环次数；
则储能使用年限函数Yr为：
式(3)中：DODr为储能(指电池组)的额定放电深度；Er为单个储能(指单个电池组)的额定容量，n为储能(指电池组)在第d天的放电次数，k′(d,i)和E(d,i)分别为储能(指电池组)在第d天第i次放电的折算系数和放电量。
所述步骤A中的储能综合成本模型的构建方法为：储能系统的综合成本由储能系统的初始建设成本、储能寿命周期(指电池组的寿命周期)内的总运行维护成本、以及储能系统运行中的损失成本构成，即：
Ctotal＝Cini+Cope+Closs_abs (8)
式(8)中，Ctotal为储能系统的综合成本函数；Cini为储能系统的初始建设成本函数；Cope为储能寿命周期内的总运行维护成本函数；Closs_abs为储能系统运行中的损失成本函数。
所述储能系统的初始建设成本函数的构建方法为：采用现值法表示储能系统的初始建设成本函数Cini：
Cini＝kpPr+2keEr (4)
式(4)中，kp为变流器单位功率成本、ke为储能(指电池组)的单位容量成本，由于两电池组不同时进行充放电，为节省成本，两电池组并联在一个变流器上；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能(指单个电池组)的额定容量。
所述储能寿命周期内的总运行维护成本函数的构建方法为：采用现值法表示储能寿命周期内的总运行维护成本函数Cope为：
式(5)中，kope,p、kope,e分别为储能(指电池组)的单位功率和单位容量的年运行维护成本；Fp为现值系数；r为贴现率；Yr为储能使用年限函数；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能(指单个电池组)的额定容量。
所述储能系统运行中的损失成本函数的构建方法为：储能(指电池组)在运行时偏离标准放电深度DODb而损失的电量及其对应的售电费用为：
式(6)中，Eloss为储能(指电池组)由于偏离标准放电深度DODb运行而损失的电量；Etotal(DODb)表示储能(指电池组)的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；DOD(y,d,i)为储能(指电池组)在第y年第d天第i个放电阶段的实测放电深度DOD的大小；Pe为上网电价；Closs为Eloss按上网电价进行销售而获得的费用，即储能系统运行中的实际损失利润；Yr为储能使用年限函数；n为第d天的放电次数；
则定义储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs为：
式(7)中，Cdiff为储能(指电池组)在寿命周期内分别以标准放电深度DODb和DODmin运行时的放电总量的售电费用之差，即储能在寿命周期内的最大损失利润；Etotal(DODb)表示储能的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；Etotal(DODmin)为储能以DODmin运行时的放电总量；Closs为储能系统运行中的实际损失利润；储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs表示实际运行相对于最恶劣情况的提升量，当储能(指电池组)运行状态越好则该提升量越大，相当于降低了运行成本。
所述步骤A中的储能不平衡度优化模型的具体构建方法为：
A31、引入寿命衰减指标ε构建储能不平衡度优化模型，即采用实测放电深度DOD偏离标准放电深度DODb的程度来反映储能用电池组的不平衡状态，其表达式为：
式(9)中，ε为用来评估运行过程中的寿命衰减情况，若ε越小，表示电池组运行越接近最佳放电状态，寿命损耗更小；DOD为储能(指电池组)的实测放电深度；DODb为储能(指电池组)的标准放电深度；Socmax为储能(指电池组)荷电状态的最大限值；Socmin为储能(指电池组)荷电状态的最小限值；
由于采用两电池组配置充放电，因而定义β为两电池组的寿命总衰减指标：
β＝ε1+ε2 (10)
式(10)中，ε1为电池组1的寿命衰减指标；ε2为电池组2的寿命衰减指标；
A32、则储能不平衡度优化模型的平均寿命衰减指标函数
为：
式(11)中，Yr为储能使用年限函数；n为储能(指电池组)在第d天的放电次数；β(y,d,i)表示储能(指电池组)在第y年第d天第i个放电阶段的β值。
所述步骤B中的变流器功率的约束条件为：采用常数试探法将输出参考功率的一阶低通滤波器的滤波时间常数由小到大依次取，确定理想的目标功率波动，从而得到储能(指电池组)需要的最大充电和放电功率，则变流器功率的约束范围为：
max{max{Pch(t)},max{Pdisch(t)}}≤Pr≤Pmax (14)
式(14)中，max{Pch(t)}为储能(指电池组)的目标充电功率的最大值；max{Pdisch(t)}为储能(指电池组)的目标放电功率的最大值；Pr为变流器的额定功率；Pmax为基于预算考虑而规定的变流器功率最大值；
所述步骤B中的储能容量的约束条件为：对于电池组分组控制中的储能容量约束，如果电池组1已经充满不能继续充电，则能量管理系统会命令电池组2接替电池组1继续充电、电池组1则负责放电，因此两电池组的额定容量须大于连续充电或连续放电量最大值的一半，即储能容量的约束范围为：
式(15)中，max{Ech}为储能(指电池组)连续充电量的最大值；max{Edisch}为储能(指电池组)连续放电量的最大值；Er为；Emax为基于预算考虑的储能容量最大值。
所述步骤C中的求解方法的步骤为：
C1、粒子群算法中粒子的速度和位置按下式进行更新，以寻求最优解：
式(16)中，ω为惯性权重，决定粒子的寻优能力；
为第i个粒子的第d维第k次迭代速度；c1、c2分别为个体学习因子和社会学习因子；r1、r2为(0,1)范围内的随机数；/>
为个体极值；/>
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；/>
为全局极值；/>
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代速度；/>
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；/>
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代位置；
C2、该粒子群算法采用线性递减权值法优化设置惯性权重ω，则第k次迭代时的惯性权重ω的值为：
式(17)中，ωk为第k次迭代时的惯性权重；ωmax和ωmin分别为惯性权重ω的最大值和最小值；k为迭代次数；G为最大迭代次数；
C3、通过设置各目标函数对应的权重系数λ1、λ2、λ3，采用式(16)和式(17)求解约束条件下的多目标优化模型，输出储能容量和额定功率的最优解，即获取最优的储能配置。
本发明相比现有技术有如下优点：
本发明的风电场储能容量配置方法针对风电功率平滑应用场景，提出一种电池分组控制运行方式下的电池容量配置模型，主要包括模型的目标函数和约束条件，相比现有技术的主要优点包括：
(1)综合储能成本、储能使用寿命、运行中的不平衡度实现电池分组控制的容量多目标优化配置，兼顾了经济性和运行状态；
(2)针对电池分组控制设计了不同于现有方法的功率约束、容量约束等模型；
(3)在优化目标中基于衰减指标构建了改善不平衡度的目标函数，能够显著改善电池分组控制运行中的不平衡状态，延缓了电池组寿命衰减；
(4)提出损失利润计算方法，将不平衡运行状态对成本的影响也计及在内，提升了成本模型的精确度。
本发明的风电场储能容量配置方法在优化储能成本、使用寿命和不平衡状态方面均具备良好的有效性和优越性。
附图说明
附图1为本发明的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法采用风储联合系统拓扑结构图；
附图2为本发明的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法的流程图；
附图3为采用本发明的风电场储能容量配置方法的总目标函数图及最优点；
附图4为本发明的风电场储能容量配置方法配置的储能参与平滑前后的风电场输出功率对比图；
附图5为本发明的实施例和对比例的衰减指标的实验验证结果。
其中：BESS1—电池组1；BESS2—电池组2；EMS—能量管理系统；DC/AC—变流器；BESS为battery energy storage system的缩略词。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本发明作进一步的说明。
如图1所示的风储联合系统拓扑结构图和图2所示的流程图，
一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，在风电场出口处并联储能系统，该储能系统至少包括一组成对并联设置的电池组(包括表示电池组1的BESS1和表示电池组2的BESS2)和配套的能量管理系统EMS、以及与该成对电池组串联的变流器DC/AC；在电池组分组控制平滑风电功率的场景下，该配置方法的具体步骤为：
A、建立储能系统容量配置的多目标优化模型，该多目标优化模型通过分别建立储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型并分别进行归一化处理、再采用线性加权法构造总目标函数获得；
A1、其中储能寿命评估模型的构造过程为：
A11、根据某型号磷酸铁锂电池组的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据采用幂函数法进行拟合，拟合式为：
式(1)中，电池组的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据由电池厂商经实验方式获取；上述拟合方式还适用于蓄电池、铅酸电池等；
A12、储能在额定放电深度DODr下运行的放电总量是一个常数，使用年限即为储能寿命周期内按额定放电深度DODr进行放电的放电总量与一年内等效为额定放电深度DODr进行放电的放电总量之比，而实际工作中的实测放电深度DOD不可能保持不变，因此需将每个放电阶段的放电量折算成额定放电深度DODr下的放电总量，折算系数k'为：
式(2)中：Nr为额定放电深度DODr下的循环次数；则储能使用年限函数Yr为：
式(3)中：DODr为储能的额定放电深度；Er为单个储能的额定容量，n为储能在第d天的放电次数，k′(d,i)和E(d,i)分别为储能在第d天第i次放电的折算系数和放电量；这时储能寿命评估模型完成构建；
A2、建立储能综合成本模型的构造过程为：
A21、采用现值法表示储能系统的初始建设成本函数Cini：
Cini＝kpPr+2keEr (4)
式(4)中，kp为变流器单位功率成本、ke为储能的单位容量成本，由于两电池组不同时进行充放电，为节省成本，两电池组并联在一个变流器上；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能的额定容量；
A22、采用现值法表示储能寿命周期内的总运行维护成本函数Cope为：
式(5)中，kope,p、kope,e分别为储能的单位功率和单位容量的年运行维护成本；Fp为现值系数；r为贴现率；Yr为储能使用年限函数；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能的额定容量；
A23、储能在运行时偏离标准放电深度DODb而损失的电量及其对应的售电费用为：
式(6)中，Eloss为储能由于偏离标准放电深度DODb运行而损失的电量；Etotal(DODb)表示储能的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；DOD(y,d,i)为储能在第y年第d天第i个放电阶段的实测放电深度DOD的大小；Pe为上网电价；Closs为Eloss按上网电价进行销售而获得的费用，即储能系统运行中的实际损失利润；Yr为储能使用年限函数；n为储能在第d天的放电次数；
则定义储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs为：
式(7)中，Cdiff为储能在寿命周期内分别以标准放电深度DODb和DODmin运行时的放电总量的售电费用之差，即储能在寿命周期内的最大损失利润；Etotal(DODb)表示储能的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；Etotal(DODmin)为储能以DODmin运行时的放电总量；Closs为储能系统运行中的实际损失利润；储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs表示实际运行相对于最恶劣情况的提升量，当储能运行状态越好则该提升量越大，相当于降低了运行成本；
A24、则储能综合成本模型的构建方法为：储能系统的综合成本由储能系统的初始建设成本、储能寿命周期内的总运行维护成本、以及储能系统运行中的损失成本构成，即：
Ctotal＝Cini+Cope+Closs_abs (8)
式(8)中，Ctotal为储能系统的综合成本函数；Cini为储能系统的初始建设成本函数；Cope为储能寿命周期内的总运行维护成本函数；Closs_abs为储能系统运行中的损失成本函数；至此完成储能综合成本模型的构建；
A3、其中储能不平衡度优化模型的构造过程为：
A31、引入寿命衰减指标ε构建储能不平衡度优化模型，即采用实测放电深度DOD偏离标准放电深度DODb的程度来反映储能用电池组的不平衡状态，其表达式为：
式(9)中，ε为用来评估运行过程中的寿命衰减情况，若ε越小，表示电池组运行越接近最佳放电状态，寿命损耗更小；DOD为储能的实测放电深度；DODb为储能的标准放电深度；Socmax为储能荷电状态的最大限值；Socmin为储能荷电状态的最小限值；
由于采用两电池组配置充放电，因而定义β为两电池组的寿命总衰减指标：
β＝ε1+ε2 (10)
式(10)中，ε1为电池组1的寿命衰减指标；ε2为电池组2的寿命衰减指标；
A32、则储能不平衡度优化模型的平均寿命衰减指标函数
为：
式(11)中，Yr为储能使用年限函数；n为储能在第d天的放电次数；β(y,d,i)表示储能在第y年第d天第i个放电阶段的β值；至此完成储能不平衡度优化模型的构建；
A4、对储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型分别进行归一化处理后获得的归一化函数为：
式(12)中，rc为储能综合成本模型归一化处理后获得的总成本目标函数；minCtotal为储能系统的最小综合成本；Ctotal为储能系统的综合成本函数；ry为储能寿命评估模型归一化处理后获得的储能使用年限目标函数；Yr为储能使用年限函数；maxYr为储能最长使用年限函数；rβ为储能不平衡度优化模型归一化处理后获得的储能平均衰减指标的目标函数；
为平均衰减指标函数；/>
为最佳平均衰减指标，取值为0；
A5、对式(12)中的归一化函数采用线性加权法构造获得的总目标函数为：
式(13)中，maxR表示使总目标函数R取到最大；λ1、λ2、λ3分别为总成本目标函数、储能使用年限目标函数、储能平均衰减指标的目标函数的权重系数，若λ1越大、则储能的总成本越小，λ2越大、则储能的使用寿命越长，λ3越大、则储能的平均衰减越小；
B、确立储能容量和变流器功率的约束条件；
其中变流器功率的约束条件为：采用常数试探法将输出参考功率的一阶低通滤波器的滤波时间常数由小到大依次取，确定理想的目标功率波动，从而得到储能需要的最大充电和放电功率，则变流器功率的约束范围为：
max{max{Pch(t)},max{Pdisch(t)}}≤Pr≤Pmax (14)
式(14)中，max{Pch(t)}为储能的目标充电功率的最大值；max{Pdisch(t)}为储能的目标放电功率的最大值；Pr为变流器的额定功率；Pmax为基于预算考虑而规定的变流器功率最大值；
储能容量的约束条件为：对于电池组分组控制中的储能容量约束，如果电池组1已经充满不能继续充电，则能量管理系统会命令电池组2接替电池组1继续充电、电池组1则负责放电，因此两电池组的额定容量须大于连续充电或连续放电量最大值的一半，即储能容量的约束范围为：
式(15)中，max{Ech}为储能连续充电量的最大值；max{Edisch}为储能连续放电量的最大值；Er为；Emax为基于预算考虑的储能容量最大值；
C、采用粒子群算法对约束条件下的多目标优化模型进行求解，从而得到最终的风电场储能容量配置结果，具体步骤为：
C1、粒子群算法中粒子的速度和位置按下式进行更新，以寻求最优解：
式(16)中，ω为惯性权重，决定粒子的寻优能力；
为第i个粒子的第d维第k次迭代速度；c1、c2分别为个体学习因子和社会学习因子；r1、r2为(0,1)范围内的随机数；/>
为个体极值；/>
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；/>
为全局极值；/>
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代速度；/>
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；/>
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代位置；
C2、为避免该粒子群算法陷入局部最优，采用线性递减权值法优化设置惯性权重ω，则第k次迭代时的惯性权重ω的值为：
式(17)中，ωk为第k次迭代时的惯性权重；ωmax和ωmin分别为惯性权重ω的最大值和最小值；k为迭代次数；G为最大迭代次数；
C3、通过设置总成本目标函数、储能使用年限目标函数、储能平均衰减指标的目标函数分别对应的权重系数λ1、λ2、λ3，采用式(16)和式(17)求解约束条件下的多目标优化模型，输出储能容量和额定功率的最优解，即获取最优的储能配置。
实施例
以下提供一个具体的实施例来进一步说明本发明提供的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法的控制效果。
该实施例以某30MW风电场典型日为例进行仿真，风储联合系统的拓扑结构如图1所示，风储系统的基本参数如表一所示：
| 风电场容量 | 30MW | 单位容量年运行维护成本 | 10￥/kWh |
| 充放电效率 | 95％,95％ | 单位功率年运行维护成本 | 90￥/kW |
| 采用周期 | 40ms | 额定放电深度 | 1 |
| 磷酸铁锂电池成本 | 1085￥/kWh | 上网电价 | 0.6￥/kWh |
| 变流器成本 | 3224￥/kW | 贴现率 | 5％ |
表一本发明提供的风电场储能容量配置方法采用的风储系统的基本参数
如图3所示，选取权重系数λ1、λ2、λ3分别为0.7、0.1、0.2进行仿真，通过粒子群算法得最优额定功率和储能容量，图3中的星形处为最优点。变流器的额定功率Pr为8MW，表明8MW的变流器已经足够该风电场的功率平滑需求，更大的变流器会造成额外的浪费，而单个电池组的额定容量Er为7MWh，总成本为3234.1万元，使用年限为14.1年，电池组的平均衰减指标函数
符合主流储能电站的规划目标。
如图4所示，采用当前配置的储能进行风电功率平滑，无论是15.3h～15.9h风电功率波动极剧烈的时段、还是10h～10.4h风电功率波动较缓和的时段，电池组分组控制的平滑策略对原风电功率都产生显著的平滑效果，达到规定的并网要求。
对比例
采用目标为年成本最小的容量配置方法作为对比例，目标为年成本最小的容量配置方法的配置结果为变流器的额定功率Pr为8MW，单个电池组的额定容量Er为8MWh，年成本为432.5万元，使用年限为16年，折算到现值的总成本为3375.6万元，电池组的平均衰减指标函数
本发明提供的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法与目标为年成本最小的容量配置方法的对比如表二所示。
表二本发明提供的实施例与对比例的配置结果
由表二可知，以年成本最小为目标的容量配置，未对不平衡度和使用年限进行调控，导致衰减指标处于较大的水平，而且通常储能电站规划的运行周期为10年，远超规划期，从而产生额外的维护成本及浪费。
实施例和对比例的衰减指标的实验验证
采用风-储实验平台对本发明所提方法(简称：方法1)的实施例配置的7MWh储能和对比例(简称：方法2)配置的8MWh储能进行实验验证。实验平台由Beckhoff PLC、风机模拟器、风机驱动、两组磷酸铁锂电池和功率变流器等组成，风机驱动拖动风机模拟器运行从而模拟风力发电，两组锂电池通过连接功率变流器并入交流电网。
考虑到实验平台中各设备的容量情况，将实施例风电场的容量、两电池组的容量及变流器功率等比缩小，开展验证实验。运行中的两电池组的寿命总衰减指标β如图5所示。值得注意的是，β是在两电池组切换充放电状态时计算的变量，采用不同方法时，两电池组运行过程不同，所以切换充放电状态的时刻也会不同，例如方法1的第二次切换充放电状态发生在60min、方法2的第二次切换充放电状态发生在68min。
由图5可知，方法1的β相对于方法2的β显著减小。其中方法2的最大β达到了0.0218，是方法1的最大β的4.7倍。经计算，方法1的
与最优状态仅有3.7％的差距，而方法2的/>
与最优状态存在20.2％的差距。因此，实验结果验证了本发明所提方法在改善不平衡度、降低衰减指标上的优势。
本发明的技术方案在风电功率平滑的应用场景下，针对电池分组控制中的不平衡状态提出了一种能够优化电池运行状态的风电场储能容量配置方法，该储能容量配置方法旨在储能装机阶段改善不平衡状态，延缓电池寿命衰减；通过建立储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型，构建出储能系统容量配置的多目标优化模型，并提出不平衡度相关损失成本计算方法，将其引入成本模型中以考虑不平衡状态对成本的影响；采用粒子群算法进行求解得出最优储能容量。
以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内；本发明未涉及的技术均可通过现有技术加以实现。
Claims (6)
1.一种考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：在风电场出口处并联储能系统，该储能系统至少包括一组成对并联设置的电池组和配套的能量管理系统、以及与该成对电池组串联的变流器；在电池组分组控制平滑风电功率的场景下，该配置方法的具体步骤为：
A、建立储能系统容量配置的多目标优化模型，该多目标优化模型通过分别建立储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型并分别进行归一化处理、再采用线性加权法构造总目标函数获得；
B、确立储能容量和变流器功率的约束条件；
C、采用粒子群算法对约束条件下的多目标优化模型进行求解，从而得到最终的风电场储能容量配置结果；
所述步骤A中的储能寿命评估模型的构建方法为：
A11、根据储能的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据采用幂函数法进行拟合，拟合式为：
式(1)中，储能的实测放电深度DOD和实测循环次数N的数据由电池厂商经实验方式获取；
A12、储能在额定放电深度DODr下运行的放电总量是一个常数，使用年限即为储能寿命周期内按额定放电深度DODr进行放电的放电总量与一年内等效为额定放电深度DODr进行放电的放电总量之比，而实际工作中的实测放电深度DOD不可能保持不变，因此需将每个放电阶段的放电量折算成额定放电深度DODr下的放电总量，折算系数k'为：
式(2)中：Nr为额定放电深度DODr下的循环次数；
则储能使用年限函数Yr为：
式(3)中：DODr为储能的额定放电深度；Er为单个储能的额定容量，n为储能在第d天的放电次数，k′(d,i)和E(d,i)分别为储能在第d天第i次放电的折算系数和放电量；
所述步骤A中的储能综合成本模型的构建方法为：储能系统的综合成本由储能系统的初始建设成本、储能寿命周期内的总运行维护成本、以及储能系统运行中的损失成本构成，即：
Ctotal＝Cini+Cope+Closs_abs (8)
式(8)中，Ctotal为储能系统的综合成本函数；Cini为储能系统的初始建设成本函数；Cope为储能寿命周期内的总运行维护成本函数；Closs_abs为储能系统运行中的损失成本函数；
所述步骤A中的储能不平衡度优化模型的具体构建方法为：
A31、引入寿命衰减指标ε构建储能不平衡度优化模型，即采用实测放电深度DOD偏离标准放电深度DODb的程度来反映储能用电池组的不平衡状态，其表达式为：
式(9)中，ε为用来评估运行过程中的寿命衰减情况，若ε越小，表示电池组运行越接近最佳放电状态，寿命损耗更小；DOD为储能的实测放电深度；DODb为储能的标准放电深度；Socmax为储能荷电状态的最大限值；Socmin为储能荷电状态的最小限值；
由于采用两电池组配置充放电，因而定义β为两电池组的寿命总衰减指标：
β＝ε1+ε2 (10)
式(10)中，ε1为电池组1的寿命衰减指标；ε2为电池组2的寿命衰减指标；
A32、则储能不平衡度优化模型的平均寿命衰减指标函数
为：
式(11)中，Yr为储能使用年限函数；n为储能在第d天的放电次数；β(y,d,i)表示储能在第y年第d天第i个放电阶段的β值；
所述步骤A中的储能综合成本模型、储能寿命评估模型、储能不平衡度优化模型分别进行归一化处理后获得的归一化函数为：
式(12)中，rc为储能综合成本模型归一化处理后获得的总成本目标函数；min Ctotal为储能系统的最小综合成本；Ctotal为储能系统的综合成本函数；ry为储能寿命评估模型归一化处理后获得的储能使用年限目标函数；Yr为储能使用年限函数；max Yr为储能最长使用年限函数；rβ为储能不平衡度优化模型归一化处理后获得的储能平均衰减指标的目标函数；
为平均衰减指标函数；
为最佳平均衰减指标，取值为0；
对式(12)中的归一化函数采用线性加权法构造获得的总目标函数为：
式(13)中，max R表示使总目标函数R取到最大；λ1、λ2、λ3分别为总成本目标函数、储能使用年限目标函数、储能平均衰减指标的目标函数的权重系数，若λ1越大、则储能的总成本越小，λ2越大、则储能的使用寿命越长，λ3越大、则储能的平均衰减越小。
2.根据权利要求1所述的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：所述储能系统的初始建设成本函数的构建方法为：采用现值法表示储能系统的初始建设成本函数Cini：
Cini＝kpPr+2keEr (4)
式(4)中，kp为变流器单位功率成本、ke为储能的单位容量成本，由于两电池组不同时进行充放电，为节省成本，两电池组并联在一个变流器上；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能的额定容量。
3.根据权利要求1所述的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：所述储能寿命周期内的总运行维护成本函数的构建方法为：采用现值法表示储能寿命周期内的总运行维护成本函数Cope为：
式(5)中，kope,p、kope,e分别为储能的单位功率和单位容量的年运行维护成本；Fp为现值系数；r为贴现率；Yr为储能使用年限函数；Pr为变流器的额定功率；Er为单个储能的额定容量。
4.根据权利要求1所述的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：所述储能系统运行中的损失成本函数的构建方法为：储能在运行时偏离标准放电深度DODb而损失的电量及其对应的售电费用为：
式(6)中，Eloss为储能由于偏离标准放电深度DODb运行而损失的电量；Etotal(DODb)表示储能的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；DOD(y,d,i)为储能在第y年第d天第i个放电阶段的实测放电深度DOD的大小；Pe为上网电价；Closs为Eloss按上网电价进行销售而获得的费用，即储能系统运行中的实际损失利润；Yr为储能使用年限函数；n为第d天的放电次数；
则定义储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs为：
式(7)中，Cdiff为储能在寿命周期内分别以标准放电深度DODb和DODmin运行时的放电总量的售电费用之差，即储能在寿命周期内的最大损失利润；Etotal(DODb)表示储能的实测放电深度DOD为标准放电深度DODb时的放电总量；Etotal(DODmin)为储能以DODmin运行时的放电总量；Closs为储能系统运行中的实际损失利润；储能系统运行中的损失成本函数Closs_abs表示实际运行相对于最恶劣情况的提升量，当储能运行状态越好则该提升量越大，相当于降低了运行成本。
5.根据权利要求1所述的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：所述步骤B中的变流器功率的约束条件为：采用常数试探法将输出参考功率的一阶低通滤波器的滤波时间常数由小到大依次取，确定理想的目标功率波动，从而得到储能需要的最大充电和放电功率，则变流器功率的约束范围为：
max{max{Pch(t)},max{Pdisch(t)}}≤Pr≤Pmax (14)
式(14)中，max{Pch(t)}为储能的目标充电功率的最大值；max{Pdisch(t)}为储能的目标放电功率的最大值；Pr为变流器的额定功率；Pmax为基于预算考虑而规定的变流器功率最大值；
所述步骤B中的储能容量的约束条件为：对于电池组分组控制中的储能容量约束，如果电池组1已经充满不能继续充电，则能量管理系统会命令电池组2接替电池组1继续充电、电池组1则负责放电，因此两电池组的额定容量须大于连续充电或连续放电量最大值的一半，即储能容量的约束范围为：
式(15)中，max{Ech}为储能连续充电量的最大值；max{Edisch}为储能连续放电量的最大值；Er为；Emax为基于预算考虑的储能容量最大值。
6.根据权利要求1所述的考虑电池运行状态的风电场储能容量配置方法，其特征在于：所述步骤C中的求解方法的步骤为：
C1、粒子群算法中粒子的速度和位置按下式进行更新，以寻求最优解：
式(16)中，ω为惯性权重，决定粒子的寻优能力；
为第i个粒子的第d维第k次迭代速度；c1、c2分别为个体学习因子和社会学习因子；r1、r2为(0,1)范围内的随机数；
为个体极值；
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；
为全局极值；
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代速度；
为第i个粒子的第d维第k次迭代位置；
为第i个粒子的第d维第k+1次迭代位置；
C2、该粒子群算法采用线性递减权值法优化设置惯性权重ω，则第k次迭代时的惯性权重ω的值为：
式(17)中，ωk为第k次迭代时的惯性权重；ωmax和ωmin分别为惯性权重ω的最大值和最小值；k为迭代次数；G为最大迭代次数；
C3、通过设置各目标函数对应的权重系数λ1、λ2、λ3，采用式(16)和式(17)求解约束条件下的多目标优化模型，输出储能容量和额定功率的最优解，即获取最优的储能配置。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Chen Chong Inventor after: Zhang Xiaolian Inventor after: Zeng Aidong Inventor after: Wu Qichuan Inventor after: Sun Achuan Inventor after: Qin Shiqiu Inventor before: Zhang Xiaolian Inventor before: Chen Chong Inventor before: Zeng Aidong Inventor before: Wu Qichuan Inventor before: Sun Achuan Inventor before: Qin Shiqiu |