CN116191486A - 基于分时电价的储能系统选址定容方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了基于分时电价的储能系统选址定容方法，具体按照以下步骤实施：采集配电网络信息、负荷信息、储能电站基本参数，并计算储能电站的净收益、储能电站荷电状态、储能电站年投资的成本、网损成本；获取基于分时电价下的储能电站选址定容模型；将配电网络信息等数据输入至基于分时电价的储能选址定容模型，得到分时电价下储能电站的最大收益，将收益最大时对应的储能电站容量信息以及选址信息作为基于分时电价的储能系统选址与定容；本发明选址定容方法，能够提高电力系统的稳定性和安全性，还能够提高储能电站的收益。

Description

基于分时电价的储能系统选址定容方法

技术领域

本发明属于电力储能调控技术领域，具体涉及基于分时电价的储能系统选址定容方法。

背景技术

储能是构建高比例可再生能源系统，推动绿色能源转型的关键设备和关键技术。其双向功率特性和灵活调节能力可以解决波动性可再生能源并网带来的系列问题，将电力生产和消费在时间上进行解耦，使传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”，提高可再生能源系统的灵活性、稳定性和电网友好性，显著提升可再生能源的消纳水平，开展储能系统规划是电力系统规划的一项重要工作，合理科学的储能规划能够提高电能质量和供电可靠性，有利于减少污染物排放、降低发电成本，缓解平抑系统功率波动，提升电力系统的经济效益、环境效益和社会效益。

近年来，储能技术，特别是电化学电池储能，得到快速发展，电池储能成本也持续下降。但是，储能成本仍然相对较高，储能技术在电网中大规模推广应用的重要制约因素之一，如何降低储能的投资成本和运行成本是储能投资规划需要解决的重要问题。在电网中确定储能的最优选址和定容可有效降低整个系统成本。不合适的储能位置和容量配置将会导致局部电网过载、过电压或者欠电压等问题，导致电力系统的稳定性和安全性都降低，增加系统的运行难度和成本。

发明内容

本发明的目的是提供基于分时电价的储能系统选址定容方法，能够提高电力系统的稳定性和安全性，还能够提高储能电站的收益。

本发明所采用的技术方案是，基于分时电价的储能系统选址定容方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集配电网络信息、负荷信息、储能电站基本参数，并计算储能电站的净收益、储能电站荷电状态、储能电站年投资的成本、网损成本；

步骤2、获取基于分时电价下的储能电站选址定容模型；

步骤3、将步骤1中数据输入至基于分时电价的储能选址定容模型，得到分时电价下储能电站的最大收益，将收益最大时对应的储能电站容量信息以及选址信息作为基于分时电价的储能系统选址与定容。

本发明的特点还在于：

步骤1中配电网络信息包括IEEE节点位置、IEEE节点数目、线路容量限制容量上限和下限以及节点导纳矩阵。

步骤1中储能电站基本参数包括储能额定容量、储能电站可用寿命、剩余电量水平、运行维护成本、投资成本以及贴现率。

步骤1中储能电站的净收益计算公式为：

式中，B_p为售电收益，C_p为购电成本，

为第t小时储能电站的充放电损耗成本；

其中，

式中：t_C、t_D分别为充电、放电时段；E_ch(t)为第t小时储能电站从电网吸收的充电电量；E_dch(t)为第t小时储能电站向电网释放的放电电量；p(t)为第t小时的电价；P_ch(t)、P_dch(t)分别为第t小时储能电站的充、放电功率；Δt为单位时间间隔。

储能电站荷电状态表达式为：

其中，η_c、η_d分别为储能电站的充、放电效率，且有η_c∈(0,1)，η_d∈(0,1)，Q_s为储能电站的最大容量；S_SOC(t)、S_SOC(t-1)分别为第t、t-1小时储能电站的荷电状态。

储能电站年投资的成本表示为：

式中:C_e为储能电站单位容量成本，E_m为第m座储能电站并网容量；r₀为贴现率；T为储能电站折旧期。

网损成本表示为：

式中：b为平均网损价格；H为年等效损耗小时数；i和j分别为线路首端和末端节点号；n为系统节点数；U_i为节点i电压幅值；G_ij为以i和j分别作为首末端节点号的线路电导值；cosθ_ij为节点i和j之间的电压相角差。

步骤2具体过程为：

根据实际需要，安装多个储能电站，多个储能电站，所有储能电站满足选址约束条件和储能电站调度约束，选址约束条件为：

∑X(1,n)＝N (9)

式中，X(1，n)为0-1变量1×n矩阵，N为储能电站安装数量，矩阵值累加和为N，m代表在该IEEE节点安装储能电站，n代表IEEE节点数目；

储能电站调度约束为：

(1)SOC约束：

(2)充电、放电功率约束，即：

(3)激励收益约束，即：

(4)储能电站并网容量约束：

(5)节点电压约束：

U_imin≤U_i≤U_imax (14)

(6)线路功率约束：

式中，E_max为储能电站并网容量极限，U_imax,U_imin,U_i分别为节点i的电压幅值上下限和当前电压幅值,

分别为线路l传输功率上限和当前流经功率；

(7)荷电状态约束为：

储能电站荷电状态范围为：

0.1≤SOC≤0.9 (16)

式中，SOC为储能电站在t时段的荷电状态；

SOC₀＝SOCt (17)

式中，SOC₀为初始荷电状态，SOCt为运行周期结束时的荷电状态,t为电力系统运行时段数；

0≤P≤P_max·X (18)

C·P_max＝Q_max (19)

式中，P为储能电站对于电力系统的实时功率，P_max为储能电站规划的功率上限，Q_max为储能电站规划的容量上限，C为充放电时长；

储能电站不同同时进行充电和放电，需要对充放电动作约束：

A₁+A₂≤1 (20)

式中，A₁、A₂均为0-1变量，A₁为1时代表正在放电，A₂为1时代表正在充电；

储能电站对电力系统的实际功率P_t为：

P_t＝P_dch·λ-P_ch/λ (21)

0≤P_dch≤P_max·A₁ (22)

0≤P_ch≤P_max·A₂ (23)

式中，P_dch为储能电站放电功率，P_ch为储能电站传输的充电功率，P_max为储能电站功率上限、Q_max为储能电站容量上限，λ为储能电站转化效率；

在考虑分时电价下储能电站定容选址中，以分时电价下储能电站收益最大为目标，建立目标函数为：

z_max＝f₁-f₂-f₃ (24)

式中：式中：Z_max为目标函数，f₁为在分时电价下的储能电站的净收益，f₂为储能电站的运行成本，f₃为网损成本。

本发明的有益效果是：

1)本发明方法能够获得最优的安装地点和最合理的容量配置，可以提升电力系统消纳风电和光伏效果；

2)在考虑分时电价的情况下，在用户负荷低谷期将电量储存起来，在负荷高峰期将电量以高价售出，电力系统的发电侧采用储能系统，在低电价或低负荷时吸收电能，在高电价或高负荷时释放电能，有助于发电量的“削峰填谷”，能提高电力系统的经济性和稳定性，极大的使储能电站的经济效益到达最大，并且降低系统运行成本；

3)本发明方法具有较强的适用性，有效的减少了火电机组的出力，降低了弃风率和弃光率。

附图说明

图1为本发明基于分时电价的储能系统选址定容方法流程图；

图2为本发明实施例中IEEE14节点系统图；

图3为本发明实施例中分时电价示意图。

具体实施方式

下面结合附图及具体实施方式对本发明进行详细说明。

本发明考虑在分时电价下储能系统的收益达到最大的储能系统选址定容。在不同的时刻，电价不一样，在负荷处于低谷期的时候，储能电站的电价低，在负荷处于高峰期的时候，储能电站的电价高，使得储能的收益达到最大。在本发明首先得到在分时电价下储能系统的充电和放电，得到储能系统的购电成本和售电收益，由于储能电站在充电和放电的过程中会导致储能系统的损耗，因此还得考虑储能电站的损耗成本，然后得到在分时电价下储能系统的净收益，此外，还有储能电站初始投资成本也需要考虑在内，由于在电网传输中会有损耗，还要考虑电力系统中网损成本。在获取分时电价下储能电站的净收益、储能电站投资成本、储能系统数据、网损成本的数据后，建立起基于分时电价下的储能电站选址定容模型，将所述配电网络信息、负荷信息、储能系统数据、输入至所述基于分时电价下的储能选址定容模型，从而获取储能系统定容信息以及储能电站的选址信息。

本发明基于分时电价的储能系统选址定容方法，如图1所示，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集配电网络信息、负荷信息、储能电站基本参数，并计算储能电站的净收益、储能电站荷电状态、储能电站年投资的成本、网损成本；

配电网络信息包括IEEE节点位置、IEEE节点数目、线路容量限制容量上限和下限以及节点导纳矩阵。

储能电站基本参数包括储能额定容量、储能电站可用寿命、剩余电量水平、运行维护成本、投资成本以及贴现率。

储能电站的净收益是储能电站的售电收益减去购电成本和损耗成本，售电收益主要是储能电站在一定时间内向系统的放电量与此时间段电网价格的乘积，购电成本是指储能电站吸收的充电电量与此时刻电网价格的乘积。储能电站的净收益计算公式为：

式中，B_p为售电收益，C_p为购电成本，

为第t小时储能电站的充放电损耗成本；

其中，

式中：t_C、t_D分别为充电、放电时段；E_ch(t)为第t小时储能电站从电网吸收的充电电量；E_dch(t)为第t小时储能电站向电网释放的放电电量；p(t)为第t小时的电价；P_ch(t)、P_dch(t)分别为第t小时储能电站的充、放电功率；Δt为单位时间间隔。

储能电站荷电状态表达式为：

其中，η_c、η_d分别为储能电站的充、放电效率，且有η_c∈(0,1)，η_d∈(0,1)，Q_s为储能电站的最大容量；S_SOC(t)、S_SOC(t-1)分别为第t、t-1小时储能电站的荷电状态。

储能系统的损耗成本主要与其运行状态和循环寿命有关，利用放电深度D_DoD作为主变量计算储能系统的损耗成本C_deg(D_DoD)和充放电循环寿命L(D_DoD)，其表达式为：

式中：C_B为储能系统的替换成本；α，β，γ为函数系数。

在实时操作中储能系统的损耗成本表达式：

式中：

为第t小时储能系统的充放电损耗成本；D_DoD(t)、D_DoD(t-1)分别为第t、t-1小时储能系统的放电深度。

储能电站年投资的成本表示为：

式中:C_e为储能电站单位容量成本，E_m为第m座储能电站并网容量；r₀为贴现率；T为储能电站折旧期。

网损成本表示为：

式中：b为平均网损价格；H为年等效损耗小时数；i和j分别为线路首端和末端节点号；n为系统节点数；U_i为节点i电压幅值；G_ij为以i和j分别作为首末端节点号的线路电导值；cosθ_ij为节点i和j之间的电压相角差。

步骤2、获取基于分时电价下的储能电站选址定容模型；根据实际需要，安装多个储能电站，多个储能电站，所有储能电站满足选址约束条件和储能电站调度约束，选址约束条件为：

∑X(1,n)＝N (9)

式中，X(1，n)为0-1变量1×n矩阵，N为储能电站安装数量，矩阵值累加和为N，m代表在该IEEE节点安装储能电站，n代表IEEE节点数目；

储能电站调度约束为：

(1)SOC约束：

(2)充电、放电功率约束，即：

(3)激励收益约束，即：

(4)储能电站并网容量约束：

(5)节点电压约束：

U_imin≤U_i≤U_imax (14)

(6)线路功率约束：

式中，E_max为储能电站并网容量极限，U_imax,U_imin,U_i分别为节点i的电压幅值上下限和当前电压幅值,

分别为线路l传输功率上限和当前流经功率；

(7)荷电状态约束为：

储能电站荷电状态范围为：

0.1≤SOC≤0.9 (16)

式中，SOC为储能电站在t时段的荷电状态；

SOC₀＝SOCt (17)

式中，SOC₀为初始荷电状态，SOCt为运行周期结束时的荷电状态,t为电力系统运行时段数；

0≤P≤P_max·X (18)

C·P_max＝Q_max (19)

式中，P为储能电站对于电力系统的实时功率，P_max为储能电站规划的功率上限，Q_max为储能电站规划的容量上限，C为充放电时长；

储能电站不同同时进行充电和放电，需要对充放电动作约束：

A₁+A₂≤1 (20)

式中，A₁、A₂均为0-1变量，A₁为1时代表正在放电，A₂为1时代表正在充电；

储能电站对电力系统的实际功率P_t为：

P_t＝P_dch·λ-P_ch/λ (21)

0≤P_dch≤P_max·A₁ (22)

0≤P_ch≤P_max·A₂ (23)

式中，P_dch为储能电站放电功率，P_ch为储能电站传输的充电功率，P_max为储能电站功率上限、Q_max为储能电站容量上限，λ为储能电站转化效率；

在考虑分时电价下储能电站定容选址中，以分时电价下储能电站收益最大为目标，建立目标函数为：

z_max＝f₁-f₂-f₃ (24)

式中：式中：Z_max为目标函数，f₁为在分时电价下的储能电站的净收益，f₂为储能电站的运行成本，f₃为网损成本。

步骤3、将步骤1中数据输入至基于分时电价的储能选址定容模型，得到分时电价下储能电站的最大收益，将收益最大时对应的储能电站容量信息以及选址信息作为基于分时电价的储能系统选址与定容。

实施例

如图2所示，采用IEEE14节点的系统，安装1个储能电站。

∑X(1,14)＝N

式中，X(1，n)为0-1变量1×n矩阵，N为储能系统安装数量，矩阵值累加和为N，m代表在该IEEE节点安装储能电站，n＝14代表IEEE节点数目。

时段划分结果如表1所示：

表1

单个蓄电池储能单元相关参数如表2所示：

表2

表1是不同的时刻电网运营商制定的电价，表2是单个储能电站的参数，都用于计算分时电价下储能的净收益以及年投资成本，通过目标函数得到储能电站经济效益最大来选择出储能电站的容量和地址。

分时电价示意图如图3所示，计算基于分时电价下储能系统净收益,设定分时电价，高峰时段8:00-14:00和19:00-22:00，电价为1.0元/(kw·h)；低谷时段1:00-8:00，电价为0.35元/(kw·h)；其余时段的平电价为0.55元/(kw·h)。

式中：t_C、t_D分别为充电、放电时段；E_ch(t)为第t小时储能系统从电网吸收的充电电量；E_dch(t)为第t小时储能系统向电网释放的放电电量；p(t)为第t小时的电价；P_ch(t)、P_dch(t)分别为第t小时储能系统的充、放电功率；Δt为单位时间间隔；η_c、η_d分别为储能系统的充、放电效率，且有η_c＝0.92，η_d∈0.92；Q_S为储能系统的最大容量为1000W·h；S_SOC(t)、S_SOC(t-1)分别为第t、t-1小时储能系统的荷电状态。C_B为储能系统的替换成本；α，β，γ为函数系数,为4980、1.98、0.016；

为第t小时储能系统的充放电损耗成本；D_DoD(t)、D_DoD(t-1)分别为第t、t-1小时储能系统的放电深度。

储能电站等年值投资成本可表示为:

式中:C_e为储能电站单位容量成本，0.67￥/(Kw·h)；储能电站并网容量为1000W·h；贴现率为0.1；T为储能电站折旧期，9年。

系统网损成本可表示为:

式中：平均网损价格为

H为年等效损耗小时数；i和j分别为线路首端和末端节点号；系统节点数为14；U_i为节点i电压幅值；G_ij为以i和j分别作为首末端节点号的线路电导值；cosθ_ij为节点i和j之间的电压相角差。

储能系统对电力系统的实际功率P_t为：

P_t＝P_dch·λ-P_ch/λ

0≤P_dch≤P_max·A₁

0≤P_ch≤P_max·A₂

式中，P_dch为储能系统放电功率，P_ch为储能系统传输的充电功率。在本实施例中，P_max为储能系统功率上限、Q_max为储能系统容量上限。λ为储能系统转化效率，为0.95。

将采集数据代入建立好的基于分时电价下的储能系统选址定容模型，使用求解软件进行求解。求解结果可以选择出在考虑分时电价下的储能系统合适的容量以及合理的安装地址，在分时电价下，使得建设的储能电站给电网公司带来比较好的经济效益。

上述的电网运营商制定分时电价，储能电站的净收益，年投资成本以及网损成本可以得到储能系统选址定容方法。由于将容量不同的储能电站接入到配电网中，电力系统的结构会发生变化，会产生敏感度降低、误动作及拒动作等一系列问题，从而影响对配电网的控制与运行。因此，选择合适容量的储能电站投入到电力系统中，因此能够提高电力系统的稳定性和安全性。通过选择储能电站合适的容量，在电网处于高峰期时，储能电站以较高的电价向电力系统供电，使储能电站的收益增高。

本发明主要是考虑电网运营商在不同时刻制定的电价，目标函数是储能系统的净收益，年投资成本以及网损成本，约束调节中加入激励收益约束，并网容量约束，线路功率约束；本发明中考虑分时电价的影响，集中讨论储能电站向电力系统充放电所获得的收益来进行定容选址。

通过上述方式，本发明一种基于分时电价的储能系统选址定容方法，首根据配电网络中节点拓扑图，在IEEE14的电网系统中进行储能系统的选址和定容。接着以基于分时电价下储能系统的净收益、储能系统年投资成本以及网损成本为目标函数，采用求解器进行求解。找到在分时电价下的储能系统的最优容量和最优地址，提高了电网的经济性和稳定性。同时为指导储能电站建设提供了科学依据和技术指导。

Claims (8)

1.基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集配电网络信息、负荷信息、储能电站基本参数，并计算储能电站的净收益、储能电站荷电状态、储能电站年投资的成本、网损成本；

步骤2、获取基于分时电价下的储能电站选址定容模型；

步骤3、将步骤1中数据输入至基于分时电价的储能选址定容模型，得到分时电价下储能电站的最大收益，将收益最大时对应的储能电站容量信息以及选址信息作为基于分时电价的储能系统选址与定容。

2.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，步骤1中所述配电网络信息包括IEEE节点位置、IEEE节点数目、线路容量限制容量上限和下限以及节点导纳矩阵。

3.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，步骤1中所述储能电站基本参数包括储能额定容量、储能电站可用寿命、剩余电量水平、运行维护成本、投资成本以及贴现率。

4.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，步骤1中所述储能电站的净收益计算公式为：

式中，B_p为售电收益，C_p为购电成本，

为第t小时储能电站的充放电损耗成本；

其中，

式中：t_C、t_D分别为充电、放电时段；E_ch(t)为第t小时储能电站从电网吸收的充电电量；E_dch(t)为第t小时储能电站向电网释放的放电电量；p(t)为第t小时的电价；P_ch(t)、P_dch(t)分别为第t小时储能电站的充、放电功率；Δt为单位时间间隔。

5.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，所述储能电站荷电状态表达式为：

其中，η_c、η_d分别为储能电站的充、放电效率，且有η_c∈(0,1)，η_d∈(0,1)，Q_s为储能电站的最大容量；S_SOC(t)、S_SOC(t-1)分别为第t、t-1小时储能电站的荷电状态。

6.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，所述储能电站年投资的成本表示为：

式中:C_e为储能电站单位容量成本，E_m为第m座储能电站并网容量；r₀为贴现率；T为储能电站折旧期。

7.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，所述网损成本表示为：

式中：b为平均网损价格；H为年等效损耗小时数；i和j分别为线路首端和末端节点号；n为系统节点数；U_i为节点i电压幅值；G_ij为以i和j分别作为首末端节点号的线路电导值；cosθ_ij为节点i和j之间的电压相角差。

8.根据权利要求1所述基于分时电价的储能系统选址定容方法，其特征在于，步骤2具体过程为：

根据实际需要，安装多个储能电站，多个储能电站，所有储能电站满足选址约束条件和储能电站调度约束，选址约束条件为：

∑X(1,n)＝N (9)

式中，X(1，n)为0-1变量1×n矩阵，N为储能电站安装数量，矩阵值累加和为N，m代表在该IEEE节点安装储能电站，n代表IEEE节点数目；

储能电站调度约束为：

(1)SOC约束：

(2)充电、放电功率约束，即：

(3)激励收益约束，即：

(4)储能电站并网容量约束：

(5)节点电压约束：

U_imin≤U_i≤U_imax (14)

(6)线路功率约束：

式中，E_max为储能电站并网容量极限，U_imax,U_imin,U_i分别为节点i的电压幅值上下限和当前电压幅值,

分别为线路l传输功率上限和当前流经功率；

(7)荷电状态约束为：

储能电站荷电状态范围为：

0.1≤SOC≤0.9 (16)式中，SOC为储能电站在t时段的荷电状态；

SOC₀＝SOCt (17)

式中，SOC₀为初始荷电状态，SOCt为运行周期结束时的荷电状态,t为电力系统运行时段数；

0≤P≤P_max·X (18)

C·P_max＝Q_max (19)

式中，P为储能电站对于电力系统的实时功率，P_max为储能电站规划的功率上限，Q_max为储能电站规划的容量上限，C为充放电时长；

储能电站不同同时进行充电和放电，需要对充放电动作约束：

A₁+A₂≤1 (20)

式中，A₁、A₂均为0-1变量，A₁为1时代表正在放电，A₂为1时代表正在充电；

储能电站对电力系统的实际功率P_t为：

P_t＝P_dch·λ-P_ch/λ (21)

0≤P_dch≤P_max·A₁ (22)

0≤P_ch≤P_max·A₂ (23)

式中，P_dch为储能电站放电功率，P_ch为储能电站传输的充电功率，P_max为储能电站功率上限、Q_max为储能电站容量上限，λ为储能电站转化效率；

在考虑分时电价下储能电站定容选址中，以分时电价下储能电站收益最大为目标，建立目标函数为：

z_max＝f₁-f₂-f₃ (24)

式中：式中：Z_max为目标函数，f₁为在分时电价下的储能电站的净收益，f₂为储能电站的运行成本，f₃为网损成本。

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