CN116799836A - 一种新能源场站配置储能效益评估方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种新能源场站配置储能效益评估方法及系统，采用两种解决方案缓解可再生能源利用与设备拥挤之间的矛盾；为了比较可再生能源的利用率和电网的投资成本，比较提高相同可再生能源利用率的情况下，扩展关键输变电设备和配置储能系统的成本，为可再生能源与输变电投资的协调发展提出建议；测试系统用于比较一些输变拥挤的可再生能源场站的设备扩展和储能系统配置两种方案效益，并根据提出的指标选择合适的方案；具有很好的并行计算潜力，能够充分利用硬件设备的计算资源，能够进行合理有效的储能配置效益分析，尤其突出高比例新能源电力系统中新能源场站配置储能的效益指标，非常适合用于分析高比例新能源电力系统中储能配置的效益作用。
Description
技术领域
本发明属于电力系统规划评估技术领域，具体涉及一种新能源场站配置储能效益评估方法及系统。
背景技术
高比例新能源加入的背景下，具有随机性与波动性特征的新能源发电使得电力系统运行面临经济性与安全性的挑战，当系统调节能力不足时就会出现弃风弃光现象造成清洁发电资源浪费，给运行经济性带来负面影响。由于可再生能源产量波动较大，净负荷峰谷差进一步加剧，系统调峰和可再生能源利用面临巨大挑战。而配置储能系统来缓解可再生能源的快速发展与调峰能力不足之间的矛盾是一种可行的方法。一方面，储能系统可以降低峰值并填充谷值。当负荷较低时，可再生能源的输出可能处于高峰时期，储能系统可以存储剩余的电能，提高可再生能源的利用能力，避免对可再生能源的削减。在高峰期间，储能系统放电起到了支撑作用，在一定程度上避免了电力短缺。另一方面，储能系统可以缓解拥堵问题，减少关键新能源场站过载导致的限电，并优化潮流分布，提高电力系统的安全稳定运行。储能系统是解决电力供需时空不匹配的典型方法，储能系统也是解决可再生能源利用问题和缓解输变电拥挤问题的有效方法，可以通过移动峰值负载将能量从可再生能源功率限制期转移到负载峰值期。储能系统应用于可再生能源利用，主要集中在抑制输出波动、降低系统成本、参与潮流调节、减少可再生能源减少损失和减少电池寿命损失。目前，储能系统仍然是一种相对昂贵的灵活监管资源。在高比例新能源接入的背景下，可再生能源发电的高度不确定性使得输电网潮流更加复杂多变，急需配置储能系统以缓解突发的线路过载与阻塞情况。因此对高比例新能源电力系统进行储能配置时，有必要进一步分析新能源场站配置储能的效益指标，得到其中的利弊关系，为系统规划运行提供一定的指导。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种新能源场站配置储能效益评估方法及系统，在高比例新能源电力系统储能配置中进行效益分析，以便于通过运行模拟计算结果进行新能源场站配置储能的指导，用于解决系统突发的线路过载和线路阻塞的技术问题。
本发明采用以下技术方案：
一种新能源场站配置储能效益评估方法，包括以下步骤：
构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；
将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
具体的，包含储能系统的中长期运行模拟模型的目标函数为：
其中，ND/NDT/NS/NSD为运行模拟时间尺度所包含的日数/每日包含的小时数/库容式水电调度周期数/每调度周期包含的日数，ΩTG/ΩR/ΩNEG为系统火电机组/水库/新能源机组的集合，为水库j包含的库容式水电机组的集合；/>为火电机组i的燃料成本/启动成本/关停成本，/>为火电机组i在k日的是否进行启动/关停的指示变量，/>为库容式水电机组在调度周期内的预测可用发电量/实际发电量，/>为新能源机组的预测出力/实际发电量，βH/βNE为库容式水电机组/新能源机组单位弃资源量成本。
进一步的，包含储能系统的中长期运行模拟模型的约束条件包括储能系统的运行约束条件，各类型机组运行约束条件和系统运行约束条件。
更进一步的，储能系统的运行约束条件包括：
储能充放电功率约束
储能电量约束
储能周期调节电量约束
储能充放电状态逻辑约束
其中，ΩESS为系统储能集合，为储能i的最大充/放电功率，/>为储能i在时刻t的充/放电状态变量，T为时间长度，/>为储能i在t时刻的充/放电功率，/>为储能i在时刻t的储电量，/>为储能i的最大/小储电量，/>为储能i的充/放效率，/>为储能i在时刻t+1的储电量，/>为储能电量调节周期，/>为储能i调节周期初始电量，￥为自然数集合。
更进一步的，各类型机组运行约束条件包括：
火电机组燃料成本的线性化约束
火电机组状态逻辑约束
火电机组出力约束
水电机组约束
新能源机组约束
其中，LKi,s/LBi,s为火电机组燃料消耗特性曲线线性化段的斜率/截距参数，为第k天火电机组i的实际发电量，M为火电机组燃料消耗曲线的线性化分段数，/>为火电机组i对第l条输电线路的转移分布因子，NDT为运行模拟每日包含的小时数，ΩTG为系统火电机组的集合，/>为火电机组i在t-1时刻的运行的状态变量，T为时间长度，/>为火电机组i是否在第k天运行/启动/关闭的状态变量，Pi TG,min为火电机组i的最小输出，/>为火电机组i在第k天的出力，Pi TG,max为火电机组i的最大输出，/>为第k天水电机组i的实际发电量，/>为水力发电机组的预测可用发电量，Pi H,min为水电机组i的最小输出，Pi H,max为水电机组i的最大输出，ΩHG为系统库容式水电机组的集合，/>为水库j包含的库容式水电机组的集合，NSD为运行模拟每调度周期包含的日数，/>为库容式水电机组在调度周期内的实际发电量，ΩR为系统水库的集合，NS为运行模拟库容式水电调度周期数，/>为第k天新能源机组i的实际发电量，/>为新能源机组的调度期/预测产量，Pi NE,min为新能源机组i的最小输出，Pi NE,max为新能源机组i的最大输出，ΩNEG为系统新能源机组的集合。
更进一步的，系统运行约束条件包括：
系统日电量平衡约束
负荷备用约束
传输容量约束
其中，ΩTL/ΩD为联络线/负载的集合，为第k天火电机组/水电机组/新能源机组/联络线/负荷i的实际发电量，αUL/αDL为系统的上/下负荷备用系数，ΩTG为系统火电机组的集合，Pi TG,max为火电机组i的最大输出，Pi TG,min为火电机组i的最小输出，/>为火电机组i是否在第k天运行的状态变量，ΩHG为系统库容式水电机组的集合，Pi H ,max为水电机组i的最大输出，Gl,i为输电网络中从线路l到母线i的发电转移分配系数用于建立母线注入功率和直流功率流之间的线性映射关系，Pl L,max为传输线或变压器的传输容量限制，ΩB为系统母线的集合，/>为母线i上所接的电源或等效电源，/>为母线i上所接的负荷的集合，ΩL为系统线路的集合，/>为电源或等效电源g在k日峰值时刻的实际出力/交换功率/需求功率，/>为负荷d在k日峰值时刻的实际出力/交换功率/需求功率，ND为运行模拟时间尺度所包含的日数。
具体的，进行中长期运行模拟计算具体为：
进行长期运行模拟，形成初始化水库调度、计划检修与逐月电量结果；
然后逐月开展中期运行模拟，逐日开展短期运行模拟；
当中期运行模拟与短期运行模拟完成后，根据实际电量完成情况滚动修正次月的电量计划，进而完成全年度的全景运行模拟。
具体的，利用指标和系统可再生能源相关指标包括单位年平均利用小时数、新能源缩减率、输变电设备平均负荷率和输变电设备重载时间。
进一步的，单位年平均利用小时数为：
新能源缩减率INDcur为：
输变电设备平均负荷率为：
输变电设备重载时间为：
其中，为i号发电机的最大技术输出，/>为发电机i的实际输出，ΩG为系统电源的集合，/>为新能源机组i的实际输出，/>为新能源机组i的可用输出，/>为联络线/输电线路功率流，T为时间长度，ΩNE为系统新能源机组的集合，/>为联络线/输电线路的容量，f为特征函数，NT为系统输变电设备的集合，/>为线路l在t时刻的负载率，Δt为时间粒度，ΩL为系统线路的集合。
第二方面，本发明实施例提供了一种新能源场站配置储能效益评估系统，包括：
构建模块，构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；
模拟模块，将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
评估模块，基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：
一种新能源场站配置储能效益评估方法，通过构建电力系统中长期运行模拟模型，输入电力系统基础数据，开展电力系统运行模拟，对扩展设备和配置储能两种投资方案从源、网、储三个方面进行效益评估。这样的流程使得全年运行模型评估结果更加真实可信，也大大减少了评估指标计算的复杂度，部分指标可以从运行模拟结果中取得。
进一步的，设置了最小化系统的经济运行成本的目标函数，综合考虑了火电机组的运行成本、库容式水电机组的弃水成本和新能源机组的弃电成本，使得电力系统运行更加经济，符合实际系统情况。
进一步的，确定了中长期运行模拟模型的约束条件包括储能系统的运行约束条件，各类型机组运行约束条件和系统运行约束条件。完善了中长期运行模拟模型，为接下来的计算奠定了坚实的理论基础。
进一步的，针对储能系统，确定了相关的运行约束条件。这一步将储能系统引入到电力系统运行模拟之中，是本发明的重点部分，实现了新能源场站配置储能的目标。
进一步的，精细化了各类型机组运行约束条件，保证计算的准确性。
进一步的，精细化了系统运行约束条件，再度保证了计算的准确性。
进一步的，开展中长期运行模拟计算并分两种方案进行投资计算，是本发明进行效益分析的关键步骤；设定两个方案来挑选出过载的输变电设备，方案一是扩展输变电设备，方案二是配置储能系统，通过两种方案对比更能体现出配置储能的效益优势，为效益指标的选取和分析打下基础，使得指标结果有较强可信度。
进一步的，依据前面的计算结果对过载输变电设备开展效益分析，从源、网、储三个方面来评价各个方案对系统利用率和缓解设备拥塞的贡献，得到储能配置的效益指标分析结果，作为后续储能配置的指导。
进一步的，确定了单位年平均利用小时数、新能源缩减率、输变电设备平均负荷率、输变电设备重载时间等效益评价指标。对新能源场站配置储能的效益进行量化，便于比较分析配置储能的优势。
可以理解的是，上述第二方面的有益效果可以参见上述第一方面中的相关描述，在此不再赘述。
综上所述，本发明通过在电力系统规划评估中长期运行模拟计算后得到源网储的评价指标，作为电力系统中储能投建效益的指导。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
图1为本发明流程示意图；
图2为电源结构示意图；
图3为变电站A配置储能系统后的每周功率和能量平衡图。
具体实施方式
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。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。
还应当理解，在本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。
还应当进一步理解，在本发明说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本发明中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
应当理解，尽管在本发明实施例中可能采用术语第一、第二、第三等来描述预设范围等，但这些预设范围不应限于这些术语。这些术语仅用来将预设范围彼此区分开。例如，在不脱离本发明实施例范围的情况下，第一预设范围也可以被称为第二预设范围，类似地，第二预设范围也可以被称为第一预设范围。
取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”或“响应于检测”。类似地，取决于语境，短语“如果确定”或“如果检测(陈述的条件或事件)”可以被解释成为“当确定时”或“响应于确定”或“当检测(陈述的条件或事件)时”或“响应于检测(陈述的条件或事件)”。
在附图中示出了根据本发明公开实施例的各种结构示意图。这些图并非是按比例绘制的，其中为了清楚表达的目的，放大了某些细节，并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的，实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差，并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。
本发明提供了一种新能源场站配置储能效益评估方法，提出了两种解决方案来缓解可再生能源利用与设备拥挤之间的矛盾：扩展设备和配置储能系统。为了比较可再生能源的利用率和电网的投资成本，比较了在提高相同可再生能源利用率的情况下，扩展关键输变电设备和配置储能系统的成本，为可再生能源与输变电投资的协调发展提出建议。测试系统用于比较一些输变拥挤的可再生能源场站的设备扩展和储能系统配置两种方案效益，并根据提出的指标选择合适的方案。该方法具有很好的并行计算潜力，能够充分利用硬件设备的计算资源。本发明所提方法能够进行合理有效的储能配置效益分析，尤其突出高比例新能源电力系统中新能源场站配置储能的效益指标，因此本发明所提方法非常适合用于分析高比例新能源电力系统中储能配置的效益作用。
请参阅图1，本发明一种新能源场站配置储能效益评估方法，包括以下步骤：
S1、从电力系统规划部门获取电力系统基本技术数据；
电力系统基本技术数据包括：电力系统中各类型电源的技术参数，已有输电网架及网络参数，负荷需求及新能源发电的历史信息，储能系统的各项参数。
S2、确定包含储能系统的中长期运行模拟模型，并确定储能系统相关的约束；
1、建立目标函数
目标是最小化系统的经济运行成本，包括火电机组的运行成本、水力和可再生能源削减成本。
其中，ND/NDT/NS/NSD为运行模拟时间尺度所包含的日数/每日包含的小时数/库容式水电调度周期数/每调度周期包含的日数；ΩTG/ΩR/ΩNEG为系统火电机组/水库/新能源机组的集合；为水库j包含的库容式水电机组的集合；/>为火电机组i的燃料成本/启动成本/关停成本；/>为火电机组i在k日的是否进行启动/关停的指示变量，0表示不进行启动/关停操作，1表示进行启动/关停操作；/>为库容式水电机组在调度周期内的预测可用发电量/实际发电量；/>为新能源机组的预测出力/实际发电量；βH/βNE为库容式水电机组/新能源机组单位弃资源量成本。
2、确定储能系统的运行约束条件
储能充放电功率约束
其中，ΩESS为系统储能集合；为储能i的最大充/放电功率；为储能i在时刻t的充/放电状态变量；/>为储能i在t时刻的充/放电功率。
储能电量约束
其中，为储能i在时刻t的储电量，这里的电量值为时刻的左边界(时刻起始电量)，也即上一时刻电量的右边界(时刻末端电量)；/>为储能i的最大/小储电量，由于某些类型储能需要有最低储电量来保证介质的稳定性，因此需要设置最小储电量；为储能i的充/放效率。
储能周期调节电量约束
储能充放电过程一般会在一定周期内完成，典型的有日调节和周调节形式，即在调节周期初始和结束时刻，储能储电量不变。
其中，为储能电量调节周期；/>为储能i调节周期初始电量。
储能充放电状态逻辑约束
为限制储能在同一时刻出现既充电又放电的现象，需要添加互斥约束
该约束是基于设置状态变量时，可以对状态变量进行约束，从而实现储能不同时充放电。
3、确定各类型机组运行约束条件
火电机组燃料成本的线性化约束
其中，LKi,s/LBi,s为火电机组燃料消耗特性曲线线性化段的斜率/截距参数；为第k天火电机组i的实际发电量；M为火电机组燃料消耗曲线的线性化分段数。
火电机组状态逻辑约束
其中，共有4种组合，(0,1)限制了/>(1,0)限制了(1,1)和(0,0)时可得/>由于目标函数启停成本项的限制作用，在优化过程中可使/>
火电机组出力约束
其中，为火电机组i是否在第k天运行/启动/关闭的状态变量；Pi TG,min为火电机组i的最小输出；Pi TG,max为火电机组i的最大输出。
水电机组约束
其中，为第k天水电机组i的实际发电量；/>为水力发电机组的预测可用发电量；Pi H,min为水电机组i的最小输出；Pi H,max为水电机组i的最大输出。
新能源机组约束
其中，为第k天新能源机组i的实际发电量；/>为新能源机组的调度期/预测产量；Pi NE,min为新能源机组i的最小输出；Pi NE,max为新能源机组i的最大输出。
4、确定系统运行约束条件
系统日电量平衡约束
其中，ΩTL/ΩD为联络线/负载的集合；为第k天火电机组/水电机组/新能源机组/联络线/负荷i的实际发电量。
负荷备用约束
其中，αUL/αDL为系统的上/下负荷备用系数。
传输容量约束
其中，Gl,i为输电网络中从线路l到母线i的发电转移分配系数用于建立母线注入功率和直流功率流之间的线性映射关系；Pl L,max为传输线或变压器的传输容量限制。
S3、将步骤S1得到的电力系统基本技术数据输入步骤S2得到的中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
首先进行长期运行模拟，形成初始化水库调度、计划检修与逐月电量结果；
在此基础上，逐月开展中期运行模拟，逐日开展短期运行模拟；
当中期运行模拟与短期运行模拟完成后，根据实际电量完成情况滚动修正次月的电量计划，以此类推，进而完成全年度的全景运行模拟。
S4、基于步骤S3得到的扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，分析设备的利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评价投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
为了比较不同方案的经济效率及其在促进可再生能源利用、缓解线路拥堵和提高线路利用率方面的效果，本发明从多个维度对不同方案进行评估；每个维度索引根据时间尺度、空间尺度和统计类别形成自己的特征索引集。
单位年平均利用小时数
其中，为i号发电机的最大技术输出；/>为发电机i的实际输出。
新能源缩减率
其中，为新能源机组i的实际输出；/>为新能源机组i的可用输出。
输变电设备平均负荷率
其中，为联络线/输电线路功率流；/>为联络线/输电线路的容量。
输变电设备重载时间
其中，f为特征函数，如果则/>如果/>则/>
本发明再一个实施例中，提供一种新能源场站配置储能效益评估系统，该系统能够用于实现上述新能源场站配置储能效益评估方法，具体的，该新能源场站配置储能效益评估系统包括构建模块、模拟模块以及评估模块。
其中，构建模块，构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；
模拟模块，将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
评估模块，基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
本发明再一个实施例中，提供了一种终端设备，该终端设备包括处理器以及存储器，所述存储器用于存储计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，所述处理器用于执行所述计算机存储介质存储的程序指令。处理器可能是中央处理单元(Central ProcessingUnit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor、DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等，其是终端的计算核心以及控制核心，其适于实现一条或一条以上指令，具体适于加载并执行一条或一条以上指令从而实现相应方法流程或相应功能；本发明实施例所述的处理器可以用于新能源场站配置储能效益评估方法的操作，包括：
构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
本发明再一个实施例中，本发明还提供了一种存储介质，具体为计算机可读存储介质(Memory)，所述计算机可读存储介质是终端设备中的记忆设备，用于存放程序和数据。可以理解的是，此处的计算机可读存储介质既可以包括终端设备中的内置存储介质，当然也可以包括终端设备所支持的扩展存储介质。计算机可读存储介质提供存储空间，该存储空间存储了终端的操作系统。并且，在该存储空间中还存放了适于被处理器加载并执行的一条或一条以上的指令，这些指令可以是一个或一个以上的计算机程序(包括程序代码)。需要说明的是，此处的计算机可读存储介质可以是高速RAM存储器，也可以是非不稳定的存储器(Non-Volatile Memory)，例如至少一个磁盘存储器。
可由处理器加载并执行计算机可读存储介质中存放的一条或一条以上指令，以实现上述实施例中有关新能源场站配置储能效益评估方法的相应步骤；计算机可读存储介质中的一条或一条以上指令由处理器加载并执行如下步骤：
构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
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一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中的描述和所示的本发明实施例的组件可以通过各种不同的配置来布置和设计。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动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。
为验证本发明所提方法的有效性，选取ROTS系统用于验证所提出模型的正确性。电源结构如图2所示，其中风力发电机的装机容量为28.34GW，太阳能发电机的装容量为34.60GW，可再生能源的装机比例为51％。该地区风速季节变化明显，风力发电波动较大。白天，太阳能的输出主要在夜间降至零。
根据区域电网的实际情况，在一些严重拥堵的集气站分别设置了储能系统配置和设备扩展两种方案，以评估储能系统在缓解输变电设备拥堵和促进可再生能源利用方面的作用。根据系统规划和运行情况，得出了ROTS系统8760小时的运行状态然后根据方程(20)和(21)计算每个设备的重载情况。过载现象最严重的设备选择如下。
表1关键输变电设备过载
表2关键输变电设备的概率
对于基准实例中存在过载现象的输变电设备，给出了不同负荷率下的重载小时数。从上表可以看出，电网中最严重的过载现象是变电站A的主变压器，其过载小时超过200小时，而变电站B只有短期过载现象。
表3显示了变电站A中主变压器扩展和储能系统配置两种方案的比较。储能配置了20％的变压器容量，其功率容量比为1:2，调整周期为24小时。两种方案的改进效果相当。可再生能源削减率为3.08％。20％储能方案的年丢弃资源总量为3068.16GWh，可再生能源资源丢弃率为3.06％。储能配置后，既能缓解线路拥堵，又能起到调峰作用，降低调峰压力，能源削减率较低。
表3变电站A方案比较
根据经济分析，储能系统的投资成本为3000元/kW，寿命周期为10年，容量为1GW的变压器的投资成本是5000万元，寿命周期是40年，年利率为5％，计算等效年成本，20万kW/40万kWh储能系统的投资费用为7770万元。主变压器投资成本291万元。从当前储能成本的角度来看，建造储能系统远比扩建主变压器贵。如果新能源的削减是由输变电设备的拥塞而非缺乏调峰能力造成的，则不建议配置储能系统以从经济角度缓解输变电的拥塞。图3为变电站A配置储能系统后的每周功率和能量平衡图。可以看出，储能在系统峰值调节中发挥着重要作用。当可再生能源大发时，储能可以充当“负载”，而火力发电的灵活性不足导致资源的削减。这部分电力通常在晚高峰输送到系统，以弥补太阳能输出突然降至零时的电力缺口。通过将可再生能源的输出峰值移到负载峰值，可以完全或部分地使用资源来提高系统的稳定性。
表4变电站B方案比较
变电站B存在拥堵问题。表4显示了扩展变压器方案与配置储能系统方案之间的比较。将储能配置为变压器容量的10％，功率容量比为1:2，充放电功率为95％，调整周期为24小时。
通过对两种方案的比较，扩建方案的年总资源削减量为3116.84GWh，可再生能源资源削减率为3.12％，并降低调节火电压力的峰值，从而降低能源削减率。
综上所述，本发明一种新能源场站配置储能效益评估方法及系统，通过扩展设备和配置储能系统两种方案来缓解可再生能源利用与设备拥挤之间的矛盾，并为可再生能源与输变电投资的协调发展提出建议。除此以外，通过电力系统中长期运行模拟结果比较一些输变拥挤的可再生能源场站的设备扩展和储能系统配置两种方案效益，并根据提出的指标选择合适的方案。该方法具有很好的并行计算潜力，能够充分利用硬件设备的计算资源；本发明方法能够进行合理有效的储能配置效益分析，尤其突出高比例新能源电力系统中新能源场站配置储能的效益指标，因此本发明所提方法非常适合用于分析高比例新能源电力系统中储能配置的效益作用。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本发明中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/终端和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/终端实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取存储器(RandomAccess Memory，RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等，需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括是电载波信号和电信信号。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上内容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，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，包括以下步骤：
构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；
将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
2.根据权利要求1所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，包含储能系统的中长期运行模拟模型的目标函数为：
其中，ND/NDT/NS/NSD为运行模拟时间尺度所包含的日数/每日包含的小时数/库容式水电调度周期数/每调度周期包含的日数，ΩTG/ΩR/ΩNEG为系统火电机组/水库/新能源机组的集合，为水库j包含的库容式水电机组的集合；/>为火电机组i的燃料成本/启动成本/关停成本，/>为火电机组i在k日的是否进行启动/关停的指示变量，为库容式水电机组在调度周期内的预测可用发电量/实际发电量，/>为新能源机组的预测出力/实际发电量，βH/βNE为库容式水电机组/新能源机组单位弃资源量成本。
3.根据权利要求2所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，包含储能系统的中长期运行模拟模型的约束条件包括储能系统的运行约束条件，各类型机组运行约束条件和系统运行约束条件。
4.根据权利要求3所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，储能系统的运行约束条件包括：：
储能充放电功率约束：
储能电量约束：
储能周期调节电量约束：
储能充放电状态逻辑约束：
其中，ΩESS为系统储能集合，为储能i的最大充/放电功率，/>为储能i在时刻t的充/放电状态变量，T为时间长度，/>为储能i在t时刻的充/放电功率，/>为储能i在时刻t的储电量，/>为储能i的最大/小储电量，/>为储能i的充/放效率，/>为储能i在时刻t+1的储电量，/>为储能电量调节周期，/>为储能i调节周期初始电量，￥为自然数集合。
5.根据权利要求3所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，各类型机组运行约束条件包括：
火电机组燃料成本的线性化约束：
火电机组状态逻辑约束：
火电机组出力约束：
水电机组约束：
新能源机组约束：
其中，LKi,s/LBi,s为火电机组燃料消耗特性曲线线性化段的斜率/截距参数，为第k天火电机组i的实际发电量，M为火电机组燃料消耗曲线的线性化分段数，/>为火电机组i对第l条输电线路的转移分布因子，NDT为运行模拟每日包含的小时数，ΩTG为系统火电机组的集合，/>为火电机组i在t-1时刻的运行的状态变量，T为时间长度，/>为火电机组i是否在第k天运行/启动/关闭的状态变量，Pi TG,min为火电机组i的最小输出，/>为火电机组i在第k天的出力，Pi TG,max为火电机组i的最大输出，/>为第k天水电机组i的实际发电量，/>为水力发电机组的预测可用发电量，Pi H,min为水电机组i的最小输出，Pi H,max为水电机组i的最大输出，ΩHG为系统库容式水电机组的集合，/>为水库j包含的库容式水电机组的集合，NSD为运行模拟每调度周期包含的日数，/>为库容式水电机组在调度周期内的实际发电量，ΩR为系统水库的集合，NS为运行模拟库容式水电调度周期数，/>为第k天新能源机组i的实际发电量，/>为新能源机组的调度期/预测产量，Pi NE,min为新能源机组i的最小输出，Pi NE,max为新能源机组i的最大输出，ΩNEG为系统新能源机组的集合。
6.根据权利要求3所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，系统运行约束条件包括：
系统日电量平衡约束：
负荷备用约束：
传输容量约束：
其中，ΩTL/ΩD为联络线/负载的集合，为第k天火电机组/水电机组/新能源机组/联络线/负荷i的实际发电量，αUL/αDL为系统的上/下负荷备用系数，ΩTG为系统火电机组的集合，Pi TG,max为火电机组i的最大输出，Pi TG,min为火电机组i的最小输出，/>为火电机组i是否在第k天运行的状态变量，ΩHG为系统库容式水电机组的集合，Pi H,max为水电机组i的最大输出，Gl,i为输电网络中从线路l到母线i的发电转移分配系数用于建立母线注入功率和直流功率流之间的线性映射关系，Pl L,max为传输线或变压器的传输容量限制，ΩB为系统母线的集合，/>为母线i上所接的电源或等效电源，/>为母线i上所接的负荷的集合，ΩL为系统线路的集合，/>为电源或等效电源g在k日峰值时刻的实际出力/交换功率/需求功率，/>为负荷d在k日峰值时刻的实际出力/交换功率/需求功率，ND为运行模拟时间尺度所包含的日数。
7.根据权利要求1所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，进行中长期运行模拟计算具体为：
进行长期运行模拟，形成初始化水库调度、计划检修与逐月电量结果；
然后逐月开展中期运行模拟，逐日开展短期运行模拟；
当中期运行模拟与短期运行模拟完成后，根据实际电量完成情况滚动修正次月的电量计划，进而完成全年度的全景运行模拟。
8.根据权利要求1所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，利用指标和系统可再生能源相关指标包括单位年平均利用小时数、新能源缩减率、输变电设备平均负荷率和输变电设备重载时间。
9.根据权利要求8所述的新能源场站配置储能效益评估方法，其特征在于，单位年平均利用小时数为：
新能源缩减率INDcur为：
输变电设备平均负荷率为：
输变电设备重载时间为：
其中，为i号发电机的最大技术输出，/>为发电机i的实际输出，ΩG为系统电源的集合，/>为新能源机组i的实际输出，/>为新能源机组i的可用输出，/>为联络线/输电线路功率流，T为时间长度，ΩNE为系统新能源机组的集合，/>为联络线/输电线路的容量，f为特征函数，NT为系统输变电设备的集合，/>为线路l在t时刻的负载率，Δt为时间粒度，ΩL为系统线路的集合。
10.一种新能源场站配置储能效益评估系统，其特征在于，包括：
构建模块，构建包含储能系统的中长期运行模拟模型；
模拟模块，将电力系统基本技术数据输入中长期运行模拟模型中进行中长期运行模拟计算，分别计算扩展设备和配置储能两种投资方案；
评估模块，基于扩展设备和配置储能两种投资方案，挑选过载输变电设备并开展效益分析，确定利用指标和系统可再生能源相关指标，并从源、网、储三个方面评估投资方案对电力系统利用率和缓解设备拥塞的贡献。
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