CN117335454B - 源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法及系统 - Google Patents

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Abstract

源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法及系统，根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；分别构建储能第一配置模型和储能第二配置模型，选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。本发明实现的源网荷储一体化区域电网中储能配置方案，既满足新能源消纳率与负荷满足率，又满足区域电网的紧急调频调压指标。

Description

源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法及系统
技术领域
本发明属于储能技术领域，具体地，涉及源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法及系统。
背景技术
源网荷储一体化的区域电网中，需要解决新能源电源出力的随机性、波动性及间歇性等特征带来的负荷供需平衡问题、系统扰动过程中的安全稳定性问题。其中储能是满足系统供需平衡、安全稳定运行的重要调控手段。
现有技术中，源网荷各环节配置储能的方法相对粗犷，缺乏适应于不同区域电网特征的技术合理可行经济的储能有序配置方案。现有技术文件1
(CN104037793B)公开了一种应用于主动配电网的储能单元容量配置方法，选取不同的目标函数并确定约束条件；求解选取的目标函数得到储能单元运行功率曲线；根据储能单元运行功率曲线求取储能单元的配置容量。
现有技术文件1致力于主动配电网中储能单元的容量配置问题，以利用储能单元降低光伏、风力发电等分布式可再生能源接入主动配电网后对系统的不利影响，通过生成储能单元的优化运行功率曲线，校验储能单元的合理功率极值和容量配置。
现有技术文件1不足之处在于，考虑多种约束下获得不同的储能功率调节范围和容量配置，并根据优化运行功率曲线进行方案的校验，但是仅考虑了风光等新能源接入对电网参数的不利影响，未考虑负荷特征对储能配置对影响，因此无法满足储能配置对促进新能源消纳、负荷满足率及调峰等长时间尺度下的常规需求，在紧急扰动下，也无法实现储能配置对电网调频调压及稳定性等方面的功能贡献。
因此，从系统稳态运行到紧急扰动平衡的角度，建立源网荷储一体化的区域电网内储能的配置方法，日益重要和迫切。
发明内容
为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法及系统，根据常规约束获得储能功率调节能力的第一配置方案，根据紧急约束获得储能功率调节能力的第二配置方案，对两个方案进行电网典型运行方式下的运行效果校验，若校验不合格则需重新计算储能配置方案，最终以校验合格的方案作为源网荷储一体化区域电网中储能配置方案，既满足新能源消纳率与负荷满足率，又满足区域电网的紧急调频调压指标。
本发明采用如下的技术方案。
本发明提出了一种源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，包括：
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；
构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数；
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力；
构建储能第二配置模型为M2≥ΔPfS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，T2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数；
选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
优选地，区域电网内新能源及常规电源的出力特征包括：新能源N中的风电光伏额定装机容量，风电光伏最大发电功率波动量，常规电源G中的发电功率调整量，联络电源的交换功率；
区域电网内负荷特性包括：柔性负荷及常规负荷的特征曲线。
优选地，区域电网新能源消纳率γ≥90％，负荷满足率η≥99％。
优选地，储能的功率常规调节能力ΔPS满足如下关系式：
ΔPS≥ΔPN-ΔPG-ΔPJH-ΔPLd (1)
式中，ΔPN是新能源区域风光最大发电功率波动量；ΔPG是常规电源发电功率调整量；ΔPJH是联络电源的交换功率；ΔPLd为柔性负荷的功率调整量。
优选地，常规调节周期T1为5分钟。
优选地，获取区域电网的紧急调频调压指标确定电网响应调频调压的时间和储能响应调频调压的时间，储能的功率紧急调节能力ΔPfs满足如下关系式：
式中，
t1为电网响应调频调压的时间，
ΔPf、ΔQu分别为电网响应调频调压的功率增量，
t1s为储能响应调频调压的时间，
ΔPfs、ΔQus分别为储能响应调频调压的功率增量。
优选地，紧急调节周期T2小于等于1分钟。
优选地，获取区域电网运行方式对应的功率实际调节能力，校验功率实际调节能力与初选容量能否同时满足第一配置模型和第二配置模型，若不满足第一配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率常规调节能力，并重新构建储能第一配置模型。
优选地，若功率实际调节能力与初选容量满足第一配置模型但不满足第二配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率紧急调节能力，并重新构建储能第二配置模型。
本发明还提出了一种源网荷储一体化区域电网中储能配置的系统，包括：功率常规调节模块，功率紧急调节模块，储能配置容量模块；
功率常规调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数；
功率紧急调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力；构建储能第二配置模型为M2≥ΔPfS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，T2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数；
储能配置容量模块，用于选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比：
1、本发明不仅考虑电源侧特征，同时将负荷的变化情况作为衡量指标之一，将源网荷储需求指标统筹考虑后获得的储能配置更加科学合理。
2、本发明将储能配置划分为常规调节配置和紧急条件配置。常规调节配置不仅考虑了风光等新能源接入对电网参数的不利影响，而且更加注重储能配置对促进新能源消纳、负荷满足率及调峰等长时间尺度下的常规需求；紧急调节配置是考虑储能配置对电网调频调压及稳定性等方面的功能贡献。
3、本发明根据常规约束及紧急约束计算得到储能配置方案后，对两个方案进行电网典型运行方式下的运行效果校验，若校验不合格则需重新计算储能配置方案，最终以校验合格的方案作为源网荷储一体化区域电网中储能配置方案。
附图说明
图1是本发明提出的源网荷储协一体化区域电网系统储能配置的方法的流程图；
图2是本发明实施例中源网荷储协一体化区域电网的系统一次拓扑示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、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，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本申请所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，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它实施例，都属于本发明的保护范围。
本发明提出了源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，如图1所示，包括：
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力。
具体地，如图2所示，源网荷储一体化区域电网通过升压变T和联络点与区域电网联络电源Grid相连，源网荷储一体化区域电网包括但不限于：柔性负荷Lr、常规负荷Lc、储能S，新能源N，常规电源G等。
具体地，如图2所示的区域电网中，新能源及常规电源的出力特征包括但不限于：新能源N中的风电光伏额定装机容量PN，风电光伏最大发电功率波动量ΔPN，常规电源G中的发电功率调整量ΔPG，联络电源Grid的交换功率ΔPJH；负荷特性包括但不限于：柔性负荷Lr及常规负荷Lc的特征曲线。
需要说明的是，上述仅为示例性地介绍了源网荷储一体化的区域电网中储能的配置方法，但本领域技术人员能够理解，本发明公开适用的储能配置方法或电网拓扑等应不限于此。事实上，用户完全可根据实际应用场景灵活设定区域电网的拓扑结构及参数、电源及负荷类型等特性信息。
新能源消纳率、负荷满足率等约束条件，是由区域电网的运行特征等因素决定。具体地，区域电网新能源消纳率γ≥90％，负荷满足率η≥99％。本发明不仅考虑电源侧特征，同时将负荷的变化情况作为衡量指标之一，将源网荷储需求指标统筹考虑后获得的储能配置更加科学合理。
储能的功率常规调节能力ΔPS满足如下关系式：
ΔPS≥ΔPN-ΔPG-ΔPJH-ΔPLd (1)
式中，ΔPN是新能源区域风光最大发电功率波动量；ΔPG是常规电源发电功率调整量；ΔPJH是联络电源的交换功率；ΔPLd为柔性负荷的功率调整量。
构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数。
具体地，常规调节周期T1为5分钟。
第一配置模型下不仅要求每个周期内储能的功率调节能力满足新能源消纳率与负荷满足率的要求，还要求储能的功率调节能力满足一段时间的连续出力要求。
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力。
具体地，获取区域电网的紧急调频调压指标，设定电网响应调频调压的时间t1，电网响应调频调压的功率增量分别为ΔPf、ΔQu；设定储能响应调频调压的时间t1s，储能响应调频调压的功率增量分别为ΔPfs、ΔQus。
储能的功率紧急调节能力ΔPS满足如下关系式：
构建储能第二配置模型为M2≥ΔPfS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，T2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数。
具体地，紧急调节周期T2小于等于1分钟。
第二配置模型下不仅要求每个周期内储能的功率调节能力满足区域电网的紧急调频调压指标的要求，还要求储能的功率调节能力满足一段时间的区域电网的紧急调频调压指标的要求。
区域电网内调频调压等紧急辅助服务的指标，是区域电网对新能源参与调频调压等服务以及暂态稳定运行的约束要求，是由区域电网的暂态稳定运行等因素决定。因此，紧急约束是考虑储能配置对电网调频调压及稳定性等方面的功能贡献。
本发明将储能配置划分为常规调节配置和紧急条件配置。常规调节配置不仅考虑了风光等新能源接入对电网参数的不利影响，而且更加注重储能配置对促进新能源消纳、负荷满足率及调峰等长时间尺度下的常规需求；紧急调节配置是考虑储能配置对电网调频调压及稳定性等方面的功能贡献。
选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
在区域电网的不同运行方式下，利用两种储能配置模型对初选容量对应的功率调节能力进行校验，具体如下：
获取区域电网运行方式对应的功率实际调节能力，校验功率实际调节能力与初选容量能否同时满足第一配置模型和第二配置模型，若不满足第一配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率常规调节能力，并重新构建储能第一配置模型；若功率实际调节能力与初选容量满足第一配置模型但不满足第二配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率紧急调节能力，并重新构建储能第二配置模型；若功率实际调节能力与初选容量同时满足第一配置模型和第二配置模型，则将初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
具体地，根据两种储能配置模型分别配置储能方案，选取配置充放电功率及容量规模较大的方案作为初选容量，实现一种依据容量和功率进行储能配置的一次控制策略。随后，依次在区域电网各类运行方式下，利用两种储能配置模型对初选容量进行校验，若校验通过则初选容量作为储能配置方案，实现一种根据储能类型及电网需求运行的二次控制策略。
本发明还提出了一种源网荷储一体化区域电网中储能配置的系统，包括：功率常规调节模块，功率紧急调节模块，储能配置容量模块；
功率常规调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数；
功率紧急调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力；构建储能第二配置模型为M2≥ΔPfS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，T2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数；
储能配置容量模块，用于选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。
计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、静态随机存取存储器(SRAM)、便携式压缩盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能盘(DVD)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其它自由传播的电磁波、通过波导或其它传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。
这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。
用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(ISA)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(FPGA)或可编程逻辑阵列(PLA)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。
最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (7)

1.一种源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，包括：
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；其中，区域电网内新能源及常规电源的出力特征包括：新能源N中的风电光伏额定装机容量，风电光伏最大发电功率波动量，常规电源G中的发电功率调整量，联络电源的交换功率；区域电网内负荷特性包括：柔性负荷及常规负荷的特征曲线；
构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数；储能的功率常规调节能力ΔPS满足如下关系式：
ΔPS≥ΔPN-ΔPG-ΔPJH-ΔPLd (1)
式中，ΔPN是新能源区域风光最大发电功率波动量；ΔPG是常规电源发电功率调整量；ΔPJH是联络电源的交换功率；ΔPLd为柔性负荷的功率调整量；
根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力；构建储能第二配置模型为M2≥ΔPfS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，t2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数；获取区域电网的紧急调频调压指标确定电网响应调频调压的时间和储能响应调频调压的时间，储能的功率紧急调节能力ΔPfs满足如下关系式：
式中，t1为电网响应调频调压的时间，ΔPf、ΔQu分别为电网响应调频调压的功率增量，t1s为储能响应调频调压的时间，ΔPfs、ΔQus分别为储能响应调频调压的功率增量；
选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
2.根据权利要求1所述的源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，
区域电网新能源消纳率γ≥90％，负荷满足率η≥99％。
3.根据权利要求1所述的源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，
常规调节周期T1为5分钟。
4.根据权利要求1所述的源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，
紧急调节周期T2小于等于1分钟。
5.根据权利要求1所述的源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，
获取区域电网运行方式对应的功率实际调节能力，校验功率实际调节能力与初选容量能否同时满足第一配置模型和第二配置模型，若不满足第一配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率常规调节能力，并重新构建储能第一配置模型。
6.根据权利要求5所述的源网荷储一体化区域电网中储能配置的方法，其特征在于，
若功率实际调节能力与初选容量满足第一配置模型但不满足第二配置模型，则在初选容量的基础上叠加功率紧急调节能力，并重新构建储能第二配置模型。
7.一种利用权利要求1-6任一项权利要求所述方法的源网荷储一体化区域电网中储能配置的系统，其特征在于，
所述系统包括：功率常规调节模块，功率紧急调节模块，储能配置容量模块；
功率常规调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以同时满足新能源消纳率与负荷满足率确定储能的功率常规调节能力；构建储能第一配置模型为M1≥ΔPS×N1×T1，M1为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPS为储能的功率常规调节能力，T1为常规调节周期，N1取大于等于1的整数；
功率紧急调节模块，用于根据区域电网内新能源及常规电源的出力特征和负荷特性，以满足区域电网的紧急调频调压指标确定储能的功率紧急调节能力；构建储能第二配置模型为M2≥ΔPjS×N2×T2，M2为基于储能第一配置模型获得的储能系统调节容量，ΔPfs为储能的功率紧急调节能力，T2为紧急调节周期，N2取大于等于1的整数；
储能配置容量模块，用于选择两种储能配置模型获得的储能系统调节容量的最大值作为储能配置初选容量；获取区域电网不同运行方式对应的功率实际调节能力，当功率实际调节能力与初选容量同时满足两种储能配置模型时，初选容量作为源网荷储一体化区域电网中储能配置容量。
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