一种发电侧配置电池储能系统参与电网深度调峰的运行控制方法与流程

本发明涉及火电厂调峰的控制方法，具体涉及一种发电侧配置电池储能系统参与电网深度调峰的运行控制方法。

背景技术：
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在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易，电力辅助服务可按照对系统实际贡献获得补偿。当前，在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿已经成为可行的技术方案。

目前，具有循环寿命长、放电深度大、储能时间长等优点的电池储能系统在技术上已经可以实现，从技术上来说，可以成为优质的电力电网调峰资源，不但从调峰容量上可为电网提供支撑，还可以从降低电网备用容量、延缓输配电走廊扩容、提高其他发电机组的运行效率等方面获益，从发电厂度来讲，为电网提供辅助服务是有可能获取额外收益的途径之一，并且优化的运行控制方法，还可以提高火电机组的运行效率，使得联合发电系统获取收益，是值得尝试的。

由此而引发的对火电-电池储能联合系统的控制，特别是基于效益最大化的控制成为了迫切的需求。

技术实现要素：
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本发明目的在于，构建火电-电池储能联合系统的控制方法。

该控制方法的核心理念：在负荷谷荷时段电池储能系统充电，联合系统对外表现降出力，参与电网深度调峰获取收益，并且在负荷非谷荷时段，控制电池储能系统放电，通过增加火电机组上网电量获取收益。具体技术方案如下：

一种发电侧配置电池储能系统参与电网深度调峰的运行控制方法，过程如下：

首先，基于电网负荷预测曲线，划分负荷区间，负荷小于的时段为负荷谷荷区T₁，负荷大于的时段为负荷峰荷区T₃，其余时段为负荷平荷区T₂；为负荷谷荷限值，为峰荷限值；

当运行在负荷谷荷区，火电机组降出力或不降出力运行，电池储能系统充电，使得火电-电池储能联合系统对外表现为降出力运行，参与电网调峰，获取调峰收益，电池储能系统在谷荷区吸收电量E₁；

当运行在负荷平荷区或负荷峰荷区，控制电池储能系统放电，同时保证火电-电池储能联合系统的出力不超过调度下发的发电计划，并且保证联合系统的出力波动不与负荷波动趋势相逆反，并保证在日内电池储能系统充放电量相平衡，即E₁＝E₂+E₃。

作为优选方案之一，控制参数为：负荷谷荷区时段电池储能系统的充电功率、负荷谷荷区时段火电机组的发电功率、负荷峰荷区或负荷平荷区时段电池储能系统的放电功率、负荷峰荷区或负荷平荷区时段火电机组的发电功率；

目标函数为：

Pro_{_1}为负荷谷荷段，联合系统参与电网深度调峰获取的调峰收益；Pro_{_2}为电池储能系统在负荷平荷段或峰荷段，放电获取的上网电价收益；C₁为第一档调峰报价单价；C₂为第二档调峰报价单价，σ₁％为第一档调峰深度限值；σ₂％为第二档调峰深度限值；为k时段火电厂上网电量单价；n为负荷谷荷持续时长，表示k时刻联合发电机组的发电负荷率，表示火电厂发电机组的额定功率，为k时刻电池储能系统的出力功率；

求解目标函数最大化对应的负荷谷荷区时段电池储能系统的充电功率、负荷谷荷区时段火电机组的发电功率、负荷峰荷区或负荷平荷区时段电池储能系统的放电功率、负荷峰荷区或负荷平荷区时段火电机组的发电功率。

作为优选方案之二，所述火电机组的发电功率同时满足如下控制条件：

控制条件一：

控制条件二：

为火电机组k时刻出力功率，为火电机组最小出力功率，为火电机组最大出力功率，为调度下发的k时刻调度计划的约束条件。

作为优选方案之三，电池储能系统的储电功率或放电功率满足如下控制条件：

为k时刻电池储能系统的荷电量，为初始时刻电池储能系统的荷电量，为k时刻电池储能系统的出力功率，当表示电池储能系统放电，表示电池储能系统充电，为电池储能系统的充电功率，为电池储能系统的额定功率，为电池储能系统的额定容量。

作为优选方案之四，电池储能系统的储电功率或放电功率、火电机组的发电功率同时满足如下条件，

条件一：

条件二：

表示电池储能系统的放电效率，表示k时刻联合发电机组的发电负荷率，表示调度下发的k时刻火电厂的发电负荷率，火电与电池储能联合系统的发电负荷率应不大于调度下发的负荷率；为k时刻火电机组-电池储能联合系统的发电功率，为k时刻电网的负荷值。

作为优选方案之五，负荷谷荷区时段电池储能系统的充电功率、负荷谷荷区时段火电机组的发电功率控制条件满足如下条件：

C₁为第一档调峰报价单价；C₂为第二档调峰报价单价；σ₁％为第一档调峰深度限值；σ₂％为第二档调峰深度限值；n为负荷谷荷持续时长，Pro_{_1}为负荷谷荷段，联合系统参与电网深度调峰获取的调峰收益，E₁为谷荷段电池储能系统的累计充电电量。

作为优选方案之六，负荷峰荷区或负荷平荷区时段电池储能系统的放电功率、负荷峰荷区或负荷平荷区时段火电机组的发电功率控制条件满足如下条件：

Pro_{_2}为电池储能系统在负荷平荷段或峰荷段，放电获取的上网电价收益，为k时段火电厂上网电量单价。

作为优选方案之七，在确定负荷区之前，确定当日的负荷预测曲线。

作为优选方案之八，E₁等于电池储能系统的额定容量。

作为优选方案之九，所述电池储能系统为液流电池储能系统。

本发明相对于现有技术的优点在于：

(一)本发明克服了单纯火电机组存在的如下问题：火电机组在电网负荷谷荷时段不参与电网调峰，会被电网考核，分摊电力电网调峰费用，若参与电网调峰可获取调峰收益，但需要降出力，减少了日发电总量，并且降出力会造成燃煤发电效率下降。

(二)配备储能系统后，在电网谷荷调峰时段，控制电池储能系统吸收火电机组的部分发电量，使得火电机组在电网调峰时段不降出力或少降出力，但对外表现为较大程度上的降出力，参与了电网调峰，将获取调峰收益，并在负荷平荷段或峰荷段，控制储能系统放电，只要保障联合发电机组不超过调度下发的发电计划即可，电池储能系统以多大的功率充电，既能保证火电机组安全稳定运行，又能使电池储能系统发挥最大的电能存储作用。

(三)在优选方案中，在非谷荷时段，电池储能系统以多大功率放电，在哪个时段放电，才能保证联合系统获取最大收益，这是一个控制难题；本发明提出以电池储能系统辅助火电机组参与电网调峰，以火电-电池储能联合系统日收益最高为目标，基于短期负荷预测曲线的联合系统运行控制方法，很好地解决了这一难题。

附图说明：

图1是实施例中，火电-电池储能联合系统参与电网深度调峰的运行控制示意图；图1中包含三个坐标轴，坐标轴横轴均为时间，时间轴长度均为单天，24h，第一个坐标轴为单天内的短期负荷预测曲线，首先设定负荷谷荷限值和峰荷限值负荷小于的时段为负荷谷荷区T₁，负荷大于的时段为负荷峰荷区T₃，其余时段为负荷的平荷区T₂；第二个坐标轴是日内火电机组的发电曲线示意图，第三个坐标轴是电池储能系统的出力曲线示意图，在负荷谷荷区，火电机组降出力或不降出力运行，电池储能系统充电，使得火电-电池储能联合系统对外表现为降出力运行，参与电网调峰，获取调峰收益，电池储能系统在谷荷区吸收电量E₁，鉴于电池储能系统具有良好的深充深放性能，应保证E₁尽可能等于电池储能系统的额定容量，然后控制电池储能系统在平荷段或峰荷段放电，同时保证火电-电池储能联合系统的出力不超过调度下发的发电计划，并且保证联合系统的出力波动不与负荷波动趋势相逆反，并保证在日内电池储能系统充放电量相平衡，即E₁＝E₂+E₃。

图2是实施例中火电-电池储能联合系统的运行控制流程图；首先获取电网负荷短期功率预测曲线，基于附图1所述原则，划分谷荷段、峰荷段和平荷段，接收调度下发的日前火电厂发电计划，建立火电-电池储能联合系统的出力模型，建立火电-电池储能联合系统的日收益模型，然后采用粒子群优化算法，求解谷荷段和非谷荷段火电、电池储能系统的出力功率值，在日内联合系统运行控制过程中，首先判断负荷是否处于谷荷段，若处于谷荷段，控制电池储能系统和火电机组分别以计算得到的和出力，火电-电池储能联合系统对外表现为降出力，参与电网调峰获取调峰收益，若处于非谷荷段，控制电池储能系统和火电机组分别以计算得到的和出力，此时段内电池储能系统放电，在满足火电-电池储能联合系统出力满足调度计划并不与负荷波动相逆反的情况下，通过增加上网电量获取收益。

具体实施方式：

实施例：

本实施例中，液流电池储能系统具有循环寿命长、放电深度大、储能时间长等优点，因此，电池储能系统选择液流电池系统。

步骤一：建立火电机组的发电模型。

火电机组k时刻出力功率满足大于机组最小出力并小于调度下发的k时刻调度计划的约束条件，调度计划满足不大于机组最大出力的约束条件，如式(1)所示；

火电机组满足爬坡、降坡速率约束，如式(2)所示；

表示火电机组的最大爬坡速率，表示火电机组的最大降坡速率。

步骤二：建立液流电池储能系统的出力模型。

运行控制指令的时间间隔为1min，

为k时刻电池储能系统的荷电量，为初始时刻电池储能系统的荷电量，鉴于液流电池具有优良的深充深放的性能，并且为保证电池储能系统在谷荷时段具有较好的充电能力，所以设置在谷荷时段前液流电池储能系统的初始荷电量为0，为k时刻电池储能系统的出力功率，当表示电池储能系统放电，表示电池储能系统充电，为电池储能系统的充电功率，为电池储能系统的额定功率，为电池储能系统的额定容量。

步骤三：建立火电-电池储能联合系统的出力模型。

设定联合系统的k时刻总出力为为火电机组和电池储能系统的出力之和，联合系统出力满足如式(4)所示约束条件；

式中，表示电池储能系统的放电效率，表示k时刻联合发电机组的发电负荷率，表示调度下发的k时刻火电厂的发电负荷率，火电与电池储能联合系统的发电负荷率应不大于调度下发的负荷率；

以保持对电网运行友好为原则，保证火电-电池储能联合系统在任何时段的出力变化趋势都不与电网的负荷变化趋势相逆反；

步骤四：获取短期负荷预测曲线，划分负荷时段为谷荷段、峰荷段、平荷段，定义负荷谷荷限值负荷小于的时段为负荷谷荷段，定义负荷峰荷限值负荷大于的时段为负荷峰荷段，其他时段为负荷平荷段。

步骤五：基于步骤一、二、三所建立的模型，建立火电-电池储能联合系统的收益模型，表1为《东北电力辅助服务市场运行规则(试行)》规定的调峰报价；其中，σ₁％的数值为40％，σ₂％的数值为50％。

表1调峰报价表

联合系统的运行控制指令以分钟为辨识单位；以供热期的纯凝火电机组为例，为火电机组配置电池储能系统，联合系统参与电网调峰可直接获取的日收益模型包括谷荷段调峰收益和平荷段、峰荷段通过储能放电提高的多发电量收益，谷荷段调峰收益如式(6)所示；

C₁为第一档调峰报价单价；C₂为第二档调峰报价单价；n为负荷谷荷持续时长，Pro_{_1}为负荷谷荷段，联合系统参与电网深度调峰获取的调峰收益，E₁为谷荷段电池储能系统的累计充电电量，鉴于液流电池储能系统具有优良的深充深放性能，为了发挥电池储能系统参与调峰的容量作用，保证在谷荷时段电池储能系统将电量充满，即

电池储能系统在非谷荷段放电收益如式(7)所示，在该阶段电池储能系统仅放电，不充电，且为保证火电机组满足调度计划不被考核，联合系统的总出力不能超过调度下发的该时段的出力限值；

Pro_{_2}为电池储能系统在负荷平荷段或峰荷段，放电获取的上网电价收益，为k时段火电厂上网电量单价，E₂和E₃分别为平荷段和峰荷段电池储能系统的放电电量，为保证日内电池储能系统的充电量和放电量平衡，需要满足E₁＝E₂+E₃。

步骤六：求解步骤五所建立的联合系统参与电网调峰获取收益的模型是一个多变量、多约束的最优化问题，采用粒子群优化算法求解模型，可确定在谷荷段和非谷荷段联合系统中火电机组和电池储能系统的运行控制指令。

步骤6-1：获取目标函数

Pro_{_1}为负荷谷荷段，联合系统参与电网深度调峰获取的调峰收

其中变量为谷荷时段电池储能系统的充电功率、谷荷时段火电机组的发电功率、非谷荷时段电池储能系统的放电功率和同时段内火电机组的发电功率，所述为四维变量解集；

步骤6-2：获取所述四维变量解集和模型求解的约束范围，包含火电机组的最大出力最小出力调度下发的出力计划爬坡速率降坡速率和电池储能系统的额定功率额定容量联合系统的出力波动与负荷波动不逆反约束

步骤6-3：对步骤6-1所述收益模型进行寻优：通过采用粒子群算法获取满足所述目标函数的谷荷时段电池储能系统的充电功率、谷荷时段火电机组的发电功率、非谷荷时段电池储能系统的放电功率和同时段内火电机组的发电功率。