一种基于时序生产模拟的电力储能系统容量计算方法

1.本发明涉及电网运行规划领域，具体来说是一种基于时序生产模拟的电力储能系统容量计算方法。


背景技术：

2.随着经济的发展，环境问题越来越受到重视。发展新能源是缓解环境污染、应对气候变化、保障经济社会可持续发展的重要举措。但随着新能源并网规模越来越大，新能源的发展与其发电的不确定性及波动性之间呈现出巨大的矛盾。同时由于市场机制不完善、地方消纳责任不清、系统电源灵活性不足等问题，电力系统正面临严重的新能源消纳问题。储能系统具有快速充放电响应特性和时序能量调节作用，能增加系统的调峰、调频能力，能够解决现有新能源消纳问题。
3.可再生能源具有很强的波动性和不确定性，同时可再生能源也具有很强的时序特性。在对含可再生能源的电网进行储能规划时，采用传统的电力系统随机生产模拟方法难以准确描述负荷、新能源出力和储能荷电状态的时序变化特性，也难以反映系统灵活多样的运行调度策略。因此，研究一种基于时序生产模拟并且能够适应含新能源电力系统特点的储能最优容量计算方法是十分必要的。


技术实现要素：

4.本发明技术解决问题：克服传统的以持续负荷曲线为框架的生产模拟方法在对含新能源电力系统进行规划时的不足之处，提供一种基于时序生产模拟的电力储能系统容量计算方法，建立新能源和储能在时序生产模拟框架下的时序模型，同时根据电网净负荷的正负情况，以储能在电网参与新能源消纳与电网调峰双模式协同的运行方式，制定储能在生产模拟过程中的运行策略，模拟储能在两种运行模式下的荷电状态，并且根据储能在两种运行策略下的充放电特点，确定了储能容量的上下限值，相比单独以一种运行策略模拟储能状态的生产模拟方法，本发明所述方法能够缩小储能容量优化过程中储能容量的搜索范围，能够更好地反映实际电网中储能荷电状态的变化过程，进而对储能容量的规划问题提供相应的依据和参考。
5.为了达到上述目的，本发明所采用的技术方案为：
6.步骤一、预测区域电网的负荷数据以及风速、光照数据，形成时序负荷曲线同时计算风电和光伏的每小时出力情况，以此确定生产模拟中电网负荷与新能源出力的时间序列：
7.步骤1.1、预测获取区域电网的负荷情况，包括每个模拟时间间隔t的电网负荷大小，以此形成电网的时序负荷曲线；
8.步骤1.2、预测区域电网范围内每个模拟时间间隔t的风速数据以及光照强度数据；
9.步骤1.3、建立风电和光伏的时序出力模型；
10.利用式(1)建立风电出力模型为：
[0011][0012]
式(1)中：pw(t)为风机在t时刻的输出功率，vi，vo，vn分别为风机的切入风速，切除风速和额定风速，v
t
为t时刻预测风速大小，p
wn
为风机的额定功率；
[0013]
利用式(2)建立光伏出力模型为：
[0014][0015]
式(2)中：p
ph
(t)为光伏在t时刻的输出功率，p
phn
，γn分别为光伏额定功率和额定光照强度，γ
t
为t时刻的光照强度。
[0016]
步骤1.4、根据步骤1.2中得到的风速数据以及光照强度数据，分别带入步骤1.3中的风电与光伏出力模型中得到风电与光伏出力的时间序列。
[0017]
步骤二、考虑机组运行过程与机组启停的影响，建立时序生产模拟机组加载顺序模型，考虑新能源优先消纳，以机组加载顺序模型确定新能源出力无法消纳时电网中处于备用状态的机组序列。以备用机组序列得出备用机组最小技术出力之和，同时结合步骤一中得出的电网负荷和新能源出力时间序列确定新能源的可消纳功率：
[0018]
步骤2.1、考虑火电机组启停以及机组运行过程对机组生产带来的影响，根据机组启停，运行代价最小为目标确定火电机组的加载顺序，考虑火电机组的启停与运行代价的目标函数如式(3)所示：
[0019][0020]
式(3)中：t为模拟时间间隔，t为模拟总时间长度，n代表第n台火电机组，n为火电机组的总台数，cn(t)为第n台火电机组在t时刻的运行代价，k
on
(t)和k
off
(t)为0,1变量分别代表t时刻火电机组的启动和停机状态，c
non
和c
noff
分别表示第n台火电机组的启动和停机代价；
[0021]
根据上述目标函数，确定在每个模拟时段电网中机组的加载序列为{g1,g2,
…gs
}
t
，其中s为每个模拟时段加载的机组数量。
[0022]
步骤2.2、考虑新能源消纳问题，在t时刻新能源预测出力大于当前时刻电网负荷预测值时，根据步骤2.1所得的机组加载顺序，确定t时刻系统热备用机组加载序列为{b1,b2,
…
,bk}
t
，其中k为t时刻电网中处于热备用的机组台数，由此计算出t时刻热备用加载机组的最小技术出力之和如式(4)所示：
[0023][0024]
式(4)中p
gmin
(t)为t时刻热备用机组最小技术出力之和，p
gmini
(t)为t时刻第i台热备用机组的最小技术出力；
[0025]
步骤2.3、将新能源预测出力的负值与当前时刻电网预测负荷大小叠加得到当前时刻电网的净负荷大小如式(5)：
[0026]
p
lj
(t)＝-pe(t)+p
l
(t)(5)
[0027]
式(5)中：p
lj
(t)为t时刻系统净负荷大小，p
l
(t)为t时刻系统负荷的预测大小，pe(t)为t时刻新能源预测出力值；
[0028]
步骤2.4、在t时刻新能源预测出力大于该时刻负荷预测值时，根据步骤2.2中得出的t时刻热备用机组最小技术出力之和步骤2.3中得到的该时刻电网净负荷大小，得到t时刻新能源出力的可消纳功率如式(6)：
[0029]
p
x
(t)＝p
lj
(t)+pe(t)-p
gmin
(t)(6)
[0030]
式(6)中：p
x
(t)为t时刻新能源的消纳功率。
[0031]
步骤三、分别制定储能在生产模拟过程中配合新能源消纳的充放电策略和对电力系统进行调峰时的充放电策略，利用步骤二中得出的机组加载顺序模型考虑新能源优先消纳，计算储能充放电功率以及储能荷电状态：
[0032]
步骤3.1、在新能源预测出力大于负荷预测值时，计算新能源出力无法消纳量如式(7)所示：
[0033]
pd(t)＝p
gmin
(t)-p
lj
(t)(7)
[0034]
式(7)中：pd(t)为t时刻新能源出力无法消纳量；
[0035]
步骤3.2、在新能源预测出力大于负荷预测值的时刻对储能采取优先消纳新能源的策略，优先利用步骤3.1中得到的新能源无法消纳量为储能进行充电，储能的充电功率如式(8)所示：
[0036]
p
c1
(t)＝min(pd(t),p
cmax
)(8)
[0037]
式(8)中：p
c1
(t)为储能在促进新能源消纳策略下的充电功率，p
cmax
为储能最大充电功率；
[0038]
步骤3.3、在新能源预测出力小于负荷预测值的情况下，对储能采取配合电网调峰的充放电策略进行生产模拟：
[0039]
按步骤2.1中所述的机组加载顺序逐台加载机组，当前kc台加载机组的可用容量超过当前时刻电网净负荷时，储能达到充电条件，此时，机组加载数kc即为储能达到充电条件时加载机组数如式(9)所示：
[0040]
p
kc
(t)》p
lj
(t)(9)
[0041]
式(9)中：p
kc
(t)为前kc台加载机组的可用发电容量；
[0042]
储能充电后按式(10)计算储能充电功率：
[0043][0044]
式(10)中：p
c2
(t)为储能在配合电网调峰策略下的充电功率，soc
max
为储能最大荷电状态，soc
t-1
为前一时刻的储能的荷电状态，
△
t为模拟时间间隔，ηc为储能充电效率，e为储能额定容量；
[0045]
当前kf台机组出力之和小于当前时刻系统净负荷，而kf+1台机组加载后的机组出力之和大于系统净负荷时，储能达到放电条件，此时，机组加载数kf即为储能达到放电条件时的加载机组数如式(11)所示：
[0046][0047]
式(11)中：p
kf
(t)为前kf台加载机组的可用发电容量，p
kf+1
(t)为前kf+1台加载机组的可用发电容量；
[0048]
储能放电后按式(12)计算储能的放电功率：
[0049][0050]
式(12)中：pf(t)为储能放电功率，soc
min
为储能最小荷电状态，ηf为储能放电效率，p
fmax
为储能最大放电功率；
[0051]
步骤3.4、采取步骤3.2与步骤3.3两种储能生产模拟策略模拟计算得出储能充放电功率后按式(13)更新储能充电完成后的荷电状态：
[0052][0053]
式(13)中：soc
t
为t时刻储能的荷电状态，soc
t-1
为t-1时刻储能的荷电状态,pc(t-1)为t-1时刻储能的充电功率；
[0054]
按式(14)更新储能放电完成后的荷电状态：
[0055][0056]
式(14)中：pf(t-1)为t-1时刻储能的放电功率；
[0057]
步骤四、考虑步骤三中得到的储能以消纳新能源出力与参与电网调峰双策略运行模式，确定储能容量的上下限值，通过生产模拟在储能容量的上下限区间内寻优得出储能的最优容量配置：
[0058]
步骤4.1、设定储能在生产模拟时的最大荷电状态为soc
max
，最小荷电状态为soc
min
，初始荷电状态为soc0；
[0059]
步骤4.2、同时考虑储能以新能源优先消纳与参与电网调峰两种运行策略根据式(15)确定储能容量的下限值根据式(16)确定储能容量的上限值：
[0060][0061][0062]
式(15)与式(16)中：e
min
和e
max
分别为储能容量的下限和上限；s
x
，sc和sf均为0,1变量，s
x
为1表示此时储能参与新能源消纳，sc为1表示储能参与电网调峰且处于充电状态，sf为1表示储能参与电网调峰且处于放电状态；σ为新能源与负荷的预测误差；
[0063]
步骤4.3、在步骤4.2中确定的储能容量上下限中选取储能容量计算储能的运行代价如式(17)：
[0064]
c＝(μe+μw)e0+μ
p
pn(17)
[0065]
式(17)中：μe，μw和μ
p
分别为储能单位容量系数，单位容量运行维护系数和单位功率系数，pn为储能额定充放电功率；
[0066]
步骤4.4、设定储能容量变化步长
△
e，在下一次生产模拟时在储能容量上下限区间中更新储能的容量如式(18)所示：
[0067]en0
＝e
(n-1)0
+
△
e(18)
[0068]
式(18)中：e
n0
为第n次生产模拟系统中储能的初始容量，e
(n-1)0
为第n-1次生产模拟系统中储能的初始容量；
[0069]
步骤4.5、考虑储能运行约束如式(19)所示：
[0070][0071]
式(19)中dc和df为0,1变量，分别表示储能的充电与放电状态；
[0072]
储能的容量满足约束：
[0073]emin
《e
n0
《e
max
(20)
[0074]
利用步骤4.1中确定的储能相关荷电状态，考虑上述两个储能约束对含新能源和储能的电力系统进行时序生产模拟，利用步骤4.2所述方法利用生产模拟结果确定储能容量的上下限区间，在此区间内更新储能的容量，利用步骤4.3计算储能生产代价，寻找储能生产代价最小时对应的储能容量。
[0075]
与已有技术相比，本发明的有益效果体现在：
[0076]
本发明方法与现有传统电力系统生产模拟方法相比克服传统的以持续负荷曲线为框架的生产模拟方法难以反映新能源和储能时序特性的问题，以时序负荷曲线为框架，模拟新能源出力以及储能荷电状态的时间序列，从而在时间尺度上将运行调度策略与各机组加载顺序和储能充放电条件等对应起来，同时根据电网净负荷的正负情况，以储能在电网参与新能源消纳与电网调峰双模式协同的运行方式，制定储能在生产模拟过程中的运行策略，模拟储能在两种运行模式下的荷电状态，并且根据储能在两种运行策略下的充放电特点，确定了储能容量的上下限值，相比单独以一种运行策略模拟储能状态的生产模拟方法，本发明所述方法能够缩小储能容量优化过程中储能容量的搜索范围，能够更好地反映实际电网中储能荷电状态的变化过程，进而对储能容量的规划问题提供相应的依据和参考。
附图说明
[0077]
图1为本发明的基于时序生产模拟的电力储能系统容量计算方法的流程示意图。
具体实施方式
[0078]
为使对本发明的结构特征及所达成的功效有更进一步的了解与认识，用以较佳的实施例及附图配合详细的说明，说明如下：
[0079]
如图1所示，本发明一种基于时序生产模拟的电力储能系统容量计算方法，包括以下步骤：
[0080]
步骤一、预测区域电网的负荷数据以及风速、光照数据，形成时序负荷曲线同时计算风电和光伏的每小时出力情况，以此确定生产模拟中电网负荷与新能源出力的时间序列：
[0081]
步骤1.1、预测获取区域电网的负荷情况，包括每个模拟时间间隔t的电网负荷大小，以此形成电网的时序负荷曲线；
[0082]
步骤1.2、预测区域电网范围内每个模拟时间间隔t的风速数据以及光照强度数据；
[0083]
步骤1.3、建立风电和光伏的时序出力模型；
[0084]
利用式(1)建立风电出力模型为：
[0085][0086]
式(1)中：pw(t)为风机在t时刻的输出功率，vi，vo，vn分别为风机的切入风速，切除风速和额定风速，v
t
为t时刻预测风速大小，p
wn
为风机的额定功率；
[0087]
利用式(2)建立光伏出力模型为：
[0088][0089]
式(2)中：p
ph
(t)为光伏在t时刻的输出功率，p
phn
，γn分别为光伏额定功率和额定光照强度，γ
t
为t时刻的光照强度。
[0090]
步骤1.4、根据步骤1.2中得到的风速数据以及光照强度数据，分别带入步骤1.3中的风电与光伏出力模型中得到风电与光伏出力的时间序列。
[0091]
步骤二、考虑机组运行过程与机组启停的影响，建立时序生产模拟机组加载顺序模型，考虑新能源优先消纳，以机组加载顺序模型确定新能源出力无法消纳时电网中处于备用状态的机组序列。以备用机组序列得出备用机组最小技术出力之和，同时结合步骤一中得出的电网负荷和新能源出力时间序列确定新能源的可消纳功率：
[0092]
在考虑机组运行过程与启停的影响时应当以优化周期内所有电源为目标进行优化，但考虑到水电机组的启停代价相较于火电机组来说很小，所以本发明在考虑机组运行与启停的影响时只考虑火电机组。
[0093]
步骤2.1、考虑火电机组运行过程中机组启停以及机组运行过程对机组生产带来的影响，根据机组启停，运行代价最小为目标确定火电机组的加载顺序，考虑火电机组的启停与运行代价的目标函数如式(3)所示：
[0094][0095]
式(3)中：t为模拟时间间隔，t为模拟总时间长度，n代表第n台火电机组，n为火电机组的总台数，cn(t)为第n台火电机组在t时刻的运行代价，k
on
(t)和k
off
(t)为0,1变量分别代表t时刻火电机组的启动和停机状态，c
non
和c
noff
分别表示第n台火电机组的启动和停机
代价；
[0096]
根据上述目标函数，确定在每个模拟时段电网中机组的加载序列为{g1,g2,
…gs
}
t
，其中s为每个模拟时段加载的机组数量。
[0097]
步骤2.2、考虑新能源消纳问题，在t时刻新能源预测出力大于当前时刻电网负荷预测值时，根据步骤2.1所得的机组加载顺序，确定t时刻系统热备用机组加载序列为{b1,b2,
…
,bk}
t
，其中k为t时刻电网中处于热备用的机组台数，由此计算出t时刻热备用加载机组的最小技术出力之和如式(4)所示：
[0098][0099]
式(4)中p
gmin
(t)为t时刻热备用机组最小技术出力之和，p
gmini
(t)为t时刻第i台热备用机组的最小技术出力；
[0100]
步骤2.3、将新能源预测出力的负值与当前时刻电网预测负荷大小叠加得到当前时刻电网的净负荷大小如式(5)：
[0101]
p
lj
(t)＝-pe(t)+p
l
(t)(5)
[0102]
式(5)中：p
lj
(t)为t时刻系统净负荷大小，p
l
(t)为t时刻系统负荷的预测大小，pe(t)为t时刻新能源预测出力值；
[0103]
步骤2.4、在t时刻新能源预测出力大于该时刻负荷预测值时，根据步骤2.2中得出的t时刻热备用机组最小技术出力之和步骤2.3中得到的该时刻电网净负荷大小，得到t时刻新能源出力的可消纳功率如式(6)：
[0104]
p
x
(t)＝p
lj
(t)+pe(t)-p
gmin
(t)(6)
[0105]
式(6)中：p
x
(t)为t时刻新能源的消纳功率。
[0106]
步骤三、分别制定储能在生产模拟过程中配合新能源消纳的充放电策略和对电力系统进行调峰时的充放电策略，利用步骤二中得出的机组加载顺序模型考虑新能源优先消纳，计算储能充放电功率以及储能荷电状态：
[0107]
储能是电力系统中较为特殊的元件，当运行条件达到放电条件时切换为放电状态，等效为发电机组输出功率，而在满足充电条件时又可切换为充电状态，等效为可调负荷从系统吸收电能。储能在充放电状态间的来回切换会给系统时序生产模拟带来了新的问题，为此，本发明将储能的充电和放电状态分别等效为负荷和发电机组进行处理。
[0108]
步骤3.1、在新能源预测出力大于负荷预测值时，计算新能源出力无法消纳量如式(7)所示：
[0109]
pd(t)＝p
gmin
(t)-p
lj
(t)(7)
[0110]
式(7)中：pd(t)为t时刻新能源出力无法消纳量；
[0111]
步骤3.2、在新能源预测出力大于负荷预测值的时刻对储能采取优先消纳新能源的策略，优先利用步骤3.1中得到的新能源无法消纳量为储能进行充电，储能的充电功率如式(8)所示：
[0112]
p
c1
(t)＝min(pd(t),p
cmax
)(8)
[0113]
式(8)中：p
c1
(t)为储能在促进新能源消纳策略下的充电功率，p
cmax
为储能最大充电功率；
[0114]
步骤3.3、在新能源预测出力小于负荷预测值的情况下，对储能采取配合电网调峰
的充放电策略进行生产模拟：
[0115]
按步骤2.1中所述的机组加载顺序逐台加载机组，当前kc台加载机组的可用容量超过当前时刻电网净负荷时，储能达到充电条件，此时，机组加载数kc即为储能达到充电条件时加载机组数如式(9)所示：
[0116]
p
kc
(t)》p
lj
(t)(9)
[0117]
式(9)中：p
kc
(t)为前kc台加载机组的可用发电容量；
[0118]
储能充电后按式(10)计算储能充电功率：
[0119][0120]
式(10)中：p
c2
(t)为储能在配合电网调峰策略下的充电功率，soc
max
为储能最大荷电状态，soc
t-1
为前一时刻的储能的荷电状态，
△
t为模拟时间间隔，ηc为储能充电效率，e为储能额定容量；
[0121]
当前kf台机组出力之和小于当前时刻系统净负荷，而kf+1台机组加载后的机组出力之和大于系统净负荷时，储能达到放电条件，此时，机组加载数kf即为储能达到放电条件时的加载机组数如式(11)所示：
[0122][0123]
式(11)中：p
kf
(t)为前kf台加载机组的可用发电容量，p
kf+1
(t)为前kf+1台加载机组的可用发电容量；
[0124]
储能放电后按式(12)计算储能的放电功率：
[0125][0126]
式(12)中：pf(t)为储能放电功率，soc
min
为储能最小荷电状态，ηf为储能放电效率，p
fmax
为储能最大放电功率；
[0127]
步骤3.4、采取步骤3.2与步骤3.3两种储能生产模拟策略模拟计算得出储能充放电功率后按式(13)更新储能充电完成后的荷电状态：
[0128][0129]
式(13)中：soc
t
为t时刻储能的荷电状态，soc
t-1
为t-1时刻储能的荷电状态,pc(t-1)为t-1时刻储能的充电功率；
[0130]
按式(14)更新储能放电完成后的荷电状态：
[0131][0132]
式(14)中：pf(t-1)为t-1时刻储能的放电功率；
[0133]
步骤四、考虑步骤三中得到的储能以消纳新能源出力与参与电网调峰双策略运行模式，确定储能容量的上下限值，通过生产模拟在储能容量的上下限区间内寻优得出储能的最优容量配置：
[0134]
步骤4.1、设定储能在生产模拟时的最大荷电状态为soc
max
，最小荷电状态为soc
min
，初始荷电状态为soc0；
[0135]
步骤4.2、同时考虑储能以新能源优先消纳与参与电网调峰两种运行策略根据式(15)确定储能容量的下限值根据式(16)确定储能容量的上限值：
[0136][0137][0138]
式(15)与式(16)中：e
min
和e
max
分别为储能容量的下限和上限；s
x
，sc和sf均为0,1变量，s
x
为1表示此时储能参与新能源消纳，sc为1表示储能参与电网调峰且处于充电状态，sf为1表示储能参与电网调峰且处于放电状态；σ为新能源与负荷的预测误差；
[0139]
步骤4.3、在步骤4.2中确定的储能容量上下限中选取储能容量计算储能的运行代价如式(17)：
[0140]
c＝(μe+μw)e0+μ
p
pn(17)
[0141]
式(17)中：μe，μw和μ
p
分别为储能单位容量系数，单位容量运行维护系数和单位功率系数，pn为储能额定充放电功率；
[0142]
步骤4.4、设定储能容量变化步长
△
e，在下一次生产模拟时在储能容量上下限区间中更新储能的容量如式(18)所示：
[0143]en0
＝e
(n-1)0
+
△
e(18)
[0144]
式(18)中：e
n0
为第n次生产模拟系统中储能的初始容量，e
(n-1)0
为第n-1次生产模拟系统中储能的初始容量；
[0145]
步骤4.5、考虑储能运行约束如式(19)所示：
[0146][0147]
式(19)中dc和df为0,1变量，分别表示储能的充电与放电状态；
[0148]
储能的容量满足约束：
[0149]emin
《e
n0
《e
max
(20)
[0150]
利用步骤4.1中确定的储能相关荷电状态，考虑上述两个储能约束对含新能源和储能的电力系统进行时序生产模拟，利用步骤4.2所述方法利用生产模拟结果确定储能容量的上下限区间，在此区间内更新储能的容量，利用步骤4.3计算储能生产代价，寻找储能生产代价最小时对应的储能容量。
[0151]
步骤四进一步说明：
[0152]
模拟储能荷电状态的时间序列的思路为：在新能源预测出力大于负荷预测值时，储能充电来消纳新能源出力，此时储能主要与新能源配合。在新能源预测出力小于负荷预测值时，首先根据步骤二中确定的机组加载顺序加载机组来满足负荷，然后利用储能来削
峰填谷对系统进行调峰，此时储能主要与电网调度运行配合。在每个模拟时间间隔上根据上述两种情况重复模拟储能的充放电状态，得到储能容量的上下限区间，在该区间内设定一个储能容量，当达到生产模拟时长时模拟结束，得到在该特定储能容量场景下模拟周期内储能的荷电状态以及储能的充放电代价。之后通过寻优的方法在储能容量上下限区间内选取不同的储能容量模拟不同储能容量场景下储能的充放电代价，得出代价最小时对应的储能容量。
[0153]
以上虽然描述了本发明的具体实施方法，但是本领域的技术人员应当理解，这些仅是举例说明，在不背离本发明原理和实现的前提下，可以对这些实施方案做出多种变更或修改，因此，本发明的保护范围由所附权利要求书限定。