满足电网三段线需求的多能互补电站储能系统容量配置法技术方案

一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法。本方法通过配置储能系统对风光高峰时段超线发电量进行存储，将其填补到风光发电低谷时段，实现风光电量的“乾坤大挪移”，使电网峰、平、谷时段内供电负荷相对各稳定在某一固定水平线。该方法在电站规划设计阶段可用于精算储能系统配置容量；后续可结合风、光、水发电预测，用于多能互补电站AGC(自动发电控制)控制策略中，通过AGC控制实现风、光、水、储的协调配合，使多能互补电站打捆外送电力对应日内电网峰、平、谷时段划分呈现出三段较为稳定的水平线。另该方法延伸可用于电网五段线情况。

【技术实现步骤摘要】
满足电网三段线需求的多能互补电站储能系统容量配置法
本专利技术涉及新能源发电系统容量配置领域，更具体的说，是涉及风、光、水、储电力打捆外送满足电网三段供电水平线需求的储能系统容量配置规划方法。
技术介绍
我国能源在地域分布上具有很大的不平衡性，西部地区的水、光、风等能源占比较高，且具有集中式开发的优厚条件。随着西部地区超大容量清洁能源基地加快建设，风、光、水、储多能互补巨型电站电力打捆通过特高压输电线路外送已成为不二选择。电网每日供电根据用电负荷需求通常会有峰、平、谷的变化，在峰、平、谷各时段内供电负荷需要相对稳定在某一固定水平。这使得风、光、水、储多能互补巨型电站中储能系统的作用较之现阶段为平抑风光波动使之满足《QGDW1617—2015光伏发电站接入电网技术规定》、《QGDW1392—2015风电场接入电网技术规定》中关于有功率变化限值要求而配置储能系统有很大的区别。以光伏为例，并网规定中有功率变化限值要求仅限于将将不良天气下波动的光伏出力曲线修正到晴天的馒头状出力曲线即满足光伏并网要求，因此需要配置的储能系统容量相对要低；而对于满足电网三段供电水平线需求的储能系统配置，在作用上要实现对风光高峰时段发电量的“乾坤大挪移”，使之填补到风光发电低谷时段，使电网峰、平、谷时段内供电负荷相对各稳定在某一固定水平。在储能系统容量配置求取方法上，对于后者而言，现有的基于计算、统计、分析1min有功功率变化速率和10min有功功率变化速率的情况确定平抑风光波动储能系统容量配置的方法已不再适用，需要寻找一种全新的储能系统容量配置方法。
技术实现思路
本专利技术目的是克服现有技术存在的上述不足，提供一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法。该方法在多能互补电站规划设计阶段可用于精算储能系统配置容量；后续可结合风、光、水发电预测，用于多能互补电站AGC(自动发电控制)控制策略中，通过AGC控制实现风、光、水、储的协调配合，使多能互补电站打捆外送电力对应日内电网峰、平、谷时段划分呈现出三段较为稳定的水平线。另该方法延伸可用于电网五段线情况。本专利技术的技术方案一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法，该方法的步骤如下：步骤1.根据已有光伏电站和/或风电场的同年度(例如取2016年度)或同多年度(例如2016-2017年度)内分钟级出力过程序列，提取出相应的5分钟级出力序列，采用同倍比法得到规划容量的光伏电站和/或风电场在所述同年度(如2016年度)或同多年度(例如2016-2017年度)内各自的5分钟级出力过程序列；并拟合得到规划容量的光伏电站和/或风电场经自然互补后的5分钟级出力过程序列。步骤2、.了解确定电网方面峰、平、谷时段划分及可能的电网爬坡时间。步骤3.、按照步骤2确定的电网方面峰、平、谷时段划分和每一种可能的电网爬坡时间建立规划容量的风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级的仿真运行模型。步骤4、.根据步骤3风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级仿真运行模型，求取出风光水储多能互补电站电力打捆外送满足对应电网峰、平、谷时段划分的三段供电水平线需求的8760小时5分钟级水电和储能总出力序列。步骤5、.根据步骤4求取的8760小时5分钟级水电和储能的总出力序列和日均来流，求取出8760小时5分钟级水电实际出力序列，进而求出储能系统8760小时5分钟级理论计算出力序列。步骤6.假定储能系统每日初始电量为0，仿真储能系统的一年365天计8760小时的5分钟级实时运行充、放电量序列，求取出每日运行中储能系统的最大累积储能值。步骤7.对全年每日储能系统最大累积储能值按照从大到小进行排序，并计算出相应的保证率；所述的保证率即为某一储能容量下，储能日累计电量最大值小于该储能容量的天数与一年总天数的比值。步骤8.依次按100％、95％、90％、85％、80％、75％、70％保证率对应的储能系统日最大累积储能值配置储能系统容量，仿真计算出储能系统每日初始电量不归零情况下，储能系统8760小时5分钟级连续充放运行的储能实际补偿出力序列。步骤9.按100％、95％、90％、85％、80％、75％、70％保证率对应的储能系统日最大累积储能值配置储能系统容量，计算实际储能系统8760小时5分钟级的实时出力值；进而求取出年度内实际风光发电量、水电发电量、计算储能补偿量、储能欠补容量、储能实补偿值、储能实充电量、弃置风光电量、水电弃水电量、储能系统投资、25年发电量售出电费、风光弃置率、配置的储能和水电能够满补到电网三段线的天数，形成对比分析表。步骤10.、在步骤9中形成的对比分析表中找取年度储能充放电次数最多、满足电网三段线的天数最多、水光风储系统收益最大对应的电网爬坡时间、保证率、储能系统配置容量，按此配置作为相对最优推选方案。本专利技术的优点和有益效果：本专利技术的技术方案所带来的有益效果是：较好的解决了风、光、水、储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段供电水平线需求的问题；给出了一种全新的储能系统容量配置方法，储能系统容量配置在作用上实现了对风光高峰时段发电量的“乾坤大挪移”，将之填补到风光发电低谷时段，使得对应电网峰、平、谷时段划分，多能互补电站综合出力能够相对稳定在某一固定水平。该方法适用于在我国各地区风、光、水、储等多能互补系统容量配置中推广应用。附图说明图1是满足电网三段线需求的多能互补系统日出力过程。图2是极端情况下不满足三段线的多能互补系统日出力过程。图3给出了根据电站风光出力数据仿真生成全年8760小时(5分钟级)风光自然互补出力曲线，其中，A为1月1日全天(5分钟级)风光自然互补出力曲线、B为1月2日全天(5分钟级)风光自然互补出力曲线、C为12月31日全天(5分钟级)风光自然互补出力曲线；很显然风光自然互补出力，远不能满足电网日三段水平线送电要求。图4是通过建立仿真计算模型生成的多能互补电站全年8760小时目标出力线，拟将风光自然互补出力曲线高于目标出力线部分的风光发电量经储能系统储存后填补到风光自然互补出力曲线低于目标出力线的部分。其中，A为1月1日全天24小时多能互补电站目标出力线、B为1月2日全天24小时多能互补电站目标出力线、C为12月31日全天24小时多能互补电站目标出力线。图5是根据8760小时目标出力和风光自然互补出力推算出的水电和储能实时出力仿真曲线。即目标出力线值减去目标出力线下的风光互补出力。其中，A为1月1日全天24小时水电和储能实时出力仿真曲线、B为1月2日全天24小时水电和储能实时出力仿真曲线、C为12月31日全天24小时水电和储能实时出力仿真曲线。具体实施方式实施例1：一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法，该方法的步骤如下：1.求取1000MWp光伏、400MW风电、以及两者互补后的年度实时出力数据根据多能互补电站所在地区2016年现有的850MWp光伏电站和99MW风电的年度实时出力数据(5分钟级)，按照倍比放大法求取出1000MWp光伏、400MW风电的年度实时出力数据(5分钟级)，并进一步求取出1000MWp光伏+400MW风电的年度实时出力数据(5分钟级)本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法，其特征在于，该方法的步骤如下：步骤1、根据已有光伏电站和/或风电场的同年度或同多年度内5分钟级出力过程序列，提取出相应的5分钟级出力序列，采用同倍比法得到规划容量的光伏电站和/或风电场在所述同年度或同多年度内各自的5分钟级出力过程序列；并拟合得到规划容量的光伏电站和/或风电场经自然互补后的5分钟级出力过程序列；步骤2、了解确定电网方面峰、平、谷时段划分及可能的电网爬坡时间；步骤3、按照步骤2确定的电网方面峰、平、谷时段划分和每一种可能的电网爬坡时间建立规划容量的风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级的仿真运行模型；步骤4、根据步骤3风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级仿真运行模型，求取出风光水储多能互补电站电力打捆外送满足对应电网峰、平、谷时段划分的三段供电水平线需求的8760小时5分钟级水电和储能总出力序列；步骤5、根据步骤4求取的8760小时5分钟级水电和储能的总出力序列和日均来流，求取出8760小时5分钟级水电实际出力序列，进而求出储能系统8760小时5分钟级理论计算出力序列；步骤6、假定储能系统每日初始电量为0，仿真储能系统365天共计8760小时的5分钟级实时运行充、放电量序列，求取出每日运行中储能系统的最大累积储能值；步骤7、对全年每日储能系统最大累积储能值按照从大到小进行排序，并计算出相应的保证率；所述的保证率即为某一储能容量下，储能日累计电量最大值小于该储能容量的天数与一年总天数的比值；步骤8、依次按100％、95％、90％、85％、80％、75％、70％保证率对应的储能系统日最大累积储能值配置储能系统容量，仿真计算出在储能系统每日初始电量不归零0条件下，储能系统8760小时5分钟级连续充放运行时的储能实际补偿出力序列；步骤9、按100％、95％、90％、85％、80％、75％、70％保证率对应的储能系统日最大累积储能值配置储能系统容量，计算实际储能系统8760小时5分钟级的实时出力值；进而求取出年度内实际风光发电量、水电发电量、计算储能补偿量、储能欠补容量、储能实补偿值、储能实充电量、弃置风光电量、水电弃水电量、储能系统投资、25年发电量售出电费、风光弃置率、配置的储能和水电能够满补到电网三段线的天数，形成对比分析表；步骤10、在步骤9中形成的对比分析表中找取年度储能充放电次数最多、满足电网三段线的天数最多、水光风储系统收益最大对应的电网爬坡时间、保证率、储能系统配置容量，按此配置作为相对最优推选方案。...

【技术特征摘要】
1.一种风光水储多能互补电站电力打捆外送满足电网三段线需求的储能系统容量配置规划方法，其特征在于，该方法的步骤如下：步骤1、根据已有光伏电站和/或风电场的同年度或同多年度内5分钟级出力过程序列，提取出相应的5分钟级出力序列，采用同倍比法得到规划容量的光伏电站和/或风电场在所述同年度或同多年度内各自的5分钟级出力过程序列；并拟合得到规划容量的光伏电站和/或风电场经自然互补后的5分钟级出力过程序列；步骤2、了解确定电网方面峰、平、谷时段划分及可能的电网爬坡时间；步骤3、按照步骤2确定的电网方面峰、平、谷时段划分和每一种可能的电网爬坡时间建立规划容量的风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级的仿真运行模型；步骤4、根据步骤3风、光、水电站+储能系统8760小时5分钟级仿真运行模型，求取出风光水储多能互补电站电力打捆外送满足对应电网峰、平、谷时段划分的三段供电水平线需求的8760小时5分钟级水电和储能总出力序列；步骤5、根据步骤4求取的8760小时5分钟级水电和储能的总出力序列和日均来流，求取出8760小时5分钟级水电实际出力序列，进而求出储能系统8760小时5分钟级理论计算出力序列；步骤6、假定储能系统每日初始电量为0，仿真储能系统365天共计8760小时的5分钟...

【专利技术属性】
技术研发人员：罗玉双，张玉胜，练继建，马超，
申请(专利权)人：天津大学前沿技术研究院有限公司，
类型：发明
国别省市：天津,12