含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统技术方案

本发明专利技术公开了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统，该方法包括根据典型日的光照，负荷、电价数据与SOC阀值，确定各时段优化的储能运行策略和运行方式；根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本与运维成本，折算系统净现值和用电成本；输出优化的储能运行策略和成本收益计算结果。本发明专利技术以并网型“分布式光伏+储能”作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，准确性且针对性地确定储能系统的成本和获得的收益，实现为用户侧分布式储能的未来发展前景提供可靠且重要的依据。

Distributed energy storage value evaluation method and system for user side with optimal operation strategy

The invention discloses a user side distributed storage including optimization of operation strategy value evaluation method and system, the method includes according to the typical day light load, electricity price data and SOC threshold to determine the time optimal energy storage operation strategy and operation mode; according to the storage cost and maintenance cost of the initial capital project the whole life cycle, the net present value and cost of electricity conversion system; output optimization storage operation strategy and cost income calculation results. In the invention, the grid connected distributed photovoltaic + storage as the user side distributed storage research application mode, and to determine the accuracy of the energy storage system costs and benefits, for the users side distributed storage of the future development prospects and to provide reliable basis.

【技术实现步骤摘要】
含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统
本专利技术涉及电力系统分析的
，具体涉及含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统。
技术介绍
近年来，经济的发展和人民生活水平的提高，给电网运行的稳定性以及电力需求带来了新的挑战。储能技术作为能源互联网的核心组成部分和关键支撑技术之一，不仅能改变传统电力系统中电力发、输、配、用各环节的时空耦合特性，极大地提升了电力供应的灵活性，还可能带来电力生产和利用方式的变革，从而更好地还原电力的商品属性。而能源互联网为基于电力市场的多种储能应用模式提供了平台，包括分布式储能电站、用户侧分布式储能、电动汽车换能站和电动汽车储能等。其中，用户侧分布式储能与分布式电源等相结合的应用模式无疑具有广阔的前景。如图1所示，用户侧安装分布式储能系统结构包括离网型自发自用系统、并网型“负荷+储能”系统和并网型“光伏+储能”系统三种应用模式，由于分布式光伏已具备一定规模，国家和地方对分布式光伏的补贴政策力度也比较大，且随着电力市场改革的推进，分布式“光伏+储能”系统是用户侧分布式储能未来最具发展潜力的应用模式。但目前，相关研究主要与储能的具体应用相结合开展，并没有相关研究专门针对在能源互联网中分布式储能应用模式及价值进行评估。有鉴于此，提供一种以并网型“分布式光伏+储能”系统作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，对用户侧分布式储能应用模式价值进行量化评估的方法与系统，且该方法与系统具有较高的准确性与针对性，可为用户提供分布式储能投资价值做参考，还可为研判储能未来发展提供重要依据。
技术实现思路
为了解决上述技术问题，本专利技术所采用的技术方案是了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法，包括以下步骤：根据典型日的光照、负荷、电价数据与SOC阀值，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本；输出优化的储能运行策略和优化的成本收益计算结果。在上述方法中，所述确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式具体包括以下步骤：根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量；和/或所述储能充放电模式为余电利用模式或电网套利模式。在上述方法中，所述根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段具体包括以下步骤：S211、确定典型日光照、负荷、电价与SOC的数值；S212、计算典型日各时段净电荷与全天累计剩余电量；S213、计算储能充放电成本，并计算各时段的余电利用模式判据和电网套利模式判据，判断储能充放电模式；S214、按电网购电价格对时段进行排序，优先选择电价高时段作为余电利用模式的放电时段，直至剩余电量全部放完；S215、按电网购电价格对时段进行排序，选择电价低时段作为电网套利模式的充电时段，同时满足充电前后SOC0≤SOC；S216、输出充放电模式判断结果。在上述方法中，所述根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量具体包括以下步骤：S221、确定运行日负载与光伏出力初始数据，设定储能初始时段i＝1；S222、判断储能是否处于余电利用模式下的充电模式，若不是，转S223；否则转S227；S223、判断储能系统是否处于电网套利模式下的充电模式，若不是，转S224；否则转S228；S224、判断储能系统是否处于余电利用模式下的放电模式，若不是，转S225；否则转S229；S225、判断储能系统是否处于电网套利模式下的放电模式，若不是，转S226；否则转S230；S226、判断是否i＞24，若大于，转S231，否则i加1，并转S222；S227、此时段净负荷小于0，且充电功率等于净负荷；S228、此时段储能系统按最大功率充电，且满足充电后SOC0≤SOC的值；S229、此时段储能系统放电功率满足负荷需求；S230、此时段储能系统放电功率满足负荷需求。在上述方法中，所述余电利用模式判据为CES,w+CES,loss＜Cgrid,pur-Cgrid,sel式中，CES,w表示储能充放电1kWh的折算成本，CES,loss表示储能损耗电量成本，Cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，Cgrid,sel表示余电上网电价，余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量；假设蓄电池在全寿命周期内的累计放电总量固定，基于该假设，得到蓄电池放电1kWh的折旧成本为：式中，CES,rep表示储能更换成本，Qlifetime表示储能全寿命周期内的累计放电总量。所述电网套利模式判据为：CES,w+CES,loss＜Cgrid,pur-Cgrid,sel式中，CES,w表示储能充放电1kWh的折算成本，CES,loss表示储能损耗电量成本，Cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，Cgrid,sel表示余电上网电价，且余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量。在上述方法中，所述根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本与运维成本，折算系统净现值和度电成本：根据公式Cann,t＝Cann,cap+Cann,rep+Cann,om+Cann,ele+Cann,bas-Bsel-Bsub式中，Cann,cap为年资本成本，Cann,rep为年更换成本，Cann,om为年运维成本，Cann,ele为年度电电费成本，Cann,bas为年基本电费成本，Bsel为年售电收益，Bsub为补贴收益；年资本成本Cann,cap计算公式如下：Cann,cap＝Ccap·KCRF(r,TPro)上述式中，Ccap为所有设备的初始资金成本；KCRF(r,TPro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：式中，r为利率，TPro为项目周期。年更换成本Cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：式中，Crep为单次更换成本，Tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，Tsur为元件在项目结束时的剩余年限，KSF(r,Tcom)为元件周期的偿债基金因子，KSF(r,TPro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段；年度电电费成本Cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：式中，Wpur,i为第i小时向电网购电的电量，cpur,i为第i小时购电电价，我国各省在用电高峰、平段和低谷不同时段分别有不同的电价价格，需要根据系统的运行情况将全年8760小时的度电电费相加；年基本电费成本Cann,bas用于表示在我国大工业用户采用两部制电价时所支付的基本容量电费，本专利技术算例中按当月最大负荷需量标准计算：式中，Pmax,j为第j月当月用电高峰15分钟平均最大负荷容量，cbas为两部制电价中按月收取的基本电费电价；年售电收益Bsel用于表示当“分布式光伏+储能”用户系统将剩余电量上网卖给电网的收益，计算公式为：式中，Wsel,i为第i小时向电网售电的电量，csel为电网回购电价；补贴收益Bsub主要本文档来自技高网...

【技术保护点】
含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法，其特征在于，包括以下步骤：根据典型日的光照、负荷、电价数据与SOC阀值，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本；输出优化的储能运行策略和优化的成本收益计算结果。

【技术特征摘要】
1.含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法，其特征在于，包括以下步骤：根据典型日的光照、负荷、电价数据与SOC阀值，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本；输出优化的储能运行策略和优化的成本收益计算结果。2.如权利要求1所述的价值评估方法，其特征在于，所述确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式具体包括以下步骤：根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量；和/或所述储能充放电模式为余电利用模式或电网套利模式。3.如权利要求2所述的价值评估方法，其特征在于，所述根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段具体包括以下步骤：S211、确定典型日光照、负荷、电价与SOC的数值；S212、确定典型日各时段净电荷与全天累计剩余电量；S213、确定储能充放电成本，并根据各时段的余电利用模式判据和电网套利模式判据，确定储能充放电模式；S214、按电网购电价格对时段进行排序，优先选择电价高时段作为余电利用模式的放电时段，直至剩余电量全部放完；S215、按电网购电价格对时段进行排序，选择电价低时段作为电网套利模式的充电时段，同时满足充电前后SOC0≤SOC；S216、输出充放电模式判断结果。4.如权利要求1所述的价值评估方法，其特征在于，所述根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量具体包括以下步骤：S221、确定运行日负载与光伏出力初始数据，设定储能初始时段i＝1；S222、判断储能是否处于余电利用模式下的充电模式，若不是，转S223；否则转S227；S223、判断储能系统是否处于电网套利模式下的充电模式，若不是，转S224；否则转S228；S224、判断储能系统是否处于余电利用模式下的放电模式，若不是，转S225；否则转S229；S225、判断储能系统是否处于电网套利模式下的放电模式，若不是，转S226；否则转S230；S226、判断是否i＞24，若大于，转S231，否则i加1，并转S222；S227、此时段净负荷小于0，且充电功率等于净负荷；S228、此时段储能系统按最大功率充电，且满足充电后SOC0≤SOC的值；S229、此时段储能系统放电功率满足负荷需求；S230、此时段储能系统放电功率满足负荷需求。5.如权利要求3所述的价值评估方法，其特征在于，所述余电利用模式判据为CES,w+CES,loss＜Cgrid,pur-Cgrid,sel式中，CES,w表示储能充放电1kWh的折算成本，CES,loss表示储能损耗电量成本，Cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，Cgrid,sel表示余电上网电价，余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量；假设蓄电池在全寿命周期内的累计放电总量固定，基于该假设，得到蓄电池放电1kWh的折旧成本为：式中，CES,rep表示储能更换成本，Qlifetime表示储能全寿命周期内的累计放电总量。所述电网套利模式判据为：CES,w+CES,loss＜Cgrid,pur-Cgrid,sel式中，CES,w表示储能充放电1kWh的折算成本，CES,loss表示储能损耗电量成本，Cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，Cgrid,sel表示余电上网电价，且余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量。6.如权利要求2所述的价值评估方法，其特征在于，所述根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本与运维成本，折算系统净现值和度电成本包括：根据公式Cann,t＝Cann,cap+Cann,rep+Cann,om+Cann,ele+Cann,bas-Bsel-Bsub式中，Cann,cap为年资本成本，Cann,rep为年更换成本，Cann,om为年运维成本，Cann,ele为年度电电费成本，Cann,bas为年基本电费成本，Bsel为年售电收益，Bsub为补贴收益；年资本成本Cann,cap计算公式如下：Cann,cap＝Ccap·KCRF(r,TPro)式中，Ccap为所有设备的初始资金成本；KCRF(r,TPro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：式中，r为利率，TPro为项目周期。年更换成本Cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：式中，Crep为单次更换成本，Tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，Tsur为元件在项目结束时的剩余年限，KSF(r,Tcom)为元件周期的偿债基金因子，KSF(r,TPro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段；年度电电费成本Cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：2式中...

【专利技术属性】
技术研发人员：洪博文，胡静，李琼慧，黄碧斌，王基，王建国，闫湖，谢国辉，徐瑞林，王彩霞，李俊杰，汪晓露，雷雪姣，李梓仟，刘佳宁，
申请(专利权)人：国家电网公司，国网能源研究院，国网重庆市电力公司电力科学研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11