一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法技术方案

本发明专利技术提出一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，基于储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，在现有市场价格机制下，基于优先选择获取高收益的原则，比较储能系统参与获取不同收益的经济性，按照储能系统参与延缓电网升级改造收益、提升供电可靠性收益、参与电能量市场收益、参与辅助服务市场收益的先后顺序，确定t时的储能运行功率及持续时间，最终确定各天各小时的储能系统运行情况。

【技术实现步骤摘要】
一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法
本专利技术属于储能系统运行
，尤其涉及一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法。
技术介绍
为应对能源危机与环境污染的双重压力，大量风电、光伏等清洁电源以及电动汽车、电采暖等再电气化设备接入电网，导致电网备用需求、峰谷差、调峰压力显著增大。由于储能系统(energystorage，ES)优良的调节性能，其作为一种新技术参与系统调峰越来越受到关注。目前，储能系统可以集中地配置在电源侧或高压电网中，也可以分布式形式接入配电网。储能系统的分布式接入可以就近平抑负荷，能够更有效地降低电源和电网的投资，改善系统运行性能，提升运行经济性。对于用户侧储能来说，若在市场机制下，通过优化储能系统运行，最大化储能配置效益，不仅可促进用户侧健康发展，也能推进用户侧ES的应用。目前，国内外学者针对储能系统优化运行及其可获得效益已进行了深入的研究。研究表明：通过配置储能系统获得收益，其效益大小与投资主体、设备容量、市场机制、运行策略都密切相关。由于电网企业不能参与调峰，因此其配置储能系统的主要目的是平抑源荷波动，以减小网损、降低负荷峰谷差、延缓升级改造。在中压馈线上配置储能系统以应对大量用户自建分布式光伏的影响，该方法综合考虑可靠性、降损、延缓升级改造、环境等效益，以经济性最优为目标，建立了考虑运行策略的ES优化配置模型。结果表明：基于可变运行策略，储能系统可以在可靠性和经济性博弈中获得最大收益。为应对分布式并网带来的波动性风险，以系统灵活性不足风险成本最小为目标优化储能系统运行，计及储能投资、储能充放电成本、开关操作成本、有载调压变压器档位调节成本和灵活性不足风险等多项成本，配置储能的容量及位置。上述研究均以电网公司为储能投资主体，通过优化储能运行，解决分布式电源并网带来的多种负面影响，以进一步提升配电网的性能。而用户侧储能投资更注重从市场获取收益。光储联合系统投资商通过光伏和储能的协调运行获得降低发电损失和低储高发收益，收益大小与光伏上网、配电网分时电价、储能充放电成本、政府补贴和本地负荷有关。虽然此时光储的配置可能会减少网损，但第三方无法获取该部分收益。基于两部制分时电价，以储能系统全寿命周期内的净收益为目标配置用户侧储能的额定功率及容量，综合考虑电费的减少值、低储高发的价格套利、降低的变压器成本和储能回收价值。可见，以第三方为投资主体的储能系统大多更加关注储能运行的综合效益情况。综上，无论配电网还是用户侧投资储能，两者都强调了运行策略对储能可实现效能的重要性，并采用双层优化，以下层的运行优化实现运行效益最大化。由于各种收益的获取与年、日、时不同时间尺度负荷和电价有关，且不同收益应具有策略优先级，而现有研究中下层运行优化只是以日运行效益最优为目标，无法实现不同时间尺度全局协调优化。
技术实现思路
为此，本专利技术针对用户侧储能系统，提出了一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，解决了已有针对运行策略的研究中存在的无法实现不同时间尺度全局协调优化的问题。该方法包括：建立储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，所述储能系统设备成本模型包括储能系统投资建设成本模型和计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型，所述储能系统设备运行收益模型包括延缓电网升级改造收益模型、提升供电可靠性收益模型、电能量市场收益模型、辅助服务市场收益模型；对于一个特定的电网，在自身负荷特性、充裕性和外部价格机制一定条件下，其优化运行策略是明确的，以此为基础通过优化配置获得延缓电网升级改造的ES容量A1、提升供电可靠性的ES容量A2和参与市场收益配置的ES容量A3的大小，并可反推出与A1和A2对应的负荷特性P1和P2，基于所述储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，在现有市场价格机制下，基于优先选择获取高收益的原则，比较储能系统参与获取不同收益的经济性，按照储能系统参与延缓电网升级改造收益、提升供电可靠性收益、参与电能量市场收益、参与辅助服务市场收益的先后顺序，确定t时的储能运行功率及持续时间，最终确定各天各小时的储能系统运行情况。进一步，储能系统投资建设成本模型由式(1)和(2)表示Cinv＝-(A·ccons+ESP·ccyber)(1)A＝A1+A2+A3(2)式中，A为储能系统(ES)配置总容量，A1、A2和A3分别是为延缓电网升级改造、提升供电可靠性和参与市场收益配置的ES容量，ESP为ES额定总功率，Cinv为储能系统投资建设成本，ccons为储能系统的单位建设成本，ccyber为储能系统的单位软件配置成本；进一步，计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型由式(3)表示，式中，Cm为充放电损耗成本，Nanu为年总天数，Nt为一天的时段数，k为电能损耗系数，Δt为时间间隔，PES(n,j)为第n天第j个时段内ES的调度功率，θ为老化系数，ndc为ES已完成的充放电次数，Ndcm为ES的循环寿命。进一步，根据尖峰负荷削减高度ΔPpeak建立ES延缓电网升级改造收益模型，表示为：式中，Rupd为延缓电网升级改造收益，csub为单位功率变电站及线路的建设成本，ΔTdelay为电网缓建年数，λ为配置ES实现的削峰率，τ为峰值负荷的年增长率，Pm为配置储能系统前的最大峰荷，Pmax(n)为第n天的负荷尖峰值，Nanu为年总天数。进一步，要获得延缓电网升级改造收益还需满足以下约束：容量约束：在第n天放电起始时间t1S(n)时A1容量ES剩余容量需大于等于第n天削峰所需ES容量；放电约束：日负荷高于P1时A1容量ES需以当时负荷与P1的差值出力，如式(14)所示，其他时刻A1容量ES为延缓电网升级改造的出力为0，P1ES(n,t)＝max(0，Pload(n,t)-P1)(8)式中，P1ES(n,t)为第n天t时A1容量ES的出力；充电约束：在放电后的谷时段ES可依据总额定功率ESP充电，将第n天的负荷削减至P1所需的充电时间如式(15)所示；tch1(n)＝A1(n)/(ESP·η)(9)式中，tch1(n)为A1容量ES参与第n天延缓电网升级改造所需的充电时间，ESP为储能总额定功率，η为充放电效率。进一步，A2容量ES一年内获取提升供电可靠性收益的数学模型为：pd(n)＝t2(n)/24(11)t2(n)＝min(tfault(d),td(n))(12)Prel,d(n,t)＝min(ESP2,max(0,Pload(n,t)-Pcap,d))(14)式中，Rrel为提升供电可靠性收益，pd(n)为第n天设备d故障时实际对系统产生影响的概率，fd为第d个设备的故障概率，ΔSrel(n,d)为第n天第d个设备故障时用于恢复失电负荷的ES容量，closs为单位用户停电损失，t2(n)为第n天的故障影响持续时间，tfault(d)为设备d的故障时间，本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：/n建立储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，所述储能系统设备成本模型包括储能系统投资建设成本模型和计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型，所述储能系统设备运行收益模型包括延缓电网升级改造收益模型、提升供电可靠性收益模型、电能量市场收益模型、辅助服务市场收益模型；对于一个特定的电网，在自身负荷特性、充裕性和外部价格机制一定条件下，其优化运行策略是明确的，以此为基础通过优化配置获得延缓电网升级改造的ES容量A

【技术特征摘要】
1.一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：
建立储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，所述储能系统设备成本模型包括储能系统投资建设成本模型和计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型，所述储能系统设备运行收益模型包括延缓电网升级改造收益模型、提升供电可靠性收益模型、电能量市场收益模型、辅助服务市场收益模型；对于一个特定的电网，在自身负荷特性、充裕性和外部价格机制一定条件下，其优化运行策略是明确的，以此为基础通过优化配置获得延缓电网升级改造的ES容量A1、提升供电可靠性的ES容量A2和参与市场收益配置的ES容量A3的大小，并可反推出与A1和A2对应的负荷特性P1和P2，基于所述储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，在现有市场价格机制下，基于优先选择获取高收益的原则，比较储能系统参与获取不同收益的经济性，按照储能系统参与延缓电网升级改造收益、提升供电可靠性收益、参与电能量市场收益、参与辅助服务市场收益的先后顺序，确定t时的储能运行功率及持续时间，最终确定各天各小时的储能系统运行情况。


2.根据权利要求1所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：所述储能系统投资建设成本模型由式(1)和(2)表示
Cinv＝-(A·ccons+ESP·ccyber)(1)
A＝A1+A2+A3(2)
式中，A为储能系统(ES)配置总容量，A1、A2和A3分别是为延缓电网升级改造、提升供电可靠性和参与市场收益配置的ES容量，ESP为ES额定总功率，Cinv为储能系统投资建设成本，ccons为储能系统的单位建设成本，ccyber为储能系统的单位软件配置成本；
所述计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型由式(3)表示，



式中，Cm为充放电损耗成本，Nanu为年总天数，Nt为一天的时段数，k为电能损耗系数，Δt为时间间隔，PES(n,j)为第n天第j个时段内ES的调度功率，θ为老化系数，ndc为ES已完成的充放电次数，Ndcm为ES的循环寿命。


3.根据权利要求2所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：根据尖峰负荷削减高度ΔPpeak建立ES延缓电网升级改造收益模型，表示为：












式中，Rupd为延缓电网升级改造收益，csub为单位功率变电站及线路的建设成本，ΔTdelay为电网缓建年数，λ为配置ES实现的削峰率，τ为峰值负荷的年增长率，Pm为配置储能系统前的最大峰荷，Pmax(n)为第n天的负荷尖峰值，Nanu为年总天数。


4.根据权利要求3所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：要获得延缓电网升级改造收益还需满足以下约束：
容量约束：在第n天放电起始时间t1S(n)时A1容量ES剩余容量需大于等于第n天削峰所需ES容量；
放电约束：日负荷高于P1时A1容量ES需以当时负荷与P1的差值出力，如式(14)所示，其他时刻A1容量ES为延缓电网升级改造的出力为0，
P1ES(n,t)＝max(0,Pload(n,t)-P1)(8)
式中，P1ES(n,t)为第n天t时A1容量ES的出力；
充电约束：在放电后的谷时段ES可依据总额定功率ESP充电，将第n天的负荷削减至P1所需的充电时间如式(15)所示；
tch1(n)＝A1(n)/(ESP·η)(9)
式中，tch1(n)为A1容量ES参与第n天延缓电网升级改造所需的充电时间，ESP为储能总额定功率，η为充放电效率。


5.根据权利要求2所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：A2容量ES一年内获取提升供电可靠性收益的数学模型为：



pd(n)＝t2(n)/24(11)
t2(n)＝min(tfault(d),td(n))(12)



Prel,d(n,t)＝min(ESP2,max(0,Pload(n,t)-Pcap,d))(14)



式中，Rrel为提升供电可靠性收益，pd(n)为第n天设备d故障时实际对系统产生影响的概率，fd为第d个设备的故障概率，ΔSrel(n,d)为第n天第d个设备故障时用于恢复失电负荷的ES容量，closs为单位用户停电损失，t2(n)为第n天的故障影响持续时间，tfault(d)为设备d的故障时间，td(n)为第n天负荷高于Pcap,d的持续时间，Prel,d(n,t)为第n天t时第d个设备故障时ES的可输出功率，Pcap,d为第d个变压器故障时系统的供电能力，PT,j为第j个变压器的供电能力，Ns为有联络的变电站数量，αk为第k个变电站的负载率，PS,k为第k个变电站的总供电能力。


6.根据权利要求5所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：获得提升可靠性收益的约束条件为：当日最大负荷大于P2时，一旦系统发生故障，储能系统则按照当前缺供负荷大小出力。


7.根据权利要求2所述的一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，其特征在于：储能系统参与电能量市场可获得收益包...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘文霞，杨梦瑶，张舒婷，
申请(专利权)人：华北电力大学，
类型：发明
国别省市：北京;11