一种储能系统的充放电状态确定方法和装置制造方法及图纸

本申请公开的储能系统的充放电状态确定方法和装置，考虑到电力市场的不确定性，运用鲁棒优化法研究储能系统参与预定市场如日前市场和实时市场时的最优运行策略，对储能系统参与预定市场时的运行策略进行了鲁棒优化，能够尽可能保证电力市场即使在最坏的价格情况下也有一定的利润水平预测。当操作人员面对电力市场信息不完整的情况下，可参考本申请设置储能电池的充放电状态，以获得更高的市场收入，并减少预测错误。

【技术实现步骤摘要】
一种储能系统的充放电状态确定方法和装置本申请要求于2021年05月26日提交中国专利局、申请号为202110578998.3、专利技术名称为“一种储能系统的充放电状态确定方法和装置”的中国专利申请的优先权，其全部内容通过引用结合在本申请中。
本申请属于储能管理
，尤其涉及一种储能系统的充放电状态确定方法和装置。
技术介绍
随着大规模储能(如蓄电池储能、新型储能)技术的发展，越来越多的储能系统集成到电网中。储能有助于提高电网或微电网的可靠性，平滑可再生能源发电的功率输出变化等。尽管储能具有所有有价值的功能，但是，对于储能调查者和操作员来说，在制定操作策略/运行策略时，最大限度地获取利益是最重要的考虑因素之一。多种类型电力市场价格的时间变化为储能提供了套利机会。一些研究侧重于储能在不同市场的联合自调度策略，通过套利和提供辅助服务来挖掘潜在的利润。研究结果表明，在合理的运营计划下，储能可以获得可观的市场收益。然而，电力市场中储能的套利潜力受到市场价格不确定性的严重影响，可能导致不合理的自调度结果，进而导致经济损失。因此，在市场价格不确定的情况下，为了保证满意的收益水平，对储能运行策略的鲁棒优化非常必要。
技术实现思路
有鉴于此，本申请提供了一种储能系统的充放电状态确定方法和装置，用于基于考虑电力市场中电价的不确定性，对储能系统(如蓄电池储能系统、新型储能系统等)参与预定市场(如参与日前市场和实时市场)时的运行策略进行鲁棒优化，使得能够保证电力市场即使在最坏的价格情况下也有一定的利润水平预测。具体技术方案如下：一种储能系统的充放电状态确定方法，包括：在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型；基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型；确定所述预期市场收益模型的约束条件；对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型包括储能系统的充放电状态变量；使用鲁棒参数调整对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型，得到储能系统在参与所述预定市场时的运行策略模型；其中，所述鲁棒参数表示储能系统运营商的风险等级偏好；基于所述运行策略模型，确定储能系统在参与所述预定市场时的充放电状态。可选的，所述预定市场包括日前市场和实时市场；所述在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型，包括：构建如下的电价的不确定预测价格模型：-δmax≤δt≤δmax；(2)其中，表示预期价格；表示预测价格，δt表示预测误差系数，δmax是预测误差的置信水平，表示最大预测误差范围。可选的，针对所述日前市场，所述基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型，包括：基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数；其中，所述最大最小预期市场收益目标函数由日前市场收益、实时市场预期收益和预期运营成本组成。可选的，所述构建储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数，包括：构建如下的储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数：其中，BD表示制定日前市场运营决策时的预期收益；BDAM、和CD分别表示日前市场的预期收益、实时市场的预期收益和预期运营成本；Ωt表示不确定性参数ζt的集合；和分别表示t时刻日前市场的充电价格和放电价格；和分别表示t时刻日前市场的充电率和放电率；和分别表示t时刻增加发电量和减少发电量的预测市场价格，且都与不确定性参数ζt有关；和分别表示t时刻实时市场减少的发电量和增加的发电量；Δt表示时间间隔；co表示单位运行成本；ΔEt表示t时刻储能系统能量的预期变化。可选的，所述确定所述预期市场收益模型的约束条件，包括：确定所述预期市场收益模型的充/放电率约束、荷电状态约束和剩余能量约束。可选的，所述确定所述预期市场收益模型的充/放电率约束、荷电状态约束和剩余能量约束，包括：为所述预期市场收益模型确定如下的充/放电率约束：-PN≤PD，t≤PN；(12)其中，PN为储能系统的额定充/放电功率；PD，t为t时刻的总充/放电率；和为布尔变量，分别表示日前市场t时刻储能系统的充放电状态和实时市场t时刻发电量的增减状态；为所述预期市场收益模型确定如下的荷电状态约束：SOCmin≤SOCt≤SOCmax；(16)其中，ut是一个布尔变量，表示t时刻储能系统的实际充/放电状态；ηc和ηd分别表示充电效率和放电效率；EN表示储能系统的额定容量；SOCmax和SOCmin分别表示SOC的最大值和最小值；为所述预期市场收益模型确定如下的剩余能量约束：|SOC0-SOCT|≤ΔS；(17)其中，SOC0表示初始的SOC，SOCT表示储能系统周期结束时的SOC值，ΔS是一个非常小的常数。可选的，所述使用鲁棒参数调整对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型，得到储能系统在参与所述预定市场时的运行策略模型，包括：采用变量ut将计算式(6)调整表示为如下计算式：使用鲁棒参数γ将计算式-δmax≤δt≤δmax调整为如下计算式：-γδmax≤δt≤γδmax；(19)基于调整后的上述计算式，构建得到储能系统在参与日前市场时的如下运行策略模型：其中，γ∈[0，1]，式(20)中的(1)～(5)表示上述的计算式(1)～(5)，(7)～(19)表示上述的计算式(7)～(19)。一种储能系统的充放电状态确定装置，包括：预测价格模型构建单元，用于在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型；预期市场收益模型构建单元，用于基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型；约束确定单元，用于确定所述预期市场收益模型的约束条件；对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型包括储能系统的充放电状态变量；鲁棒优化单元，用于使用鲁棒参数调整对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型，得到储能系统在参与所述预定市场时的运行策略模型；其中，所述鲁棒参数表示蓄能系统运营商的风险等级偏好；状态确定单元，用于基于所述运行策略模型，确定储能系统在参与所述预定市场时的充放电状态。可选的，针对所述日前市场，所述预期市场收益模型构建单元，具体用于：基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数；所述最大最小预期市场收益目标函数由日前市场收益、实时市场预期收益和预期运营成本组成。可选的，所述约束确定单元，具体用于：确定所述预期市场收益模型的充/放电率约束、荷电状态约束和剩余能量约束。根据以上陈述本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种储能系统的充放电状态确定方法，其特征在于，包括：/n在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型；/n基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型；/n确定所述预期市场收益模型的约束条件；对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型包括储能系统的充放电状态变量；/n使用鲁棒参数调整对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型，得到储能系统在参与所述预定市场时的运行策略模型；其中，所述鲁棒参数表示储能系统运营商的风险等级偏好；/n基于所述运行策略模型，确定储能系统在参与所述预定市场时的充放电状态。/n

【技术特征摘要】
20210526 CN 20211057899831.一种储能系统的充放电状态确定方法，其特征在于，包括：
在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型；
基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型；
确定所述预期市场收益模型的约束条件；对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型包括储能系统的充放电状态变量；
使用鲁棒参数调整对应于所述约束条件的所述预期市场收益模型，得到储能系统在参与所述预定市场时的运行策略模型；其中，所述鲁棒参数表示储能系统运营商的风险等级偏好；
基于所述运行策略模型，确定储能系统在参与所述预定市场时的充放电状态。


2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预定市场包括日前市场和实时市场；
所述在给定市场价格预测置信区间下，构建电价的不确定预测价格模型，包括：
构建如下的电价的不确定预测价格模型：



-δmax≤δt≤δmax；(2)
其中，表示预期价格；表示预测价格，δt表示预测误差系数，δmax是预测误差的置信水平，表示最大预测误差范围。


3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，针对所述日前市场，所述基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与预定市场时的预期市场收益模型，包括：
基于所述不确定预测价格模型，构建储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数；
其中，所述最大最小预期市场收益目标函数由日前市场收益、实时市场预期收益和预期运营成本组成。


4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述构建储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数，包括：
构建如下的储能系统在参与日前市场时的最大最小预期市场收益目标函数：












其中，BD表示制定日前市场运营决策时的预期收益；BDAM、和CD分别表示日前市场的预期收益、实时市场的预期收益和预期运营成本；Ωt表示不确定性参数ζt的集合；和分别表示t时刻日前市场的充电价格和放电价格；和分别表示t时刻日前市场的充电率和放电率；和分别表示t时刻增加发电量和减少发电量的预测市场价格，且都与不确定性参数ζt有关；和分别表示t时刻实时市场减少的发电量和增加的发电量；Δt表示时间间隔；co表示单位运行成本；ΔEt表示t时刻储能系统能量的预期变化。


5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述确定所述预期市场收益模型的约束条件，包括：
确定所述预期市场收益模型的充/放电率约束、荷电状态约束和剩余能量约束。


6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述确定所述预期市场收益模型的充/放电率约束、荷电状态约束和剩余能量约束，包括：
为所述预期市场收益模型确定如下的充/放电率约束：

【专利技术属性】
技术研发人员：孙轶恺，张利军，俞楚天，徐谦，王洪良，潘婷，杨侃，孙秋洁，伍耘湘，叶耀程，袁翔，范明霞，庄峥宇，李圆，
申请(专利权)人：国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，
类型：发明
国别省市：浙江;33