一种基于共享聚合的分布式抽水蓄能容量优化配置方法与流程

本发明涉及配电网储能规划、抽水蓄能优化配置及电力市场综合运营，尤其涉及一种基于共享聚合的分布式抽水蓄能容量优化配置方法。

背景技术：

1、随着风电、光伏等新能源在配电网中的接入比例不断提高，新能源出力的随机性、波动性和间歇性使配电网净负荷波动加剧，容易引起局部新能源消纳不足、峰谷差增大以及节点电压越限等问题。抽水蓄能作为一种具备削峰填谷、调频调压、备用支撑及促进新能源消纳能力的储能方式，已成为提升电力系统灵活性的重要技术路径。然而，现有抽水蓄能容量配置方法多面向大型集中式电站或区域级电网调度场景，对于依托配电网侧小水库、湖泊或坑塘等资源建设的分布式抽水蓄能，仍存在物理运行约束考虑不足、收益渠道单一、投资回收周期较长以及配电网接入安全性校验不充分等问题。

2、为解决上述问题，中国发明专利cn114707403b提出了一种基于抽水蓄能调节的地区配电网多能源协调优化调度方法。该方法通过构建风电、光伏、小水电和负荷在典型周的功率曲线，以系统总成本、抽蓄建设成本和剩余负荷波动为优化目标，得到抽水蓄能容量配置及多能源协调调度方案。然而，该专利主要侧重于地区配电网中风电、光伏、小水电和抽水蓄能的协调调度，重点在于提升多能源系统运行经济性和新能源消纳能力；对于配电网侧分布式抽水蓄能依托小型水库资源改造形成的场景，其容量配置与共享运营、市场收益测算及配电网接入安全校验之间的协同关系仍有进一步完善空间。在共享储能配置方面，中国发明专利cn114256836b提出了一种新能源电站共享储能的容量优化配置方法。该方法面向新能源电站群分散式共享储能架构，设计储能共享机制，建立考虑上网电量收益和共享储能收益的合作博弈模型，并利用粒子群算法求解储能优化配置结果。然而，该专利主要面向新能源电站群之间的共享储能配置，侧重于不同新能源场站之间的合作共享和储能建设规模优化；对于分布式抽水蓄能这类受水库库容、抽水发电工况转换、站址资源和配电网接入节点共同约束的储能形式，其方法的适配性仍存在不足。

3、综上所述，现有技术虽然分别在抽水蓄能优化调度和共享储能容量配置方面提出了相应方法，仍缺乏一种基于共享聚合运营机制的配电网分布式抽水蓄能容量优化配置方法，难以将源荷时序波动、抽水蓄能物理运行约束、多元收益评估、容量规划与日内运行调度以及配电网接入安全校验进行统一协调。因此，如何提供一种基于共享聚合的配电网分布式抽水蓄能容量优化配置方法，以提升分布式抽水蓄能容量配置方案的经济性、调节性和配电网运行安全性，成为亟待解决的问题。

技术实现思路

1、本发明提供一种基于共享聚合的分布式抽水蓄能容量优化配置方法，以克服针对高比例新能源接入配电网后净负荷波动增强、分布式抽水蓄能投资回收困难、收益渠道单一以及配电网接入运行安全约束考虑不足的技术问题。

2、为了实现上述目的，本发明的技术方案是：

3、一种基于共享聚合的分布式抽水蓄能容量优化配置方法，具体包括步骤：

4、s1：获取分布式抽水蓄能容量优化配置所需的基础数据；

5、且所述基础数据包括配电网负荷数据、风电出力数据、光伏出力数据、抽水蓄能电站参数、市场价格参数、投资建设成本参数及运行维护成本参数；

6、s2：根据配电网负荷数据、风电出力数据以及光伏出力数据，对全年源荷时序数据进行典型日场景提取，获取多个典型日场景；基于各典型日场景在全年样本中的发生概率或时间权重，进行全年时序生产模拟等效处理获取全年等效运行评价结果；

7、s3：根据抽水蓄能电站参数，构建分布式抽水蓄能抽水、发电以及水库库容动态演变模型，获取抽水蓄能的等效综合发电功率与等效综合抽水功率；

8、s4：基于市场价格参数、投资建设成本参数以及运行维护成本参数，构建分布式抽水蓄能综合经济评价模型；

9、s5：基于步骤s2至步骤s4以系统年化综合净成本与调节后余负荷功率日均波动方差为优化目标，构建分布式抽水蓄能容量优化配置模型；

10、s6：求解分布式抽水蓄能容量优化配置模型以获得帕累托非劣解集；采用模糊集理论对帕累托非劣解集中的帕累托非劣解进行综合评价，获取分布式抽水蓄能容量配置推荐方案。

11、进一步的，所述s2具体包括步骤：

12、s21：对全年源荷时序数据进行典型日场景提取，获取日尺度源荷特征向量；且所述日尺度源荷特征向量包括每一个自然日所对应的配电网负荷数据、风电出力数据以及光伏出力数据；

13、s22：对日尺度源荷特征向量进行归一化处理；

14、s23：基于s22结合k-means聚类算法，对日尺度源荷特征向量进行聚类处理，获取若干聚类簇；根据聚类簇定义多个典型日场景；

15、且所述k-means聚类算法的聚类目标函数为：

16、（1）

17、式中：表示聚类目标函数值；表示聚类类别数；表示第个聚类簇，即被划分至第类的日尺度源荷特征向量集合；表示经归一化处理后的第个日尺度源荷特征向量；表示第类样本的聚类中心；

18、s24：基于专家库根据聚类簇所包含的日尺度源荷样本数量，确定对应典型日场景在全年样本中的发生概率或时间权重，并基于发生概率或时间权重进行全年时序生产模拟等效处理，获取全年等效运行评价结果；

19、且所述全年等效运行评价结果的表达式为：

20、（2）

21、式中：表示全年等效运行评价指标；表示全年运行天数；表示第类类典型日场景的发生概率或时间权重；表示第类典型日场景下的日运行评价结果。

22、进一步的，s3中构建分布式抽水蓄能抽水、发电以及水库库容动态演变模型，其表达式为：

23、（3）

24、（4）

25、（5）

26、（6）

27、（7）

28、（8）

29、式中：表示时刻抽蓄机组的等效综合抽水功率；与分别表示时刻时刻电能量市场抽水功率与调频备用市场申报的抽水功率；表示时刻抽水流量；表示抽水工况下的流速功率比；表示水泵运行效率；表示管道效率；表示代表水的密度；表示标准重力加速度；表示抽蓄机组设计水头高度；表示时刻抽蓄机组的等效综合发电功率；与分别表示抽水蓄能在时刻电能量市场发电功率与调频备用市场申报的发电功率；表示时刻发电流量；表示发电工况下的流速功率比；表示发电机组运行效率；表示时刻的上游水库的蓄水体积；表示时刻的上游水库的蓄水体积；表示单位调度时长；表示上游水库的最大库容。

30、进一步的，s4中构建的分布式抽水蓄能综合经济评价模型，包括配储容量共享收益模型、电能量市场低储高发套利收益模型、主网辅助服务市场调频与备用收益模型、用户需量控制收益模型以及全寿命周期成本模型；

31、所述配储容量共享收益模型的表达式为：

32、（9）

33、式中：表示电站日均容量替代收益；表示区域市场核定的分布式储能容量租赁准；表示电站配置的总装机有功容量；表示功率单位换算常数；表示容量隔离分配系数；表示自然年总天数；

34、所述电能量市场低储高发套利收益模型的表达式为：

35、（10）

36、式中：表示电站单日低储高发净收益；表示全天调度时段总数；表示时段的工商业分时节点电价；表示抽水购电价格的保底折扣系数；表示单位调度时长；

37、所述主网辅助服务市场调频与备用收益模型的表达式为：

38、（11）

39、式中：表示单日主网辅助服务总收益；表示调频容量补偿价格；表示备用容量补偿价格；表示时刻申报的系统备用容量；与分别表示调频容量与备用容量的客观中标出清概率系数；表示时刻调频里程价格的日前预测值；表示调频里程与调频容量之比；表示调频指令在实际运行中的触发动作概率系数；

40、所述用户需量控制收益模型的表达式为：

41、（12）

42、式中：表示单日最大需量管理分成收益；表示利益分成系数；表示未投入抽蓄电站前用户侧最大需量负荷功率；表示抽蓄参与削峰填谷后，用户侧的最大需量负荷功率；表示折算至单日维度的工商业最大需量基本电费单价；

43、所述全寿命周期成本模型的表达式为：

44、（13）

45、（14）

46、（15）

47、（16）

48、（17）

49、式中：表示电站初始投资总成本；表示上游库容每立方米建造成本单价；表示库容体积；表示装机容量每千瓦单价；表示机组装机容量；表示全寿命周期运行维护成本总现值；表示电站整体项目工程评估年限；表示库容单位体积的年均维护成本；表示机组装机容量的单位年均运维成本；表示项目的资金贴现率；表示项目运营的具体年份序列；表示全寿命周期内机组替换成本总现值；表示水泵水轮机组单次替换的单位千瓦造价；表示机组全寿命周期；表示工程年限内需进行的完整替换次数；表示中间参量；表示分布式抽蓄电站的年化等额综合成本。

50、进一步的，s5中构建的分布式抽水蓄能容量优化配置模型包括以系统年化综合净成本与调节后余负荷功率日均波动方差为优化目标的目标函数与约束条件；

51、且所述目标函数包括以系统年化综合净成本最小为优化目标，构建的经济性目标函数；与以调节后余负荷功率日均波动方差最小为优化目标，构建的技术性目标函数；

52、所述经济性目标函数的表达式为：

53、（18）

54、式中：表示基于分布式抽蓄电站的年化等额综合成本与全年等效运行评价结果，所得到的系统年化综合净成本；表示典型场景总数；表示典型日场景编号；表示第个典型场景的全年时间权重天数；分别表示第个场景下单日模型求得的电量套利、配储共享、辅助服务与需量管理的净收益且为第个场景下单日模型下的日运行评价结果；表示分布式抽蓄电站包含重置与运维在内的年化等额投资总成本；

55、所述技术性目标函数的表达式为：

56、（19）

57、（20）

58、（21）

59、式中：分别表示第个场景下时刻配电网的原始基础负荷、风电出力以及光伏出力；表示抽水蓄能接入前的配电网系统不平衡净负荷功率；与分别表示第个场景下时刻抽蓄系统的等效综合发电功率与等效综合抽水功率；表示引入分布式抽水蓄能进行削峰填谷调节后的等效余负荷功率；

60、所述约束条件包括抽蓄容量约束、运行功率上下限约束、抽水发电状态约束、储能系统能量演变与荷电状态约束以及配电网节点功率平衡与交互限制约束；

61、所述抽蓄容量约束为：

62、（22）

63、（23）

64、式中：分别表示上游库容上限与装机容量上限；

65、所述运行功率上下限约束为：

66、（24）

67、（25）

68、（26）

69、（27）

70、式中：分别表示第个场景下时刻的电能量市场发电功率、调频市场发电备用容量以及事故备用发电容量；分别表示电能量市场抽水功率与调频市场抽水备用容量；表示装机容量；

71、所述抽水发电状态约束为：

72、（28）

73、（29）

74、（30）

75、（31）

76、（32）

77、（33）

78、（34）

79、所述储能系统能量演变与荷电状态约束为：

80、（35）

81、（36）

82、（37）

83、式中：表示第个场景下时刻的抽水流量；表示第个场景下时刻的发电流量；表示第个场景下时刻的上游水库的蓄水体积；表示表示第个场景下时刻的上游水库的蓄水体积；

84、所述配电网节点功率平衡与交互限制约束为：

85、（38）。

86、进一步的，所述s6具体包括步骤：

87、s61：将分布式抽水蓄能电站装机容量和上游库容体积作为容量决策变量；采用nsga -ii算法对构建的分布式抽水蓄能容量优化配置模型进行多目标容量寻优，获取帕累托非劣解集；

88、且所述帕累托非劣解集中每一个帕累托非劣解，对应一组容量决策变量的容量配置方案；

89、s62：采用模糊集理论对帕累托非劣解集中的帕累托非劣解进行综合评价，具体包括：

90、s621：采用线性梯形模糊隶属度函数，结合分布式抽水蓄能容量优化配置模型的目标函数，获取帕累托非劣解集中各帕累托非劣解的目标满意度；

91、且所述目标满意度的表达式为：

92、（39）

93、式中：表示第个容量配置方案对应的第个目标函数值；分别表示帕累托非劣解集中第个目标函数的最小值与最大值；表示第个容量配置方案在第个目标函数上的满意度；

94、s622：基于各帕累托非劣解的目标满意度，获取各容量配置方案的综合评价满意度；且所述综合评价满意度的表达式为：

95、（40）

96、式中：表示第个容量配置方案的综合评价满意度；表示帕累托非劣解集中容量配置方案总数；表示目标函数总数，其包括经济性目标函数和技术性目标函数且；

97、s63：选择综合评价满意度最高的配置方案，作为分布式抽水蓄能容量配置推荐方案。

98、本发明提供了一种基于共享聚合的分布式抽水蓄能容量优化配置方法，有益效果如下：

99、（1）本发明基于负荷、风电和光伏历史时序数据提取典型日场景，并进行全年时序生产模拟等效处理获取全年等效运行评价结果，能够在降低全年逐时计算量的同时保留源荷波动特征，提高容量配置结果对不同运行场景的适应性；

100、（2）本发明构建了分布式抽水蓄能抽水工况、发电工况及水库库容动态演变模型，并通过抽水发电状态约束、库容上下限约束和首末库容平衡约束限定运行边界，能够使容量配置结果符合抽水蓄能电站的实际物理运行过程；

101、（3）本发明引入共享储能和聚合商协同运营机制，即将配储容量共享收益模型、电能量市场低储高发套利收益模型、主网辅助服务市场调频与备用收益模型以及用户需量控制收益模型纳入综合收益评价，能够改善分布式抽水蓄能收益评价不完整的问题；

102、（4）本发明将全寿命周期投资成本与多元收益共同纳入经济性目标，并以调节后余负荷功率日均波动方差作为技术性目标，能够在项目经济性和配电网运行平滑性之间取得折中；

103、（5）本发明采用nsga -ii算法求解分布式抽水蓄能容量优化配置模型以获得帕累托非劣解集，并采用模糊集理论对帕累托非劣解集中的帕累托非劣解进行综合评价，获取分布式抽水蓄能容量配置推荐方案，能够实现容量配置与日内运行调度之间的联动，提高容量配置方案的可执行性。