一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法与流程

1.本发明涉及新能源发电技术领域，具体涉及一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法。


背景技术：

2.新能源发电一定程度上缓解了因负荷增长而带来的供电压力，但是不稳定的供电功率波动一定程度上加大电网调度难度，发电计划的可靠度必须得到保证。国家能源局及电网调度管理部门都对新能源并网发电行为进行发文规范。此外，国际上好多国家也对新能源发电计划不准的问题提出了惩罚标准，这些都促使了发电运营商穷尽各种办法来提高发电计划上报数据的可靠度。其中联合储能的新能源发电系统几乎成为新能源并网发电的标配。然而储能的过充过放，不易控制的特性一直使得其在新能源发电领域的应用问题频现。急需配套的能量管理策略来推进风光储为代表的新能源并网发电的推广应用。
3.现有文献对于储能在计划偏差补偿应用的能量管理研究较少，而对于平抑技术研究较多，实际应用显示可靠的能量管理在新能源系统运行中起着很大的作用。如果新能源调度计划偏差的分布特性与负荷变化的特性相吻合，这种功率偏差将有助于电网调峰。但是，如果调度功率值高于用电高峰期的实际值，则必须消除这种情况。因此，在储能容量动态分配时，必须考虑负荷变化周期。此外，除高峰时段外，偏差修正可参考负荷变化趋势，进行适当调整，充分发挥储能配置功能，减少充放电交换次数，提高使用寿命。当然，调度行为和收入成本也在一定程度上受到负荷变化的影响，用电行为也在发生变化。可以综合考虑计划偏差和调度行为来确定储能功率调度量。可将高峰用电中因计划偏差引起的放电需要转为用电低谷充电需求，负荷增加期间的充放电需求可转为负荷期间的充电需求。


技术实现要素：

4.为了解决上述问题，本发明提供了一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法。
5.本发明为实现上述发明目的，采取的技术方案如下：
6.一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法，包括以下步骤：
7.步骤1、根据未来24小时的天气预报及以往年代相似天气条件新能源运行的历史数据，进行日前发电预测，得到未来24小时的新能源发电计划功率，再根据不同风速区间及光强对应的预测偏差对未来24小时的新能源发电计划功率进行偏差估计，连续24小时计划功率的偏差预测数据对时间积分，从而获取新能源发电日前调度计划偏差补偿所需的储能荷电状态初始值；
8.步骤2、考虑储能系统安全工作范围，修正储能荷电状态初始值，判断需要充电情况，利用电网负荷低谷充电；新能源发电日前调度计划有盈余情况下，进行充满，用电高峰时段则盈余的电量反馈电网；
9.步骤3、根据储能系统实际荷电状态变化情况，判断补偿额度的满足条件；当储能
系统的可充可放电量完全满足需补偿的额度，则执行全额补偿，储能系统的功率给定值即为当前的功率计划偏差值；当储能系统可充或可放电量不足以满足当前需补偿功率偏差情况下，则结合当前负荷所处时段、偏差极性、负荷变化趋势，选择不同的适应度因子，进行偏差补偿量的修正，确保偏差控制在新能源发电计划预报准确度范围以内。
10.作为本发明的优选技术方案：所述步骤3中，考虑负荷适应度的偏差补偿修正量取决于不同工作场景下的适应度因子，当适应度因子引进后，需要储能系统吞吐功率仍然超过储能系统当前所能提供的实际功率；或者偏差补偿额度修正后，实际的未修正的偏差仍然很大，则选择启动备用储能系统。
11.作为本发明的优选技术方案：在基于新能源发电日前调度计划偏差设计储能初始荷电状态时，在储能荷电状态安全工作区间[0.2,0.8]内，利用储能系统闲置的冗余部分充满电量，负荷高峰时段回馈电网。
[0012]
本发明所述的一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法，采用以上技术方案与现有技术相比，具有以下技术效果：
[0013]
(1)在考虑电网负荷变化及电网供需平衡扰动因素下，对风光并网发电计划偏差实时补偿，可以有效降低电网备用容量配置需求，节省储能投资成本和运行成本。
[0014]
(2)考虑日前计划偏差情况下，联合考虑电网负荷变化与储能系统实际的荷电状态，利用符合适应度因子进行偏差补偿量的动态调节有效避免储能系统过充过放而缩短使用寿命。
[0015]
(3)采用日前调度荷电状态初始余量设计峰谷补策略，有助于提高发电运营商的经济收益，降低电网供电压力。
[0016]
(4)本发明能量管理方法较为简单灵活，便于工程技术人员学习使用，并且通用性较好，具有很好的市场推广应用价值。
附图说明
[0017]
图1所示为本发明一实施例的一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法示意图；
[0018]
图2所示为本发明一实施例的一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法中日负荷变化分析示意图；
[0019]
图3为本发明一实施例一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法中简单的负荷适应度因子取值示意图；
[0020]
图4为本发明一实施例一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法中风光并网发电计划与实际输出功率曲线对比图；
[0021]
图5为本发明一实施例一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法中计划功率偏差补偿过程中储能系统的运行荷电状态变化曲线图。
具体实施方式
[0022]
下面结合附图详细的描述本发明的作进一步的解释说明,以使本领域的技术人员可以更深入地理解本发明并能够实施,但下面通过参考实例仅用于解释本发明,不作为本发明的限定。
[0023]
如图1所示，一种风光互补功率计划偏差动态补偿储能能量管理方法，包括以下步骤：
[0024]
步骤1、根据未来24小时的天气预报及以往年代相似天气条件新能源运行的历史数据，进行日前发电预测，得到未来24小时的新能源发电计划功率，再根据不同风速区间及光强对应的预测偏差对未来24小时的新能源发电计划功率进行偏差估计，连续24小时计划功率的偏差预测数据对时间积分，从而获取新能源发电日前调度计划偏差补偿所需的储能荷电状态初始值；
[0025]
步骤2、考虑储能系统安全工作范围，修正储能荷电状态初始值，判断需要充电情况，利用电网负荷低谷充电；新能源发电日前调度计划有盈余情况下，进行充满，用电高峰时段则盈余的电量反馈电网；
[0026]
步骤3、根据储能系统实际荷电状态变化情况，判断补偿额度的满足条件；当储能系统的可充可放电量完全满足需补偿的额度，则执行全额补偿，储能系统的功率给定值即为当前的功率计划偏差值；当储能系统可充或可放电量不足以满足当前需补偿功率偏差情况下，则结合当前负荷所处时段、偏差极性、负荷变化趋势，选择不同的适应度因子，进行偏差补偿量的修正，确保偏差控制在新能源发电计划预报准确度范围以内。
[0027]
步骤3中，考虑负荷适应度的偏差补偿修正量取决于不同工作场景下的适应度因子，当适应度因子引进后，需要储能系统吞吐功率仍然超过储能系统当前所能提供的实际功率；或者偏差补偿额度修正后，实际的未修正的偏差仍然很大，则选择启动备用储能系统。
[0028]
在基于新能源发电日前调度计划偏差设计储能初始荷电状态时，在储能荷电状态安全工作区间[0.2,0.8]内，利用储能系统闲置的冗余部分充满电量，负荷高峰时段回馈电网。
[0029]
具体实施时，首先，每天零点时分，结合未来24小时天气情况，对风光互补的发电总量做出预测，根据以往相似天气的预测误差数据，以预测数据作为计划数据，制定各时间相应的并网功率发电计划，估计对应时间的预测偏差，连续24小时对偏差积分，计算未来24小时计划偏差补偿所需的荷电吞吐量，得出偏差补偿所需的储能电池荷电状态的初始的估计值，考虑储能系统安全工作范围，修正初始荷电状态需求值，判断需要充电情况，利用电网负荷低谷充电，保证未来24小时不会出现过放情况；荷电计划有盈余情况下，尽量充满，用电高峰时段，盈余的电量反馈电网。
[0030]
其次，在储能系统运行过程中，每次由前一次采样周期储能工作后的剩余荷电状态soc，在储能系统安全工作荷电状态约束条件下，得到当前储能系统可充或可放的荷电量δsoc，根据供电电压v与采样周期t，得出当前储能可吞吐功率p。
[0031]
再次，由当前风速与光强直接计算实际输出的总功率除去设备损耗，对照日前计划中该时间段的总功率计划数据计算实际偏差δp，由实际偏差与当前储能可吞吐功率p相比，如果实际偏差低于储能系统可吞吐功率，则全额补偿计划功率偏差。即，储能系统功率给定值为δp，并网计划仍然维持为
[0032]
如果实际偏差超过储能系统可吞吐功率，则结合负荷适应度因子r
n
修正偏差补偿量，如下式(1)所示。就是考虑符合适应度因子后的计划修正值。
[0033][0034]
其中，δp为储能系统功率给定值；为当前风速与光强直接计算实际输出的总功率；为日前计划中该时间段的总功率计划数据。
[0035]
储能系统功率给定值就按照修正的(1
‑
r
n
)δp，控制变换器的pwm占空比，实现修正后的计划偏差补偿。最后，如果储能系统剩余的荷电状态不足以提供(1
‑
r
n
)δp，或者足以提供，但是修正后的功率计划偏差对照并网标准仍然很大，则必须启用备用储能系统。
[0036]
如图2所示，图中的负荷分布特征展示了的某地区的日周期变化规律，大数据概率统计得到左下侧的负荷特征分布，从图中信息加工整理得出典型的分布规律，如左下侧图所示，分用电高峰，用电低谷，上升时段与下降时段统计，用于负荷适应度的设计。
[0037]
如图3所示，考虑负荷适应度的偏差补偿修正量取决于不同工作场景下的适应度因子，适应度因子取值如图所示，图中的k表示当前负荷处于上升或下降状态，上升则大于0，下降则小于0，根据不同负荷时段的不同k的极性，根据当前计划偏差的极性，考虑偏差对电网的综合影响考虑负荷补偿的必要性，由负荷适应度因子来对计划偏差进行修正，即储能系统的功率控制给定值进行修正。
[0038]
综合考虑计划偏差与负荷分布时段计划补偿的必要性之后，分不同场景得出的储能系统偏差补偿适应度因子取值。如果偏差补偿额度修正后，实际的未修正的偏差仍然很大，则选择启动备用储能系统。
[0039]
如图4和图5所示，风光发电计划偏差在不同时段呈现极性与幅值的动态变化，因此储能系统需要通过动态的功率吞吐控制，调节变换器输入输出功率值，从而实现计划的全部或部分跟踪。图4中的2根功率曲线分别为风光发电功率总计划与储能系统参与偏差补偿后实际风光储的并网功率。图中看出误差较小，跟踪效果较好。
[0040]
图5中为储能系统参与偏差补偿过程中的实际运行的混合储能系统总的荷电状态soc与功率分配下的电池与超级电容各自荷电状态变化曲线。
[0041]
如图4与图5，依靠本发明的能量管理方法，储能健康工作在荷电状态[0.2,0.8]情况，同时实现了风光发电并网计划的目标跟踪，计划偏差控制满足国家对新能源并网发电的接入标准。
[0042]
本发明计划偏差补偿需求在风光并网运行准确度规定范围框架下，按照方法设计的储能能量管理方法，在实际实施中必须配套相应的变换器控制策略，保证能量管理的可行性。
[0043]
本发明基于日前风光发电功率调度计划偏差补偿所设计的储能系统初始荷电量，从储能系统自身容量的有效利用考虑，在所剩荷电状态足以补偿计划偏差的情况下，全额补偿功率偏差；当出现荷电状态不足情况下，结合负荷变化趋势与新能源并网发电标准，在计划偏差限制范围内适当放松补偿额度，避免储能系统过充过放情况发生；当出现储能系统不足以补偿功率偏差，且偏差过大情况，则采用备用储能设备切入模式，本发明储能能量管理方法在有效利用容量的前提下，充分考虑了电网负荷变化因素与新能源并网发电准入标准的约束，在一定程度上能满足功率调度计划准确度要求，提高了新能源并网发电的能
力，有效支持电网稳定可靠运行。
[0044]
以上所述的具体实施方案，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方案而已，并非用以限定本发明的范围，任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所做出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。