一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法与流程

1.本技术涉及储能优化配置技术领域，尤其涉及一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法。


背景技术：

2.如图1所示，风光储蓄系统是指风力发电、光伏等新能源发电系统，由于可再生能源的不确定性，风光储蓄系统的输出功率一般会有很大的波动，直接接入电网将对电网产生很大的负担。目前一般通过建设储能电站缓解风光储蓄系统的并网波动。其中抽水蓄能机组由于装机容量大，调节灵活等优点，有着调峰、填谷、调频的作用，常用于新能源侧以减轻发电负担。
3.现有技术中，常规抽水蓄能机组发电状态频繁变化出力会造成机组损耗，同时抽水与静止状态缺乏调节能力，难以对风光储蓄系统的功率快速波动进行抑制。而电化学储能具有安装灵活、充放电速度快等优点，可以很好地弥补抽水蓄能机组的不足，基于此，配置电化学储能可以较好的辅助抽水蓄能机组平抑新能源侧的功率波动。
4.但是目前主要的研究集中在电化学储能和超级电容组成的混合储能，缺乏针对辅助抽水蓄能机组运行的电化学储能的容量配置方法。


技术实现要素：

5.本技术公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法，以解决现有技术中，集中在电化学储能和超级电容组成的混合储能，缺乏针对辅助抽水蓄能机组运行的电化学储能的容量配置方法的技术问题。
6.本技术公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法，包括：
7.获取风光储蓄系统数据，所述风光储蓄系统数据包括：风光联合功率、抽水蓄能机组的运行状态、购买电池花费的功率成本、购买电池花费的容量成本、计划建设规划的电化学储能额定功率、计划建设规划的储能额定容量、全寿命周期内电化学储能的更换次数、电化学储能单位容量的年均维护成本、电化学储能的荷电状态、电化学储能充电功率、电化学储能放电功率和抽水蓄能机组的功率；
8.根据所述风光联合功率和所述抽水蓄能机组的运行状态，确定电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率；
9.根据所述购买电池花费的功率成本、所述购买电池花费的容量成本、所述计划建设规划的电化学储能额定功率、所述计划建设规划的储能额定容量和预设的折现率，确定初始投资成本；
10.根据所述全寿命周期内电化学储能的更换次数、所述购买电池花费的功率成本、所述购买电池花费的容量成本、所述计划建设规划的电化学储能额定功率和所述计划建设规划的储能额定容量，确定更换成本；
11.根据所述电化学储能单位容量的年均维护成本、所述计划建设规划的电化学储能
额定功率和所述计划建设规划的储能额定容量，确定所述维护成本；
12.根据所述预设的回收率、所述初始投资成本和所述更换成本，确定回收价值；
13.根据所述初始投资成本、所述更换成本、所述维护成本和所述回收价值，确定电化学储能投资的全寿命周期；
14.根据所述电化学储能充电功率、所述电化学储能放电功率和所述抽水蓄能机组的功率，确定电化学储能和抽水蓄能机组的联合输出功率；
15.根据所述联合输出功率和所述参考平抑功率，确定功率偏差；
16.根据所述功率偏差和预设的量化风险系数，确定风险补偿成本；
17.根据所述电化学储能投资的全寿命周期、所述风险补偿成本、预设的第一比例系数和预设的第二比例系数，生成综合成本模型，其中，所述第一比例系数和所述第二比例系数的和为1；
18.根据所述电化学储能的荷电状态、所述电化学储能充电功率、所述电化学储能放电功率、预设的储能充电系数、预设的储能放电系数和所述计划建设规划的储能额定容量，确定储能电量平衡约束；
19.根据所述电化学储能充电功率和所述电化学储能放电功率，确定储能出力约束；
20.根据所述电化学储能的荷电状态、预设的荷电状态允许的下限和预设的荷电状态允许的上限，确定荷电状态约束；
21.根据所述功率偏差、所述储能电量平衡约束、所述储能出力约束和所述荷电状态约束，生成功率偏差模型；
22.对所述综合成本模型和所述功率偏差模型进行迭代优化处理，确定最优容量配置方法。
23.可选的，所述根据所述风光联合功率和所述抽水蓄能机组的运行状态，确定电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率，包括：
24.根据所述风光联合功率，确定多个本征模态分量；
25.根据所述多个本征模态分量，确定高频分量和中频分量；
26.根据所述抽水蓄能机组的运行状态、所述高频分量和所述中频分量，确定所述电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。
27.可选的，所述根据所述抽水蓄能机组的运行状态、所述高频分量和所述中频分量，确定所述电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率，包括：
28.通过如下公式确定所述参考平抑功率：
[0029][0030]
其中，p
ref
表示所述参考平抑功率，p
unit,h
表示所述高频分量，p
unit,m
表示所述中频分量，qt
ps
＝1表示所述抽水蓄能机组的运行状态为发电工况，qt
ps
≠1表示所述抽水蓄能机组的运行状态为停止或抽水工况。
[0031]
可选的，所述根据所述电化学储能投资的全寿命周期、所述风险补偿成本、预设的第一比例系数和预设的第二比例系数，生成综合成本模型，包括：
[0032]
通过如下公式生成所述综合成本模型：
[0033]
minf1＝k1c
bat
k2c
comp
；
[0034]
其中，minf1表示所述综合成本模型的目标函数，c
bat
表示所述电化学储能投资的全寿命周期，c
comp
表示所述风险补偿成本，k1表示所述第一比例系数，k2表示所述第一比例系数。
[0035]
可选的，所述风光储蓄系统数据包括多个按采样时间获取的风光联合功率、多个按采样时间获取的电化学储能的荷电状态、多个按采样时间获取的电化学储能充电功率、多个按采样时间获取的电化学储能放电功率和多个按采样时间获取的抽水蓄能机组的功率。
[0036]
可选的，所述根据所述功率偏差、所述储能电量平衡约束、所述储能出力约束和所述荷电状态约束，生成功率偏差模型，包括：
[0037]
通过如下公式生成所述功率偏差模型：
[0038]
minf2＝q
dev
；
[0039]
soc
t 1
＝soc
t
p
c,t
η
c
△
t/e
ba
‑
p
d,t
△
t/η
d
/e
ba
；
[0040]
‑
p
ba
≤p
ba,t
≤p
ba
；
[0041]
soc
min
≤soc
t
≤soc
max
；
[0042]
其中，minf2表示所述功率偏差模型的目标函数，q
dev
表示所述功率偏差，soc
t 1
表示t 1时刻所述电化学储能的荷电状态，soc
t
表示t时刻所述电化学储能的荷电状态，p
c,t
表示所述电化学储能充电功率，p
d,t
表示所述电化学储能放电功率，η
c
表示所述储能充电系数，η
d
表示所述储能放电系数，
△
t表示t 1时刻与t时刻之间的时间间隔，e
ba
表示所述计划建设规划的储能额定容量，p
ba,t
表示t时刻所述电化学储能充电功率和电化学储能放电功率之和，p
ba
表示所述计划建设规划的电化学储能额定功率，soc
min
表示所述荷电状态允许的下限，soc
max
表示所述荷电状态允许的上限。
[0043]
可选的，所述根据所述初始投资成本、所述更换成本、所述维护成本和所述回收价值，确定电化学储能投资的全寿命周期，包括：
[0044]
通过如下公式确定所述电化学储能投资的全寿命周期：
[0045]
c
bat
＝c
inv
c
re
c
maint
‑
c
rec
；
[0046]
其中，c
bat
表示所述电化学储能投资的全寿命周期，c
inv
表示所述初始投资成本，c
re
表示所述更换成本，c
maint
表示所述维护成本，c
rec
表示所述回收价值。
[0047]
可选的，所述根据所述功率偏差和预设的量化风险系数，确定风险补偿成本，包括：
[0048]
通过如下公式确定所述风险补偿成本：
[0049]
c
comp
＝ωq
dev
；
[0050]
其中，c
comp
表示所述风险补偿成本，ω表示所述量化风险系数，q
dev
表示所述功率偏差。
[0051]
可选的，所述荷电状态允许的下限为0.3，所述荷电状态允许的上限为0.8。
[0052]
可选的，所述迭代优化处理包括：
[0053]
所述迭代优化处理的最大迭代次数为100。
[0054]
本技术涉及储能优化配置技术领域，公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法，方法首先获取风光储蓄系统数据，包括风电、光伏发电数据以及抽水蓄能机组的
运行数据。然后确定不同场景下电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。接着以综合成本最小为目标生成综合成本模型，以功率偏差指标为目标生成功率偏差模型。最后通过对所述综合成本模型和所述功率偏差模型进行迭代优化处理，确定最优容量配置方法。本技术可以有效确定电化学储能最优容量配置方案，更好的通过电化学储能帮助抽水蓄能机组进行新能源侧的功率波动平抑。
附图说明
[0055]
为了更清楚地说明本技术的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0056]
图1为本技术实施例提供的一种风光储蓄系统的结构示意图；
[0057]
图2为本技术实施例提供的一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法的工作流程示意图。
具体实施方式
[0058]
为了解决现有技术中，集中在电化学储能和超级电容组成的混合储能，缺乏针对辅助抽水蓄能机组运行的电化学储能的容量配置方法的技术问题，本技术通过以下实施例公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法。
[0059]
本技术实施例公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法，参见图2所示的工作流程示意图，具体包括以下步骤：
[0060]
步骤s201，获取风光储蓄系统数据，所述风光储蓄系统数据包括：风光联合功率、抽水蓄能机组的运行状态、购买电池花费的功率成本、购买电池花费的容量成本、计划建设规划的电化学储能额定功率、计划建设规划的储能额定容量、全寿命周期内电化学储能的更换次数、电化学储能单位容量的年均维护成本、电化学储能的荷电状态、电化学储能充电功率、电化学储能放电功率和抽水蓄能机组的功率。
[0061]
具体来说，首先是读取典型场景风电、光伏发电数据，抽水蓄能机组的各种运行数据。其中所述风光储蓄系统数据包括多个按采样时间获取的风光联合功率、多个按采样时间获取的电化学储能的荷电状态、多个按采样时间获取的电化学储能充电功率、多个按采样时间获取的电化学储能放电功率和多个按采样时间获取的抽水蓄能机组的功率。在本技术部分实施例中，采样时间的间隔为1分钟，读取当天典型场景风电、光伏发电数据，抽水蓄能机组的各种运行数据,则采样点个数n＝1440。
[0062]
步骤s202，根据所述风光联合功率和所述抽水蓄能机组的运行状态，确定电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。
[0063]
进一步的，所述根据所述风光联合功率和所述抽水蓄能机组的运行状态，确定电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率，包括：
[0064]
根据所述风光联合功率，确定多个本征模态分量。
[0065]
根据所述多个本征模态分量，确定高频分量和中频分量。
[0066]
根据所述抽水蓄能机组的运行状态、所述高频分量和所述中频分量，确定所述电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。
[0067]
具体来说，针对任一风光联合功率，设置分解尺度k，对所述任一风光联合功率进行变分模态分解，得到k个本征模态分量u
k
，具体通过如下公式确定：
[0068][0069]
其中，p
unit
表示所述风光联合功率。
[0070]
通过根据实际应用场景确定的分界频率，讲所述本征模态分量分为三类，高频分量p
unit,h
，中频分量p
unit,m
和低频分量p
unit,l
。
[0071]
在本技术的部分实施例中，所述根据所述抽水蓄能机组的运行状态、所述高频分量和所述中频分量，确定所述电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率，包括：
[0072]
通过如下公式确定所述参考平抑功率：
[0073][0074]
其中，p
ref
表示所述参考平抑功率，p
unit,h
表示所述高频分量，p
unit,m
表示所述中频分量，qt
ps
＝1表示所述抽水蓄能机组的运行状态为发电工况，qt
ps
≠1表示所述抽水蓄能机组的运行状态为停止或抽水工况。
[0075]
具体来说，根据抽水蓄能机组的运行状态确定电化学储能和抽水蓄能机组参考平抑功率。抽蓄机组处于发电工况下，以高频分量与中频分量的和作为参考平抑分量，抽蓄机组处于停止或者抽水工况下，仅以高频分量作为参考平抑分量。
[0076]
步骤s203，根据所述购买电池花费的功率成本、所述购买电池花费的容量成本、所述计划建设规划的电化学储能额定功率、所述计划建设规划的储能额定容量和预设的折现率，确定初始投资成本。
[0077]
具体来说，通过如下公式确定所述初始投资成本：
[0078]
c
inv
＝(c
pb
p
ba
c
eb
e
ba
)γ；
[0079]
其中，c
inv
表示所述初始投资成本，c
pb
表示所述购买电池花费的功率成本，c
eb
表示所述购买电池花费的容量成本，p
ba
表示所述计划建设规划的电化学储能额定功率，e
ba
表示所述计划建设规划的储能额定容量，γ表示所述折现率，所述折现率γ根据实际应用场景进行确定。
[0080]
步骤s204，根据所述全寿命周期内电化学储能的更换次数、所述购买电池花费的功率成本、所述购买电池花费的容量成本、所述计划建设规划的电化学储能额定功率和所述计划建设规划的储能额定容量，确定更换成本。
[0081]
具体来说，通过如下公式确定所述更换成本：
[0082]
c
re
＝n
ba
(c
pb
p
ba
c
eb
e
ba
)；
[0083]
其中，c
re
表示所述更换成本，n
ba
表示所述全寿命周期内电化学储能的更换次数。
[0084]
步骤s205，根据所述电化学储能单位容量的年均维护成本、所述计划建设规划的电化学储能额定功率和所述计划建设规划的储能额定容量，确定所述维护成本。
[0085]
具体来说，通过如下公式确定所述维护成本：
[0086]
c
maint
＝c
maint,ba
e
ba
c
maint,ba
p
ba
；
[0087]
其中，c
maint
表示所述维护成本，c
maint,ba
表示所述电化学储能单位容量的年均维护成本。
[0088]
步骤s206，根据所述预设的回收率、所述初始投资成本和所述更换成本，确定回收价值。
[0089]
具体来说，通过如下公式确定所述回收价值：
[0090]
c
rec
＝c
rec
(c
inv
c
re
)；
[0091]
其中，c
rec
表示所述回收价值，c
rec
表示所述回收率，所述回收率c
rec
根据实际应用场景进行确定，一般为3％～5％。
[0092]
步骤s207，根据所述初始投资成本、所述更换成本、所述维护成本和所述回收价值，确定电化学储能投资的全寿命周期。
[0093]
进一步的，所述根据所述初始投资成本、所述更换成本、所述维护成本和所述回收价值，确定电化学储能投资的全寿命周期，包括：
[0094]
通过如下公式确定所述电化学储能投资的全寿命周期：
[0095]
c
bat
＝c
inv
c
re
c
maint
‑
c
rec
；
[0096]
其中，c
bat
表示所述电化学储能投资的全寿命周期，c
inv
表示所述初始投资成本，c
re
表示所述更换成本，c
maint
表示所述维护成本，c
rec
表示所述回收价值。
[0097]
步骤s208，根据所述电化学储能充电功率、所述电化学储能放电功率和所述抽水蓄能机组的功率，确定电化学储能和抽水蓄能机组的联合输出功率。
[0098]
具体来说，通过如下公式确定所述联合输出功率：
[0099]
p
storage
＝p
ba
p
psu
；
[0100]
p
ba
＝p
c
p
d
；
[0101]
其中，p
storage
表示所述联合输出功率，p
ba
表示所述电化学储能的充放电功率，p
psu
表示所述抽水蓄能机组的功率，p
c
表示所述电化学储能充电功率，p
d
表示所述电化学储能放电功率。
[0102]
步骤s209，根据所述联合输出功率和所述参考平抑功率，确定功率偏差。
[0103]
具体来说，通过如下公式确定所述功率偏差：
[0104][0105]
其中，q
dev
表示所述功率偏差，n表示所述采样点个数，p
storage
(t)表示t时刻的联合输出功率，p
ref
(t)表示t时刻的参考平抑功率。
[0106]
步骤s210，根据所述功率偏差和预设的量化风险系数，确定风险补偿成本。
[0107]
进一步的，所述根据所述功率偏差和预设的量化风险系数，确定风险补偿成本，包括：
[0108]
通过如下公式确定所述风险补偿成本：
[0109]
c
comp
＝ωq
dev
；
[0110]
其中，c
comp
表示所述风险补偿成本，ω表示所述量化风险系数，q
dev
表示所述功率偏差。其中所述量化风险系数ω根据实际应用场景进行确定。
[0111]
步骤s211，根据所述电化学储能投资的全寿命周期、所述风险补偿成本、预设的第一比例系数和预设的第二比例系数，生成综合成本模型，其中，所述第一比例系数和所述第
二比例系数的和为1。
[0112]
进一步的，所述根据所述电化学储能投资的全寿命周期、所述风险补偿成本、预设的第一比例系数和预设的第二比例系数，生成综合成本模型，包括：
[0113]
通过如下公式生成所述综合成本模型：
[0114]
minf1＝k1c
bat
k2c
comp
；
[0115]
k1 k2＝1；
[0116]
其中，minf1表示所述综合成本模型的目标函数，c
bat
表示所述电化学储能投资的全寿命周期，c
comp
表示所述风险补偿成本，k1表示所述第一比例系数，k2表示所述第一比例系数。
[0117]
步骤s212，根据所述电化学储能的荷电状态、所述电化学储能充电功率、所述电化学储能放电功率、预设的储能充电系数、预设的储能放电系数和所述计划建设规划的储能额定容量，确定储能电量平衡约束。
[0118]
通过如下公式确定储能电量平衡约束：
[0119]
soc
t 1
＝soc
t
p
c,t
η
c
△
t/e
ba
‑
p
d,t
△
t/η
d
/e
ba
；
[0120]
其中，soc
t 1
表示t 1时刻所述电化学储能的荷电状态，soc
t
表示t时刻所述电化学储能的荷电状态，p
c,t
表示所述电化学储能充电功率，p
d,t
表示所述电化学储能放电功率，η
c
表示所述储能充电系数，η
d
表示所述储能放电系数，
△
t表示t 1时刻与t时刻之间的时间间隔，e
ba
表示所述计划建设规划的储能额定容量。
[0121]
具体来说，储能的荷电状态相当于衡量储能电量的标幺值。
[0122]
步骤s213，根据所述电化学储能充电功率和所述电化学储能放电功率，确定储能出力约束。
[0123]
通过如下公式确定储能电量平衡约束：
[0124]
‑
p
ba
≤p
ba,t
≤p
ba
；
[0125]
其中，p
ba,t
表示t时刻所述电化学储能充电功率和电化学储能放电功率之和，p
ba
表示所述计划建设规划的电化学储能额定功率。
[0126]
步骤s214，根据所述电化学储能的荷电状态、预设的荷电状态允许的下限和预设的荷电状态允许的上限，确定荷电状态约束。
[0127]
soc
min
≤soc
t
≤soc
max
；
[0128]
其中，soc
min
表示所述荷电状态允许的下限，soc
max
表示所述荷电状态允许的上限。
[0129]
步骤s215，根据所述功率偏差、所述储能电量平衡约束、所述储能出力约束和所述荷电状态约束，生成功率偏差模型。
[0130]
进一步的，所述根据所述功率偏差、所述储能电量平衡约束、所述储能出力约束和所述荷电状态约束，生成功率偏差模型，包括：
[0131]
通过如下公式生成所述功率偏差模型：
[0132]
minf2＝q
dev
；
[0133]
其中，minf2表示所述功率偏差模型的目标函数，q
dev
表示所述功率偏差。
[0134]
在本技术的部分实施例中，所述荷电状态允许的下限为0.3，所述荷电状态允许的上限为0.8。
[0135]
步骤s216，对所述综合成本模型和所述功率偏差模型进行迭代优化处理，确定最
优容量配置方法。
[0136]
在本技术的部分实施例中，所述迭代优化处理包括：
[0137]
所述迭代优化处理的最大迭代次数为100。
[0138]
在本技术的部分实施例中，读取典型场景风电、光伏发电数据，抽水蓄能机组的运行数据。通过变分模态分解方法确定出不同场景下电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。建立储能配置的外层模型，外层以综合成本最小为目标。外层模型生成包含功率、容量信息的粒子，通过调用内层模型来计算每个粒子的信息和适应值。建立内层模型，以功率偏差指标为目标。根据外层模型给的电化学储能额定容量e
ba
和电化学储能额定功率p
ba
求解得到最优的储能充放电曲线和抽水蓄能的出力变化值，计算当前例子的适应值，再返回到外层模型。采用自适应粒子群算法和cplex求解器对外层和内层模型进行迭代循环求解，直到得到一组较优的解，即为最后配置的方案。当满足设置的迭代次数后，可以认为得到了最优解，本文设定最大迭代次数为100次。
[0139]
由以上技术方案可知，本技术上述实施例公开了一种风光储蓄系统中化学储能的容量配置方法，首先获取风光储蓄系统数据，包括风电、光伏发电数据以及抽水蓄能机组的运行数据。然后确定不同场景下电化学储能和抽水蓄能机组的参考平抑功率。接着以综合成本最小为目标生成综合成本模型，以功率偏差指标为目标生成功率偏差模型。最后通过对所述综合成本模型和所述功率偏差模型进行迭代优化处理，确定最优容量配置方法。
[0140]
在实际应用过程中，本技术可以有效确定电化学储能最优容量配置方案，更好的通过电化学储能帮助抽水蓄能机组进行新能源侧的功率波动平抑。
[0141]
以上结合具体实施方式和范例性实例对本技术进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本技术的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本技术精神和范围的情况下，可以对本技术技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本技术的范围内。本技术的保护范围以所附权利要求为准。