高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法

1.本发明属于电网优化调度技术领域，具体涉及高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法。


背景技术：

2.为实现电力系统低碳化目标，必须要构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。该电力系统的特征和发展趋势表现在：一是风电、太阳能发电等新能源大规模接入电网，电力系统中新能源电源占比不断提高，电力系统已逐渐演化为高渗透率新能源电力系统，风电和太阳能发电的随机性和波动性使得电力系统发电与负荷的功率平衡十分困难；二是电化学储能电站、电动汽车充电桩及负荷侧各类可调节资源参与电网运行调节，电力系统的调度方式已由源随荷动转变为源网荷储互动，储能电站由于具有跟踪负荷能力强、响应速度快、控制精确、充放电“双向”调节等优点，已成为高渗透率新能源电力系统重要储能设备，对储能电站进行优化调度有助于实现电力系统发电与负荷的平衡，平抑风电和太阳能发电的随机性和波动性，增加电力系统消纳风电和太阳能发电的能力。
3.电力系统储能电站调度研究方面，文献：考虑损耗成本的电池储能电站建模及优化调度，张新松等，电网技术，第41卷，第5期，第1541-1547页，2017年5月5日考虑储能电站投资成本和充放电损耗成本，提出了运行成本最小和风电接纳最大的储能电站机组组合模型和优化调度方法；中国专利，申请公布号为cn113746118a，申请公布日为2021年12月3日的发明公开了基于储能电站的调度方法、装置、设备和系统；中国专利，申请公布号为cn113902281a，申请公布日为2022年1月7日的发明公开了一种分布式储能电站的能源调度方法及装置；上述研究是从增加电力系统消纳风电能力为目的进行储能电站优化调度，或是从控制充放电工作过程和加强区块链信任的角度进行储能电站自身调度。然而，高渗透率新能源电力系统中存在多个储能电站，地理范围分布广，且分属于不同的市场主体，储能电站主体各不相同，储能电站的物理特性(如功率调节速率、充放电功率曲线等)和经济特性(如运营成本等)亦不相同，很难全面获取上述信息，同时，多个储能电站对电力系统功率平衡存在耦合影响。因此，基于上述文献记载的方法并不能有效解决高渗透率新能源电力系统中多储能电站的调度问题。


技术实现要素：

4.本发明的目的是解决现有技术存在的上述问题，提供一种高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法。
5.为实现以上目的，本发明提供了以下技术方案：
6.高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法，依次包括以下步骤：
7.步骤a、基于电力系统中各储能电站的运行参数筛选出满足调度响应要求的储能电站；
8.步骤b、先获取调度运行日目标时段电力系统的负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率以及常规能源发电电源功率，然后根据电力系统功率平衡原理计算得到调度运行日目标时段电力系统的储能电站总功率需求量；
9.步骤c、先获取调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的功率供给曲线，再将各功率供给曲线叠加得到储能电站的总功率供给曲线；
10.步骤d、以满足调度运行日目标时段电力系统储能电站的总功率需求为目标，将储能电站的总功率供给量等于总功率需求量作为供需均衡点，得到充放电均衡价格和均衡量；
11.步骤e、根据充放电均衡价格和满足调度响应要求的各储能电站的功率供给曲线，确定供需均衡时提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，即储能电站的功率供给计划；
12.步骤f、对储能电站的功率供给计划进行安全校核，若满足安全校核条件，则将其作为多储能电站广域协调调度方案，否则调整提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，直至满足安全校核条件。
13.当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，所述步骤c依次包括以下步骤：
14.c1、获取调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的充电功率供给曲线：
15.m
i，ch，t
＝m
i，ch，t
(p
ich，t
)
[0016][0017]
上式中，m
i，ch，t
(p
ich，t
)为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线，m
i，ch，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电价格，p
ich，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给量；
[0018]
c2、基于第i个储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电功率计算电力系统储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电总功率：
[0019][0020][0021]
上式中，p
s，ch，t
为电力系统储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电总功率，p
ich，t
为第i个储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电功率，n为储能电站数量；
[0022]
c3、确定电力系统储能电站的充电总功率供给曲线：
[0023]mch，t
＝m
ch，t
(p
s，ch，t
)
[0024]
上式中，m
ch，t
(p
s，ch，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率供给曲线；
[0025]
当电力系统处于负荷高峰时段时，所述步骤c依次包括以下步骤：
[0026]
s1、获取调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的放电功率供给曲线：
[0027]mi，dis，t
＝m
i，dis，t
(p
idis，t
)
[0028][0029]
上式中，m
i，dis，t
(p
idis，t
)为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线，m
i，dis，t
分别为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电价格，p
idis，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给量；
[0030]
s2、基于第i个储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电功率计算电力系统储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电总功率：
[0031][0032][0033]
上式中，p
s，dis，t
为电力系统储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电总功率，p
idis，t
为第i个储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电功率，n为储能电站数量；
[0034]
s3、确定电力系统储能电站的放电总功率供给曲线：
[0035]mdis，t
＝m
dis，t
(p
s，dis，t
)
[0036]
上式中，m
dis，t
(p
s，dis，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率供给曲线。
[0037]
步骤d中，当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，所述均衡价格和均衡量根据以下公式计算得到：
[0038][0039]
上式中，分别为充电均衡价格和均衡量，p
d，ch，t
为调度运行日目标时段t电力系统的储能电站充电总功率需求量，m
ch，t
(p
s，ch，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率供给曲线，p
s，cht
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率；
[0040]
当电力系统处于负荷高峰时段时，所述均衡价格和均衡量根据以下公式计算得到：
[0041][0042]
上式中，分别为放电均衡价格和均衡量，p
d，dis，t
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率需求量，m
dis，t
(p
s，dis，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率供给曲线，p
s，dis，t
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率。
[0043]
所述步骤e中，当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，各储能电站分配的功率供给量由以下公式计算得到：
[0044][0045]
上式中，为调度运行日目标时段t第i个储能电站被分配的充电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线上充电均衡价格所对应的充电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线m
i，ch，t
(p
ich，t
)的逆函数；
[0046]
当电力系统处于负荷高峰时段时，各储能电站分配的功率供给量由以下公式计算得到：
[0047][0048]
上式中，为调度运行日目标时段t第i个储能电站被分配的放电功率供给值，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线上放电均衡价格所对应的放电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线m
i，dis，t
(p
idis，t
)的逆函数。
[0049]
步骤f中，所述安全校核条件包括：
[0050]
功率平衡约束：
[0051][0052]
上式中，p
l，t
、p
w，t
、p
v，t
、p
g，t
分别为调度运行日目标时段t的电力系统负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率、常规能源发电电源功率，p
ich，t
、p
idis，t
分别为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充、放电功率供给量，n为储能电站数量；
[0053]
储能电站调节容量约束：
[0054][0055]
上式中，q
i，max
为第i个储能电站的最大可调节容量；
[0056]
节点电压约束：
[0057]vj，min
≤|vj|≤v
j，max
[0058]vj
＝|vj|∠θj[0059]
θ
jk
＝θ
j-θk[0060][0061][0062]
上式中，v
j，max
、v
j，min
分别为电力系统中第j个节点允许的最大、最小电压幅值，vj为第j个节点的电压，|vj|、θj分别为第j个节点的电压幅值和相位，θ
jk
为第j个节点与第k个节点的电压相位差，θk为第k个节点的电压相位，pj、qj分别为第j个节点的有功、无功功率，|vk|为第k个节点的电压幅值，g
jk
、b
jk
分别为第j个节点与第k个节点的复数导纳实部和虚部，j，k＝1，2，...，m，m为电力系统的节点数；
[0063]
支路潮流约束：
[0064]fjk，min
≤f
jk
≤f
jk，max
[0065]fjk
＝re(s
jk
)
[0066][0067]
上式中，f
jk
为第j个节点到第k个节点的支路jk的有功潮流，f
jk，max
、f
jk，min
分别为支路jk允许的最大、最小潮流传输值，re()为求取复数实部的函数，s
jk
为支路jk的复数功率，v
j*
、分别为第j、k个节点的电压共轭值，分别为第j、k个节点的电压共轭值，分别为支路jk的对地、线路等值导纳共轭值。
[0068]
步骤b中，所述电力系统的储能电站总功率需求由以下公式确定：
[0069][0070]
上式中，p
d，ch，t
、p
d，dis，t
分别为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充、放电总功率需求，p
l，t
、p
w，t
、p
v，t
、p
g，t
分别为调度运行日目标时段t的电力系统负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率、常规能源发电电源功率。
[0071]
步骤a中，所述满足调度响应要求的条件为下列不等式均成立：
[0072]
p
i，max
≥p
i，max，req
[0073]
δp
i，max
≥δp
i，max，req
[0074]qi，max
≥q
i，max，req
[0075]
上式中，p
i，max
、δp
i，max
、q
i，max
分别为第i个储能电站的最大可调节功率、最大可调节功率速率、最大可调节容量，p
i，max，req
、δp
i，max，req
、q
i，max，req
分别为电力系统调度机构对第i个储能电站单次调节的最大可调节功率、最大可调节功率速率、最大可调节容量的下限要求。
[0076]
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
[0077]
本发明高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法先基于电力系统中各储能电站的运行参数筛选出满足调度响应要求的储能电站，并获取调度运行日目标时段电力系统的负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率以及常规能源发电电源功率，再根据电力系统功率平衡原理计算得到调度运行日目标时段电力系统的储能电站总功率需求量，然后获取调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的功率供给曲线，
将各功率供给曲线叠加得到储能电站的总功率供给曲线，随后以满足调度运行日目标时段电力系统储能电站的总功率需求为目标，将储能电站的总功率供给量等于总功率需求量作为供需均衡点，得到充放电均衡价格和均衡量，接着根据充放电均衡价格和满足调度响应要求的各储能电站的功率供给曲线，确定供需均衡时提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，即储能电站的功率供给计划，最后对储能电站的功率供给计划进行安全校核，若满足安全校核条件，则将其作为多储能电站广域协调调度方案，否则调整提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，直至满足安全校核条件，该方法以各储能电站的功率供给曲线为基础构建储能电站的总功率供给曲线，确定储能电站提供充放电服务的价格和功率供给量之间的函数关系，再以储能电站的总功率供给等于总功率需求为供需均衡点得到提供充放电服务的储能电站及其功率供给量，最后将满足安全校核条件的储能电站功率供给计划作为多储能电站广域协调调度结果，无需获取各储能电站的运营成本等信息即可实现多个储能电站有功功率充、放电过程的合理安排，以保证电力系统发电与负荷的平衡，进而平抑风电和太阳能发电的随机性和波动性，增加电力系统消纳风电和太阳能发电的能力，促进高渗透率新能源电力系统的稳定运行。因此，本发明实现了高渗透率新能源电力系统中广域多储能电站的合理有效调度。
附图说明
[0078]
图1为本发明的流程图。
[0079]
图2为实施例1所述高渗透率新能源电力系统的结构示意图。
[0080]
图3为实施例1中储能电站功率供给曲线图。
具体实施方式
[0081]
下面结合具体实施方式和附图对本发明作进一步的说明。
[0082]
本发明遵循多个储能电站地理范围分布广且分属于不同的市场主体的特征，由每个储能电站自主提供调度运行日目标时段功率供给曲线，有效发挥了每个储能电站协作参与新能源电力系统发电与负荷平衡的主动性，从而解决了高渗透率新能源电力系统中多储能电站优化调度问题。
[0083]
实施例1：
[0084]
参见图1，高渗透率新能源电力系统的多储能电站广域协调调度方法，该方法以图2所示高渗透率新能源电力系统为对象，所述系统包含n个储能电站、风电电源、太阳能发电电源和水火等常规能源发电电源。n个储能电站分别为储能电站1、储能电站2、
…
、储能电站n，各储能电站分别通过对应的变压器接入电力系统，且所有储能电站均有充电和放电两种运行方式，其充、放电功率分别用p
ich，t
、p
idis，t
表示，风电电源、太阳能发电电源和常规能源发电电源向电力系统注入功率分别用p
w，t
、p
v，t
、p
g，t
表示，新能源电力系统的负荷用p
l，t
表示，其从电力系统吸收功率。所述方法依次按照以下步骤进行：
[0085]
1、基于电力系统中各储能电站的运行参数筛选出满足调度响应要求的储能电站，其中，所述满足调度响应要求的条件为下列不等式均成立：
[0086]
p
i，max
≥p
i，max，req
[0087]
δp
i，max
≥δp
i，max，req
[0088]qi，max
≥q
i，max，req
[0089]
上式中，p
i，max
、δp
i，max
、q
i，max
分别为第i个储能电站的最大可调节功率、最大可调节功率速率、最大可调节容量，p
i，max，req
、δp
i，max，req
、q
i，max，req
分别为电力系统调度机构对第i个储能电站单次调节的最大可调节功率、最大可调节功率速率、最大可调节容量的下限要求；
[0090]
2、获取调度运行日目标时段电力系统的负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率以及常规能源发电电源功率，其中，负荷值通过负荷预测系统预测得到，风电电源功率和太阳能发电电源功率通过新能源发电功率预测系统预测得到，常规能源发电电源功率由调度计划确定；
[0091]
3、根据电力系统功率平衡原理计算得到调度运行日目标时段电力系统的储能电站总功率需求量：
[0092][0093]
上式中，p
d，ch，t
、p
d，dis，t
分别为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充、放电总功率需求，p
l，t
、p
w，t
、p
v，t
、p
g，t
分别为调度运行日目标时段t的电力系统负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率、常规能源发电电源功率；
[0094]
4、获取调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的功率供给曲线m
i，t
(p
i，t
)，该曲线表征了第i个储能电站提供充电或放电服务的价格和供给量之间的函数关系(参见图3)，其中，纵坐标m
i，t
表示第i个储能电站提供充电或放电服务的价格，由市场交易价格确定，横坐标p
i，t
表示第i个储能电站提供充电或放电服务的供给量，且当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的充电功率供给曲线为：
[0095]mi，ch，t
＝m
i，ch，t
(p
ich，t
)
[0096][0097]
上式中，m
i，ch，t
(p
ich，t
)为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线，m
i，ch，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电价格，p
ich，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给量；
[0098]
当电力系统处于负荷高峰时段时，调度运行日目标时段满足调度响应要求的各储能电站的放电功率供给曲线为：
[0099]mi，dis，t
＝m
i，dis，t
(p
idis，t
)
[0100][0101]
上式中，m
i，dis，t
(p
idis，t
)为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线，m
i，dis，t
分别为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电价格，p
idis，t
为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给量；
[0102]
5、当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，先基于第i个储能电站在给定价格mch，t
时的充电功率计算电力系统储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电总功率，再确定电力系统储能电站的充电总功率供给曲线：
[0103]mch，t
＝m
ch，t
(p
s，ch，t
)
[0104][0105][0106]
上式中，m
ch，t
(p
s，ch，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率供给曲线，p
s，ch，t
为电力系统储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电总功率，p
ich，t
为第i个储能电站在给定价格m
ch，t
时的充电功率，n为储能电站数量；
[0107]
当电力系统处于负荷高峰时段时，先基于第i个储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电功率计算电力系统储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电总功率，再确定电力系统储能电站的放电总功率供给曲线：
[0108]mdis，t
＝m
dis，t
(p
s，dis，t
)
[0109][0110][0111]
上式中，m
dis，t
(p
s，dis，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率供给曲线，p
s，dis，t
为电力系统储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电总功率，p
idis，t
为第i个储能电站在给定价格m
dis，t
时的放电功率，n为储能电站数量；
[0112]
6、以满足调度运行日目标时段电力系统储能电站的总功率需求为目标，将储能电站的总功率供给量等于总功率需求量作为供需均衡点，基于以下方法计算得到充放电均衡价格和均衡量：
[0113]
当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，
[0114][0115]
上式中，分别为充电均衡价格和均衡量，p
d，ch，t
为调度运行日目标时段t电力系统的储能电站充电总功率需求量，m
ch，t
(p
s，ch，t
)为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率供给曲线，p
s，ch，t
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的充电总功率；
[0116]
当电力系统处于负荷高峰时段时，
[0117][0118]
上式中，分别为放电均衡价格和均衡量，p
d，dis，t
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率需求量，m
dis，t
(p
s，dis，t
)为调度运行日目标时段t电力
系统储能电站的放电总功率供给曲线，p
s，dis，t
为调度运行日目标时段t电力系统储能电站的放电总功率；
[0119]
7、根据以下公式确定供需均衡时提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，即储能电站的功率供给计划：
[0120]
当电力系统处于负荷低谷或腰荷时段时，
[0121][0122]
上式中，为调度运行日目标时段t第i个储能电站被分配的充电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线上充电均衡价格所对应的充电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充电功率供给曲线m
i，ch，t
(p
ich，t
)的逆函数；
[0123]
当电力系统处于负荷高峰时段时，
[0124][0125]
上式中，为调度运行日目标时段t第i个储能电站被分配的放电功率供给值，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线上放电均衡价格所对应的放电功率供给量，为调度运行日目标时段t第i个储能电站的放电功率供给曲线m
i，dis，t
(p
idis，t
)的逆函数；
[0126]
8、对储能电站的功率供给计划进行安全校核，若满足安全校核条件，则将其作为多储能电站广域协调调度方案，否则调整提供充放电的储能电站及其分配的功率供给量，直至满足安全校核条件，其中，所述安全校核条件包括：
[0127]
功率平衡约束：
[0128][0129]
上式中，p
l，t
、p
w，t
、p
v，t
、p
g，t
分别为调度运行日目标时段t的电力系统负荷值、风电电源功率、太阳能发电电源功率、常规能源发电电源功率，p
ich，t
、p
idis，t
分别为调度运行日目标时段t第i个储能电站的充、放电功率供给量，n为储能电站数量；
[0130]
储能电站调节容量约束：
[0131][0132]
上式中，q
i，max
为第i个储能电站的最大可调节容量；
[0133]
节点电压约束：
[0134]vj，min
≤|vj|≤v
j，max
[0135]vj
＝|vj|∠θj[0136]
θ
jk
＝θ
j-θk[0137][0138][0139]
上式中，v
j，max
、v
j，min
分别为电力系统中第j个节点允许的最大、最小电压幅值，vj为第j个节点的电压，|vj|、θj分别为第j个节点的电压幅值和相位，θ
jk
为第j个节点与第k个节点的电压相位差，θk为第k个节点的电压相位，pj、qj分别为第j个节点的有功、无功功率，|vk|为第k个节点的电压幅值，g
jk
、b
jk
分别为第j个节点与第k个节点的复数导纳实部和虚部，j，k＝1，2，...，m，m为电力系统的节点数；
[0140]
支路潮流约束：
[0141]fjk，min
≤f
jk
≤f
jk，max
[0142]fjk
＝re(s
jk
)
[0143][0144]
上式中，f
jk
为第j个节点到第k个节点的支路jk的有功潮流，f
jk，max
、f
jk，min
分别为支路jk允许的最大、最小潮流传输值，re()为求取复数实部的函数，s
jk
为支路jk的复数功率，v
j*
、分别为第j、k个节点的电压共轭值，分别为第j、k个节点的电压共轭值，分别为支路jk的对地、线路等值导纳共轭值。