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

技术特征：
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，其特征在于：所述调度方法依次包括以下步骤：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；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；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；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；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；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。2.根据权利要求1所述的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，其特征在于：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：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：m
i，ch，t
＝m
i，ch，t
(p
ich，t
)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；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：时的充电总功率：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；c3、确定电力系统储能电站的充电总功率供给曲线：m
ch，t
＝m
ch，t
(p
s，ch，t
)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；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：
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：m
i，dis，t
＝m
i，dis，t
(p
idis，t
)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；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：时的放电总功率：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；s3、确定电力系统储能电站的放电总功率供给曲线：m
dis，t
＝m
dis，t
(p
s，dis，t
)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。3.根据权利要求1或2所述的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，其特征在于：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：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；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：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。
4.根据权利要求2所述的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，其特征在于：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：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；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：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。5.根据权利要求1或2所述的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，其特征在于：步骤f中，所述安全校核条件包括：功率平衡约束：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；储能电站调节容量约束：
上式中，q
i，max
为第i个储能电站的最大可调节容量；节点电压约束：v
j，min
≤|v
j
|≤v
j，maxvj
＝|v
j
|∠θ
j
θ
jk
＝θ
j-θ
kk
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，v
j
为第j个节点的电压，|v
j
|、θ
j
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，θ
k
为第k个节点的电压相位，p
j
、q
j
分别为第j个节点的有功、无功功率，|v
k
|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；支路潮流约束：f
jk，min
≤f
jk
≤f
jk，max
f
jk
＝r
e
(s
jk
)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，r
e
()为求取复数实部的函数，s
jk
为支路jk的复数功率，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。6.根据权利要求1或2所述的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，其特征在于：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：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。7.根据权利要求1或2所述的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，其特征在于：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：p
i，max
≥p
i，max，req
δp
i，max
≥δp
i，mαx，req
q
i，max
≥q
i，max，req
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。

技术总结
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，该方法先获取调度运行日目标时段电力系统负荷、新能源和常规能源发电电源功率，并根据电力系统功率平衡原理确定目标时段储能电站的总功率需求量，再基于目标时段各储能电站的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各储能电站的功率供给曲线确定储能电站的功率供给计划，最后对供给计划进行安全校核，若通过则将其作为最终调度方案，否则调整储能电站及分配的功率供给量，直至校核通过。该设计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。能电站的合理有效调度。能电站的合理有效调度。


技术研发人员：杨波 唐飞 袁晓辉
受保护的技术使用者：长沙学院
技术研发日：2022.02.28
技术公布日：2022/6/3