[發(fā)明專利]一種受端電網(wǎng)中儲能電站調(diào)峰調(diào)頻調(diào)控策略制定方法

有效

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• 申請日: 2021-03-08
• 公開（公告）號: CN112886585B
• 公開（公告）日: 2022-05-20
• 發(fā)明（設(shè)計）人: 沈建明;車斌;王仁順;耿光超;裘淮飛
• 申請（專利權(quán)）人: 浙江浙能電力股份有限公司蕭山發(fā)電廠;浙江大學(xué)
• 主分類號: H02J3/00
• 分類號: H02J3/00;H02J3/24;H02J3/28;H02J3/32
• 代理公司: 杭州求是專利事務(wù)所有限公司 33200
• 代理人: 傅朝棟;張法高

本發(fā)明公開了一種受端電網(wǎng)中儲能電站調(diào)峰調(diào)頻調(diào)控策略制定方法。本發(fā)明采用的技術(shù)方案為：采用現(xiàn)貨電能量市場電價和調(diào)頻輔助服務(wù)市場電價數(shù)據(jù)作為輸入，計及典型受端電網(wǎng)特性，分析儲能電站可行性應(yīng)用場景，考慮儲能電站多場景應(yīng)用下的經(jīng)濟(jì)性，計及儲能電站荷電狀態(tài)約束和功率約束，建立儲能電站同時參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)收益最大的優(yōu)化調(diào)度模型。本發(fā)明的有益效果是：制定了滿足儲能約束條件下的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)調(diào)控策略，實現(xiàn)了儲能電站在受端電網(wǎng)中的多場景應(yīng)用，從而提高了儲能電站的經(jīng)濟(jì)性。

技術(shù)領(lǐng)域

本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)中儲能電站的調(diào)度技術(shù)領(lǐng)域，涉及一種受端電網(wǎng)中儲能電站調(diào)峰調(diào)頻調(diào)控策略制定方法。

背景技術(shù)

能源轉(zhuǎn)型背景下電網(wǎng)中新能源裝機容量快速增加，受端電網(wǎng)中區(qū)外來電比例也逐年提升，增加了電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的壓力。隨著新一輪電力體制改革配套政策的落實，電網(wǎng)儲能的應(yīng)用價值逐漸得到了市場的關(guān)注和認(rèn)可，2017年國家發(fā)展改革委等五部門印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出未來儲能將由研發(fā)示范向商業(yè)化和規(guī)模化發(fā)展的轉(zhuǎn)變。2020年我國在第75屆聯(lián)合國大會上宣布爭取在2060年前實現(xiàn)碳中和，儲能作為優(yōu)質(zhì)靈活性調(diào)節(jié)資源將在實現(xiàn)碳中和的進(jìn)程中發(fā)揮重要作用，截至2020年底，目前我國已有17省份發(fā)布文件明確提出新能源配儲能方案。

另一方面，儲能具有響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高以及應(yīng)用靈活等特點，可同時參與現(xiàn)貨電能量、輔助服務(wù)市場進(jìn)行套利，有利于提升儲能電站經(jīng)濟(jì)性，儲能電站多場景綜合應(yīng)用是未來儲能的重點發(fā)展方向。

因此，如何對儲能電站同時參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)制定調(diào)控策略，分析儲能電站參與現(xiàn)貨電能力和輔助服務(wù)市場下的經(jīng)濟(jì)效益，對儲能電站進(jìn)行生產(chǎn)模擬和收益評估，是值得深入研究的問題。

發(fā)明內(nèi)容

本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是克服現(xiàn)有技術(shù)存在的缺陷，提供一種獨立儲能電站調(diào)頻調(diào)峰調(diào)控策略方法，基于電能量市場中儲能電站充放電電價和輔助服務(wù)市場中調(diào)頻補償電價數(shù)據(jù)，對儲能電站進(jìn)行調(diào)峰調(diào)頻策略制定，同時考慮受端電網(wǎng)中高壓直流輸電閉鎖對系統(tǒng)的影響，留有備用容量供頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)調(diào)用，分析多場景應(yīng)用下電化學(xué)儲能電站在電力系統(tǒng)中的經(jīng)濟(jì)效益。

為此，本發(fā)明采用的技術(shù)方案如下：

一種受端電網(wǎng)中獨立儲能電站調(diào)頻調(diào)峰調(diào)控策略制定方法，其包括如下步驟：

S1：在生產(chǎn)周期內(nèi)，獲取電網(wǎng)中電能量市場儲能電站充放電電價和輔助服務(wù)市場電價數(shù)據(jù)，將獲取的數(shù)據(jù)輸入至儲能電站調(diào)控策略制定模型中；

S2：在所述儲能電站調(diào)控策略制定模型中，選擇儲能電站僅參與調(diào)峰模式、同時參與調(diào)峰調(diào)頻模式作為兩種備選的調(diào)控模式，然后針對每一種調(diào)控模式，分別以儲能電站收益最大為目標(biāo)函數(shù)，建立計及儲能荷電狀態(tài)(state of charge,SOC)約束和儲能功率約束的優(yōu)化模型，基于S1中獲取的數(shù)據(jù)求解優(yōu)化模型，實現(xiàn)該調(diào)控模式下儲能電站調(diào)度策略的制定；

S3：針對S2中制定的每一種儲能電站調(diào)度策略，進(jìn)行經(jīng)濟(jì)可行性評估，并選擇經(jīng)濟(jì)可行性最佳的儲能電站調(diào)度策略作為最終策略，為儲能電站在受端電網(wǎng)中的營運提供參考。

進(jìn)一步的，所述的步驟S2中，儲能電站調(diào)峰模式下收益為儲能電站不同時段參與電能量市場進(jìn)行充放電的分時電價差，計算公式為：

式中，r_arb為儲能電站調(diào)峰模式下收益，τ為生產(chǎn)模擬總時間段，λ_i為時間段[i,i+1]內(nèi)的電價，為時間段[i,i+1]內(nèi)儲能放電功率，為時間段[i,i+1]內(nèi)儲能充電功率；

儲能電站調(diào)頻模式下收益為儲能電站參與自動發(fā)電控制(automatic generationcontrol,AGC)調(diào)頻服務(wù)時的調(diào)頻容量收益和調(diào)頻里程收益，計算公式為：