一种受端电网中储能电站调峰调频调控策略制定方法

摘要

本发明公开了一种受端电网中储能电站调峰调频调控策略制定方法。本发明采用的技术方案为：采用现货电能量市场电价和调频辅助服务市场电价数据作为输入，计及典型受端电网特性，分析储能电站可行性应用场景，考虑储能电站多场景应用下的经济性，计及储能电站荷电状态约束和功率约束，建立储能电站同时参与调峰调频服务收益最大的优化调度模型。本发明的有益效果是：制定了满足储能约束条件下的经济性最优调控策略，实现了储能电站在受端电网中的多场景应用，从而提高了储能电站的经济性。

权利要求

1.一种受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1：在生产周期内，获取电网中电能量市场储能电站充放电电价和辅助服务市场电价数据，将获取的数据输入至储能电站调控策略制定模型中；

S2：在所述储能电站调控策略制定模型中，选择储能电站仅参与调峰模式、同时参与调峰调频模式作为两种备选的调控模式，然后针对每一种调控模式，分别以储能电站收益最大为目标函数，建立计及储能荷电状态(state of charge,SOC)约束和储能功率约束的优化模型，基于S1中获取的数据求解优化模型，实现该调控模式下储能电站调度策略的制定；

S3：针对S2中制定的每一种储能电站调度策略，进行经济可行性评估，并选择经济可行性最佳的储能电站调度策略作为最终策略，为储能电站在受端电网中的营运提供参考；

所述的步骤S2中，储能电站调峰模式下收益为储能电站不同时段参与电能量市场进行充放电的分时电价差，计算公式为：

式中，rarb为储能电站调峰模式下收益，τ为生产模拟总时间段，λi为时间段[i,i+1]内的电价， 为时间段[i,i+1]内储能放电功率， 为时间段[i,i+1]内储能充电功率；

储能电站调频模式下收益为储能电站参与自动发电控制(automatic generation control,AGC)调频服务时的调频容量收益和调频里程收益，计算公式为：式中，rreg为储能电站调频模式下收益，kreg为储能调频性能得分， 为时间段[i,i+1]内参与调频市场的容量， 分别为调频容量电价和调频里程电价，σ为储能调频里程比， 分别为时间段[i,i+1]内提供向上和向下调频的比例；

针对两种备选的调控模式，所述优化模型中设定的目标函数为：式中，R为折现率；

如果储能电站的调控模式为仅参与调峰模式，则目标函数中所有时间段i∈τ内 取值均为0；如果储能电站的调控模式为同时参与调峰调频模式，则目标函数中不是所有时间段i∈τ内 取值均为0；

储能电站的荷电状态由下式确定：

式中， 和 分别为调频比例参数；

所述优化模型中的约束条件包含储能荷电状态约束、储能功率约束，约束公式如下：Smin≤si≤Smax                (5)式中，si、si+1分别为i和i+1时刻储能电站的SOC，ηs为储能电站容量保持率，ηc为储能电站充放电效率，Smin、Smax分别为储能电站SOC的下限和上限，Pes为储能电站额定功率。

2.根据权利要求1所述的受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，其特征在于，所述的步骤S2中，调频比例参数 和 定义如下：其中αru代表储能用于向上调频的时间比例，αrd表示储能用于向下调频的时间比例；μru表示时间周期内需要向上调频时储能系统向上调频的平均功率，μrd代表时间周期内要求向下调频时储能系统向下调频的平均功率。

3.根据权利要求1所述的受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，其特征在于，所述的步骤S3中，进行经济可行性评估时，通过储能电站收益评估并结合储能电站参与紧急调频支撑服务，来分析储能电站的经济可行性。

4.根据权利要求3所述的受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，其特征在于，所述的步骤S3中，考虑到储能电站的调节速率快，而直流闭锁下的储能紧急调频为功率型应用场景，对电量要求较低，因此采取限制储能电站SOC的范围留有备用容量，同时能够提高电池使用寿命，从而在发生直流闭锁故障下提供快速功率支撑，结合储能电站多场景下的收益情况，分析储能电站在受端电网中的经济可行性。

说明书

一种受端电网中储能电站调峰调频调控策略制定方法

技术领域

[0001] 本发明属于电力系统中储能电站的调度技术领域，涉及一种受端电网中储能电站调峰调频调控策略制定方法。

背景技术

[0002] 能源转型背景下电网中新能源装机容量快速增加，受端电网中区外来电比例也逐年提升，增加了电网调峰调频的压力。随着新一轮电力体制改革配套政策的落实，电网储能
的应用价值逐渐得到了市场的关注和认可，2017年国家发展改革委等五部门印发《关于促
进储能技术与产业发展的指导意见》，提出未来储能将由研发示范向商业化和规模化发展
的转变。2020年我国在第75届联合国大会上宣布争取在2060年前实现碳中和，储能作为优
质灵活性调节资源将在实现碳中和的进程中发挥重要作用，截至2020年底，目前我国已有
17省份发布文件明确提出新能源配储能方案。

[0003] 另一方面，储能具有响应速度快、调节精度高以及应用灵活等特点，可同时参与现货电能量、辅助服务市场进行套利，有利于提升储能电站经济性，储能电站多场景综合应用
是未来储能的重点发展方向。

[0004] 因此，如何对储能电站同时参与调峰调频服务制定调控策略，分析储能电站参与现货电能力和辅助服务市场下的经济效益，对储能电站进行生产模拟和收益评估，是值得
深入研究的问题。

发明内容

[0005] 本发明所要解决的技术问题是克服现有技术存在的缺陷，提供一种独立储能电站调频调峰调控策略方法，基于电能量市场中储能电站充放电电价和辅助服务市场中调频补
偿电价数据，对储能电站进行调峰调频策略制定，同时考虑受端电网中高压直流输电闭锁
对系统的影响，留有备用容量供频率紧急协调控制系统调用，分析多场景应用下电化学储
能电站在电力系统中的经济效益。

[0006] 为此，本发明采用的技术方案如下：

[0007] 一种受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，其包括如下步骤：

[0008] S1：在生产周期内，获取电网中电能量市场储能电站充放电电价和辅助服务市场电价数据，将获取的数据输入至储能电站调控策略制定模型中；

[0009] S2：在所述储能电站调控策略制定模型中，选择储能电站仅参与调峰模式、同时参与调峰调频模式作为两种备选的调控模式，然后针对每一种调控模式，分别以储能电站收
益最大为目标函数，建立计及储能荷电状态(state of charge,SOC)约束和储能功率约束
的优化模型，基于S1中获取的数据求解优化模型，实现该调控模式下储能电站调度策略的
制定；

[0010] S3：针对S2中制定的每一种储能电站调度策略，进行经济可行性评估，并选择经济可行性最佳的储能电站调度策略作为最终策略，为储能电站在受端电网中的营运提供参
考。

[0011] 进一步的，所述的步骤S2中，储能电站调峰模式下收益为储能电站不同时段参与电能量市场进行充放电的分时电价差，计算公式为：

[0012]

[0013] 式中，rarb为储能电站调峰模式下收益，τ为生产模拟总时间段，λi为时间段[i,i+1]内的电价， 为时间段[i,i+1]内储能放电功率， 为时间段[i,i+1]内储能充电功率；

[0014] 储能电站调频模式下收益为储能电站参与自动发电控制(automatic generation control,AGC)调频服务时的调频容量收益和调频里程收益，计算公式为：

[0015]

[0016] 式中，rreg为储能电站调频模式下收益，kreg为储能调频性能得分， 为时间段[i,i+1]内参与调频市场的容量， 分别为调频容量电价和调频里程电价，σ为储能调频
里程比， 分别为时间段[i,i+1]内提供向上和向下调频的比例；

[0017] 针对两种备选的调控模式，所述优化模型中设定的目标函数为：

[0018]

[0019] 式中，R为折现率；

[0020] 如果储能电站的调控模式为仅参与调峰模式，则目标函数中所有时间段i∈τ内取值均为0；如果储能电站的调控模式为同时参与调峰调频模式，则目标函数中不是所
有时间段i∈τ内 取值均为0；

[0021] 储能电站的荷电状态由下式确定：

[0022]

[0023] 式中， 和 分别为调频比例参数；

[0024] 所述优化模型中的约束条件包含储能荷电状态约束、储能功率约束，约束公式如下：

[0025] Smin≤si≤Smax   (5)

[0026]

[0027] 式中，si、si+1分别为i和i+1时刻储能电站的SOC，ηs为储能电站容量保持率，ηc为储能电站充放电效率，Smin、Smax分别为储能电站SOC的下限和上限，Pes为储能电站额定功率。

[0028] 进一步的，所述的步骤S2中，调频比例参数 和 定义如下：

[0029]

[0030] 其中αru代表储能用于向上调频的时间比例，αrd表示储能用于向下调频的时间比例；μru表示时间周期内需要向上调频时储能系统向上调频的平均功率，μrd代表时间周期内
要求向下调频时储能系统向下调频的平均功率。

[0031] 进一步的，所述的步骤S3中，进行经济可行性评估时，通过储能电站收益评估并结合储能电站参与紧急调频支撑服务，来分析储能电站的经济可行性。

[0032] 进一步的，所述的步骤S3中，考虑到储能电站的调节速率快，而直流闭锁下的储能紧急调频为功率型应用场景，对电量要求较低，因此采取限制储能电站SOC的范围留有备用
容量，同时能够提高电池使用寿命，从而在发生直流闭锁故障下提供快速功率支撑，结合储
能电站多场景下的收益情况，分析储能电站在受端电网中的经济可行性。

[0033] 本发明具有的有益效果如下：本发明能够制定满足储能约束条件下的经济性最优调控策略，实现了储能电站在受端电网中的多场景应用，从而提高了储能电站的经济性。

附图说明

[0034] 图1是本发明应用例中仅参与调峰模式下的储能电站调控策略示意图(图中为240个小时储能电站调控策略)；

[0035] 图2是本发明应用例中仅参与调峰模式下的储能电站SOC变化情况示意图(图中为744个小时储能电站SOC值变化情况)；

[0036] 图3是本发明应用例中参与调峰调频模式下的储能电站调控策略示意图(图中为240个小时储能电站调控策略)；

[0037] 图4是本发明应用例中参与调峰调频模式下的储能电站SOC变化情况示意图(图中为744个小时储能电站SOC值变化情况)。

具体实施方式

[0038] 下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步阐述和说明。

[0039] 在本发明的一个较佳实施例中，提供了一种受端电网中独立储能电站调频调峰调控策略制定方法，该方法包括如下步骤：

[0040] S1：在生产周期内，获取电网中电能量市场储能电站充放电电价和辅助服务市场电价数据，将获取的数据输入至储能电站调控策略制定模型中。

[0041] 在本步骤中，所采用的数据可以是实际数据或者对储能电站进行生产模拟所获得的生产模拟周期内数据。储能电站调控策略制定模型内部具体的策略制定流程参见S2所
述。

[0042] S2：在所述储能电站调控策略制定模型中，结合各地储能行业政策选择储能电站“仅参与调峰模式”、“同时参与调峰调频模式”作为两种备选的调控模式，然后针对每一种
调控模式，分别以储能电站收益最大为目标函数，建立计及储能荷电状态(state of 
charge,SOC)约束和储能功率约束的优化模型，基于S1中获取的数据求解优化模型，实现该
调控模式下储能电站调度策略的制定。

[0043] 在本步骤中，两种备选的调控模式中，区别在于储能电站是否参与辅助服务市场调频服务。“仅参与调峰模式”下储能电站仅参与调峰，但不参与辅助服务市场调频；而在
“同时参与调峰调频模式”下，储能电站既参与调峰，也参与辅助服务市场调频。调峰和调频
两种模式下各自的收益计算如下：

[0044] 储能电站调峰模式下收益为储能电站不同时段参与电能量市场进行充放电的分时电价差，计算公式为：

[0045]

[0046] 式中，rarb为储能电站调峰模式下收益，τ为生产模拟总时间段，λi为时间段[i,i+1]内的电价， 为时间段[i,i+1]内储能放电功率， 为时间段[i,i+1]内储能充电功率。

[0047] 储能电站调频模式下收益为储能电站参与自动发电控制(automatic generation control,AGC)调频服务时的调频容量收益和调频里程收益，计算公式为：

[0048]

[0049] 式中，rreg为储能电站调频模式下收益，kreg为储能调频性能得分， 为时间段[i,i+1]内参与调频市场的容量， 分别为调频容量电价和调频里程电价，σ为储能调频
里程比， 分别为时间段[i,i+1]内提供向上和向下调频的比例。

[0050] 在所有时间段内，储能电站同时参与电能量市场中峰谷套利收益和参与调频辅助服务市场中调频收益的总收入最大作为优化模型的目标函数，以此制定储能电站调控策
略。本发明中针对两种备选的调控模式，其优化模型中设定的目标函数可以统一表述如下：

[0051]

[0052] 式中，R为折现率，qd,qr,qreg为目标函数的优化变量，分别表示所有时间段的储能放电功率 储能充电功率 参与调频市场的容量

[0053] 但是对于两种备选的调控模式，在式(3)中 是存在一定区别的：

[0054] a)如果储能电站的调控模式为仅参与调峰模式，则目标函数中所有时间段i∈τ内取值均为0，即优化模型为仅参与调峰模式下的峰谷套利收益最大的优化模型。

[0055] b)如果储能电站的调控模式为同时参与调峰调频模式，则目标函数中不是所有时间段i∈τ内 取值均为0，即优化模型为同时参与电能量市场中峰谷套利收益和参与调频
辅助服务市场中调频收益的总收入最大的优化模型。

[0056] 另外，储能电站的荷电状态由下式确定：

[0057]

[0058] 式中， 和 分别为调频比例参数。

[0059] 进一步的，调频比例参数 和 定义如下：

[0060]

[0061] 其中αru代表储能用于向上调频的时间比例，αrd表示储能用于向下调频的时间比例；μru表示时间周期内需要向上调频时储能系统向上调频的平均功率，μrd代表时间周期内
要求向下调频时储能系统向下调频的平均功率。

[0062] 因此，优化模型中的约束条件包含储能荷电状态约束、储能功率约束，约束公式如下：

[0063] Smin≤si≤Smax   (6)

[0064]

[0065] 式中，si、si+1分别为i和i+1时刻储能电站的SOC，ηs为储能电站容量保持率，ηc为储能电站充放电效率，Smin、Smax分别为储能电站SOC的下限和上限，Pes为储能电站额定功率。

[0066] S3：针对S2中制定的每一种储能电站调度策略，进行经济可行性评估，并选择经济可行性最佳的储能电站调度策略作为最终策略，为储能电站在受端电网中的营运提供参
考。

[0067] 由此，上述目标函数和相应的约束条件构成了优化模型，基于S1中获得的数据对该优化模型进行求解，模型的最优解即可作为储能电站调度策略。

[0068] 另外，进行经济可行性评估时，通过储能电站收益评估并结合储能电站参与紧急调频支撑服务，来分析储能电站的经济可行性。

[0069] 具体而言，在S3步骤中，可考虑到储能电站的调节速率快，而直流闭锁下的储能紧急调频为功率型应用场景，对电量要求较低，因此采取限制储能电站SOC的范围留有备用容
量，同时能够提高电池使用寿命，从而在发生直流闭锁故障下提供快速功率支撑，结合储能
电站多场景下的收益情况，分析储能电站在受端电网中的经济可行性。

[0070] 为验证本发明的有效性，后续应用例中采用浙江电网相关数据实现了上述方法，具体步骤不再赘述，主要给出其技术效果和实现细节。

[0071] 应用例

[0072] 本案例中使用MATLAB软件编写了本发明所述的方法，调用Gurobi进行求解，并针对案例数据展示实施效果。

[0073] 运行环境：

[0074] Intel Core i3‑9100 CPU 3.60GHz，16GB内存，Microsoft Windows 10 X64

[0075] Gurobi 9.0.3

[0076] MATLAB 2020A

[0077] 实施结果：

[0078] 本应用例基于浙江电力市场电价数据，其中能量市场电价数据取浙江省大工业35kV分时电价，调频辅助服务市场补偿价格取浙江电力现货市场某月份试运行数据。本例
中储能电站建设规模取100MW/200MWh，SOC上下限分别取0.9和0.1，间隔时间为1h，折现率
取0。向上调频和向下调频的比例均取25％，储能调频里程比取10。通过收益最大优化模型
对储能电站仅参与调峰模式和调峰调频模式下的调控策略进行制定，以此作为储能电站收
益评估参考。

[0079] 图1反映了仅参与调峰模式下的储能电站调控策略，储能电站一个月通过电能量市场峰谷套利收益为514.8万元。图2反映了仅参与调峰模式下的储能电站SOC变化情况，大
致满足储能电站一天两充两放的需求，和分时电价变化规律类似。

[0080] 图3反映了参与调峰调频模式下的储能电站调控策略，储能电站一个月通过电能量市场峰谷套利收益为313.5万元，通过辅助服务市场调频服务收益为1538.4万元，总收益
为1851.9万元，由于调频辅助服务补偿价格较高，来源于调频服务收益比例较高。图4反映
了参与调峰调频模式下的储能电站SOC变化情况，由于调频服务同时存在向上调频和向下
调频，因此参与调频服务时储能电站SOC值变化相对较小。

[0081] 根据本案例结果可以看出，储能电站同时参与电能量市场峰谷套利和辅助服务市场调频服务下的储能电站经济性更优。此外，储能电站备用容量可参与直流闭锁下的紧急
频率支撑服务获取补偿，因此本发明中优化模型得到的储能电站调控策略可以满足受端电
网中储能电站参与多种应用场景收益需求，从而提高了储能电站的经济性。

[0082] 应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。相反，本发明涵盖任何由权利要求定义的在本发明的范围上做的替代、等效方法以及方案。进
一步，为了使公众对本发明有更好的了解，在下文详尽描述了本发明一些特定的细节部分。
对本领域技术人员来说没有这些细节部分的描述也可以完全理解本发明。