基于误差分配原则的发电侧共享储能容量规划研究

针对风电集群联合共享储能系统的协调控制和收益分配问题,提出基于预测误差分配原则的运行控制策略。首先,设计共享储能商业运行模式,建立储能变寿命与充放电模型。考虑政策补贴和季节性温度对储能定价和容量配置影响,建立多风场时空相关特性的风群联合大容量共享储能参与能量/调频市场的容量规划模型。通过所提策略计算风储联合系统的最优储能容量配置,分析季节性风况对储能配置的差异性。结果表明,在无储能购电补贴时,所提商业模式也能获得稳定盈利,并同时满足风电集群并网要求,控制弃风率在5%以内。基于误差分配的方法能够平衡各风电场收益,考虑季节性温度使储能实际收益提升约3.6%。同时夏冬季储能配置呈现双反比现象,所提方法为发电侧共享储能规模化应用提供了参考。     

基于联盟博弈的多微网共享储能联合配置与优化

在“双碳”目标的背景下,亟须充分调度新型电力系统中的灵活资源。同时,共享储能的理念打破了传统储能经济运营模式,对提高储能运行效益具有革命性意义。考虑到储能设备的容量配置和运行优化是耦合的,在能源细胞-组织框架下提出共享储能联盟博弈的双阶段多目标优化配置方案,并采用Shapley法公平分配联盟合作成本。首先,建立考虑设备投资、功率波动和售购电价的多目标总储能配置模型,基于NSGA2算法求得联盟整体储能规划的Pareto前沿面。然后,以细胞间交互功率最低为原则,分别计算各细胞内部的储能容量和功率配置。通过比较联盟合作的收益与参与者群体分割的子合作收益,以判断能源细胞联盟的稳定性,并依据Shapley法对各能源细胞进行成本与利益分配。最后,采用居民、商业和工业3类能源细胞的博弈算例对不同合作方案进行对比分析,验证了所提方法的有效性。     

跟踪光伏计划出力偏差的储能容量配置研究

不同典型天气下光伏出力预测误差具有明显差异,为保证分布式光伏集群友好接入,提出一种考虑光伏发电功率预测误差不确定性的共享储能容量配置方法。首先基于注意力机制和长短时记忆神经网络（long-term short-term memory neural network,LSTM）对分布式光伏出力进行预测,再与不同典型气象条件下的光伏出力实际值进行对比得到预测误差。然后以共享储能配置成本最优为目标,建立跟踪光伏出力计划偏差的共享储能容量配置模型,通过引入鲁棒机会规划约束来描述预测误差的不确定性,并采用凸逼近方法将原模型转化为确定性模型进行求解。仿真结果表明,所提方法在保证补偿效果的同时能最大提升储能配置的经济性。     

基于功率权与容量权解耦的共享储能组合拍卖机制

用户侧储能有助于负荷聚合商规避因需求响应偏差而导致的收益风险。共享储能作为一种创新应用模式,能够节约用户侧储能的投资容量并提升储能利用效率。设计了一种面向负荷聚合商的共享储能组合拍卖机制,以期通过提高共享储能设备利用效率,进一步降低负荷聚合商购买共享储能服务的成本。首先,设计一种将共享储能功率权与容量权以“与”投标形式进行组合拍卖的市场机制,以及该机制下各交易主体的参与方式及运营流程;其次,在满足投标约束条件下,构建以社会福利最大化为目标的竞胜标决定模型,设计在购售双方之间合理分配社会福利的定价机制,以及中标结算和违约惩罚相结合的资金结算机制,并分析各参与主体的效益;最后,通过算例验证该机制的有效性及优越性。     

用于跟踪风电场计划出力的电池储能系统容量优化配置

电池储能系统是平抑风电功率预测误差的理想选择,在现有储能电池价格水平前提下,电池储能系统的功率与容量优化配置尤为重要。基于风电场功率预测误差分布特性,依据风电功率预测预报标准中的约束条件和考核指标,分析了电池储能系统功率与风电功率预测误差、风电功率预测误差缩减率、全天预测结果的均方根误差、准确率及合格率的特性关系,储能系统容量与容量需求满足率及容量需求满足增长率的特性关系。为较好平抑风电功率预测误差且使投入成本较低,基于截止正态分布法,提出了一种储能系统功率与容量配置优化方法。该方法可计算用于跟踪风电场计划出力所需的较优储能系统功率与容量。通过实例计算分析,验证了该方法的有效性和可行性。     

可平抑高渗透分布式光伏发电功率波动的储能电站调度策略

为了提高分布式光伏发电在配电网中的渗透率,需要解决其并网引起的功率波动问题。提出一种消纳高渗透分布式光伏发电有功功率波动的集中式储能电站实时调度方法,包括配电系统实时调度和储能电站站内功率分配双层结构。实时调度层通过不断更新分布式光伏发电输出功率和负荷需求的预测值,计及储能电站充放电功率、容量和次数约束,对集中式储能电站进行实时调度,以消纳配电网有功功率差额波动;功率分配层根据储能电站各电池组性能参数和运行工况,以储能电站总运行成本最小为目标,并充分考虑下一时段可调度的总充放电容量,对上层调度指令进行实时优化分配,保证储能电站积极地响应调度。算例仿真结果表明,所提的两层调度方案平抑了配电网的有功功率波动,使得联络线功率波动峰谷差由13 MW降低到5 MW左右,降低了光伏发电并网对电网的冲击,大大提高了电网对光伏发电的消纳能力,并在保证储能电站调度末期荷电量尽量接近于调度初期荷电量的同时,优化了储能电站的运行状态,降低了储能电站的运行成本,既满足了储能电站循环调度的要求,又提高了储能电站的经济性。     

基于非参数核密度估计法的光储系统容量优化配置

储能技术有助于缩减光伏功率输出的预测误差,并可以提高光伏预测输出作为电力系统调度参考的可靠性.为此,提出基于光伏功率预测误差分布,提出了一种光储系统容量配置方法.利用Markov链和持续法的组合预测模型实现了光伏功率超短期预测,依靠储能系统弥补实际光伏发电功率与预测功率的预测误差.根据非参数核密度估计法建立了光伏功率预测误差分布模型,由日最大绝对能量的累计分布函数给出储能系统的总体容量配置,实现储能系统的整体容量规划.通过对某20 MW(峰值)光伏电站实测数据仿真分析可知,在满足95％储能容量的日需求下,储能配置容量为9MWh.所提出的方法为光伏电站合理配置储能系统提供了理论依据,使光伏电站具备更好的可调可控能力.     

一种平抑光伏系统输出波动的储能容量优化方法

为了平抑含光伏系统的输出功率波动,提出了一种基于离散傅里叶变换(Discrete Fourier Transform,DFT)的储能容量优化方法。该方法针对光伏发电特性和储能充放电时间响应特性,利用DFT对光电输出功率偏差进行频谱分析,在不同的时间范围内,采取不同的控制机制,调用相应不同类型的控制容量以补偿功率偏差。基于频谱分析结果,结合储能系统的经济性,确定储能系统最优容量。计算结果表明,所提方法能够以较小的储能容量将光伏发电预测均方根误差RMSE由2.2994%~10.0832%降低至0,大幅减小了光伏系统对电网的冲击和系统备用容量需求,提高了电网对光伏发电的接纳能力。     

面向低碳供能的多园区共享氢储能系统容量规划

双碳目标下为提高园区供能的清洁性和经济性,提出基于风光发电的多园区共享氢储能容量规划方法。首先,利用风、光发电与多园区用户用能的时空互补特性,建立多园区共享氢储能实现清洁发电、经济供能的基本框架,以实现氢储能的容量和能量共享。其次,兼顾多园区的利益诉求,提出基于合作博弈的共享氢储能容量配置模型与投资成本分摊方法,以合理配置各设备容量、提高氢储能的投资经济性。最后利用算例验证所提多园区共建共享氢储能系统的优化配置模型与投资成本分摊方法的可行性与竞争性。结果表明,多园区共享模式较自配模式分别降低投资与碳排放成本26.4%与17.4%,氢储能可更灵活地实现集中式储能资源的共享使用,尤其对具有间断性发电特征的用户优势明显。     

计及市场收益的含储能火电厂日前-日内两阶段优化调度方法

火电厂的市场收益主要包括电能收益与备用收益,机组容量的分配是影响市场收益的重要因素之一,因此提出考虑优化机组容量分配的日前-日内两阶段优化调度方法。分析储能参与电力调度的机理,量化储能可用备用容量,以减小机组爬坡频次、提高机组发电利用率为目标,建立含储能火电厂日前与日内两阶段优化调度模型。采用拉格朗日松弛法对模型进行处理,基于市场边际电价理论求解容量价格与电量价格,并计算火电厂总售电收益。在安装储能与否的两种场景中进行算例分析,结果表明,在火电厂侧安装储能可以有效提高机组发电利用率,增加火电厂收益。     

计及电热需求响应的共享储能容量配置与动态租赁模型

为了科学合理地配置共享储能系统的参数、减少不必要的投资建设成本,提出一种计及电热综合需求响应的共享储能容量优化配置模型.首先,介绍了共享储能的运营模式,并分析了以往研究中共享储能模型的不足,进而提出共享储能动态容量租赁模型.其次,针对一类电-热综合能源微网进行建模.在此基础上,提出计及电热综合需求响应下共享储能容量配置的双层优化模型,其中上层目标函数为共享储能的收益最大,下层目标函数为多微网的总运行成本最小.进一步,给出模型的算法求解流程,并基于纳什议价方法对不同微网的利益进行分配.最后,在MATLAB平台上进行算例分析,验证所提模型的可行性与有效性.结果表明:所提容量租赁模型能为各微网分配最优容量,避免了以往模型中出现的用户侧功率交互现象,更贴合实际应用场景.     

光/储混合系统中的储能控制技术研究

在含有高渗透率光伏发电的配电网中,安装储能系统可以减小光伏功率波动对电网的冲击。为了实现储能对光伏发电功率的平滑作用,提出一种基于低通滤波与短时功率预测技术的储能控制方法,大幅度消除了传统低通滤波方法造成的延时,同时可降低光伏功率预测误差对控制效果的影响,提高了平滑效果,节省了储能安装容量。仿真结果显示该策略能有效降低光伏发电功率的波动性,降低电池过充或过放现象的发生概率。     

混合储能系统平抑风光发电功率波动策略

针对混合储能系统(HESS)中不同功率分配方法对平抑风光发电输出功率波动的影响.利用移动平均滤波获得储能系统的参考功率,采用变分模态分解(VMD)获得HESS的初始功率分配,结合超级电容和蓄电池的荷电状态(SOC.)与其变化趋势,并使用模糊控制规则修正储能系统的充放电功率.提出一种基于VMD的双重模糊控制策略.比较不同功率分配方法下储能系统SOC的控制结果,配置不同情况下储能系统的功率和容量.仿真实验结果表明该策略能有效平抑风光发电功率波动,极大延长了储能系统的运行寿命.     

考虑光伏预测误差兼顾平抑波动的双层储能运行策略

为满足新能源发电并网要求、保证电力系统稳定运行,针对间歇性新能源发电的不确定性及波动性给电网设备稳定运行带来的安全问题,文中提出一种以补偿预测误差和平抑并网功率波动为目标的双层规划模型。首先,构建容量与误差满足率特性曲线得出最优储能容量,提高储能系统的经济性。其次,上层规划模型以预测误差最小为目标,建立储能系统充放电功率分配策略,并考虑储能电池循环寿命,设置非必要补偿值以避免其过充过放;下层规划模型以并网波动率最小为目标函数,采用模型预测控制算法对补偿后的光伏出力进行超前滚动优化控制,实现对光伏出力波动的平滑。最后,以上述模型为基础建立模型评估指标函数,以新疆某21 MW光伏电站为例进行算例分析,验证了策略的可行性。     

平滑新能源波动的混合储能优化配置

针对新能源发电出力存在的波动性,提出一种基于滑动平均法的混合储能平滑新能源出力优化配置方法。首先通过滑动平均法对新能源出力进行平滑,平滑后的曲线与原始曲线之差即为储能参考功率;然后运用经验模态分解将储能参考功率分解为相应的本征模态函数(intrinsic mode function, IMF),根据瞬时频率-时间曲线中相邻IMF的叠加量来分配储能参考功率,高频部分通过功率型储能进行平滑,低频部分通过能量型储能进行平滑;最后,在考虑储能充放电效率的条件下配置混合储能的容量和功率,计算储能系统成本。采用实际数据进行仿真计算,结果验证了所提方法的可行性。     

考虑风光发电可调度的微网储能容量配置方法

对风光发电的微网系统进行有效的储能容量配置方法的研究,提高分布式电源的最优配置,保证运营成本的最低需求,对风光电可调度性储能容量规划方法进行研究,提出微网储能单元与发电单元的能量管理模型,结合储能功率、发电功率与微网功率之间的关系,建立微网储能容量配置规划的目标函数与约束函数,以储能使用寿命的投资成本与发电成本作为目标函数,利用基于遗传算法的神经网络方法进行求解,实例验证表明该储能容量配置规划方法有效实现了微网能量的配置与电能的管理控制,提高了资源的利用率.     

平抑风光互补系统短时复合功率波动的 储能容量配置研究

针对风光互补系统日内局部功率波动平抑问题,提出了一种风光储共建系统的储能容量匹配方法。在分析影响配置储能容量的相关因素基础上,建立了反映风光储共建系统发电效益与相关约束的指标,并提出一种配置储能容量的计算方法。所提方法通过构建风光复合功率波动量的概率密度函数,设定储能设备额定充放电功率,进而得到储能系统的额定容量。以甘肃某风光互补电站为例,对风光储发电系统的相关指标进行计算分析,验证了所提方法的有效性。     

可持续能源发电系统中储能系统的容量评估计算

为了平缓新能源发电系统输出功率的波动,使其能量输出的可控性更强,将1个储能系统集成入新能源发电系统中.由于储能装置的资金需求与其容量基本上成正比关系,合理评估计算储能系统的功率容量和能量容量尤为重要.利用储能电池和储能电容搭配作为储能装置的策略与方法,并通过仿真对储能系统的容量进行合理评估,对系统的总体资金投入进行了计算.结果表明,本文提出的方法能最优化新能源发电系统的总体经济效益.     

考虑共享储能容量配置的多虚拟电厂优化运行方法

由于分布式能源具有间歇性和波动性的特点,其大规模接入电网会对系统稳定性产生一定的影响。为了减少用户侧用电成本以及提高新能源的消纳能力,在多虚拟电厂背景下提出共享储能系统促进风光消纳的规划和运行双层决策博弈模型。上层模型对共享储能电站投资运行成本进行等年值转换分析,以共享储能总成本最低且使用寿命尽可能的长为目标函数建立模型;下层模型以虚拟电厂运行成本最低及弃风弃光最小为目标函数建立运行优化模型。采用鲸鱼算法与CPLEX商业求解器结合的形式对共享储能电站的容量配置、充放电行为以及虚拟电厂运行状态进行求解,并通过设置3个场景算例对所提方案进行验证,结果表明,所提方法可以优化共享储能电站容量最优配置和充放电策略,提高可再生能源的消纳能力和虚拟电厂系统运行效率,兼顾供给侧与需求侧的利益,使电能分配更加公平合理。     

不同配置模式下分布式光伏发电并网接纳仿真

针对分布式光伏发电的间歇性、不确定性特点,解决其并网接入给配电网带来的难题,提出不同配置模式下分布式光伏发电并网接纳计算方法,通过构建分布式光伏发电接纳容量计算模型,以最大光伏电站接入总量为优化目标,以旋转备用容量、常规机组爬坡速率、网络传输等为约束条件,分析电网侧、分布式发电侧两种配置模式下储能参与电网电压调节的能力,展开分布式光伏发电并网接纳计算.仿真计算分析结果表明:天气状况可干扰分布式光伏出力情况,日间输出功率差异显著;储能配置在电网侧模式比储能配置在分布式发电侧模式的配电网分布式光伏发电接纳效果提升30％左右.