計及新能源消納的縣域電網(wǎng)側(cè)儲能削峰填谷優(yōu)化策略研究

朱昊，王佳峰，周安仁，岑梁，牛傳臣，黃琪萍，劉新斌

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司長興縣供電公司，浙江 湖州 313100；2.浙江省長興縣住房和城鄉(xiāng)建設(shè)局，浙江 湖州 313100）

在2030碳達(dá)峰、2060碳中和目標(biāo)要求下，國家已經(jīng)明確要建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，新能源裝機(jī)的快速提升，以及電力系統(tǒng)正在發(fā)生的變化，使得儲能剛需屬性愈發(fā)增強(qiáng)。儲能是解決新能源消納問題的最佳方案。新能源裝機(jī)的增長，加大了電網(wǎng)消納壓力，配置儲能是主要解決方式，政策已明確配置比例要求和優(yōu)先消納[1-2]。近年來，在技術(shù)進(jìn)步、需求增長、政策支持等多重因素共同影響下，我國電力儲能技術(shù)應(yīng)用快速發(fā)展且已初具規(guī)模。

在電網(wǎng)側(cè)，為應(yīng)對新能源大發(fā)展和特高壓電網(wǎng)建設(shè)，須提高電網(wǎng)調(diào)節(jié)靈活性及穩(wěn)定性。儲能系統(tǒng)具有能量高、安裝靈活、充/放電速度快等特點，可以在不改變現(xiàn)有電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上平抑新能源功率波動、緩解常規(guī)機(jī)組調(diào)峰壓力、提高新能源消納水平，同時儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用，能夠緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級、輔助發(fā)電側(cè)進(jìn)行調(diào)峰，還能參與電力輔助市場服務(wù)，包括系統(tǒng)調(diào)頻和備用容量[3]。

儲能系統(tǒng)在配電網(wǎng)削峰填谷方面的優(yōu)化已有廣泛研究。文獻(xiàn)[4]提出規(guī)?；植际焦夥⒕W(wǎng)條件下含儲能電站的優(yōu)化調(diào)度方案，兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和風(fēng)電優(yōu)先調(diào)度的情況下，利用儲能電站實現(xiàn)了削峰填谷。文獻(xiàn)[5]提出一種基于移動式儲能削峰填谷的雙層優(yōu)化調(diào)度模型，以改進(jìn)增強(qiáng)煙花算法進(jìn)行求解，最終實現(xiàn)可靠性與經(jīng)濟(jì)性的移動式儲能最優(yōu)調(diào)度策略。文獻(xiàn)[6-7]采用改進(jìn)魚群算法、模擬退火等智能算法求解含儲能裝置的電力系統(tǒng)削峰填谷最優(yōu)策略問題。但是，現(xiàn)有文獻(xiàn)所提出的控制策略很難在考慮多種約束條件下實現(xiàn)儲能對電網(wǎng)的削峰填谷優(yōu)化，且在不同負(fù)荷場景下的應(yīng)用缺乏對比，使得控制策略選擇缺乏理論依據(jù)。

本文以存在新能源消納問題的某縣域東南部電網(wǎng)為例，開展計及新能源消納的電網(wǎng)側(cè)儲能削峰填谷優(yōu)化策略研究，利用儲能系統(tǒng)雙向功率特性和靈活調(diào)節(jié)能力，建立“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型，在不同負(fù)荷場景下進(jìn)行仿真，仿真結(jié)果表明該模型能夠有效緩解新能源反調(diào)峰帶來的壓力，進(jìn)一步提升縣域電網(wǎng)風(fēng)電、光伏等新能源的可控性和滲透率。

1 儲能運行數(shù)據(jù)分析

儲能可以日常參與電網(wǎng)調(diào)峰，滿足地區(qū)“早高峰+晚高峰”電力供應(yīng)需求，有效降低峰谷差，優(yōu)化負(fù)荷特性；同時儲能具備毫秒級響應(yīng)調(diào)度指令能力，能夠參與電網(wǎng)調(diào)頻和調(diào)壓；緊急狀況下，能夠提供快速功率支撐，提高電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性；納入源網(wǎng)荷儲統(tǒng)一管理，與精準(zhǔn)切負(fù)荷系統(tǒng)配合，實現(xiàn)儲能電站源荷快速轉(zhuǎn)換，增加電網(wǎng)安全穩(wěn)定裕度。

目前，某縣供電公司儲能電站在日常工作中執(zhí)行“一充兩放”運行策略，在特殊情況下，根據(jù)電網(wǎng)運行需求，適時調(diào)整其充放電策略，例如，在主網(wǎng)四線斷面須有效控制期間、春節(jié)無功管控期間等。2021年7月儲能電站日常充放電曲線，如圖1所示。

圖1 2021年7月儲能充放電曲線

針對儲能充放電功率數(shù)據(jù)，統(tǒng)計自儲能電站正式投運以來近10個月，在每日0:00—24:00時間段內(nèi)進(jìn)行儲能電站充放電功率累加求和，進(jìn)一步深度觀測其充放電功率的時間段概率分布，如圖2所示。

圖2 儲能充放電功率累加曲線

由圖2可知，儲能充電模式主要集中在每日的0:00—6:00；放電模式主要集中在每日的9:00—11:00、16:00—17:00以及18:00—21:00，其中以9:00—11:00、16:00—17:00兩個放電模式時間區(qū)間出現(xiàn)概率較高。在目前儲能充放電策略的基礎(chǔ)上，本文考慮新能源消納問題，進(jìn)一步開展儲能充放電優(yōu)化策略研究。

2 “新能源+儲能”調(diào)度模型構(gòu)建

在考慮新能源消納問題的情況下，通過儲能充放電優(yōu)化策略對某縣域東南部電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷進(jìn)行平抑優(yōu)化調(diào)度，來進(jìn)一步緩解常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力。本文基于MATLAB仿真平臺，根據(jù)縣域東南部電網(wǎng)負(fù)荷特性，以及新能源負(fù)荷、儲能運行數(shù)據(jù)，建立儲能參與電網(wǎng)削峰填谷的優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)及其相關(guān)約束，并提出削峰填谷評價指標(biāo)體系，搭建“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型，并進(jìn)行仿真分析及驗證。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

對電網(wǎng)負(fù)荷削峰填谷的主要目的是減小高峰時的負(fù)荷，增大低谷時的負(fù)荷，保證負(fù)荷的平穩(wěn)，減小常規(guī)機(jī)組的啟停，同時也可延緩系統(tǒng)裝機(jī)容量的投入，也有利于減少變壓器和線路上的電能損耗，達(dá)到節(jié)能降損的目的[8-9]。而降低負(fù)荷的高峰，抬高負(fù)荷的低谷，保證負(fù)荷的平穩(wěn)，則可通過負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差進(jìn)行衡量，標(biāo)準(zhǔn)差越小，負(fù)荷越平穩(wěn)。

以負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差來表征負(fù)荷削峰填谷的效果能夠更直觀地反映負(fù)荷的平穩(wěn)程度，同時負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差越小，峰谷之間的差距也越小，從而達(dá)到削峰填谷的目的。本文考慮將儲能電站并入電網(wǎng)后負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差最小為目標(biāo)，構(gòu)建儲能參與電網(wǎng)削峰填谷優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

式中：Pl,t為第t時刻的實際縣域東南部電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷；Pb為目標(biāo)函數(shù)優(yōu)化對象變量的向量形式，即儲能電站優(yōu)化周期內(nèi)對外充放電功率構(gòu)成的向量；Pb,t為第t時刻儲能電站的充放電功率，T為負(fù)荷采樣周期，指采樣的個數(shù)，并不是時間長度；Pa為儲能放電或充電后的負(fù)荷平均值。

2.2 優(yōu)化約束條件

在優(yōu)化調(diào)度模型中，由于不考慮電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，只須要考慮儲能參與電網(wǎng)削峰填谷相關(guān)物理約束產(chǎn)生的約束條件即可。

2.2.1 儲能充放電功率約束

儲能電站充電時：Pch,max≤Pb,t≤0。

儲能電站放電時：0≤Pb,t≤Pdis,max。

式中：Pch,max為儲能電站最大充電功率；Pdis,max為儲能電站最大放電功率。

2.2.2 儲能剩余電量約束

儲能儲存電能的能力有限，因此儲能充放電時還須要考慮其容量大小。儲能的容量計算公式如下：

式中：Et為t時刻儲能電站所儲存的能量；η為充電系數(shù)。

2.3 評價指標(biāo)

對儲能參與電網(wǎng)削峰填谷的不同控制策略進(jìn)行評價，構(gòu)造削峰填谷效果評價指標(biāo)，以絕對峰谷差、峰谷系數(shù)、峰谷差率作為負(fù)荷極值相關(guān)運算的評價依據(jù)。

2.3.1 絕對峰谷差

式中：Pmax為負(fù)荷最大值；Pmin為負(fù)荷最小值。負(fù)荷絕對峰谷差ΔPl指標(biāo)表征在一定時間尺度下，負(fù)荷最大絕對偏差，負(fù)荷絕對峰谷差越小則負(fù)荷最大，絕對偏差越小。

2.3.2 峰谷系數(shù)

式中：負(fù)荷峰谷系數(shù)a表征在一定時間尺度下負(fù)荷曲線平坦程度，負(fù)荷峰谷系數(shù)越大，負(fù)荷曲線越平坦。

2.3.3 峰谷差率

式中：負(fù)荷峰谷差率β表征在一定時間尺度下負(fù)荷波動程度，負(fù)荷峰谷差率越小，負(fù)荷波動范圍越小。

2.4 二次規(guī)劃算法

本文基于二規(guī)劃算法構(gòu)建“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型。二次規(guī)劃問題是最簡單而又最基本的約束非線性規(guī)劃問題，其目標(biāo)函數(shù)是二次函數(shù)，約束都是線性等式或不等式[10-12]。標(biāo)準(zhǔn)的二次規(guī)劃數(shù)學(xué)模型如下：

式中：A，Aeq分別為不等式約束與等式約束矩陣；b、Beq、Ib、Ub、g、x均為向量；H為二次型矩陣。

3 算例仿真和分析

某縣域東南部屬風(fēng)、光等新能源富足地區(qū)，擁有35 kV風(fēng)電電站1座，總裝機(jī)容量22 MVA；35 kV光伏電站2座，總裝機(jī)容量50 MVA；10 kV光伏電站11座，總裝機(jī)容量28.26 MVA，同時包含一定數(shù)量的用戶側(cè)低壓光伏電站。某縣域電網(wǎng)側(cè)儲能電站的參數(shù)數(shù)據(jù)，如表1所示。

表1 儲能電站參數(shù)數(shù)據(jù)

基于MATLAB仿真平臺，運用二次規(guī)劃算法構(gòu)建“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型，開展計及新能源消納的儲能電站充放電策略仿真分析研究。隨機(jī)選取四個季度中的一天作為典型負(fù)荷日，在不同負(fù)荷場景下，驗證本文所提出的優(yōu)化模型的正確性及可推廣。

場景1：第一季度選取典型負(fù)荷日。

場景2：第二季度選取典型負(fù)荷日。

場景3：第三季度選取典型負(fù)荷日。

場景4：第四季度選取典型負(fù)荷日。

3.1 不同場景下負(fù)荷曲線

選取不同負(fù)荷場景下某縣域東南部地區(qū)負(fù)荷及新能源出力作為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，如圖3所示。

圖3 不同場景下地區(qū)負(fù)荷及新能源出力

3.2 不同場景下仿真結(jié)果

選取四個季度的典型負(fù)荷日，利用儲能對區(qū)域電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線進(jìn)行削峰填谷優(yōu)化控制，基于MATLAB仿真平臺的“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型仿真結(jié)果，如圖4、圖5所示。

圖4 不同場景下統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線

圖5 不同場景下儲能充放電曲線

綜合上述各負(fù)荷場景，本文所提出的優(yōu)化調(diào)度模型在各季度典型負(fù)荷日下仿真結(jié)果理想，就目前儲能運行數(shù)據(jù)而言，相比于恒功率的儲能充放電策略，在考慮新能源消納的前提下，優(yōu)化后的儲能柔性充放電策略對某縣域東南部地區(qū)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線削峰填谷效果明顯，同時對蓄電池等設(shè)備具有更好地保護(hù)作用，可以進(jìn)一步發(fā)揮儲能電站綜合效益，緩解儲能電站性能的惡化，有效延長蓄電池的循環(huán)壽命，能夠更大程度地保證儲能電站安全、可靠、穩(wěn)定運行[13-15]。

場景1：一季度負(fù)荷基數(shù)較低，風(fēng)光等新能源出力一定程度上起到對調(diào)負(fù)荷曲線調(diào)峰的作用。在此基礎(chǔ)上，利用儲能對統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線進(jìn)行削峰填谷優(yōu)化控制，進(jìn)一步平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線，緩解常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力。

場景2：二季度典型日負(fù)荷基數(shù)較低，風(fēng)光等新能源出力波動較大，造成統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線波動加大，從而也加大了儲能電站平抑優(yōu)化負(fù)荷曲線的難度，通過動態(tài)調(diào)整儲能電站充放電策略，一定程度上能夠平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線。

場景3：三季度典型日負(fù)荷基數(shù)較大，在風(fēng)光出力較為穩(wěn)定的情況下，新能源并網(wǎng)發(fā)電能夠起到一定的調(diào)峰作用[16]，在此基礎(chǔ)上，利用電網(wǎng)側(cè)儲能對統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線進(jìn)行削峰填谷優(yōu)化控制，進(jìn)一步平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線。

場景4：四季度典型日負(fù)荷基數(shù)較小，在風(fēng)光等新能源出力較為穩(wěn)定的情況下，新能源并網(wǎng)發(fā)電會出現(xiàn)反調(diào)峰現(xiàn)象，在此基礎(chǔ)上，利用電網(wǎng)側(cè)儲能對統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線進(jìn)行削峰填谷優(yōu)化控制，進(jìn)一步平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線，緩解常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力。

3.3 不同場景下指標(biāo)分析

根據(jù)本文所建立的儲能削峰填谷評價指標(biāo)，在四個季度典型負(fù)荷日下，儲能優(yōu)化前后指標(biāo)數(shù)據(jù)對比，如表2所示。

由表2對比結(jié)果，表明儲能充放電策略優(yōu)化后，各季度典型日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線削峰填谷效果明顯，可有效減小負(fù)荷高峰值，增加負(fù)荷低谷值，一定程度上緩解了常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力。

表2 各場景下儲能優(yōu)化指標(biāo)對比 MW

3.4 不同場景下經(jīng)濟(jì)性分析

本文采用《浙江省電網(wǎng)銷售電價表》中大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電六時段分時電價（電價時段劃分：尖峰時段19:00—21:00；高峰時段8:00—11:00、13:00—19:00、21:00—22:00；低谷時段11:00—13:00、22:00—次日8:00），作為儲能充放電優(yōu)化策略經(jīng)濟(jì)性評價的電價依據(jù)，如圖6所示。

圖6 六時段分時電價曲線

選取各季度典型負(fù)荷日儲能電站充放電數(shù)據(jù)，計算典型負(fù)荷日儲能充放電優(yōu)化策略下的購電成本和售電收益，如圖7所示。

圖7 典型負(fù)荷日經(jīng)濟(jì)性評價

由圖7可知，在大多數(shù)情況下儲能電站能夠?qū)崿F(xiàn)盈利，而在三季度典型負(fù)荷日下，出現(xiàn)購電成本大于售電收益的情況。原因是三季度典型負(fù)荷日下，儲能為了平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線，其充電時間多集中在高峰電價時段（8:00—11:00、13:00—15:00兩個時段），而在低谷電價部分時段，儲能電站處于放電模式。說明本文提出的“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型僅僅著重于考慮新能源消納的儲能電站優(yōu)化調(diào)度，一定程度上不具有經(jīng)濟(jì)性[17-18]。后續(xù)考慮將儲能充放電經(jīng)濟(jì)性因素加入到優(yōu)化調(diào)度模型當(dāng)中，進(jìn)一步優(yōu)化模型的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)。

4 模型應(yīng)用流程

在區(qū)域電網(wǎng)新能源預(yù)測準(zhǔn)確率較高的前提下，可以通過本文提出的“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型，對東南部電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線進(jìn)行平抑優(yōu)化調(diào)度，緩解新能源反調(diào)峰帶來的壓力，提升區(qū)域電網(wǎng)新能源發(fā)電的可控性和滲透率?！靶履茉?儲能”優(yōu)化調(diào)度模型應(yīng)用的具體流程，如圖8所示。

圖8 模型實際應(yīng)用流程

由圖8所示，“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型應(yīng)用流程為：通過前一日對某縣域東南部地區(qū)新能源負(fù)荷及地區(qū)負(fù)荷進(jìn)行精準(zhǔn)預(yù)測，進(jìn)而求解出東南部地區(qū)的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測數(shù)據(jù)。將預(yù)測結(jié)果作為輸入數(shù)據(jù)代入本文提出的“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型，導(dǎo)出儲能電站次日充放電數(shù)據(jù)，再由調(diào)度值班長進(jìn)行校核驗證，確認(rèn)后編制次日儲能電站充放電曲線，并告知儲能電站運維人員，次日按照編制的儲能充放電曲線進(jìn)行實際應(yīng)用。

5 結(jié)束語

綜合考慮電網(wǎng)調(diào)峰、系統(tǒng)備用容量充裕性和新能源利用率等因素[19]，本文根據(jù)縣級電網(wǎng)東南部負(fù)荷特性以及儲能運行數(shù)據(jù)，積極開展計及新能源消納的電網(wǎng)側(cè)儲能削峰填谷優(yōu)化策略研究，并提出儲能參與電網(wǎng)削峰填谷評價指標(biāo)體系，所構(gòu)建的“新能源+儲能”優(yōu)化調(diào)度模型能夠有效平抑優(yōu)化統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線，削減電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差，緩解常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力，進(jìn)一步提升電網(wǎng)風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電的可控性和滲透率。

本文研究成果表明，如果新能源并網(wǎng)消納目標(biāo)過高，單純通過電網(wǎng)側(cè)儲能來滿足新能源消納的要求，一定程度上不具有經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)該考慮采取多種靈活性措施進(jìn)一步提升電網(wǎng)新能源消納水平。

目前，本文研究成果已取得了初步成效，為進(jìn)一步發(fā)揮儲能電站的綜合效益，提升儲能電站的綜合運行指標(biāo)，以及下階段優(yōu)化儲能調(diào)控規(guī)范化管理夯實了基礎(chǔ)，也為全國電化學(xué)儲能電站調(diào)控運行提供了一定的經(jīng)驗參考。