基于改進變功率控制的儲能削峰填谷策略設計

李翠萍，葛長興，馬 騰，張嘉輝，李軍徽

(1.現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室(東北電力大學)，吉林 吉林 132012；2.國網山東省電力公司檢修公司，山東 濟南 250118；3.國網浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314000)

近年來，我國電力負荷逐年增加且構成多樣化，新能源裝機規模持續擴大，截至2019年底，全國新能源發電裝機容量7.94 MW[1]，且新能源發電具有明顯的間歇性和隨機性，導致電網負荷波動加劇，負荷峰谷差問題嚴重.目前多采用分時電價[2]、增加裝機容量和火電深度調峰[3-5]等解決方式，卻嚴重影響用戶用電滿意度和系統運行經濟性.因此，亟需尋找有效手段來降低電網負荷峰谷差，提高電網供電可靠性.

儲能技術具有能量時移等特點[6]，可以通過其能量的雙向流動對電網負荷進行削峰填谷，改善負荷峰谷差，降低電網負荷波動.

目前，傳統的儲能運行控制策略主要分為兩類.一種是以恒功率方式運行，如文獻[7]中，采用儲能恒功率運行方式，建立了電池儲能系統恒功率削峰填谷優化模型，配合實時控制實現了電池儲能系統削峰填谷功能.文獻[8]采用儲能恒功率充放電策略，建立儲能系統經濟價值評估模型，可根據儲能配置制定有效的削峰填谷控制略.另一種是以變功率方式運行，文獻[9]中提出一種以削峰填谷效果為目標，考慮SOC狀態區間的變參數功率差控制策略，可降低負荷曲線峰谷差.文獻[10-11]以儲能變功率控制策略為基礎，建立了含儲能系統的經濟性評估模型，文獻[12]考慮儲能的充放電次數和深度，提出一種基于動態規劃的削峰填谷實時控制方法，均有良好的電網削峰填谷效果.文獻[13]比較了儲能系統恒功率控制方式與變功率控制方式的控制效果，結果表明：與恒功率控制方式相比，變功率控制策略削峰填谷效果優于恒功率控制方式.

綜上所述，無論是傳統的恒功率控制策略還是變功率控制策略，都在一定程度上實現了負荷的削峰填谷，雖然恒功率控制方式簡單，但削峰填谷后的負荷波動仍較大.傳統變功率控制策略在一定程度上可改善電網負荷峰谷差，水平固定的充放電邊際功率會制約其削峰填谷效果，即當負荷工況中存在“高瘦型”波峰(或波谷)時為不發生功率越限而造成儲能電池的容量空間浪費，電池利用率低.

此外，將削峰填谷控制策略應用于歷史負荷數據進行分析存在一定的局限性，采用短期負荷預測可提升控制策略可信度.目前，短期負荷預測方法主要分為基于統計理論的包括回歸分析法、時間序列法等和基于機器學習的神經網絡、支持向量機等兩類方法[14-16].文獻[17]將神經網絡融合的思想應用于短期負荷預測領域，提出一種基于多神經網絡融合的預測方法.文獻[18]提出了考慮實時氣象耦合作用的時域卷積網絡短期負荷預測方法.這些負荷預測方法均可為本文所用.

本文先介紹了電池儲能系統的運行機理，基于短期負荷預測的負荷曲線，分別考慮電量和功率約束，采用二輪迭代將儲能充放電邊際功率修正為階梯式曲線，進而確定儲能動作的時間及其深度.最后，通過算例，將傳統和改進變功率控制策略在不同儲能配置下對電網負荷的削峰填谷效果進行對比.

1 含儲能的系統運行機理

含電化學儲能的電力系統一般包括發電廠電源、新能源發電、儲能系統和各類用戶負荷等[19]，其系統一次系統如圖1所示.

電網為接納新能源發電，導致電網中負荷峰谷差和負荷波動均增大.將電池儲能應用于電網中，使其在電網負荷低谷時充當負荷，從電網中以谷時電價購買電能吸收儲存起來，在電網負荷高峰時充當電源，以峰時電價向電網中售賣電能，從而釋放電能，削峰填谷示意圖如圖2所示.這樣不僅能降低系統負荷峰谷差，減小電網負荷波動，同時儲能企業還能通過“低儲高發”獲取電量收益.

2 削峰填谷控制策略

2.1 基于時間序列法的短期負荷預測模型

時間序列法是通過時間序列的歷史數據揭示現象隨時間變化的規律，從而預測現象未來的走勢.時間序列法的自回歸模型(AR)所需資料不多，可用自變量數列來進行預測，其預測原理是用現時的干擾和有限項過去的觀測值來預測模型的現時值.自回歸模型AR的數學表示方法為

xt=φ0+φ1xt-1+φ2xt-2+…+φpxt-p+εt，

(1)

(2)

2.2 改進變功率控制策略

2.2.1 儲能充放電模型

(1)充放電功率模型

儲能變功率充放電功率模型與負荷預測曲線Pload、充放電邊際功率曲線Pb1和Pb2有關，受儲能額定功率Pm限制.1天內儲能充放電功率Pc，t為

(3)

公式中：Pb1和Pb2分別為儲能的充電邊際功率和放電邊際功率，即Pload小于Pb1時，儲能處于充電工作狀態，同理，Pload大于Pb2時，儲能處于放電工作狀態，其余情況儲能不動作.

需要滿足功率約束

(4)

(2)充放電電量模型

儲能變功率充放電電量模型與儲能充放電功率Pc，t和儲能初始電量E0相關，受儲能額定容量Em、充電效率ηc和SOC范圍限制.1天內儲能充放電電量Ec和Ed分別為

(5)

需要滿足電量約束

Emax=Em·SOCmax-E0，

(6)

Emax≥Ec≥Ed.

(7)

2.2.2 控制策略

為了改善傳統變功率控制策略中儲能容量利用率低的不足，改進變功率控制策略采用二輪迭代分別滿足電池容量約束和功率約束，實現在負荷曲線存在“高瘦型”波峰(或波谷)時亦可充分利用電池容量空間.

首輪迭代僅考慮電量約束，以儲能電池實際充放電電量相等且等于電池最大可充放電容量Emax為原則，采用步長ΔP1迭代初步確定儲能充放電邊際功率水平線，首輪迭代需滿足約束條件

(8)

第二輪迭代考慮電池功率約束，按照電量恒等原則，即保證儲能實際充放電電量恒等于電池最大可充放電量Emax，以高精度步長ΔP2迭代修正儲能充放電邊際功率曲線，實現儲能受限電量轉移.以“高瘦型”負荷波峰為例，改進變功率控制策略的二輪迭代原理示意圖如圖3所示.

圖3 二輪迭代示意圖

根據首輪迭代的Pb2可得峰荷時期各時刻的儲能放電功率

(9)

(10)

(11)

(12)

迭代修正后示意圖如圖4所示.

圖4 迭代完成后示意圖

具體步驟詳述如下：

第一輪迭代以充放電電量相等為原則，考慮儲能電池的額定容量、SOC范圍、充放電效率等約束，設定一合理電量初始值，使儲能電池在經過一個運行周期(1天)后能恢復到初始狀態，初步確定儲能充放電邊際功率水平線Pb1、Pb2.

步驟1：輸入預測負荷曲線和儲能電池類型及配置，設定初始電量值E0、第一次迭代步長ΔP1以及大于且近似于0 的ε；

步驟2：以1個周期內負荷峰值Plmax和谷值Plmin的均值Pb作為迭代初值，以步長ΔP1向下迭代，計算儲能充電電量Ec，直到滿足Emax-Ec≤ε，從而確定充電邊際功率Pb1，計算谷荷時期儲能充電功率；

Pb1=Pb1-n·ΔP1，

(13)

步驟3：同理，以步長ΔP1向上迭代，計算儲能放電電量Ed，直到滿足Ec-Ed≤ε，確定放電邊際功率Pb2，計算峰荷時期儲能放電功率.具體流程如圖5所示.

圖5 一輪迭代流程圖

第二輪迭代以首輪迭代計算電量恒定為原則，考慮儲能電池額定功率約束，以高精度步長ΔP2進行迭代，優化修正儲能充放電邊際功率曲線，進而計算出儲能各時間點的充放電功率，步驟詳述如下：

步驟1：根據第一輪迭代初步確定的儲能放電邊際功率Pb2和預測負荷曲線，從負荷峰值開始，逐級向下尋找儲能放電功率越限的情況；

步驟2：若儲能放電功率在i時間點發生越限，則將該時間點放電功率置為儲能電池額定功率，同時，儲能放電邊際功率水平線以步長ΔP2逐級向下迭代，直至放電電量滿足Emax-Ed≤ε，重復步驟1，待儲能放電功率均滿足電池功率約束，確定儲能放電邊際功率曲線，從而計算儲能各時刻放電功率；

步驟3：同理，可確定谷荷時期儲能充電邊際功率曲線，進而計算儲能各時刻充電功率.

3 儲能改進控制策略評價指標

為了評價不同控制策略對電網負荷削峰填谷的效果，從技術性和經濟性兩個角度提出如下3個評價指標.

(1)負荷峰谷差率

負荷峰谷差率描述一個或多個采樣周期內電網負荷的波動范圍，其數值越小，表示負荷的波動范圍越小.

(14)

公式中：i為采樣周期數β為負荷峰谷差率；Ploadmax，i、Ploadmin，i分別為第i天負荷的最大值和最小值.

(2)負荷標準差

日負荷標準描述一個或多個采樣周期內電網負荷的離散程度，其數值越小，表示負荷的離散程度越小，即負荷波動越小.

(15)

公式中：S為負荷標準差；n為一個采樣周期內的時間點數；Pload，i，j為第i天第j時刻負荷大?。籔average，i為第i天負荷的平均值.

(3)儲能電量收益

當系統中儲能配置確定時，可以用日儲能低儲高發電量收益平均值I來從經濟性角度反映控制策略的優劣[20， 21]，表示為

(16)

公式中：I為日儲能電量收益均值；phigh和plow分別為峰時電價和谷時電價；ηd為儲能放電效率.

4 算例分析

4.1 算例條件

本算例采用東北某局域電網2019年6月歷史負荷數據，采樣間隔15 min，滾動預測未來1周負荷數據，預測負荷曲線如圖6所示，負荷最大值為2 288.1 MW、最小值為1 886.6 MW、平均值為2 063.7 MW，系統中火電裝機容量為3 200 MW.該電網的峰谷電價如表1所示.以磷酸鐵鋰電池為例，采用如表2所示兩種儲能配置對預測負荷進行削峰填谷.

圖6 一周預測負荷曲線

表1 該地區電網的峰谷電價

表2 兩種儲能配置參數

4.2 算例結果分析

采用上述兩種配置的電池儲能分別以傳統和改進變功率控制策略對1周預測負荷曲線進行削峰填谷，其削峰填谷效果對比分析如下.

4.2.1 削峰填谷后等效負荷曲線

兩種配置下的電池儲能以傳統和改進變功率控制策略削峰填谷后的第1天等效負荷曲線如圖7所示，可直觀看出，圖7(a)中，在配置一的情況下，兩種控制策略的等效負荷曲線均向中間“匯聚”，明顯的負荷尖峰被“剔除”，且二者并無明顯區別；圖7(b)中，在配置二的情況下，改進變功率控制策略的等效負荷曲線比傳統變功率的等效負荷曲線更“集中”，可見傳統變功率控制策略應用時受儲能配置或負荷工況制約，適用性較弱.

圖7 兩種控制策略削峰填谷后的等效負荷曲線

4.2.2 儲能充放電功率和SOC

采用儲能配置二以傳統和改進變功率控制策略削峰填谷后的第1天儲能充放電功率和SOC變化曲線如圖8所示.從儲能SOC變化曲線可以看出，經過一日的充放電后，兩種控制策略的儲能SOC均回到初始值，說明充電電量等于放電電量.對比圖8(a)和圖8(b)可以發現，改進變功率控制策略下的儲能日充放電電量均大于傳統變功率控制策略下的儲能日充放電電量，說明其儲能電池利用率和經濟性更高.

圖8 兩種控制策略下儲能充放電功率和SOC變化曲線

4.2.3 控制策略評價對比

采用儲能配置二以傳統和改進變功率控制策略對1周內預測曲線削峰填谷后評價指標如表3所示.

表3 削峰填谷評價指標對比表

從削峰填谷效果來看，采用傳統變功率控制策略和改進變功率控制策略均能降低電網負荷標準差和負荷峰谷差率.其中，采用本文所提控制策略效果更好，負荷標準差下降高達37.81 MW，負荷峰谷差率下降平均值達7.86%；從經濟性角度來看，采用本文策略可在相同的儲能配置下獲取更高的經濟收益.

5 結 論

針對電網中負荷峰谷差的問題，本文提出一種采用二輪迭代的改進變功率控制策略，用于儲能參與電網負荷削峰填谷的系統，通過實際電網數據與傳統變功率控制策略進行對比，主要結論如下：

(1)從削峰填谷效果角度，本文所提策略更好地降低了負荷峰谷差率和標準差，提高電網供電可靠性，具有更好的優越性，同時提高系統經濟效益.

(2)從儲能電池自身價值角度，本文所提策略可提高儲能電池的利用率，避免造成資源浪費，可廣泛應用于電網負荷的削峰填谷.

(3)從指導儲能建設角度，本文所提策略還可以根據目標削峰填谷效果反推儲能配置，從而為儲能建設提供指導與參考.