李翠萍，葛長興，馬 騰，張嘉輝，李軍徽

(1.現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點(diǎn)實驗室(東北電力大學(xué))，吉林 吉林 132012；2.國網(wǎng)山東省電力公司檢修公司，山東 濟(jì)南 250118；3.國網(wǎng)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(fù)荷逐年增加且構(gòu)成多樣化，新能源裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，截至2019年底，全國新能源發(fā)電裝機(jī)容量7.94 MW[1]，且新能源發(fā)電具有明顯的間歇性和隨機(jī)性，導(dǎo)致電網(wǎng)負(fù)荷波動加劇，負(fù)荷峰谷差問題嚴(yán)重.目前多采用分時電價[2]、增加裝機(jī)容量和火電深度調(diào)峰[3-5]等解決方式，卻嚴(yán)重影響用戶用電滿意度和系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性.因此，亟需尋找有效手段來降低電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差，提高電網(wǎng)供電可靠性.

儲能技術(shù)具有能量時移等特點(diǎn)[6]，可以通過其能量的雙向流動對電網(wǎng)負(fù)荷進(jìn)行削峰填谷，改善負(fù)荷峰谷差，降低電網(wǎng)負(fù)荷波動.

目前，傳統(tǒng)的儲能運(yùn)行控制策略主要分為兩類.一種是以恒功率方式運(yùn)行，如文獻(xiàn)[7]中，采用儲能恒功率運(yùn)行方式，建立了電池儲能系統(tǒng)恒功率削峰填谷優(yōu)化模型，配合實時控制實現(xiàn)了電池儲能系統(tǒng)削峰填谷功能.文獻(xiàn)[8]采用儲能恒功率充放電策略，建立儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)價值評估模型，可根據(jù)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(yùn)行，文獻(xiàn)[9]中提出一種以削峰填谷效果為目標(biāo)，考慮SOC狀態(tài)區(qū)間的變參數(shù)功率差控制策略，可降低負(fù)荷曲線峰谷差.文獻(xiàn)[10-11]以儲能變功率控制策略為基礎(chǔ)，建立了含儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性評估模型，文獻(xiàn)[12]考慮儲能的充放電次數(shù)和深度，提出一種基于動態(tài)規(guī)劃的削峰填谷實時控制方法，均有良好的電網(wǎng)削峰填谷效果.文獻(xiàn)[13]比較了儲能系統(tǒng)恒功率控制方式與變功率控制方式的控制效果，結(jié)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(yōu)于恒功率控制方式.

綜上所述，無論是傳統(tǒng)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(xiàn)了負(fù)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(fù)荷波動仍較大.傳統(tǒng)變功率控制策略在一定程度上可改善電網(wǎng)負(fù)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(dāng)負(fù)荷工況中存在“高瘦型”波峰(或波谷)時為不發(fā)生功率越限而造成儲能電池的容量空間浪費(fèi)，電池利用率低.

此外，將削峰填谷控制策略應(yīng)用于歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行分析存在一定的局限性，采用短期負(fù)荷預(yù)測可提升控制策略可信度.目前，短期負(fù)荷預(yù)測方法主要分為基于統(tǒng)計理論的包括回歸分析法、時間序列法等和基于機(jī)器學(xué)習(xí)的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、支持向量機(jī)等兩類方法[14-16].文獻(xiàn)[17]將神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)融合的思想應(yīng)用于短期負(fù)荷預(yù)測領(lǐng)域，提出一種基于多神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)融合的預(yù)測方法.文獻(xiàn)[18]提出了考慮實時氣象耦合作用的時域卷積網(wǎng)絡(luò)短期負(fù)荷預(yù)測方法.這些負(fù)荷預(yù)測方法均可為本文所用.

本文先介紹了電池儲能系統(tǒng)的運(yùn)行機(jī)理，基于短期負(fù)荷預(yù)測的負(fù)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(jìn)而確定儲能動作的時間及其深度.最后，通過算例，將傳統(tǒng)和改進(jìn)變功率控制策略在不同儲能配置下對電網(wǎng)負(fù)荷的削峰填谷效果進(jìn)行對比.

1 含儲能的系統(tǒng)運(yùn)行機(jī)理

含電化學(xué)儲能的電力系統(tǒng)一般包括發(fā)電廠電源、新能源發(fā)電、儲能系統(tǒng)和各類用戶負(fù)荷等[19]，其系統(tǒng)一次系統(tǒng)如圖1所示.

電網(wǎng)為接納新能源發(fā)電，導(dǎo)致電網(wǎng)中負(fù)荷峰谷差和負(fù)荷波動均增大.將電池儲能應(yīng)用于電網(wǎng)中，使其在電網(wǎng)負(fù)荷低谷時充當(dāng)負(fù)荷，從電網(wǎng)中以谷時電價購買電能吸收儲存起來，在電網(wǎng)負(fù)荷高峰時充當(dāng)電源，以峰時電價向電網(wǎng)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(tǒng)負(fù)荷峰谷差，減小電網(wǎng)負(fù)荷波動，同時儲能企業(yè)還能通過“低儲高發(fā)”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(fù)荷預(yù)測模型

時間序列法是通過時間序列的歷史數(shù)據(jù)揭示現(xiàn)象隨時間變化的規(guī)律，從而預(yù)測現(xiàn)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(shù)列來進(jìn)行預(yù)測，其預(yù)測原理是用現(xiàn)時的干擾和有限項過去的觀測值來預(yù)測模型的現(xiàn)時值.自回歸模型AR的數(shù)學(xué)表示方法為

xt=φ0+φ1xt-1+φ2xt-2+…+φpxt-p+εt，

(1)

(2)

2.2 改進(jìn)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(fù)荷預(yù)測曲線Pload、充放電邊際功率曲線Pb1和Pb2有關(guān)，受儲能額定功率Pm限制.1天內(nèi)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(tài)，同理，Pload大于Pb2時，儲能處于放電工作狀態(tài)，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(guān)，受儲能額定容量Em、充電效率ηc和SOC范圍限制.1天內(nèi)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(tǒng)變功率控制策略中儲能容量利用率低的不足，改進(jìn)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(xiàn)在負(fù)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(xiàn)儲能受限電量轉(zhuǎn)移.以“高瘦型”負(fù)荷波峰為例，改進(jìn)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(jù)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(shè)定一合理電量初始值，使儲能電池在經(jīng)過一個運(yùn)行周期(1天)后能恢復(fù)到初始狀態(tài)，初步確定儲能充放電邊際功率水平線Pb1、Pb2.

步驟1：輸入預(yù)測負(fù)荷曲線和儲能電池類型及配置，設(shè)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(nèi)負(fù)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(jìn)行迭代，優(yōu)化修正儲能充放電邊際功率曲線，進(jìn)而計算出儲能各時間點(diǎn)的充放電功率，步驟詳述如下：

步驟1：根據(jù)第一輪迭代初步確定的儲能放電邊際功率Pb2和預(yù)測負(fù)荷曲線，從負(fù)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(diǎn)發(fā)生越限，則將該時間點(diǎn)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(fù)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(jìn)而計算儲能各時刻充電功率.

3 儲能改進(jìn)控制策略評價指標(biāo)

為了評價不同控制策略對電網(wǎng)負(fù)荷削峰填谷的效果，從技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性兩個角度提出如下3個評價指標(biāo).

(1)負(fù)荷峰谷差率

負(fù)荷峰谷差率描述一個或多個采樣周期內(nèi)電網(wǎng)負(fù)荷的波動范圍，其數(shù)值越小，表示負(fù)荷的波動范圍越小.

(14)

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

(2)負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差

日負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)描述一個或多個采樣周期內(nèi)電網(wǎng)負(fù)荷的離散程度，其數(shù)值越小，表示負(fù)荷的離散程度越小，即負(fù)荷波動越小.

(15)

公式中：S為負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差；n為一個采樣周期內(nèi)的時間點(diǎn)數(shù)；Pload，i，j為第i天第j時刻負(fù)荷大小；Paverage，i為第i天負(fù)荷的平均值.

(3)儲能電量收益

當(dāng)系統(tǒng)中儲能配置確定時，可以用日儲能低儲高發(fā)電量收益平均值I來從經(jīng)濟(jì)性角度反映控制策略的優(yōu)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(wǎng)2019年6月歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，采樣間隔15 min，滾動預(yù)測未來1周負(fù)荷數(shù)據(jù)，預(yù)測負(fù)荷曲線如圖6所示，負(fù)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(tǒng)中火電裝機(jī)容量為3 200 MW.該電網(wǎng)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(yù)測負(fù)荷進(jìn)行削峰填谷.

圖6 一周預(yù)測負(fù)荷曲線

表1 該地區(qū)電網(wǎng)的峰谷電價

表2 兩種儲能配置參數(shù)

4.2 算例結(jié)果分析

采用上述兩種配置的電池儲能分別以傳統(tǒng)和改進(jìn)變功率控制策略對1周預(yù)測負(fù)荷曲線進(jìn)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(fù)荷曲線

兩種配置下的電池儲能以傳統(tǒng)和改進(jìn)變功率控制策略削峰填谷后的第1天等效負(fù)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(fù)荷曲線均向中間“匯聚”，明顯的負(fù)荷尖峰被“剔除”，且二者并無明顯區(qū)別；圖7(b)中，在配置二的情況下，改進(jìn)變功率控制策略的等效負(fù)荷曲線比傳統(tǒng)變功率的等效負(fù)荷曲線更“集中”，可見傳統(tǒng)變功率控制策略應(yīng)用時受儲能配置或負(fù)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(fù)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(tǒng)和改進(jìn)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(jīng)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(fā)現(xiàn)，改進(jìn)變功率控制策略下的儲能日充放電電量均大于傳統(tǒng)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(jīng)濟(jì)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(tǒng)和改進(jìn)變功率控制策略對1周內(nèi)預(yù)測曲線削峰填谷后評價指標(biāo)如表3所示.

表3 削峰填谷評價指標(biāo)對比表

從削峰填谷效果來看，采用傳統(tǒng)變功率控制策略和改進(jìn)變功率控制策略均能降低電網(wǎng)負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差和負(fù)荷峰谷差率.其中，采用本文所提控制策略效果更好，負(fù)荷標(biāo)準(zhǔn)差下降高達(dá)37.81 MW，負(fù)荷峰谷差率下降平均值達(dá)7.86%；從經(jīng)濟(jì)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(jīng)濟(jì)收益.

5 結(jié) 論

針對電網(wǎng)中負(fù)荷峰谷差的問題，本文提出一種采用二輪迭代的改進(jìn)變功率控制策略，用于儲能參與電網(wǎng)負(fù)荷削峰填谷的系統(tǒng)，通過實際電網(wǎng)數(shù)據(jù)與傳統(tǒng)變功率控制策略進(jìn)行對比，主要結(jié)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(fù)荷峰谷差率和標(biāo)準(zhǔn)差，提高電網(wǎng)供電可靠性，具有更好的優(yōu)越性，同時提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)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(fèi)，可廣泛應(yīng)用于電網(wǎng)負(fù)荷的削峰填谷.

(3)從指導(dǎo)儲能建設(shè)角度，本文所提策略還可以根據(jù)目標(biāo)削峰填谷效果反推儲能配置，從而為儲能建設(shè)提供指導(dǎo)與參考.