储能配置及最佳延缓年限的确定方法及装置与流程

[0001]
本发明涉及电力系统规划技术领域，尤其是涉及一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法及装置。


背景技术：

[0002]
随着新能源的大规模接入配电网，其对配电网的影响不容忽视。储能的接入能有效缓解新能源出力的波动性及不确定性，同时能有效延缓配电网改造升级。
[0003]
现有技术中，针对安装储能延缓配电网的各种方法中，重点针对给定年份从负荷特性曲线进行储能功率及容量的确定，并未从储能系统业主角度考虑所安装储能系统在其全寿命周期内的收益最大化问题，同时也无法给出储能的最佳延缓年限。


技术实现要素：

[0004]
本发明的目的在于提供一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法及装置，旨在解决现有技术中的上述问题。
[0005]
本发明提供一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法，包括：
[0006]
获取规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期；
[0007]
根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、以及储能放电效率确定储能系统额定充放电功率及容量；
[0008]
确定储能充放电策略，根据储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期，计算储能系统在该充放电策略下的全寿命周期内的逐年成本及效益，并计算储能逐年累计的效益成本比；
[0009]
根据所述储能逐年累计的效益成本比确定该储能系统可延缓配电网改造的最佳年限并给出由于安装储能后系统能产生的最大收益。
[0010]
本发明提供一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定装置，包括：
[0011]
获取模块，用于获取规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期；
[0012]
第一计算模块，用于根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、以及储能放电效率确定储能系统额定充放电功率及容量；
[0013]
第二计算模块，用于确定储能充放电策略，根据储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期，计算储能系统在该充放电策略下的全寿命周期内的逐年成本及效益，并计算储能逐年累计的效益成本比；
[0014]
第三计算模块，用于根据所述储能逐年累计的效益成本比确定该储能系统可延缓配电网改造的最佳年限并给出由于安装储能后系统能产生的最大收益。
[0015]
采用本发明实施例，提出一种从储能系统业主利益最大化角度进行储能功率及容量的优化配置，并给出给定配电网的最佳延缓年限。不仅通过规划水平年的负荷特性确定
储能功率及容量优化配置，还能考虑储能在延缓配电网升级改造中全寿命周期内的综合效益，有利于储能价值最大化发挥。
[0016]
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
[0017]
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0018]
图1是本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法的流程图；
[0019]
图2是本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定装置的示意图。
具体实施方式
[0020]
下面将结合实施例对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0021]
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“坚直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
[0022]
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个所述特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。此外，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0023]
方法实施例
[0024]
根据本发明实施例，提供了一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法，图1是本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法的流程图，如图1所示，根据本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定方法具体包括：
[0025]
步骤101，获取规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容
量、储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期；
[0026]
步骤102，根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、以及储能放电效率确定储能系统额定充放电功率及容量；
[0027]
步骤102具体包括如下处理：
[0028]
根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线p
load
＝{l
1
,l
2
,
…
,l
k
,
…
,l
24
}计算规划水平年最大负荷日24小时最大值p
load,max
＝max{l
1
,l
2
,
…
,l
k
,
…
,l
24
}；
[0029]
将p
load,max
与配电网最大输电容量s
max
进行比较，若s
max
≥p
load,max
则储能系统额定充放电功率p
ess
＝0，容量e
ess
＝0；若s
max
<p
load,max
，则计算p
load-s
max
＝{δ
p1
,δ
p2
,
…
,δ
pk
,
…
,δ
p24
}，取{δ
p1
,δ
p2
,
…
,δ
pk
,
…
,δ
p24
}集合中大于等于0的作为新集合p
p
＝{p
1
,p
2
,
…
,p
m
}，确定储能最大充电功率p
chmax
＝max{p
1
,p
2
,
…
,p
m
}；小于0的记为新集合p
n
＝{n
m+1
,n
m+2
,
…
,n
24
}，确定储能最大放电功率p
dischmax
＝max{|n
m+1
|,|n
m+2
|,
…
,|n
24
|}，其中m+n＝24；计算储能系统额定充放电功率p
ess
＝max{p
chmax
,p
dischmax
}；将储能系统在日内放电电量作为储能系统的容量e
ess
，即其中，e
disch
为储能放电效率。
[0030]
步骤103，确定储能充放电策略，根据储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期，计算储能系统在该充放电策略下的全寿命周期内的逐年成本及效益，并计算储能逐年累计的效益成本比；
[0031]
步骤103具体包括如下处理：
[0032]
步骤1，确定储能充放电策略为日内削峰填谷策略；具体地，在储能系统用于延缓配电网升级改造中一般确定储能充放电策略为日内削峰填谷策略，即负荷低谷时段储能充电，日内负荷高峰时段储能放电的控制策略；
[0033]
步骤2，根据储能系统的初始投资成本c
cap
、年固定运维成本c
fix
及年变动运维成本c
var
、以及年财务成本c
fin
计算储能系统逐年成本c
year
；步骤2具体包括如下处理：
[0034]
基于公式1，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
及容量e
ess
计算储能系统初始投资成本c
cap
：
[0035]
c
cap
＝0.861
×
p
ess0.7678
+1.123
×
e
ess0.94661
ꢀꢀꢀ
公式1；
[0036]
基于公式2，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
计算年固定运维成本c
fix
：
[0037]
c
fix
＝α
×
p
ess
ꢀꢀꢀ
公式2；
[0038]
其中，参数α由不同储能技术根据实际情况确定取值；
[0039]
基于公式3，根据储能系统的容量e
ess
确定年变动运维成本c
var
：
[0040]
c
var
＝β
×
e
ess
ꢀꢀꢀ
公式3；
[0041]
其中，参数β由不同储能技术根据实际情况确定取值；
[0042]
基于公式4，根据银行贷款额度w、贷款利息r、贷款年限n
year
及折现率d确定年财务成本c
fin
：
[0043][0044]
根据公式5计算储能系统逐年成本c
year
：
[0045][0046]
步骤3，根据因安装储能而节省的变压器投资及安装费用b
xfm
、因安装储能而减少的配电网线路改造成本b
line
，储能年收益b
ess
计算储能系统逐年收益b
year
；步骤3具体包括如下处理：
[0047]
基于公式6，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
计算因安装储能而节省的变压器投资及安装费用b
xfm
：
[0048]
b
xfm
＝γ
×
p
ess
ꢀꢀꢀ
公式6；
[0049]
其中，参数γ表示变压器单位容量对应的初始投资、运输及安装成本；
[0050]
基于公式7，根据线路单位成本及线路长度计算因安装储能而减少的配电网线路改造成本b
line
：
[0051]
b
line
＝λ
×
l
len
ꢀꢀꢀ
公式7；
[0052]
其中，参数λ表示额定输送容量为p
ess
的输电线路的单位容量对应的初始投资、运输及安装成本；l
len
表示输电线路长度；
[0053]
根据公式8计算储能年收益b
ess
：
[0054][0055]
其中，参数p
in,t
、p
out,t
分别表示储能购电电价和售电电价，e
ch
和e
disch
分别表示储能系统充电效率和放电效率；
[0056]
根据公式9计算储能系统逐年收益b
year
：
[0057][0058]
步骤4，根据储能系统寿命周期、储能系统逐年成本c
year
、以及储能系统逐年收益b
year
计算储能逐年累计的效益成本比。步骤4具体包括如下处理：
[0059]
根据公式10计算储能逐年累计的效益成本比：
[0060][0061]
其中，参数t表示储能系统寿命周期。
[0062]
步骤104，根据所述储能逐年累计的效益成本比确定该储能系统可延缓配电网改造的最佳年限并给出由于安装储能后系统能产生的最大收益。
[0063]
步骤104具体包括：
[0064]
计算t年内储能逐年累计的效益成本比r
year
，求取最大值r
max
＝max{r
year
}，其中year＝1,2,
…
,t；
[0065]
确定最大值对应的年份t
m
；
[0066]
根据公式11计算时间段t
m
内储能系统产生的最大收益：
[0067][0068]
综上所述，采用本发明实施例，提出一种从储能系统业主利益最大化角度进行储能功率及容量的优化配置，并给出给定配电网的最佳延缓年限。不仅通过规划水平年的负荷特性确定储能功率及容量优化配置，还能考虑储能在延缓配电网升级改造中全寿命周期内的综合效益，有利于储能价值最大化发挥。
[0069]
系统实施例
[0070]
根据本发明实施例，提供了一种延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定装置，图2是本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定装置的示意图，如图2所示，根据本发明实施例的延缓配电网改造的储能配置及最佳延缓年限的确定装置具体包括：
[0071]
获取模块20，用于获取规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期；
[0072]
第一计算模块22，用于根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线、配电网最大输电容量、以及储能放电效率确定储能系统额定充放电功率及容量；
[0073]
所述第一计算模块22具体用于：
[0074]
根据规划水平年最大负荷日24小时负荷特性曲线p
load
＝{l
1
,l
2
,
…
,l
k
,
…
,l
24
}计算规划水平年最大负荷日24小时最大值p
load,max
＝max{l
1
,l
2
,
…
,l
k
,
…
,l
24
}；
[0075]
将p
load,max
与配电网最大输电容量s
max
进行比较，若s
max
≥p
load,max
则储能系统额定充放电功率p
ess
＝0，容量e
ess
＝0；若s
max
<p
load,max
，则计算p
load-s
max
＝{δ
p1
,δ
p2
,
…
,δ
pk
,
…
,δ
p24
}，取{δ
p1
,δ
p2
,
…
,δ
pk
,
…
,δ
p24
}集合中大于等于0的作为新集合p
p
＝{p
1
,p
2
,
…
,p
m
}，确定储能最大充电功率p
chmax
＝max{p
1
,p
2
,
…
,p
m
}；小于0的记为新集合p
n
＝{n
m+1
,n
m+2
,
…
,n
24
}，确定储能最大放电功率p
dischmax
＝max{|n
m+1
|,|n
m+2
|,
…
,|n
24
|}，其中m+n＝24；计算储能系统额定充放电功率p
ess
＝max{p
chmax
,p
dischmax
}；将储能系统在日内放电电量作为储能系统的容量e
ess
，即其中，e
disch
为储能放电效率；
[0076]
第二计算模块24，用于确定储能充放电策略，根据储能充电效率和放电效率、以及储能系统寿命周期，计算储能系统在该充放电策略下的全寿命周期内的逐年成本及效益，并计算储能逐年累计的效益成本比；
[0077]
所述第二计算模块24具体用于：
[0078]
确定储能充放电策略为日内削峰填谷策略；
[0079]
根据储能系统的初始投资成本c
cap
、年固定运维成本c
fix
及年变动运维成本c
var
、以及年财务成本c
fin
计算储能系统逐年成本c
year
；具体地，基于公式1，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
及容量e
ess
计算储能系统初始投资成本c
cap
：
[0080]
c
cap
＝0.861
×
p
ess0.7678
+1.123
×
e
ess0.94661
ꢀꢀꢀ
公式1；
[0081]
基于公式2，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
计算年固定运维成本c
fix
：
[0082]
c
fix
＝α
×
p
ess
ꢀꢀꢀ
公式2；
[0083]
其中，参数α由不同储能技术根据实际情况确定取值；
[0084]
基于公式3，根据储能系统的容量e
ess
确定年变动运维成本c
var
：
[0085]
c
var
＝β
×
e
ess
ꢀꢀꢀ
公式3；
[0086]
其中，参数β由不同储能技术根据实际情况确定取值；
[0087]
基于公式4，根据银行贷款额度w、贷款利息r、贷款年限n
year
及折现率d确定年财务成本c
fin
：
[0088][0089]
根据公式5计算储能系统逐年成本c
year
：
[0090][0091]
根据因安装储能而节省的变压器投资及安装费用b
xfm
、因安装储能而减少的配电网线路改造成本b
line
，储能年收益b
ess
计算储能系统逐年收益b
year
；具体地，基于公式6，根据储能系统的额定充放电功率p
ess
计算因安装储能而节省的变压器投资及安装费用b
xfm
：
[0092]
b
xfm
＝γ
×
p
ess
ꢀꢀꢀ
公式6；
[0093]
其中，参数γ表示变压器单位容量对应的初始投资、运输及安装成本；
[0094]
基于公式7，根据线路单位成本及线路长度计算因安装储能而减少的配电网线路改造成本b
line
：
[0095]
b
line
＝λ
×
l
len
ꢀꢀꢀ
公式7；
[0096]
其中，参数λ表示额定输送容量为p
ess
的输电线路的单位容量对应的初始投资、运输及安装成本；l
len
表示输电线路长度；
[0097]
根据公式8计算储能年收益b
ess
：
[0098][0099]
其中，参数p
in,t
、p
out,t
分别表示储能购电电价和售电电价，e
ch
和e
disch
分别表示储能系统充电效率和放电效率；
[0100]
根据公式9计算储能系统逐年收益b
year
：
[0101][0102]
根据储能系统寿命周期、储能系统逐年成本c
year
、以及储能系统逐年收益b
year
计算储能逐年累计的效益成本比；具体地，
[0103]
根据公式10计算储能逐年累计的效益成本比：
[0104][0105]
其中，参数t表示储能系统寿命周期。
[0106]
第三计算模块26，用于根据所述储能逐年累计的效益成本比确定该储能系统可延缓配电网改造的最佳年限并给出由于安装储能后系统能产生的最大收益。
[0107]
所述第三计算模块具体用于：
[0108]
计算t年内储能逐年累计的效益成本比r
year
，求取最大值r
max
＝max{r
year
}，其中year＝1,2,
…
,t；
[0109]
确定最大值对应的年份t
m
；
[0110]
根据公式11计算时间段t
m
内储能系统产生的最大收益：
[0111][0112]
本发明实施例是与上述方法实施例对应的系统实施例，各个模块的具体操作可以参照方法实施例的描述进行理解，在此不再赘述。
[0113]
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明不限制于任何特定的硬件和软件结合。
[0114]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。