储能电站参与电力系统调频的辅助服务定价方法

摘要

本发明的一种储能电站参与电力系统调频的辅助服务定价方法，其特点是，包括储能系统类同步机一次调频特性容量的配置、储能系统的控制和储能电站参与电力系统调频的辅助服务定价的确定等内容，实现了既能实现容量配置最大化、又能降低储能投资成本，具有科学合理，适用性强，效果佳，能够通过合理配置储能容量，确保储能电站收支平衡。

主权项

一种储能电站参与电力系统调频的辅助服务定价方法，其特征是，它包括以下内容：1)储能系统类同步机一次调频特性容量的配置在分析同步发电机一次调频特性的基础上，合理配置储能容量，既能使储能电站具备类同步机的一次调频特性，又能降低储能投资成本；根据同步发电机一次调频原理，定义储能系统调差系数为：${\sigma }_{ESS}=-\frac{\Delta f}{P_{ESS}}---\left(1\right)$以百分数表示为：${\sigma }_{ESS}\%=-\frac{{\mathrm{\Delta fP}}_{NWF}}{f_N{P}_{ESS}}\times 100---\left(2\right)$其中，σ_ESS为储能系统调差系数、P_ESS储能系统调频出力，Δf为系统频率变化值，P_NWF为风电场额定功率；此时，储能系统随频率变化需提供的调频出力为：$P_{ESS}=-\frac{{\mathrm{\Delta fP}}_{NWT}}{f_N{\sigma }_{ESS}\%}\times 100---\left(3\right)$储能系统单位调节功率K_ESS为：$K_{ESS}=\frac{1}{{\sigma }_{ESS}}=\frac{P_{NWT}}{f_N{\sigma }_{ESS}\%}\times 100---\left(4\right)$电力系统正常运行频率变化不超过±0.2Hz；因此取Δf＝±0.2Hz；代入式(3)～(4)得：$K_{ESS}=\frac{1}{{\sigma }_{ESS}}=\frac{P_{NWF}}{50\times {\sigma }_{ESS}\%}\times 100=\frac{2}{{\sigma }_{ESS}\%}{P}_{NWF}---\left(6\right)$为达到同步发电机一次调频效果，整定风‑储系统调差系数与同步发电机一致，σ_ESS％＝5；代入式(5)～(6)得，储能电站以单位调节功率K_ESS＝0.4×P_NWF出力，此时需配置容量约为风电额定功率的8％，就能提供与同步发电机等调差系数的一次调频效果；2)储能系统的控制储能系统进行频率调节，是利用电池能量的双向流动性，来阻止系统频率偏离标准范围的调节方式；当电力系统中原动机功率或等效负荷发生变化时，必然引起电力系统频率的变化，此时，储能系统进行判断，电网供电大于负荷需求，系统频率上升超过f_ref1时电池储能系统以频率偏差与单位调节功率K_ESS的乘积为充电功率值，从电网吸收电能，直到系统频率下降到f_ref1内为止；电网供电小于负荷需求，系统频率下降超过f_ref2时，电池储能系统以频率偏差与单位调节功率K_ESS的乘积为放电功率值，向电网释放电能，直到系统频率上升到f_ref2内为止；储能系统单位调节功率K_ESS取值直接关系到控制策略的效果；储能系统的充电功率如式(7)；储能系统的最大功率为储能系统的额定功率；$\left\{\begin{array}{cc}p=K_p\times (f-f_{ref1})& f>f_{ref1}\\ p=0& f_{ref2}<f<f_{ref1}\\ p=K_p\times (f-f_{ref2})& f<f_{ref2}\end{array}\right.---\left(7\right)$3)储能电站参与电力系统调频的辅助服务定价的确定参与系统调频的储能投资成本C_ESS为：C_ESS＝λ_PP_ESS+λ_EE_ESS    (8)其中：C_ESS为储能初始投资成本，λ_P为储能功率成本，λ_E为储能容量成本；E_ESS为储能额定容量；储能参与电网调频主要受益来源于调频电量I_fr：I_fr＝λ_fr·W_fr    (9)W_fr＝W_fr‑‑W_fr+    (10)其中：λ_fr为调频电价，W_fr为调频电量，W_fr‑为负调频电量及W_fr+为正调频电量；综合考虑储能系统经济效益及投资成本，以储能系统运行年限内的总收支平衡为基本目标，构建一种储能系统收益目标函数J：$J=-C_{ESS}+\frac{365Y}{D}{I}_{fr}---\left(11\right)$其中：Y为储能系统使用寿命，年；D为数据采样时间，天；通过式(11)确定储能电站参与电力系统调频辅助服务定价，实现储能电站收支平衡。