技术领域
本发明属于储能系统运行技术领域，尤其涉及一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法。
背景技术
为应对能源危机与环境污染的双重压力，大量风电、光伏等清洁电源以及电动汽车、电采暖等再电气化设备接入电网，导致电网备用需求、峰谷差、调峰压力显著增大。由于储能系统(energy storage，ES)优良的调节性能，其作为一种新技术参与系统调峰越来越受到关注。目前，储能系统可以集中地配置在电源侧或高压电网中，也可以分布式形式接入配电网。储能系统的分布式接入可以就近平抑负荷，能够更有效地降低电源和电网的投资，改善系统运行性能，提升运行经济性。
对于用户侧储能来说，若在市场机制下，通过优化储能系统运行，最大化储能配置效益，不仅可促进用户侧健康发展，也能推进用户侧ES的应用。
目前，国内外学者针对储能系统优化运行及其可获得效益已进行了深入的研究。研究表明：通过配置储能系统获得收益，其效益大小与投资主体、设备容量、市场机制、运行策略都密切相关。由于电网企业不能参与调峰，因此其配置储能系统的主要目的是平抑源荷波动，以减小网损、降低负荷峰谷差、延缓升级改造。在中压馈线上配置储能系统以应对大量用户自建分布式光伏的影响，该方法综合考虑可靠性、降损、延缓升级改造、环境等效益，以经济性最优为目标，建立了考虑运行策略的ES优化配置模型。结果表明：基于可变运行策略，储能系统可以在可靠性和经济性博弈中获得最大收益。为应对分布式并网带来的波动性风险，以系统灵活性不足风险成本最小为目标优化储能系统运行，计及储能投资、储能充放电成本、开关操作成本、有载调压变压器档位调节成本和灵活性不足风险等多项成本，配置储能的容量及位置。上述研究均以电网公司为储能投资主体，通过优化储能运行，解决分布式电源并网带来的多种负面影响，以进一步提升配电网的性能。
而用户侧储能投资更注重从市场获取收益。光储联合系统投资商通过光伏和储能的协调运行获得降低发电损失和低储高发收益，收益大小与光伏上网、配电网分时电价、储能充放电成本、政府补贴和本地负荷有关。虽然此时光储的配置可能会减少网损，但第三方无法获取该部分收益。基于两部制分时电价，以储能系统全寿命周期内的净收益为目标配置用户侧储能的额定功率及容量，综合考虑电费的减少值、低储高发的价格套利、降低的变压器成本和储能回收价值。可见，以第三方为投资主体的储能系统大多更加关注储能运行的综合效益情况。
综上，无论配电网还是用户侧投资储能，两者都强调了运行策略对储能可实现效能的重要性，并采用双层优化，以下层的运行优化实现运行效益最大化。由于各种收益的获取与年、日、时不同时间尺度负荷和电价有关，且不同收益应具有策略优先级，而现有研究中下层运行优化只是以日运行效益最优为目标，无法实现不同时间尺度全局协调优化。
发明内容
为此，本发明针对用户侧储能系统，提出了一种用户侧储能系统协调化运行策略的生成方法，解决了已有针对运行策略的研究中存在的无法实现不同时间尺度全局协调优化的问题。该方法包括：建立储能系统设备成本模型和储能系统设备运行收益模型，所述储能系统设备成本模型包括储能系统投资建设成本模型和计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型，所述储能系统设备运行收益模型包括延缓电网升级改造收益模型、提升供电可靠性收益模型、电能量市场收益模型、辅助服务市场收益模型；对于一个特定的电网，在自身负荷特性、充裕性和外部价格机制一定条件下，其优化运行策略是明确的，以此为基础通过优化配置获得延缓电网升级改造的ES容量A
进一步，储能系统投资建设成本模型由式(1)和(2)表示
C
A＝A
式中，A为储能系统(ES)配置总容量，A
进一步，计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型由式(3)表示，
式中，C
进一步，根据尖峰负荷削减高度ΔP
式中，R
进一步，要获得延缓电网升级改造收益还需满足以下约束：
容量约束：在第n天放电起始时间t
放电约束：日负荷高于P
P
式中，P
充电约束：在放电后的谷时段ES可依据总额定功率ESP充电，将第n天的负荷削减至P
tch1(n)＝A
式中，tch1(n)为A
进一步，A
p
t
P
式中，R
进一步，获得提升可靠性收益的约束条件为：当日最大负荷大于P
进一步，储能系统参与电能量市场可获得收益包括低储高发套利和减少的容量电费，一年内收益的数学模型为：
式中，R
第n天的低储高发套利R
式中，R
一年中ES可减少的月度容量电费R
P'
式中，a为每1kW最大负荷需缴纳的基本电费，M
进一步，获取电能量市场收益需要满足以下约束：
电能量市场电价约束：在处于峰时时段的前提下，若月度售电收益与容量电费单价之和大于月度充电成本与充放电损耗成本之和，则ES可放电，放电功率如下所示，
式中，P
充电约束：在峰时时段结束后的谷时段ES可依据额定功率ESP充电，第n天参与电能量市场的ES所需的充电时间如式(37)所示，
tch3(n)＝E
式中，tch3(n)为E
进一步，储能系统参与辅助服务市场收益，优先开展双边交易，其次市场竞价，最后统一调度，假设交易方式为双边协商，以合同的形式约定储能系统出力的功率及时长，则储能系统参与辅助服务市场一年内可获得收益的计算如下所示：
P
式中，R
进一步，获取辅助服务市场收益需满足以下约束：
辅助服务市场电价约束：若辅助服务市场单价大于充电成本与充放电损耗成本(式(3))之和，则ES可放电，放电功率如式(39)所示；
充电约束：在非峰时段ES可依据额定功率ESP充电；
放电时长约束：辅助服务市场仅准入可持续放电时间大于4小时的ES。
进一步，若P
进一步，假设P
进一步，假设P
进一步，假设P
附图说明
图1是单峰型负荷年持续负荷曲线；
图2是ES参与延缓电网升级改造收益示意图；
图3是A1+A2+A3容量ES参与电能量市场收益示意图；
图4是延缓日约束条件及ES运行示意图(Pmax(n)>P1)；
图5是基于负荷曲线的运行策略图；
图6是本发明示例中储能系统设备区域配电网结构。
具体实施方式
下面结合附图，对实施例作详细说明。
用户侧配置储能系统可获收益主要包括延缓电网升级改造、提升供电可靠性和市场收益，其中市场收益由电能量市场收益和辅助服务市场收益组成。但各项收益往往不可兼得，不同的负荷场景适用的最优运行策略不同。
以增量配电系统的工业园区为例，大用户通常具有负荷大、峰谷分布不规律、受产业类型影响大的特点，常见以下几种典型负荷曲线：三峰型、双峰型、单峰型、平稳型和避峰型。以单峰型负荷为例，其年持续负荷曲线如图1所示。当负荷高于P
建立储能系统成本模型及各类用途的收益模型
由于储能系统运行涉及的不同收益有时可以同时获得，有些情况却不能，这与负荷特性和外部市场价格机制密切相关。假设为延缓电网升级改造、提升供电可靠性和参与市场收益分别配置A
1.计及充放电损耗的储能系统设备成本模型
本文以磷酸铁锂储能为例，建立ES成本及各类用途的收益模型，并对比分析单位容量ES获得不同收益的经济性，支撑后续运行策略制定。
(1)投资建设成本模型
储能系统投资建设成本包括硬件成本和软件成本。硬件成本指配备一定容量电池所需的成本，软件成本指能量转换系统(power conversion system，PCS)、电池管理系统(battery management system，BMS)以及其他用于系统监测管控的设备成本。投资成本如下式所示：
C
A＝A
式中，A为ES配置总容量，A
(2)计及储能系统循环寿命的充放电损耗成本模型
从电化学的角度看，锂离子在循环使用过程中，由于活性锂离子的损失、电极表面副反应等原因会造成电池性能的缓慢衰退。因此，储能系统的运行会产生充放电损耗成本，充放电损耗成本的数学模型如式(3)所示。可见ES的充放电损耗成本随充放电次数的增加而增加，且初始充放电损耗成本与电能损耗系数大小一致。
式中，C
在不同的放电深度(Depth of Discharge，DOD)下，ES循环寿命不同。拟合锂电池循环寿命、DOD和电池容量的关系，DOD越大，储能系统容量衰减越快。当电池容量衰退至80％时的循环寿命即为储能系统的最大充放电循环寿命。
2.储能系统设备的运行策略与收益分析
(1)延缓电网升级改造收益模型
要获得延缓升级改造收益，必须保证ES有充足的容量A
式中，A
t
延缓电网升级改造收益大小与实际削减掉尖峰负荷的高度有关。图2中，ΔP
根据尖峰负荷削减高度ΔP
式中，R
要获得延缓电网升级改造收益还需满足以下约束：
容量约束：在第n天放电起始时间t
放电约束：日负荷高于P
P
式中，P
充电约束：在放电后的谷时段ES可依据总额定功率ESP充电。将第n天的负荷削减至P
tch1(n)＝A
式中，tch1(n)为A
(2)提升供电可靠性收益模型
配置A
计及站内变压器故障及站内站间转供，基于设备故障概率、实际对系统产生影响的概率、减少的缺供电量和用户停电损失计算提升供电可靠性收益。则A
p
t
P
式中，R
获得提升可靠性收益的约束条件为：当日最大负荷大于P
(3)电能量市场收益模型
ES参与电能量市场收益具体包含用户侧与用户(放电收益)和电网(充电成本)之间的交易。根据规定，对增量配电网实际收取的配电价格实行最高限价管理，即用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价。而其与电网之间的结算，本发明选取工业用户常用的两部制电价方式，包含电量电费和容量电费，其中容量电费根据月度最大负荷收取。假设配电网的供电优先调度储能系统，当有A
ΔP
式中，ΔP
由于配置储能系统后用电量没有变化，电量电费不变。因此，储能系统参与电能量市场可获得收益包括低储高发套利和减少的容量电费，一年内收益的数学模型如下所示：
式中，R
从运行的经济性出发，以P
式中E
当日最大负荷P
式中，R
此外，储能系统通过参与电能量市场低储高发还可使系统日负荷峰谷差降低，从而降低月度的容量电费。一年中ES可减少的月度容量电费R
P'
式中，a为每1kW最大负荷需缴纳的基本电费，M
获取电能量市场收益需要满足以下约束：
电能量市场电价约束：在处于峰时时段的前提下，若月度售电收益与容量电费单价之和大于月度充电成本与充放电损耗成本之和，则ES可放电，放电功率如下所示。
式中，P
充电约束：在峰时时段结束后的谷时段ES可依据额定功率ESP充电。第n天参与电能量市场的ES所需的充电时间如式(37)所示。
tch3(n)＝E
式中，tch3(n)为E
(4)辅助服务市场收益模型
ES参与辅助服务市场所获收益与市场调峰需求、ES参与调峰的出清电量和出清价格有关，应依据储能实际参与辅助服务的贡献计算。系统调峰需求P
P
式中，R
获取辅助服务市场收益需满足以下约束：
辅助服务市场电价约束：若辅助服务市场单价大于充电成本与充放电损耗成本(式(3))之和，则ES可放电，放电功率如式(39)所示。
充电约束：由于辅助服务市场，不允许在系统峰荷时段充电，因此仅在非峰时段ES可依据额定功率ESP充电。
放电时长约束：辅助服务市场仅准入可持续放电时间大于4小时的ES。
基于负荷特性的运行策略智能生成方法
根据上面所提到的ES运行收益模型，在现有市场价格机制下比较ES参与获取不同收益的经济性。由于获取收益的大小与ES容量之间的关系并不是完全线性的(如延缓电网升级改造收益)，但总体上看，可认为获取收益的大小与ES容量成正比。则计及放电效益、充电成本和充放电损耗成本，通过计算可得单位容量ES参与各项收益的经济性从高到低排序为：获取延缓电网升级改造收益631元/千瓦时、提升供电可靠性收益32元/千瓦时、电能量市场收益9元/千瓦时和辅助调峰收益-0.3元/千瓦时。
ES运行应优先保证获得较高的收益。由于电网充裕性的差异，P
依据收益大小顺序，考虑ES运行时多种收益可同时或单独获得，以P
(1)当日最大净负荷P
此时为延缓日，A
P
tch(n)＝tch1(n)+tch3(n) (71)
则第n天ES的运行策略如图4所示。图4中，t
分析ES第n天各时段参与辅助服务市场的情况：若满足式(44)，表明ES在t时参与辅助服务市场产生的放电量可在第n-1天充电完成后至第n天峰时开始前或第n天充电完成后至第n天结束前完成充电，即满足延缓电网升级改造和电能量市场的容量约束，则ES可按式(39)出力，否则，P
taux(n,t)＝ΔE
ΔE
式中，t
初始化辅助服务放电次数标记Δn
R
式中，Δn
充电约束具体是指第n天内的储能放电容量可在第n天峰时结束t
(2)当日最大净负荷P
此时为可靠性日，A
(3)当日最大净负荷P
此时为市场日，A
根据上述三种类型日运行策略的分析，在给出原始负荷、市场电价机制、A
下面通过一具体示例，对本发明的方法进行说明。设置增量配电系统区域含3座互联变电站，预计在变电站S
对照组
由于无法转供的负荷出现比例最高仅为2％，考虑到配置的经济性，不为提升供电可靠性单独配置储能，A
表1 ES优化配置方案
基于表1所示的储能配置方案，在采取本发明所提出的针对用户侧储能系统的协调化运行策略的前提下，储能系统各项成本及收益如表2所示。
表2 ES成本及收益情况
可见，A
因此，本发明所提针对用户侧储能系统的协调化运行策略生成方法可实现良好的经济性。随着未来储能系统建设成本的下降、储能系统参与辅助服务市场的经济性提升，为提升供电可靠性配置的储能熊容量A
此实施例仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
机译： 密钥生成方法，内容提供方法，加密内容解密方法，海盗用户识别方法，内容提供者侧系统，用户侧系统，跟踪系统，加密设备，解密设备和程序
机译： 解密密钥生成方法，内容提供侧系统，用户侧系统，跟踪系统，内容提供方法，加密的内容解密方法，程序以及加密设备和解密设备
机译： 一种计算机可执行程序，其生成计算机可执行程序，该计算机可执行程序生成用于生成用于信息检索的数据结构的计算机系统，其方法，用于信息检索的数据结构，用于信息检索的数据结构检索系统，图形用户界面系统
