CN105811435A - 一种智能储能发电系统的无功补偿方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种智能储能发电系统的无功补偿方法，该方法可通过对发电装置、负载单元、储能装置和SVG设备一并监测，及时储能发电系统功率波动值，并以此为信息源动态调节储能装置的功率，从而实现平滑并网点功率；可实现储能发电系统的经济运行，以及抑制电压波动，通过对储能发电系统数据的采集，建立网络架构模型，在恒功率控制策略下，保证发电装置功率因数不变，通过无功调控完成经济运行。

Description

一种智能储能发电系统的无功补偿方法

所属技术领域

本发明涉一种智能储能发电系统的无功补偿方法。

背景技术

随着地球人口的增长和发展中国家工业化进程的推进，各种化石能源迅速枯竭，而化石能源使用过程中造成的大气污染和生态环境危机也日益严重。为了减少大气污染、保护生态环境、保证能源的长期稳定供应，逐步改变现有的能源结构，大力发展绿色能源已成为各国的共识。

随着风力发电、光伏发电、波浪发电等可再生能源发电技术的成熟，越来越多的可再生能源储能发电系统以分布式形式接入电网，满足人们日常生产、生活用电的需求。

微网系统中往往通过配置储能电池来平滑并网点功率波动，提高电网对微网系统的接纳能力。光储微网系统中储能电池的一部分容量用作紧急供电的容量，另一部分容量用于平滑并网点的功率波动。

随着风电大规模并网，其功率波动对电网的冲击越来越突出。而储能系统具有的短时快速吸收和释放能量的特点，能够有效弥补风电输出功率间歇性、波动性的缺点，因此在风力发电并网系统中配置储能系统已经成为平抑风电输出功率波动的有效手段之一。

由于储能系统成本较高，如何选择最大发挥储能系统的经济利用价值，同时提高储能系统使用寿命，成为风电运行企业急需考虑的问题。混合储能系统可以对风电场输出功率中某一特定频段的波动成分进行补偿，从而实现风电功率波动平抑。将储能设定功率分为频繁波动部分和平滑部分，分别由超级电容和储能电池承担，可以实现对平抑需求的快速响应。

为了优化微网的运行效率及供配电质量，将微网融入外部电网是当前最好的选择，它可以维持局部的功率优化和平衡，降低系统运行的人工调度难度。但是，现有技术仅对微网中的发电单元和负荷单元进行监测，没有对储能系统进行有效监测，不能及时调节储能系统内的蓄电池工作状态，易造成微网与外部电网的并网点功率波动较大，电源不稳定对配电的安全性和可靠性带来不良影响。

发明内容

本发明提供一种智能储能发电系统的无功补偿方法，该方法可通过对发电装置、负载单元、储能装置和SVG设备一并监测，及时储能发电系统功率波动值，并以此为信息源动态调节储能装置的功率，从而实现平滑并网点功率，提高储能发电系统经济运行。

为了实现上述目的，本发明提供一种智能储能发电系统的无功补偿方法，包括如下步骤：

S1.通过发电装置监控模块，获取储能发电系统中发电装置运行状态、有功功率值、储能发电系统的储能装置的实时数据，此过程中储能发电系统数据采集频率范围为10s-60s，提取数据并进行筛选，剔除停机或存在故障发电装置数据；基于实时数据，建立储能发电系统无功电压优化控制模型；并网监控模块根据调度系统下达的储能发电系统并网点电压指令，若上级系统没有下达指令，则由中控模块给定指令；以无功功率的时间尺度变化选择两种控制模式；

S2.若无功变化尺度以分钟/小时级时间尺度变化，将发电装置控制方式转换为恒定有功功率控制，以储能发电系统经济运行为控制目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S3.求解目标函数，得到发电装置无功调节值；根据并网点实时电压，设计管理流程，将可调范围内的电压分为五个等级，每个等级对应不同的无功调节量，根据各发电装置不同的运行状态，将所获得的无功功率值分配到对应的发电装置；

S4.若无功变化尺度以毫秒/秒级时间尺度变化，将发电装置运行模式切换为恒定电压控制方式；以抑制电压波动为目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S5.储能发电系统内各单元接到无功优化控制指令，根据自身相应情况完成指令，执行指令后，将响应值与并网点电压反馈给调度系统。

优选的，S1中通过监控装置，获取储能发电系统实时数据和PCC点电压控制指令，设置PCC点电压波动阀值；

ΔU＝|U_WFcmd-U_WFout|≤ξ

式中，U_WFcmd为储能发电系统并网点期望电压值；U_WFout为储能发电系统并网点实时电压值；ξ为储能发电系统电压阈值；ΔU为并网点电压偏差值。

优选的，S2中，建立以储能发电系统经济优化分配为目标的无功优化函数：

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；λ为罚因子，在计算最优函数，起到约束问题。

优选的，S2中进行分析计算，首先进行计算储能发电系统潮流计算；根据储能发电系统无功功率随时间尺度变化，确定发电装置控制模式，在秒/小时级时，将发电装置控制方式转换为恒功率控制，计算发电装置在以减小网损为目标下的无功可调裕度，保证目标函数的约束条件；建立储能发电系统经济运行为目标的无功控制数学模型，将S1和S1所得数据，代入模型中；

发电装置的损耗主要为发电装置的铜耗，其表达式为：

$P_{cu}=R_s(I_{sq}^2+I_{sd}^2)+R_r(I_{rd}^2+I_{rq}^2)$

式中，R_s为发电机定子电阻，R_r为发电机转子电阻，I_s为定子电流，I_r为转子电流；

输电储能发电系统内负载由∏形等值电路表示，储能发电系统内负载串联的有功损耗与无功损耗与所通过的电流平方成正比，即：

${\mathrm{\ΔP}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}R$

${\mathrm{\ΔQ}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}X$

U₂为储能发电系统内PCC连接点电压，经过一段传输储能发电系统内负载后与大电网前级电压U₁相连；电压U₂与接入点注入的有功功率和无功功率有关；当风速出现波动时，会影响系统PCC点母线电压的稳定，由于母线电压的波动，会增加储能发电系统的网损，造成经济损失，当波动超过10％，会对储能发电系统的输出功率产生影响，所以需要对PCC点的无功功率进行调控，从而维持U₂的恒定；

稳态情况下，储能发电系统并网运行，此时储能发电系统为接入大电网提供电能，采用单位功率因数控制，整个储能发电系统不与电网交换无功功率；系统电压调整取决于发电装置、储能装置和电网参数等，通过确定无功需求，调节其定子电压，与转子电流；

以发电系统有功损耗为目的，建立目标函数：

P_loss＝P₁+P₂+P₃

$P_1=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{cui}$

$P_2=\left\{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}\frac{(P_{mi}^2+Q_{mi}^2)(R_{Ti}+R_{Li})}{U_i^2}\right\}$

P₃＝P_LT

式中，P_mi，Q_mi分别为第i台双馈发电装置注入母线侧的有功、无功注入量；U为箱变高压侧母线电压；R_Ti，R_Li分别为折算到箱变高压侧的电阻和集电储能发电系统内负载电阻；P₁为发电装置铜耗；P₂为储能发电系统内负载损耗；P₃储能装置的有功损耗。

优选的，以储能发电系统网损最小为原则，考虑到每台发电装置有功损耗，发电装置有功损耗主要为定、转子铜耗，其中定子电流为:

$I_{si}^2=\frac{\sqrt{({P_i}^2+Q_i^2)}}{3U_i}$

转子电流为:

$I_{ri}=\frac{1}{X_{mi}}\sqrt{\[I_{si}^2(R_{si}^2+X_{li}^2)+U_i^2+2U_i(\frac{P_i{R}_{si}}{3U_i}-\frac{Q_i{X}_{li}}{3U_i})\]}$

$P_{cui}=3I_{si}^2{R}_{si}+3I_{ri}^2{R}_{ri}$

将P_cui整理成关于Q_i的一元二次表达式

$P_{cui}={\mathrm{aQ}}_i^2+{\mathrm{bQ}}_i+c$

$\left\{\begin{array}{c}a=\frac{X_{mi}^2{R}_{si}+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri}}{3U_i^2{X}_{mi}^2}\\ b=\frac{2X_{li}{R}_{ri}}{X_{mi}^2}\\ c=\frac{(R_{si}{X}_{mi}^2+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri})P_i^2+6R_{si}{R}_{ri}{U}_i^2{P}_i+9R_{ri}{U}_i^4}{3X_{mi}^2{U}_i^2}\end{array}\right.$

式中，U_i为第i台发电装置的定子端电压；X_1i＝X_si+X_mi，X_2i＝X_ri+X_mi，其中，X_si、X_m、X_ri分别为第i台发电装置的定子漏抗、励磁漏抗和转子漏抗；

储能发电系统内负载中的有功损耗用无功损耗进行表达为:

$P_{Li}=Q_{Li}\frac{R_i}{X_i}$

式中，Q_Li为储能发电系统内连接母线至发电装置集线和储能装置的无功损耗值；

储能装置的有功损耗用无功损耗进行表示：

$P_{LT}=P_0+P_k(\frac{100Q_{LT}}{S_N{U}_k\%}-\frac{I_O\%}{U_k\%})$

综上，提出包含储能发电系统内发电装置、储能装置、储能发电系统内负载在内的有功网损最小的目标函数:

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；和为罚因子。

优选的，其中优化模型的潮流约束条件为：

$P_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

$Q_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

无功等式约束条件为

$\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}(Q_{mi}-{\mathrm{\ΔQ}}_i)-Q_{LT}=Q_{ref}$

不等式约束

$0\≤P_i\≤P_{i\max }^{ref}$

Q_imin≤Q_i≤Q_imax

V_i ^ref-V_i ^err≤V_i≤V_i ^ref+V_i ^err

式中，为第i台发电装置最大预测发出功率，Q_imax为发电装置最大无功输出值，Q_imin为发电装置最小无功输出值，V_i ^err为节点电压波动范围。

优选的，在步骤S3中，将并网点电压标幺值划分成不同等级，分别为U_a、U_b、U₀、U_c、U_d，以不同等级的母线电压作为限幅，对整个控制过程进行管理，保证在减小网损的过程中，兼顾母线电压质量；令U₀＝1，即不出现异常情况下母线电压，令U_b、U_c分别为U₀的±5％，令U_a、U_d分别为U₀的±10％；

(1)当U₂处于电压幅值下半区时；

1)U₂≤U_a时，PCC点电压达到波动下限，需储能发电系统提供无功功率，提高电压，发电装置控制方式转换为恒电压控制；

2)U_a≤U₂≤U_b时，需要提供无功功率来减小储能发电系统网损，但仍需无功功率保证电压，此时调节发电装置无功输出为

$Q=\frac{2U_b-U_2}{U_b}{Q}_{mi}$

3)U_b≤U₂≤U₀时，此区间母线电压等级满足需求，发电装置提供无功功率减小网损，此时调节发电装置无功输出为

Q＝Q_m

(2)当U₂处于电压幅值上半区时，调节过程与流程(1)类似。

优选的，在所述步骤S4中，，建立抑制多目标电压波动的无功优化函数

$Q_{ref}=K_{ref}^U(U_{mea}-U_{ref})+\underset{0}{\overset{T_{ref}^U}{\∫}}(U_{mea}-U_{ref})dt+K_{RX}\[\frac{\underset{0}{\overset{T_{itn}}{\∫}}(P_{avg}-P_{mea})dt}{T_{\mathrm{int}}}\]$

式中，U_mea为并网点实测电压，U_ref为电压参考值，为电压控制增益系数，为电压误差积分时间常数，K_RX为无功功率补偿增益系数，T_int为控制时间尺度。

首先根据电压实测值与电压参考值，根据发电装置恒电压控制方式，计算在恒电压控制方式下，整场的无功需求值；同时引入电压波动抑制函数，求出抑制电压波动的无功参考值，得到最终无功需求值，根据储能发电系统SCADA数据，在对发电装置进行无功功率分配时，需充分考虑各个发电装置的实时出力情况，运行状况，才能利用算法对发电装置进行不同的处理。

本发明对发电装置分类时，主要在两个方面进行考虑的，首先是发电装置的运行状况，在分配过程中，应该先对运行状况不好的发电装置优先考虑；其次考虑风速与风功率预测结果，按照储能发电系统发电装置之间的运行状态，将发电装置分为三类。第一类为下个周期停机发电装置；第二类为发电装置调节能力比前一个控制周期强的发电装置，第三类为发电装置调节能力比前一个控制周期弱的发电装置。发电装置的分配策略如下。

$\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{Q}_i=Q_{ref}+Q_{loss}$

式中，Q_ref为抑制电压波动计算得到的储能发电系统无功需求；Q_loss为储能发电系统无功损耗。

Q_i1＝0

$Q_{i2}=(\ΣQ_{i2,t+1}-\ΣQ_{i2,t})\frac{Q_{i2,t}}{\ΣQ_{i2,t+1}}+Q_{i2,t}$

$Q_{i3}=(\ΣQ_{i3,t}-\ΣQ_{i3,t+1})\frac{Q_{i3,t+1}}{\ΣQ_{i3,t}}+Q_{i3,t+1}$

$Q_{i4}=\frac{Q_{i4,t+1}}{\ΣQ_{i4,t}}+Q_{i4,t+1}$

式中，Q_ix为第x类第i台发电装置的无功输出值，Q_ix,t为当前周期的无功输出值，Q_ix,t+1为下一个周期的无功输出值。

本发明的方法具有如下优点：(1)可通过对发电装置、负载单元、储能装置和SVG设备一并监测，及时储能发电系统功率波动值，并以此为信息源动态调节储能装置的功率，从而实现平滑并网点功率；(2)实现储能发电系统的经济运行，以及抑制电压波动，通过对储能发电系统数据的采集，建立网络架构模型，在恒功率控制策略下，保证发电装置功率因数不变，通过无功调控完成经济运行。

附图说明

图1示出了本发明的一种可用于调节无功的储能发电系统的框图；

图2示出了一种智能储能发电系统的无功补偿方法。

具体实施方式

图1是示出了本发明的一种可用于调节无功的储能发电系统10，该储能发电系统包括：发电装置12，用于将绿色能源转换成电能；该发电装置优选为风力发电机组；储能发电系统内负载14；储能装置15，用于存储能量，并在可发电系统中并网运行时，输出功率；SVG设备13，用于为储能发电系统10提供无功功率；直流/交流母线，用于实现发电系统内的发电装置、储能装置、储能发电系统内负载之间的功率交换16；并网装置17，用于实现储能发电系统10和大电网之间的功率交换20；和监控装置11。

该监控装置11包括：

发电装置监控模块113，用于实时监控发电装置12，并对发电装置12的发电功率进行预测；

并网监控模块112，用于监测并网点交流母线电压，并用于控制储能发电系统10经由并网装置17进行并网运行；

储能装置监控模块117，用于实时监控储能装置15的功率损耗情况；

负载监控模块114，用于实时监控储能发电系统内的负载14；

SVG监控模块115，用于实时监控SVG设备13；

中控模块116，用于确定储能发电系统的运行方法，并向上述监控装置中的各模块发出指令，以执行该运行方法；

通信总线111，用于该监控装置的各个模块的通信联络。

优选的，所述储能装置15包括第一类双向功率变换器、第一类储能器件、第二类双向功率变换器和第二类储能器件；

第一类双向功率变换器，用于获取所述直流/交流母线上的物理参数的参数值，并在所述参数值发生变化时，按照预设的充放电速度的变化率改变对第一类储能器件进行充放电时的充放电速度；直至所述物理参数的参数值等于第一参数值或者等于第二参数值时，对第一类储能器件进行充放电时的充放电速度不再改变；

第二类双向功率变换器，用于获取所述物理参数的参数值，并在所述参数值到达预设范围的边界值时，对第二类储能器件进行充放电，使得所述参数值维持在预设范围的边界值，所述第一参数值和所述第二参数值均位于所述预设范围内。

优选的，按照预设的充放电速度的变化率改变对第一类储能器件进行充放电时的充放电速度包括两种情况，第一种情况是：按照预设的充电速度的变化率改变对第一类储能器件进行充电时的充电速度；第二种情况是：按照预设的放电速度的变化率改变对第一类储能器件进行放电时的放电速度。

优选的，第一类储能器件的能量密度高于第二类储能器件的能量密度。在实际中，第一类储能器件可以为蓄电池，第二类储能器件可以为超级电容或飞轮电池。

优选的，所述发电装置监控模113块实时获取发电装置12的运行数据，并存储数据。

优选的，所述发电装置监控模块113，可获取发电装置定子漏抗、发电装置转子漏抗、发电装置励磁漏抗、发电装置定子电阻、发电装置转子电阻，通过发电装置参数，搭建发电装置数学模型，为计算损耗做前期准备，并且获得储能发电系统内部各部分物理参数，搭建整个储能发电系统的拓扑模型。

发电装置监控模块113、SVG监控模块115和负载监控模块114的数据采集频率为10s-60s之内，对提取数据进行筛选，剔除停机或存在故障发电装置数据，中控模块利用实时数据，建立储能发电系统调控模型，采集发电装置相电压、发电装置相电流、发电装置有功功率、发电装置无功功率、无功补偿设备功率，保留有效数据后，进入后台计算阶段。

优选的，该储能发电系统10采用如下方式进行无功自动补偿：

通过发电装置监控模块，获取储能发电系统中发电装置运行状态、有功功率值、储能发电系统的储能装置的实时数据，提取数据并进行筛选，剔除停机或存在故障发电装置数据；基于实时数据，建立储能发电系统无功电压优化控制模型；并网监控模块根据调度系统下达的储能发电系统并网点电压指令，若上级系统没有下达指令，则由中控模块给定指令；以无功功率的时间尺度变化选择两种控制模式；

若无功变化尺度以分钟/小时级时间尺度变化，将发电装置控制方式转换为恒定有功功率控制，以储能发电系统经济运行为控制目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

求解目标函数，得到发电装置无功调节值；根据并网点实时电压，设计管理流程，将可调范围内的电压分为五个等级，每个等级对应不同的无功调节量，根据各发电装置不同的运行状态，将所获得的无功功率值分配到对应的发电装置；

若无功变化尺度以毫秒/秒级时间尺度变化，将发电装置运行模式切换为恒定电压控制方式；以抑制电压波动为目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

储能发电系统内各单元接到无功优化控制指令，根据自身相应情况完成指令，执行指令后，将响应值与并网点电压反馈给调度系统。

参见附图2，本发明的一种智能储能发电系统的无功补偿方法，包括如下步骤：

S1.通过发电装置监控模块，获取储能发电系统中发电装置运行状态、有功功率值、储能发电系统的储能装置的实时数据，此过程中储能发电系统数据采集频率范围为10s-60s，提取数据并进行筛选，剔除停机或存在故障发电装置数据；基于实时数据，建立储能发电系统无功电压优化控制模型；并网监控模块根据调度系统下达的储能发电系统并网点电压指令，若上级系统没有下达指令，则由中控模块给定指令；以无功功率的时间尺度变化选择两种控制模式；

S2.若无功变化尺度以分钟/小时级时间尺度变化，将发电装置控制方式转换为恒定有功功率控制，以储能发电系统经济运行为控制目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S3.求解目标函数，得到发电装置无功调节值；根据并网点实时电压，设计管理流程，将可调范围内的电压分为五个等级，每个等级对应不同的无功调节量，根据各发电装置不同的运行状态，将所获得的无功功率值分配到对应的发电装置；

S4.若无功变化尺度以毫秒/秒级时间尺度变化，将发电装置运行模式切换为恒定电压控制方式；以抑制电压波动为目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S5.储能发电系统内各单元接到无功优化控制指令，根据自身相应情况完成指令，执行指令后，将响应值与并网点电压反馈给调度系统。

优选的，S1中通过监控装置，获取储能发电系统实时数据和PCC点电压控制指令，设置PCC点电压波动阀值；

ΔU＝|U_WFcmd-U_WFout|≤ξ

式中，U_WFcmd为储能发电系统并网点期望电压值；U_WFout为储能发电系统并网点实时电压值；ξ为储能发电系统电压阈值；ΔU为并网点电压偏差值。

优选的，S2中，建立以储能发电系统经济优化分配为目标的无功优化函数：

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；λ为罚因子，在计算最优函数，起到约束问题。

优选的，S2中进行分析计算，首先进行计算储能发电系统潮流计算；根据储能发电系统无功功率随时间尺度变化，确定发电装置控制模式，在秒/小时级时，将发电装置控制方式转换为恒功率控制，计算发电装置在以减小网损为目标下的无功可调裕度，保证目标函数的约束条件；建立储能发电系统经济运行为目标的无功控制数学模型，将S1和S1所得数据，代入模型中；

发电装置的损耗主要为发电装置的铜耗，其表达式为：

$P_{cu}=R_s(I_{sq}^2+I_{sd}^2)+R_r(I_{rd}^2+I_{rq}^2)$

式中，R_s为发电机定子电阻，R_r为发电机转子电阻，I_s为定子电流，I_r为转子电流；

输电储能发电系统内负载由∏形等值电路表示，储能发电系统内负载串联的有功损耗与无功损耗与所通过的电流平方成正比，即：

${\mathrm{\ΔP}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}R$

${\mathrm{\ΔQ}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}X$

U₂为储能发电系统内PCC连接点电压，经过一段传输储能发电系统内负载后与大电网前级电压U₁相连；电压U₂与接入点注入的有功功率和无功功率有关；当风速出现波动时，会影响系统PCC点母线电压的稳定，由于母线电压的波动，会增加储能发电系统的网损，造成经济损失，当波动超过10％，会对储能发电系统的输出功率产生影响，所以需要对PCC点的无功功率进行调控，从而维持U₂的恒定；

稳态情况下，储能发电系统并网运行，此时储能发电系统为接入大电网提供电能，采用单位功率因数控制，整个储能发电系统不与电网交换无功功率；系统电压调整取决于发电装置、储能装置和电网参数等，通过确定无功需求，调节其定子电压，与转子电流；

以发电系统有功损耗为目的，建立目标函数：

P_loss＝P₁+P₂+P₃

$P_1=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{cui}$

$P_2=\left\{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}\frac{(P_{mi}^2+Q_{mi}^2)(R_{Ti}+R_{Li})}{U_i^2}\right\}$

P₃＝P_LT

式中，P_mi，Q_mi分别为第i台双馈发电装置注入母线侧的有功、无功注入量；U为箱变高压侧母线电压；R_Ti，R_Li分别为折算到箱变高压侧的电阻和集电储能发电系统内负载电阻；P₁为发电装置铜耗；P₂为储能发电系统内负载损耗；P₃储能装置的有功损耗。

优选的，以储能发电系统网损最小为原则，考虑到每台发电装置有功损耗，发电装置有功损耗主要为定、转子铜耗，其中定子电流为:

$I_{si}^2=\frac{\sqrt{({P_i}^2+Q_i^2)}}{3U_i}$

转子电流为:

$I_{ri}=\frac{1}{X_{mi}}\sqrt{\[I_{si}^2(R_{si}^2+X_{li}^2)+U_i^2+2U_i(\frac{P_i{R}_{si}}{3U_i}-\frac{Q_i{X}_{li}}{3U_i})\]}$

$P_{cui}=3I_{si}^2{R}_{si}+3I_{ri}^2{R}_{ri}$

将P_cui整理成关于Q_i的一元二次表达式

$P_{cui}={\mathrm{aQ}}_i^2+{\mathrm{bQ}}_i+c$

$\left\{\begin{array}{c}a=\frac{X_{mi}^2{R}_{si}+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri}}{3U_i^2{X}_{mi}^2}\\ b=\frac{2X_{li}{R}_{ri}}{X_{mi}^2}\\ c=\frac{(R_{si}{X}_{mi}^2+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri})P_i^2+6R_{si}{R}_{ri}{U}_i^2{P}_i+9R_{ri}{U}_i^4}{3X_{mi}^2{U}_i^2}\end{array}\right.$

式中，U_i为第i台发电装置的定子端电压；X_1i＝X_si+X_mi，X_2i＝X_ri+X_mi，其中，X_si、X_m、X_ri分别为第i台发电装置的定子漏抗、励磁漏抗和转子漏抗；

储能发电系统内负载中的有功损耗用无功损耗进行表达为:

$P_{Li}=Q_{Li}\frac{R_i}{X_i}$

式中，Q_Li为储能发电系统内连接母线至发电装置集线和储能装置的无功损耗值；

储能装置的有功损耗用无功损耗进行表示：

$P_{LT}=P_0+P_k(\frac{100Q_{LT}}{S_N{U}_k\%}-\frac{I_O\%}{U_k\%})$

综上，提出包含储能发电系统内发电装置、储能装置、储能发电系统内负载在内的有功网损最小的目标函数:

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；和为罚因子。

优选的，其中优化模型的潮流约束条件为：

$P_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

$Q_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

无功等式约束条件为

$\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}(Q_{mi}-{\mathrm{\ΔQ}}_i)-Q_{LT}=Q_{ref}$

不等式约束

$0\≤P_i\≤P_{i\max }^{ref}$

Q_imin≤Q_i≤Q_imax

V_i ^ref-V_i ^err≤V_i≤V_i ^ref+V_i ^err

式中，为第i台发电装置最大预测发出功率，Q_imax为发电装置最大无功输出值，Q_imin为发电装置最小无功输出值，V_i ^err为节点电压波动范围。

优选的，在步骤S3中，将并网点电压标幺值划分成不同等级，分别为U_a、U_b、U₀、U_c、U_d，以不同等级的母线电压作为限幅，对整个控制过程进行管理，保证在减小网损的过程中，兼顾母线电压质量；令U₀＝1，即不出现异常情况下母线电压，令U_b、U_c分别为U₀的±5％，令U_a、U_d分别为U₀的±10％；

(1)当U₂处于电压幅值下半区时；

1)U₂≤U_a时，PCC点电压达到波动下限，需储能发电系统提供无功功率，提高电压，发电装置控制方式转换为恒电压控制；

2)U_a≤U₂≤U_b时，需要提供无功功率来减小储能发电系统网损，但仍需无功功率保证电压，此时调节发电装置无功输出为

$Q=\frac{2U_b-U_2}{U_b}{Q}_{mi}$

3)U_b≤U₂≤U₀时，此区间母线电压等级满足需求，发电装置提供无功功率减小网损，此时调节发电装置无功输出为

Q＝Q_m

(2)当U₂处于电压幅值上半区时，调节过程与流程(1)类似。

优选的，在所述步骤S4中，，建立抑制多目标电压波动的无功优化函数

$Q_{ref}=K_{ref}^U(U_{mea}-U_{ref})+\underset{0}{\overset{T_{ref}^U}{\∫}}(U_{mea}-U_{ref})dt+K_{RX}\[\frac{\underset{0}{\overset{T_{itn}}{\∫}}(P_{avg}-P_{mea})dt}{T_{\mathrm{int}}}\]$

式中，U_mea为并网点实测电压，U_ref为电压参考值，为电压控制增益系数，为电压误差积分时间常数，K_RX为无功功率补偿增益系数，T_int为控制时间尺度。

首先根据电压实测值与电压参考值，根据发电装置恒电压控制方式，计算在恒电压控制方式下，整场的无功需求值；同时引入电压波动抑制函数，求出抑制电压波动的无功参考值，得到最终无功需求值，根据储能发电系统SCADA数据，在对发电装置进行无功功率分配时，需充分考虑各个发电装置的实时出力情况，运行状况，才能利用算法对发电装置进行不同的处理。

本发明对发电装置分类时，主要在两个方面进行考虑的，首先是发电装置的运行状况，在分配过程中，应该先对运行状况不好的发电装置优先考虑；其次考虑风速与风功率预测结果，按照储能发电系统发电装置之间的运行状态，将发电装置分为三类。第一类为下个周期停机发电装置；第二类为发电装置调节能力比前一个控制周期强的发电装置，第三类为发电装置调节能力比前一个控制周期弱的发电装置。发电装置的分配策略如下。

$\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{Q}_i=Q_{ref}+Q_{loss}$

式中，Q_ref为抑制电压波动计算得到的储能发电系统无功需求；Q_loss为储能发电系统无功损耗。

Q_i1＝0

$Q_{i2}=(\ΣQ_{i2,t+1}-\ΣQ_{i2,t})\frac{Q_{i2,t}}{\ΣQ_{i2,t+1}}+Q_{i2,t}$

$Q_{i3}=(\ΣQ_{i3,t}-\ΣQ_{i3,t+1})\frac{Q_{i3,t+1}}{\ΣQ_{i3,t}}+Q_{i3,t+1}$

$Q_{i4}=\frac{Q_{i4,t+1}}{\ΣQ_{i4,t}}+Q_{i4,t+1}$

式中，Q_ix为第x类第i台发电装置的无功输出值，Q_ix,t为当前周期的无功输出值，Q_ix,t+1为下一个周期的无功输出值。

以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，做出若干等同替代或明显变型，而且性能或用途相同，都应当视为属于本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种智能储能发电系统的无功补偿方法，包括如下步骤：

S1.通过发电装置监控模块，获取储能发电系统中发电装置运行状态、有功功率值、储能发电系统的储能装置的实时数据，此过程中储能发电系统数据采集频率范围为10s-60s，提取数据并进行筛选，剔除停机或存在故障发电装置数据；基于实时数据，建立储能发电系统无功电压优化控制模型；并网监控模块根据调度系统下达的储能发电系统并网点电压指令，若上级系统没有下达指令，则由中控模块给定指令；以无功功率的时间尺度变化选择两种控制模式；

S2.若无功变化尺度以分钟/小时级时间尺度变化，将发电装置控制方式转换为恒定有功功率控制，以储能发电系统经济运行为控制目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S3.求解目标函数，得到发电装置无功调节值；根据并网点实时电压，设计管理流程，将可调范围内的电压分为五个等级，每个等级对应不同的无功调节量，根据各发电装置不同的运行状态，将所获得的无功功率值分配到对应的发电装置；

S4.若无功变化尺度以毫秒/秒级时间尺度变化，将发电装置运行模式切换为恒定电压控制方式；以抑制电压波动为目标，建立目标函数，将所获取数据代入模型中，进行发电装置无功分配；

S5.储能发电系统内各单元接到无功优化控制指令，根据自身相应情况完成指令，执行指令后，将响应值与并网点电压反馈给调度系统。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，S1中通过监控装置，获取储能发电系统实时数据和PCC点电压控制指令，设置PCC点电压波动阀值；

ΔU＝|U_WFcmd-U_WFout|≤ξ

式中，U_WFcmd为储能发电系统并网点期望电压值；U_WFout为储能发电系统并网点实时电压值；ξ为储能发电系统电压阈值；ΔU为并网点电压偏差值。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，S2中，建立以储能发电系统经济优化分配为目标的无功优化函数：

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；λ为罚因子，在计算最优函数，起到约束问题。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，S2中进行分析计算，首先进行计算储能发电系统潮流计算；根据储能发电系统无功功率随时间尺度变化，确定发电装置控制模式，在秒/小时级时，将发电装置控制方式转换为恒功率控制，计算发电装置在以减小网损为目标下的无功可调裕度，保证目标函数的约束条件；建立储能发电系统经济运行为目标的无功控制数学模型，将S1和S1所得数据，代入模型中；

发电装置的损耗主要为发电装置的铜耗，其表达式为：

$P_{cu}=R_s(I_{sq}^2+I_{sd}^2)+R_r(I_{rd}^2+I_{rq}^2)$

式中，R_s为发电机定子电阻，R_r为发电机转子电阻，I_s为定子电流，I_r为转子电流；

输电储能发电系统内负载由∏形等值电路表示，储能发电系统内负载串联的有功损耗与无功损耗与所通过的电流平方成正比，即：

${\mathrm{\ΔP}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}R$

${\mathrm{\ΔQ}}_L=\frac{P_1^2+Q_1^2}{U_1^2}X$

U₂为储能发电系统内PCC连接点电压，经过一段传输储能发电系统内负载后与大电网前级电压U₁相连；电压U₂与接入点注入的有功功率和无功功率有关；当风速出现波动时，会影响系统PCC点母线电压的稳定，由于母线电压的波动，会增加储能发电系统的网损，造成经济损失，当波动超过10％，会对储能发电系统的输出功率产生影响，所以需要对PCC点的无功功率进行调控，从而维持U₂的恒定；

稳态情况下，储能发电系统并网运行，此时储能发电系统为接入大电网提供电能，采用单位功率因数控制，整个储能发电系统不与电网交换无功功率；系统电压调整取决于发电装置、储能装置和电网参数等，通过确定无功需求，调节其定子电压，与转子电流；

以发电系统有功损耗为目的，建立目标函数：

P_loss＝P₁+P₂+P₃

$P_1=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{cui}$

$P_2=\left\{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}\frac{(P_{mi}^2+Q_{mi}^2)(R_{Ti}+R_{Li})}{U_i^2}\right\}$

P₃＝P_LT

式中，P_mi，Q_mi分别为第i台双馈发电装置注入母线侧的有功、无功注入量；U为箱变高压侧母线电压；R_Ti，R_Li分别为折算到箱变高压侧的电阻和集电储能发电系统内负载电阻；P₁为发电装置铜耗；P₂为储能发电系统内负载损耗；P₃储能装置的有功损耗。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，以储能发电系统网损最小为原则，考虑到每台发电装置有功损耗，发电装置有功损耗主要为定、转子铜耗，其中定子电流为:

$I_{si}^2=\frac{\sqrt{({P_i}^2+Q_i^2)}}{3U_i}$

转子电流为:

$I_{ri}=\frac{1}{X_{mi}}\sqrt{\[I_{si}^2(R_{si}^2+X_{li}^2)+U_i^2+2U_i(\frac{P_i{R}_{si}}{3U_i}-\frac{Q_i{X}_{li}}{3U_i})\]}$

$P_{cui}=3I_{si}^2{R}_{si}+3I_{ri}^2{R}_{ri}$

将P_cui整理成关于Q_i的一元二次表达式

$P_{cui}={\mathrm{aQ}}_i^2+{\mathrm{bQ}}_i+c$

$\left\{\begin{array}{c}a=\frac{X_{mi}^2{R}_{si}+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri}}{3U_i^2{X}_{mi}^2}\\ b=\frac{2X_{li}{R}_{ri}}{X_{mi}^2}\\ c=\frac{(R_{si}{X}_{mi}^2+R_{si}^2{R}_{ri}+X_{li}^2{R}_{ri})P_i^2+6R_{si}{R}_{ri}{U}_i^2{P}_i+9R_{ri}{U}_i^4}{3X_{mi}^2{U}_i^2}\end{array}\right.$

式中，U_i为第i台发电装置的定子端电压；X_1i＝X_si+X_mi，X_2i＝X_ri+X_mi，其中，X_si、X_m、X_ri分别为第i台发电装置的定子漏抗、励磁漏抗和转子漏抗；

储能发电系统内负载中的有功损耗用无功损耗进行表达为:

$P_{Li}=Q_{Li}\frac{R_i}{X_i}$

式中，Q_Li为储能发电系统内连接母线至发电装置集线和储能装置的无功损耗值；

储能装置的有功损耗用无功损耗进行表示：

$P_{LT}=P_0+P_k(\frac{100Q_{LT}}{S_N{U}_k\%}-\frac{I_O\%}{U_k\%})$

综上，提出包含储能发电系统内发电装置、储能装置、储能发电系统内负载在内的有功网损最小的目标函数:

min(F)＝w₁P_loss+w₂Q_C+λ₁ΔU_i+λ₂ΔQ

式中，P_loss为储能发电系统有功损耗；Q_C为SVG设备投入容量；ΔU_i为各节点电压越限值；ΔQ_i为发电装置发出无功功率越限值；w₁和w₂为有功网损和无功补偿容量的权重因子，并且w₁+w₂＝1；和为罚因子。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，其中优化模型的潮流约束条件为：

$P_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

$Q_i=U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})$

无功等式约束条件为

$\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}(Q_{mi}-{\mathrm{\ΔQ}}_i)-Q_{LT}=Q_{ref}$

不等式约束

$0\≤P_i\≤P_{i\max }^{ref}$

Q_imin≤Q_i≤Q_imax

V_i ^ref-V_i ^err≤V_i≤V_i ^ref+V_i ^err

式中，为第i台发电装置最大预测发出功率，Q_imax为发电装置最大无功输出值，Q_imin为发电装置最小无功输出值，V_i ^err为节点电压波动范围。

7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，在步骤S3中，将并网点电压标幺值划分成不同等级，分别为U_a、U_b、U₀、U_c、U_d，以不同等级的母线电压作为限幅，对整个控制过程进行管理，保证在减小网损的过程中，兼顾母线电压质量；令U₀＝1，即不出现异常情况下母线电压，令U_b、U_c分别为U₀的±5％，令U_a、U_d分别为U₀的±10％；

(1)当U₂处于电压幅值下半区时；

1)U₂≤U_a时，PCC点电压达到波动下限，需储能发电系统提供无功功率，提高电压，发电装置控制方式转换为恒电压控制；

2)U_a≤U₂≤U_b时，需要提供无功功率来减小储能发电系统网损，但仍需无功功率保证电压，此时调节发电装置无功输出为

$Q=\frac{2U_b-U_2}{U_b}{Q}_{mi}$

3)U_b≤U₂≤U₀时，此区间母线电压等级满足需求，发电装置提供无功功率减小网损，此时调节发电装置无功输出为

Q＝Q_m

(2)当U₂处于电压幅值上半区时，调节过程与流程(1)类似。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，在所述步骤S4中，，建立抑制多目标电压波动的无功优化函数

$Q_{ref}=K_{ref}^U(U_{mea}-U_{ref})+\underset{0}{\overset{T_{ref}^U}{\∫}}(U_{mea}-U_{ref})dt+K_{RX}\[\frac{\underset{0}{\overset{T_{\mathrm{int}}}{\∫}}(P_{avg}-P_{mea})dt}{T_{\mathrm{int}}}\]$

式中，U_mea为并网点实测电压，U_ref为电压参考值，为电压控制增益系数，为电压误差积分时间常数，K_RX为无功功率补偿增益系数，T_int为控制时间尺度。