CN109768581B - 用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，包括储能变流器采用有功和无功独立控制算法并经断路器和变压器并入电网；获取电网运行状态的实时运行数据并计算电网状态指示参数；按照储能电站控制策略得到储能电站参与电网调压与动态无功支撑的时机和出力值；储能电站参与电网调压与动态无功支撑。本发明实现了对储能电站的自适应实时控制，从而达到电网正常运行下无差调压、电压暂降时实现动态无功支撑的目的。本发明的应用可有效拓展储能电站的应用空间，提高了利用效率，并充分发挥储能电站响应速度快、连续可调的优势，实现快速、准确、平滑调压与动态无功支撑。

Description

用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法

技术领域

本发明具体涉及一种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法。

背景技术

随着经济技术的发展，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。

由于今年来产业结构调整等因素导致的负荷特性变化以及由于风光发电并网迅速增长导致的电源结构变化，电网等效负荷呈现短期变动(一、二次负荷变动)加剧的趋势，电网调压能力已难满足源、荷结构急剧变化的要求。无功补偿设备以电容器为主，调压特性差，动态无功支撑能力缺乏。电池储能电站作为一种优质的调压资源，可以有效辅助电网的快速调压，显著提高电网的调节能力和运行的灵活性。

电池储能电站应用于辅助调压具有可观的潜在效益——无论应用于正常调压还是动态无功支撑，理论上只占有PCS(Power Conversion System，储能变流器)容量而不消耗电池的储存能量，因此当电网呈现出以电压问题为主导性的运行状态时，利用电池储能电站辅助调压(包括动态无功支撑)，完全不影响其在其它应用场景下的作用，有效拓展了储能电站的应用空间，提高了其利用效率；而且因其响应的快速性，可以显著改善暂态电压质量。

纵观当前对储能参与电网调压的研究，以储能辅助改善风电/光伏电压特性的研究居多，较多文献侧重研究储能调压的动作时机及其与储能调峰等其它场景的配合，虽有少数研究着眼于储能用于电网调压出力值的策略制定，但尚未有文献提出一个较为全面的、基于电网状态实时感知的自适应调压与动态无功支撑策略。

发明内容

本发明的目的在于提供一种可靠性高、在电网正常运行时能够辅助或替代常规调压手段并在电网发生电压暂降等故障时能够调整储能电站的无功出力从而进行动态无功支撑的用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法。

本发明提供的这种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，包括如下步骤：

S1.储能电站的储能变流器采用有功和无功独立控制算法，同时储能电站经断路器和变压器并入电网；

S2.获取电网运行状态的实时运行数据，并对获取的实时运行数据进行计算得到电网状态指示参数；

S3.根据步骤S2获取的电网运行状态的实时运行数据和电网状态指示参数，按照储能电站控制策略得到储能电站参与电网调压与动态无功支撑的时机和出力值；

S4.储能电站的储能变流器根据步骤S3得到的时机和出力值对储能电站参与电网调压与动态无功支撑。

步骤S2所述的电网运行状态的实时运行数据，具体包括电压幅值U和储能电站主导场景的有功出力Pd。

步骤S2所述的电网状态指示参数，具体包括电压暂降持续时间Td、储能变流器可用无功容量Q_f、暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ。

所述的暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ，具体为采用如下算式进行计算：

式中U_min为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最小幅值；U_max为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最大幅值；T_d为电压暂降持续时间；T_min为电压暂降持续时间最小值，T_max为电压暂降持续时间最大值。

步骤S3所述的储能电站控制策略，具体为采用如下步骤计算储能电站的控制策略：

A.采用如下规则对储能电站的控制策略进行划分：

状态1：

判定条件：|ΔU|≤5％，ΔU为电力系统的电压暂降值；

储能电站控制策略：储能电站不动作；

状态2：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＝0，ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态3：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压已经开始回升；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值，数值可根据电压稳定性需求自定，取值在0～100之间；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态4：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压继续处于跌落状态；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BII进行基础调压：

式中Q_BII为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₁为第一指标反馈系数；

状态5：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＞γ_limit；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BI进行基础调压：

式中Q_BI为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₂为第二指标反馈系数；

B.根据步骤A的划分结果，采用如下规则计算储能电站的储能变流器的控制指令：

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref小于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_ref；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref大于或等于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_f；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

本发明提供的这种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，通过对电网运行状态的实时感知，以电压暂降严重性指标反映电网电压状态，以电网电压稳定条件为约束，以快速、精确地给电网提供无功支撑为目标，实现对储能电站的自适应实时控制，从而达到电网正常运行下无差调压、电压暂降时实现动态无功支撑的目的。本发明的应用可有效拓展储能电站的应用空间，提高了其利用效率，并充分发挥储能电站响应速度快、连续可调的优势，实现快速、准确、平滑调压与动态无功支撑。

附图说明

图1为本发明方法的方法流程图。

图2为本发明方法的电压暂降耐受曲线的示意图。

图3为本发明方法的电力系统拓扑结构示意图。

图4为本发明方法在仿真实施例中的连续扰动下并网点电压曲线示意图。

图5为本发明方法在仿真实施例中的阶跃扰动下并网点电压曲线示意图。

具体实施方式

如图1所示为本发明方法的方法流程图：本发明提供的这种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，包括如下步骤：

S1.储能电站的储能变流器采用有功和无功独立控制算法，同时储能电站经断路器和变压器并入电网；

S2.获取电网运行状态的实时运行数据(包括电压幅值U和储能电站主导场景的有功出力Pd)，并对获取的实时运行数据进行计算得到电网状态指示参数，具体包括电压暂降持续时间Td、储能变流器可用无功容量Q_f、暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ3；

在具体实施时，通常采用电压暂降耐受曲线(VTC)来描述敏感负荷对电压暂降的敏感度，PLC、PC、ASD等敏感负荷的VTC曲线一般呈矩形如图2所示。曲线1以外为正常运行区域，曲线2以内为故障区域，曲线1和曲线2围成的区域为不确定区域。典型负荷VTC曲线变化范围如表1所示。

表1敏感负荷电压耐受能力变化范围

其中，采用暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ来反映电压暂降的严重程度，具体采用如下算式进行计算：

式中U_min为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最小幅值；U_max为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最大幅值；T_d为电压暂降持续时间；T_min为电压暂降持续时间最小值，T_max为电压暂降持续时间最大值；

严重性综合指标γ在0～100之间变化。其值为0时，表示暂降不严重，负荷能正常运行；值为100时，表示暂降很严重，负荷必然故障；值为0～100时，表示暂降严重程度在最小与最大之间。

严重性综合指标的提出旨在给本发明所提出的综合调压策略提供参考，需考虑多种敏感负荷的电压暂降耐受能力并留出75％的调压裕度，因此取各敏感负荷中最低耐受能力参数的25％作为本节策略中γ的电压耐受能力参数，各参数具体如表2所示。

表2电压耐受能力参数

S3.根据步骤S2获取的电网运行状态的实时运行数据和电网状态指示参数，按照储能电站控制策略得到储能电站参与电网调压与动态无功支撑的时机和出力值；

如图3所示为本发明方法的电力系统拓扑结构示意图。根据电网潮流方程可得：

U_PCC和U_S分别为储能并网点电压和系统电压；考虑到电压纵向分量远小于其横向分量，忽略纵分量对压降的影响，从而上式简化为：

当电网出现较大无功缺额或发生故障时，将引起PCC母线电压波动甚至电压暂降，影响电网正常运行，当PCC母线电压下降到U_F时，支撑PCC点电压恢复到额定值U_PCCN所需的无功量如下式所示：

然后简化为下式：

理论上来说，当PCC点母线电压下降至U_F时，若储能电站可以发出足够的无功量，即可实现对电压跌落的紧急准确的无功支撑。但实际上，在电压跌落过程中，无法实现对电压跌落最大幅值的研判，即无法使储能按照上式精确出力，故需要一个能快速感知电压变化、迅速提供无功出力的无差电压调节方案。

因此，本发明提出，采用如下步骤计算储能电站的控制策略：

A.采用如下规则对储能电站的控制策略进行划分：

状态1：

判定条件：|ΔU|≤5％，ΔU为电力系统的电压暂降值；

储能电站控制策略：认定电力系统的电压在允许范围内波动，无需调压，储能电站不动作；

状态2：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＝0，ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标；

储能电站控制策略：母线电压状态为轻微波动，未出现电压暂降，负荷可正常运行，可通过基础调压策略维持电压稳定；储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态3：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压已经开始回升；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值，数值可根据电压稳定性需求自定，取值在0～100之间(仿真时优选为20)；

储能电站控制策略：说明负荷已超出正常运行范围，电压暂降不严重，将此状态下的电压暂降严重程度判定为Ⅱ级；由于电压已经开始回升，为节省储能逆变器容量并防止储能出力过大引起的超调和电压二次跌落，在此工况下保持基础调压中储能调节系数的取值，不额外增加储能出力，储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态4：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压继续处于跌落状态；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值(仿真时优选为20)；

储能电站控制策略：在电压暂降严重程度为Ⅱ级的工况下，若电压仍处于跌落状态，即暂降程度呈恶化趋势，严重时甚至可能导致负荷故障，故需立即通过增大储能调节系数M₀的值加强储能出力，迅速抬升电压；储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BII进行基础调压：

式中Q_BII为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₁为第一指标反馈系数，仿真时优选为0.65；

状态5：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＞γ_limit；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值(仿真时优选为20)；

储能电站控制策略：表明当前电压暂降情况严重，将此状态下的电压暂降严重程度判定为Ⅰ级，不论电压是否开始回升，都应适当加快电压恢复速度，辅助基础调压抬升电压，此工况下启用Ⅰ级动态无功支撑策略；储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BI进行基础调压：

式中Q_BI为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₂为第二指标反馈系数，仿真时优选为0.3；

B.根据步骤A的划分结果，采用如下规则计算储能电站的储能变流器的控制指令：

本步骤所述的控制策略旨在拓展储能电站的应用空间，在满足主导场景(削峰填谷/调频)调度需求的基础上，实现对从属场景(即调压与动态无功支撑)的优化调度。无论储能应用于正常调压还是动态无功支撑，理论上只占有PCS容量而不消耗电池的储存能量，因此在考虑应用于储能电站的无功调度策略时，忽略无功出力对储能电站SOC的影响，并增加功率限制模块实现对PCS的容量分配；因此采用如下的规则进行计算：

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref小于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_ref；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref大于或等于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_f；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

S4.储能电站的储能变流器根据步骤S3得到的时机和出力值对储能电站参与电网调压与动态无功支撑。

针对本发明的方法，采用仿真分析的方式进行验证：

针对本发明提出的基础调压策略和考虑电压暂降严重性指标的综合调压策略，分别进行常规调压仿真及电压暂降故障仿真。工况一仿真环境为连续轻微的负荷扰动，从而模拟常规调压的波动，工况二为并网点电压暂降35％时的大扰动工况，两种工况下的调压前后并网点电压曲线分别如图4和5所示：

由仿真结论可知，在轻微连续扰动下，基础调压可用于常规调压中，保持电压波动在±5％以内，可减小变压器变比分接头的动作次数，并降低无功补偿设备的容量需求。

在较大的阶跃扰动下(电压暂降)，考虑电压暂降严重性指标的自适应调压策略(图中的综合调压)可通过对电压暂降的严重程度进行判断，调整储能无功出力，起到动态无功支撑的作用。

Claims (4)

1.一种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，包括如下步骤：

S1.储能电站的储能变流器采用有功和无功独立控制算法，同时储能电站经断路器和变压器并入电网；

S2.获取电网运行状态的实时运行数据，并对获取的实时运行数据进行计算得到电网状态指示参数；

S3.根据步骤S2获取的电网运行状态的实时运行数据和电网状态指示参数，按照储能电站控制策略得到储能电站参与电网调压与动态无功支撑的时机和出力值；具体为采用如下步骤计算储能电站的控制策略：

A.采用如下规则对储能电站的控制策略进行划分：

状态1：

判定条件：|ΔU|≤5％，ΔU为电力系统的电压暂降值；

储能电站控制策略：储能电站不动作；

状态2：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＝0，ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态3：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压已经开始回升；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值，数值可根据电压稳定性需求自定，取值在0～100之间；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；UP_CCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态4：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压继续处于跌落状态；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BII进行基础调压：

式中Q_BII为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₁为第一指标反馈系数；

状态5：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＞γ_limit；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BI进行基础调压：

式中Q_BI为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₂为第二指标反馈系数；

B.根据步骤A的划分结果，采用如下规则计算储能电站的储能变流器的控制指令：

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref小于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_ref；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref大于或等于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_f；其中

S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

S4.储能电站的储能变流器根据步骤S3得到的时机和出力值对储能电站参与电网调压与动态无功支撑。

2.根据权利要求1所述的用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，其特征在于步骤S2所述的电网运行状态的实时运行数据，具体包括电压幅值U和储能电站主导场景的有功出力Pdd。

3.根据权利要求2所述的用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，其特征在于步骤S2所述的电网状态指示参数，具体包括电压暂降持续时间Td、储能变流器可用无功容量Q_f、暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ。

4.根据权利要求3所述的用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，其特征在于所述的暂降幅值严重性指标γ1、持续时间严重性指标γ2和严重性综合指标γ，具体为采用如下算式进行计算：

式中U_min为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最小幅值；U_max为电压暂降下设备能够承受的电压暂降最大幅值；T_d为电压暂降持续时间；T_min为电压暂降持续时间最小值，T_max为电压暂降持续时间最大值。

Images