CN110098620B - 一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统 - Google Patents

一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统，获取各储能电站的无功功率可调量；当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制。本发明根据与换流站相对应的直流实时功率，计算出无功功率调节量，并优先使用储能电站调节无功功率，提高了电压恢复速度并降低了电压控制成本；进一步地，本发明还通过判断换流站母线电压恢复程度，结束紧急控制以降低电压恢复后出现过电压的概率。

Description

一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统
技术领域
本发明属于电力系统自动化控制技术领域，具体涉及一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统。
背景技术
我国70％以上的水能资源集中在西南地区，80％以上的陆地风能在“三北”地区，60％以上的太阳能资源在西部北部地区，距离东中部负荷中心1000-4000公里。这种基本国情决定了我国未来能源开发以西部北部能源基地集中开发、远距离送电为主，东中部就地开发作为补充。随着新能源的不断开发和利用，预计到2035年新能源占总装机比例将由2017年的17％提高至38％。随着风电、光伏等新能源发电占比不断提高，直流跨区输电规模不断扩大，大量火力发电设备被替换，电网电压调节能力呈下降趋势，给电网安全稳定运行带来挑战。因此，需要更多控制措施和手段保证电网持续安全高效运行。
储能电站能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑、提高新能源消纳能力等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，未来储能电站将在电网大规模广泛应用。储能电站具有灵活的无功功率控制能力，对电网影响小、安全性和经济性水平较高等优势。因此，随着储能电站在电网的不断建设，是电网紧急控制不可多得的优势控制措施和控制资源。
目前，储能电站快速无功功率控制能力的优势在电网紧急控制中还未利用。储能电站根据最大电流能力，储能无功控制具有响应速度快、对电网影响小、经济代价小等特点。为优化换流站电压，将换流站母线电压接入紧急控制系统，防止出现低电压后的过电压问题。因此，将储能电站无功功率控制纳入紧急控制系统是十分重要、也是十分必要的。
发明内容
为了解决现有技术中在直流发生换相失败时，换流站母线电压快速降低的问题，本发明提出一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统，根据从直流控保系统获取的与换流站相对应的直流实时功率，实时计算出无功功率调节量，并优先使用储能电站调节无功功率，实现了换流站母线电压的快速恢复；进一步地，还能够根据换流站母线电压恢复程度，结束储能电站无功功率调节，降低低电压后可能引发的过电压风险。
为了实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：
第一方面，本发明提供了一种用于优化换流站电压的控制方法，包括：
获取各储能电站的无功功率可调量；
当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；
基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制。
优选地，各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure BDA0002059115830000021
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流；Uj为储能电站j的并网线电压幅值；Qj为储能电站j的并网无功功率，Pj为储能电站j的并网有功功率。
优选地，所述储能电站j的并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure BDA0002059115830000022
其中，n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据。
优选地，所述当监测到直流换相失败信号具体为：
当监测到连续接收到的设定数量封GOOSE报文中直流闭锁信号满足闭锁要求时，则认定发生了直流换相失败。
优选地，所述根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量，具体包括以下子步骤：
获取离线控制策略表以及与换流站相对应的直流实时运行功率；
根据所述与换流站相对应的直流实时运行功率查询所述离线控制策略表，得出无功功率调节量。
优选地，所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT＜ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure BDA0002059115830000031
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
优选地，所述控制方法还包括：
获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
优选地，所述电压变化率dUM的计算公式为：
dUM＝10×(UM-UM-100ms)
其中，UM-100ms为100ms之前计算的换流站交流母线的电压幅值，UM为换流站交流母线的电压幅值。
优选地，所述电压恢复信号Bhv的计算公式为：
Bhv＝(dUM≥ξ)∩(UM≥Uzd)
其中，ξ为电压变化率敏感定值；Uzd为低电压定值，UM为换流站交流母线的电压幅值。
优选地，所述当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，具体为：
当Bhv≥1时，控制各储能电站j降低无功功率k×ΔQj或者ΔQj，其中所述ΔQj为各储能电站的无功功率可调量；所述k为无功功率可调系数，
Figure BDA0002059115830000032
ΔQ为对各储能电站的无功功率可调量加总后求得的总无功功率可调量，ΔQT为无功功率调节量。
第二方面，本发明提供了一种用于优化换流站电压的控制装置，包括：
第一获取单元，用于获取各储能电站的无功功率可调量；
第一计算单元，用于当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；
第一控制单元，用于基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制。
优选地，所述控制装置还包括：
第二获取单元，用于获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
第二计算单元，用于基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
第二控制单元，用于当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
第三方面，本发明提供了一种用于优化换流站电压的控制系统，包括：
处理器，适于实现各指令；以及
存储设备，适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行第一方面中任一项所述的步骤。
第四方面，本发明提供了一种用于优化换流站电压的控制系统，包括协控总站和若干个储能电站；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述协控总站；
当所述协控总站监测到直流换相失败信号后，则根据与所述换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制。
优选地，所述控制系统还包括储能子站，所述储能子站设于所述协控总站和若干个储能电站之间；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述储能子站；
所述储能子站接收到的各储能电站的无功功率可调量发送至所述协控总站；
当所述协控总站监测到由直流控保系统发送的直流换相失败信号后，则根据由直流控保系统发送的与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至储能子站，再由所述储能子站发送至各储能电站，实现储能电站的控制。
优选地，所述储能子站还接收换流站交流母线的电压变化率dUM；基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
优选地，所述储能电站通过IEC61850-9-2通信规约上送信息至储能子站，所述储能子站通过GOOSE通信方式控制储能电站。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明提出一种用于优化换流站电压的控制方法、装置及系统，根据从直流控保系统获取的与换流站相对应的直流实时功率，实时计算出无功功率调节量，并优先使用储能电站调节无功功率，实现了换流站母线电压的快速恢复；进一步地，还能够根据换流站母线电压恢复程度，结束储能电站无功功率调节，降低低电压后可能引发的过电压风险。
附图说明
图1为本发明一种实施例的用于优化换流站电压控制方法流程图。
图2为本发明一种实施例的用于优化换流站电压控制系统结构图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明的保护范围。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
实施例1
如图1所示，本发明实施例提供了一种用于优化换流站电压的控制方法，包括：
步骤(1)获取各储能电站的无功功率可调量；
步骤(2)当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；所述直流换相失败信号和与换流站相对应的直流实时运行功率在实际运行过程中，均可以直接通过IEC-61850-9-1从直流控制系统中获取得到，所述直流控制系统采用的是现有技术中的直流控制系统，其工作原理是现有技术，因此本发明中不做过多赘述；
步骤(3)基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现储能电站的控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述步骤(1)中的各储能电站的无功功率可调量的计算过程包括以下子步骤：
(1.1)计算出各储能电站当前并网功率，具体计算公式为：
Figure BDA0002059115830000051
其中，ij(n)为储能电站j实时采集的并网相电流数据，uj(n)为储能电站j实时采集的并网线电压数据，ij(n-N/4)为储能电站j四分之一周波之前的并网相电流数据。Pj为储能电站j的并网有功功率，Pj为正时，储能电站向电网发出有功功率。Pj为负时，储能电站向电网吸收有功功率。Qj为储能电站j的并网无功功率，Qj为正时，储能电站向电网发出无功功率。Qj为负时，储能电站向电网吸收无功功率。储能子站共接入M个储能电站，其中j∈M。
(1.2)基于各储能电站当前并网功率，计算出各储能电站无功功率可调量ΔQj，各储能电站无功功率可调量ΔQj的计算公式为：
Figure BDA0002059115830000061
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流，可通过查询储能电站运行参数获取；Uj为储能电站j的并网线电压幅值。
优选地，所述储能电站j并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure BDA0002059115830000062
其中，n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述步骤(2)中的所述当监测到直流换相失败信号具体为：当监测到连续接收到的设定数量封GOOSE报文中直流闭锁信号满足闭锁要求时，则认定发生了直流换相失败；更具体地，包括以下子步骤：
(2.1)当直流发生闭锁信号后，会接收到换流站中的直流控制保护系统发出的直流闭锁信号，且事先约定直流闭锁信号Ls为1时直流正在发生闭锁，直流闭锁信号Ls为0时直流没有发生闭锁；
(2.2)当连续接收到4封GOOSE报文中直流闭锁信号Ls为1，则认定发生了直流换相失败，即判定直流发生闭锁。
进一步地，所述步骤(2)中的根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量ΔQT，具体包括以下子步骤：
(2.3)通过IEC-61850-9-1规约，直接接收由直流控制保护系统发送的直流实时运行功率PD；
(2.4)协控总站预先输入离线控制策略表，根据直流实时运行功率PD查询离线控制策略，得出无功功率调节量ΔQT，此处与传统的紧急控制系统一致。
进一步地，所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ，具体计算公式为：
Figure BDA0002059115830000071
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量，完成对所有储能电站的控制；其余无功功率ΔQT-ΔQ调节量分配至其它子站，所述其它子站可以为其它类型的控制资源子站，例如调相机控制子站、SVG(静止无功发生器Static Var Generator)等。其它子站可根据电网实际控制资源选择实际接入，也可选择不接入；
若所述无功功率调节量ΔQT＜ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure BDA0002059115830000072
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站，完成对所有储能电站的控制。
综上所述，本发明实施例中的一种用于优化换流站电压的控制方法，根据接收直流控制系统发送的与换流站相对应的直流实时功率，实时计算出无功功率调节量，并优先使用储能电站调节无功功率，实现了换流站母线电压的快速恢复。
实施例2
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例与实施例1的区别在于：
所述控制方法还包括：
步骤(4)获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
步骤(5)基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
步骤(6)当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述步骤(4)中的电压变化率dUM的计算过程包括以下子步骤：
(4.1)基于接收到的换流站母线合并单元电压信息，计算换流站交流母线的电压幅值UM，计算公式为：
Figure BDA0002059115830000081
其中，uM(n)实时获取的换流站交流母线的电压信号，aM(u)k为电压k次谐波正弦分量幅值，bM(u)k电压k次谐波余弦分量幅值；
(4.2)计算直流换流站交流母线的电压变化率dUM，具体计算公式为：
dUM＝10×(UM-UM-100ms) (6)
其中，UM-100ms为100ms之前计算的换流站交流母线的电压幅值(即UM-100ms为100ms之前计算的母线合并单元电压幅值)，UM为换流站交流母线的电压幅值(即母线合并单元的电压幅值)。
所述步骤(5)中的电压恢复信号Bhv的计算公式为：
Bhv＝(dUM≥ξ)∩(UM≥Uzd) (7)
其中，ξ为电压变化率敏感定值，一般取0.01p.u./s～0.05p.u./s；Uzd为低电压定值，一般取0.3p.u.～0.4p.u.；UM为换流站交流母线的电压幅值，即母线合并单元的电压幅值。
所述步骤(6)中的所述当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，具体为：
当Bhv≥1时，控制各储能电站j降低无功功率k×ΔQj或者ΔQj，其中所述ΔQj为各储能电站的无功功率可调量；所述k为无功功率可调系数，
Figure BDA0002059115830000082
ΔQ为对各储能电站的无功功率可调量加总后求得的总无功功率可调量，ΔQT为无功功率调节量。
综上所述，本发明实施例中的用于优化换流站电压的控制方法，能够根据换流站母线电压恢复程度，结束储能电站无功功率调节，降低低电压后可能引发的过电压风险。
实施例3
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例提供了一种用于优化换流站电压的控制装置，其特征在于，包括：
第一获取单元，用于获取各储能电站的无功功率可调量；
第一计算单元，用于当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；
第一控制单元，用于基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现储能电站的控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure BDA0002059115830000091
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流，可通过查询储能电站运行参数获取；Uj为储能电站j的并网线电压幅值。所述储能电站j并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure BDA0002059115830000092
n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
其中，所述当监测到直流换相失败信号具体为：
当监测到连续接收到的设定数量封GOOSE报文中直流闭锁信号满足闭锁要求时，则认定发生了直流换相失败。
所述根据与所述换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量，具体包括以下子步骤：
获取离线控制策略表以及与所述换流站相对应的直流实时运行功率PD；
根据所述直流实时运行功率PD查询离线控制策略，得出无功功率调节量ΔQT，此处与传统的紧急控制系统一致。
所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT＜ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure BDA0002059115830000101
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
其余部分均与实施例1相同。
实施例4
基于与实施例3相同的发明构思，本发明实施例提供了一种用于优化换流站电压的控制装置，所述控制装置还包括：
第二获取单元，用于获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
第二计算单元，用于基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
第二控制单元，用于当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
在本发明实施例的优选实施方式中，所述电压变化率dUM的计算公式为：
dUM＝10×(UM-UM-100ms)
其中，UM-100ms为100ms之前计算的换流站交流母线的电压幅值(即UM-100ms为100ms之前计算的母线合并单元电压幅值)，UM为换流站交流母线的电压幅值(即母线合并单元的电压幅值)。
所述电压恢复信号Bhv的计算公式为：
Bhv＝(dUM≥ξ)∩(UM≥Uzd)
其中，ξ为电压变化率敏感定值；Uzd为低电压定值。
所述当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，具体为：
当Bhv≥1时，控制各储能电站j降低无功功率k×ΔQj或者ΔQj，其中所述ΔQj为各储能电站的无功功率可调量；所述k为无功功率可调系数，
Figure BDA0002059115830000111
ΔQ为对各储能电站的无功功率可调量加总后求得的总无功功率可调量，ΔQT为无功功率调节量。
其余部分均与实施例1和2相同。
实施例5
一种用于优化换流站电压的控制系统，包括：
处理器，适于实现各指令；以及
存储设备，适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并实施例1和2中所述的步骤。
实施例6
如图2所示，基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例提供了一种用于优化换流站电压的控制系统，包括协控总站和若干个储能电站；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述协控总站；
当所述协控总站监测到由直流控保系统发送的直流换相失败信号后，则根据由直流控保系统发送的与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现储能电站的控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure BDA0002059115830000112
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流，可通过查询储能电站运行参数获取；Uj为储能电站j的并网线电压幅值。所述储能电站j并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure BDA0002059115830000113
n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
所述当监测到直流换相失败信号具体为：
当监测到连续接收到的设定数量封GOOSE报文中直流闭锁信号满足闭锁要求时，则认定发生了直流换相失败。
所述根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量，具体包括以下子步骤：
协控总站预先输入离线控制策略表，根据直流实时运行功率PD查询离线控制策略，得出无功功率调节量ΔQT，此处与传统的紧急控制系统一致。
所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT＜ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure BDA0002059115830000121
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
其余部分均与实施例1相同。
实施例7
基于与实施例2相同的发明构思，本发明实施例提供了一种用于优化换流站电压的控制系统，所述控制系统还包括储能子站，所述储能子站设于所述协控总站和若干个储能电站之间；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述储能子站；
所述储能子站接收到的各储能电站的无功功率可调量发送至所述协控总站；优选地，所述储能子站与协控总站能够实现信息交互和控制信号交互，通信采用内部约定方式。一般采用的通信方式与传统的协控系统一致；
当所述协控总站监测到由直流控制保护系统发送的直流换相失败信号后，则根据直流控制保护系统发送的与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至储能子站，再由所述储能子站发送至各储能电站，实现储能电站的控制；优选地，所述协控总站通过GOOSE获取直流控制保护系统信息,通过IEC61850-9-1方式获取直流实时功率，协控总站也能够和其它子站实现信息交互和控制信号交互，通信方式与储能子站和协控总站间的通信方式一致，所述其它子站可以为其它类型的控制资源子站，例如调相机控制子站、SVG(静止无功发生器Static Var Generator)等。其它子站可根据电网实际控制资源选择实际接入，也可选择不接入。
优选地，所述储能子站还接收换流站交流母线的电压变化率dUM；基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
优选地，所述储能电站通过IEC61850-9-2通信规约上送信息至储能子站，所述储能子站通过GOOSE(面向通用对象的变电站事件Generic Object Oriented SubstationEvent)通信方式控制储能电站；所述储能子站通过IEC61850-9-2通信规约接收换流站母线合并单元的电压数据，换流站母线合并单元通过电缆连接至换流站母线PT(电压传感器Potential transformer)，与智能变电站传统接线方式一致。
在本发明实施例的优选实施方式中，所述电压变化率dUM的计算公式为：
dUM＝10×(UM-UM-100ms)
其中，UM-100ms为100ms之前计算的换流站交流母线的电压幅值(即UM-100ms为100ms之前计算的母线合并单元电压幅值)，UM为换流站交流母线的电压幅值(即母线合并单元的电压幅值)。
所述电压恢复信号Bhv的计算公式为：
Bhv＝(dUM≥ξ)∩(UM≥Uzd)
其中，ξ为电压变化率敏感定值；Uzd为低电压定值，UM为换流站交流母线的电压幅值。
所述当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，具体为：
当Bhv≥1时，控制各储能电站j降低无功功率k×ΔQj或者ΔQj，其中所述ΔQj为各储能电站的无功功率可调量；所述k为无功功率可调系数，
Figure BDA0002059115830000131
ΔQ为对各储能电站的无功功率可调量加总后求得的总无功功率可调量，ΔQT为无功功率调节量。
其余均与实施例2相同。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (14)

1.一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于，包括：
当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；以及获取各储能电站的无功功率可调量；
基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制；
各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure FDA0003729748500000011
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流；Uj为储能电站j的并网线电压幅值；Qj为储能电站j的并网无功功率，Pj为储能电站j的并网有功功率；
所述储能电站j的并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure FDA0003729748500000012
其中，n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT<ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure FDA0003729748500000013
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
2.根据权利要求1所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于，所述当监测到直流换相失败信号具体为：
当监测到连续接收到的设定数量封GOOSE报文中直流闭锁信号满足闭锁要求时，则认定发生了直流换相失败。
3.根据权利要求1所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于，所述根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量，具体包括以下子步骤：获取离线控制策略表以及与换流站相对应的直流实时运行功率；
根据所述与换流站相对应的直流实时运行功率查询所述离线控制策略表，得出无功功率调节量。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
5.根据权利要求4所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于：所述电压变化率dUM的计算公式为：
dUM＝10×(UM-UM-100ms)
其中，UM-100ms为100ms之前计算的换流站交流母线的电压幅值，UM为换流站交流母线的电压幅值。
6.根据权利要求4所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于：所述电压恢复信号Bhv的计算公式为：
Bhv＝(dUM≥ξ)∩(UM≥Uzd)
其中，ξ为电压变化率敏感定值；Uzd为低电压定值，UM为换流站交流母线的电压幅值。
7.根据权利要求4所述的一种用于优化换流站电压的控制方法，其特征在于：所述当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，具体为：
当Bhv≥1时，控制各储能电站j降低无功功率k×ΔQj或者ΔQj，其中所述ΔQj为各储能电站的无功功率可调量；所述k为无功功率可调系数，
Figure FDA0003729748500000031
ΔQ为对各储能电站的无功功率可调量加总后求得的总无功功率可调量，ΔQT为无功功率调节量。
8.一种用于优化换流站电压的控制装置，其特征在于，包括：
第一获取单元，用于获取各储能电站的无功功率可调量；
第一计算单元，用于当监测到直流换相失败信号后，则根据与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；
第一控制单元，用于基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制；
各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure FDA0003729748500000032
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流；Uj为储能电站j的并网线电压幅值；Qj为储能电站j的并网无功功率，Pj为储能电站j的并网有功功率；
所述储能电站j的并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure FDA0003729748500000033
其中，n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT<ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure FDA0003729748500000041
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
9.根据权利要求8所述的一种用于优化换流站电压的控制装置，其特征在于：所述控制装置还包括：
第二获取单元，用于获取换流站交流母线的电压变化率dUM；
第二计算单元，用于基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；
第二控制单元，用于当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
10.一种用于优化换流站电压的控制系统，其特征在于，包括：
处理器，适于实现各指令；以及
存储设备，适于存储多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行权利要求1～7中任一项所述的方法。
11.一种用于优化换流站电压的控制系统，其特征在于：包括协控总站和若干个储能电站；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述协控总站；
当所述协控总站监测到直流换相失败信号后，则根据与所述换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，实现换流站电压的优化控制；
各储能电站的无功功率可调量的计算公式为：
Figure FDA0003729748500000042
其中，IMj为储能电站j的最大并网电流；Uj为储能电站j的并网线电压幅值；Qj为储能电站j的并网无功功率，Pj为储能电站j的并网有功功率；
所述储能电站j的并网线电压幅值Uj的计算公式具体为：
Figure FDA0003729748500000051
其中，n为数据窗内数据点计数，N为每周波采样点数，a(uj)为储能电站j的电压基波正弦分量幅值，b(uj)为为储能电站j的电压基波余弦分量幅值，uj(n)为为储能电站j实时采集的并网线电压数据；
所述基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至各储能电站，具体包括以下子步骤：
对各储能电站的无功功率可调量进行加总，获得总无功功率可调量ΔQ；
若所述无功功率调节量ΔQT≥ΔQ，则按照各储能电站的无功功率可调量ΔQj控制对应的储能电站，其中，ΔQj表示第j个储能电站的无功功率可调量；
若所述无功功率调节量ΔQT<ΔQ，则计算无功功率可调系数
Figure FDA0003729748500000052
并按照无功功率可调量k×ΔQj控制对于应的储能电站。
12.根据权利要求11所述的一种用于优化换流站电压的控制系统，其特征在于：所述控制系统还包括储能子站，所述储能子站设于所述协控总站和若干个储能电站之间；
各储能电站分别将其无功功率可调量发送至所述储能子站；
所述储能子站接收到的各储能电站的无功功率可调量发送至所述协控总站；
当所述协控总站监测到由直流控保系统发送的直流换相失败信号后，则根据由直流控保系统发送的与换流站相对应的直流实时运行功率计算出无功功率调节量；然后基于所述无功功率调节量、各储能电站的无功功率可调量以及设定的策略下达控制命令至储能子站，再由所述储能子站发送至各储能电站，实现储能电站的控制。
13.根据权利要求12所述的一种用于优化换流站电压的控制系统，其特征在于：所述储能子站还接收换流站交流母线的电压变化率dUM；基于所述电压变化率dUM，计算电压恢复信号Bhv；当所述电压恢复信号Bhv满足设定条件后，控制各储能电站的无功功率恢复至控制前，结束控制。
14.根据权利要求12所述的一种用于优化换流站电压的控制系统，其特征在于：所述储能电站通过IEC61850-9-2通信规约上送信息至储能子站，所述储能子站通过GOOSE通信方式控制储能电站。
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