CN110401186A - 地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统，其包括决策层：自微网协调控制层获取各个控制对象设备运行数据，对区域内可再生能源出力及负荷需求开展预测；完成调峰调频及备用容量协调控制与电力交易安全校核，对各个控制对象开展日前及日内协同优化调度，向微网协调控制层下达控制目标。微网协调控制层：实现微网内部设备运行数据上传决策层；实现微网内部协调控制与经济调度；分解决策层控制指令并下达至设备层。设备层：采集相关设备运行数据上传微网协调控制层；执行微网协调控制层的控制指令；支撑紧急情况下设备孤岛运行。本发明能够实现多维目标下的全局协调优化控制，提升新能源接纳能力及电网运行经济性。

Description

地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统

技术领域

本发明涉及电力系统分析领域，尤其是一种地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统。

背景技术

当前电网调度基本采取“源随荷动、只调整集中式发电”的传统调度模式，主要调度集中式发电和电网，负荷和储能暂未纳入调度范畴。对于电网特性较典型的城市电网，存在以下问题：电网峰谷差较大且逐年继续呈增长态势；新能源占比逐年提高；供热机组多，调峰能力受限，因此电网调峰形势严峻，现有的调度模式已很难缓解负荷特性和调峰需求之间矛盾。

随着电动汽车、储能设备等具备源荷双重特征的新型负荷比重不断上升，负荷聚合商、智能楼宇等新的用能形式不断涌现，清洁能源容量及渗透率持续增长，电网运行特性仍在发生新的变化，使得电网运行调控工作难度不断加大，亟需从多样性、灵活性、协同性等方面优化完善运行调控手段，进一步研究解决电网安全运行问题和清洁能源消纳问题，实现社会综合效益最大化。

美欧、日本等发达国家主要通过电价或激励等市场手段引导电力客户主动参与电网调峰调频，但其缺乏紧急情况下对发电侧、用电侧资源统一调配能力，应对严重故障的快速响应能力不强，2003年美加大停电就充分暴露了上述问题。

国内以大电网安全和日前电力平衡为重点，在精准负荷控制以及需求响应等方面进行了负荷调控的探索实践，积累了较多的经验，部分解决了电网安全问题和平衡问题。但是在源网荷储协同控制技术应用、市场激励保障机制建设等方面依然存在明显不足。尤其是目前国内外缺乏针对地区电网的从电网全局层面进行源网荷储多元协调的系统，解决上述问题。

发明内容

本发明的目的在于解决上述技术问题而提供一种地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统，其能够充分调动负荷、储能等可控制资源，在电网部分数据不可预知和波动的条件下，保证策略向最优方案靠近，实现多维目标下的全局协调优化控制，提升新能源接纳能力及电网运行经济性。

为了解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：

一种地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统，包括决策层、微网协调控制层和设备层；其中，

决策层：

(1)自相应微网协调控制层获取各个控制对象设备运行数据，对区域内可再生能源出力及负荷需求开展预测；

(2)完成调峰调频及备用容量协调控制与电力交易安全校核，对各个控制对象开展日前及日内协同优化调度，向微网协调控制层下达控制目标；

微网协调控制层：

(1)实现微网内部的设备运行数据上传决策层；

(2)实现微网内部协调控制与经济调度，包括功率调节、紧急切负荷、负荷转移、电源解列、微网黑启动；

(3)分解决策层控制指令并下达至设备层，包括调度控制目标执行、并网和离网快速切换、零冲击并网技术；

设备层：

(1)采集风电、光伏、储能、柔性负荷设备运行数据上传微网协调控制层；

(2)执行微网协调控制层给出的控制指令；

(3)支撑紧急情况下设备孤岛运行。

进一步地，决策层包括多个功能模块且各功能模块实现功能如下：

(1)数据采集模块：采集所辖源网荷储设备相关数据；

(2)模型扩展模块：生成多时间尺度的一体化协同优化模型；

(3)模型拼接模块：将新型设备模型与地区电网模型拼接形成地区电网优化控制全模型；

(4)状态估计模块：对拼接后的地区电网优化控制全模型进行状态估计与数据整合，供其他模块使用；

(5)负荷预测模块：读取虚拟电厂所提供的自身负荷预测数据，对非虚拟电厂所带负荷进行预测；

(6)新能源发电功率预测模块：实现多时间尺度的集中式新能源场站或分布式电源发电功率预测；

(7)发电计划模块：采用强鲁棒性算法编制目标最优的地区电网发电计划，经安全校核后上报省调，并可接受省调修改后发电计划曲线，下发至各执行单元；

(8)AGC/AVC联合优化调节模块：采用强鲁棒性算法开展本地实时发电调节、省地协调实时发电调节、严重故障下自动生成紧急控制策略。

本发明的有益效果是：本发明通过对集中式新能源场站、集中式储能电站、虚拟电厂、分布式能源、分布式储能、充电桩、柔性负荷等设备发电与用能的精细预测、精准控制，可实现分布式电源柔性消纳，消纳率保持100％；通过充分调控各类资源，进行削峰填谷，实现全局优化与省地协调控制，可使减小地区电网峰谷差，负荷高峰时刻提升系统备用容量；通过多元优化协调控制策略，挖掘负荷侧可控制资源，降低电源侧备用容量，减少电源与电网的投资。本发明对于促进社会经济的发展以及生产水平的提高，有着非常深远的意义。

附图说明

图1为本发明地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统的总体架构图；

图2为本发明中系统的决策层各部分功能模块网络配置与信息交互示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明：

地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统从上到下分三个层级，即决策层、微网协调控制层(微网层)、设备层(单元层)。每个层级面向不同的对象，支持多种设备灵活接入、即插即用。系统架构可实现安全可靠供电、能源“互动”、柔性消纳等目标。系统结构及基本功能如图1所示。

1、决策层：

(1)自相应微网协调控制层获取各个控制对象设备运行数据，对区域内可再生能源出力及负荷需求开展预测；

(2)完成调峰调频及备用容量协调控制与电力交易安全校核，对各个控制对象开展日前及日内协同优化调度，向微网协调控制层下达控制目标。

2、微网协调控制层：

(1)实现微网内部的设备运行数据上传决策层；

(2)实现微网内部协调控制与经济调度(功率调节、紧急切负荷、负荷转移、电源解列、微网黑启动等)；

(3)分解决策层控制指令并下达至设备层(包括调度控制目标执行、并网/离网快速切换、零冲击并网技术)。

3、设备层：

(1)采集风电、光伏、储能、柔性负荷等设备运行数据上传微网协调控制层；

(2)执行微网协调控制层给出的控制指令；

(3)支撑紧急情况下设备孤岛运行。

本系统决策层各部分功能模块网络配置与信息交互示意图如图2所示。地区电网所接入的源网荷储相关数据经数据采集模块进入系统，通过模型扩展与拼接整合为地区电网优化控制全模型，再经状态估计生成数据输出文件，利用该数据，结合负荷预测结果、新能源发电功率预测结果，发电计划模块编制日前发电计划，AGC/AVC联合优化调节开展日内及实时优化调节，并与上级调度进行数据交互。各功能模块软件功能如下：

1、数据采集模块：通过虚拟电厂终端或用电信息采集系统实现低压分布式电源、分布式储能、电采暖、空调负荷的功率、电压、电流、电量等信息采集，并转发至地调调度自动化系统，完成示范区域内集中式新能源场站、储能设备、充电桩、工商业可调柔性负荷及分布式电源相关信息与省调的数据交互(包括集中式风电场或光伏电站、集中式储能电站、工商业可调柔性负荷、分布式电源及分布式储能设备数据)。

2、模型扩展模块：

(1)负荷在线建模与参数辨识：基于非侵入式量测设备，在若干区域实现低压用户负荷种类性质在线分析识别，可将以上数据通过营销用采系统送至调度自动化系统，在线建立各类典型负荷的综合负荷模型(SLM)。基于在线建模与状态估计结果进行电网参数辨识，不断修正完善，建立满足电网仿真计算精度要求的负荷模型，用于源网荷储协调控制模块，实现精准控制策略。

(2)源-荷-储一体化协同优化模型搭建：基于接入的源、荷、储多种资源的运行规律及其与电网的互动机制，生成多时间尺度的源-荷-储一体化协同优化模型，主要包括集中式储能、分布式储能、集中式新能源场站、低压分布式电源、虚拟电厂、柔性负荷等源、荷、储一体化协同优化模型。

3、模型拼接模块：将新型设备模型与地区电网模型拼接形成地区电网优化控制全模型。

4、状态估计模块：对拼接后的地区电网优化控制全模型进行状态估计与数据整合，供协调控制策略生成使用。

5、负荷预测模块：读取虚拟电厂所提供的自身负荷预测数据，对非虚拟电厂所带负荷进行预测。

6、新能源发电功率预测模块：在调度端结合数值天气预报等外部数据，对该地区全部集中式新能源场站发电功率进行多时间尺度预测，同时读取该地区各新能源场站直接转发的本场站预测数据，并整合成地区电网新能源功率预测数据文件。

7、发电计划模块：根据负荷预测结果、分布式电源功率预测结果、虚拟电厂上报发电计划，采用鲁棒协调控制算法，以清洁能源最大化消纳及发电成本最小为多维目标，生成机组组合日前计划，安全校核后上报省调，经计划调整待省调批复后，下发计划至相关控制对象。

(1)目标函数：利用日前的可再生能源(风电和光伏)的预测信息，构造基于日前预测的不确定集合，优化目标是次日全时段的系统运行费用最小。系统的运行费用主要包括产能单元运行费用，用能单元的费用，储能单元运行费用。决策包括虚拟电厂的调度出力，储能单元的充、放电状态以及充、放电功率以及可中断负荷的中断负荷量。

(2)约束条件：

I.所有产能单元在运行期间需满足机组输出功率的约束；

II.可中断负荷需满足各可中断负荷的比例约束；

III.储能单元约束包括储能单元的充/放电状态、充放电功率约束。同时，为了避免频繁充/放电导致的储能单元过早老化的现象，对其在整个调度时段内的充/放电次数进行限制进行限制。

(3)现货及辅助服务市场技术支持功能：预留与省级现货及辅助服务市场技术支持系统数据接口，为远期参与区域电网或本省现货及辅助服务市场提供支撑，可读取相关设备交易结果，用于现货市场交易模式下的协调控制。

8、AGC/AVC联合优化调节模块：

(1)电网正常状态——日内实时调节：根据省调AGC控制指令，结合准实时负荷预测结果、分布式电源功率预测结果，采用鲁棒协调控制算法，生成协调控制优化方案并执行。在常规的各类调节模式外新增快速调节模式，即对可以实现秒级响应的设备进行秒级控制。

I.目标函数：日内实时调节在实时运行前1小时，基于日前阶段所得到的各时段各出力单元(风电、光伏等可再生能源与以及虚拟电厂)的启停状态和基点出力，各储能单元的充放电状态，在各时段的充放电功率以及可中断负荷的负荷中断量，结合更新的可再生能预测信息，对各时段的日前调度决策进行调整，以提高经济性。日内实时调节的目标函数为下一小时的系统运行费用最小，运行费用及决策的组成与日前调度相同。

II.约束条件：在日内阶段，除了要满足日前阶段所提到的产能单元的输出功率约束，可中断负荷量约束，储能单元的充放电功率约束、系统功率平衡约束以及线路传输功率约束以外，还需满足状态一致性约束与功率修正约束。

(2)电网异常状态——生成紧急响应策略：电网事故或异常状态下，充分调用秒级、分钟级有功及无功调节资源，参与电网控制，生成策略并执行。

(3)省地协调控制：将参与AGC调节的地调调管设备数据在地调层面汇集，优化省调AGC程序控制策略，将地调视作省调AGC子站，建立虚拟等值机模型，再根据主控制地区ACE的情况，设计调峰调频控制模式。调节需求为加出力时优先调用储能或地调虚拟等值机资源，减出力时优先调用传统控制资源，在传统控制资源调节备用在不足时，再调用储能或地调虚拟等值机资源参与频率控制。

本发明设计的系统集成于智能电网调度控制系统中，以现有设备为基础，不需要额外增加软硬件。与传统发电计划、AGC、AVC等各个系统相对独立地进行电网调控相比，本发明所设计的系统架构，基于各模块原有功能，针对地区电网从电网全局层面，采用多时间尺度的源-荷-储一体化协同优化模型及鲁棒协调控制算法，能够充分调动负荷、储能等可控制资源，在电网部分数据不可预知和波动的条件下，保证策略向最优方案靠近，实现多维目标下的全局协调优化控制，提升新能源接纳能力及电网运行经济性。

综上所述，本发明的内容并不局限在上述的实施例中，本领域的技术人员可以在本发明的技术指导思想之内提出其他的实施例，但这些实施例都包括在本发明的范围之内。

Claims (2)

1.一种地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统，其特征在于，包括决策层、微网协调控制层和设备层；其中，

决策层：

(1)自相应微网协调控制层获取各个控制对象设备运行数据，对区域内可再生能源出力及负荷需求开展预测；

(2)完成调峰调频及备用容量协调控制与电力交易安全校核，对各个控制对象开展日前及日内协同优化调度，向微网协调控制层下达控制目标；

微网协调控制层：

(1)实现微网内部的设备运行数据上传决策层；

(2)实现微网内部协调控制与经济调度，包括功率调节、紧急切负荷、负荷转移、电源解列、微网黑启动；

(3)分解决策层控制指令并下达至设备层，包括调度控制目标执行、并网和离网快速切换、零冲击并网技术；

设备层：

(1)采集风电、光伏、储能、柔性负荷设备运行数据上传微网协调控制层；

(2)执行微网协调控制层给出的控制指令；

(3)支撑紧急情况下设备孤岛运行。

2.按照权利要求1所述的地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统，其特征在于，决策层包括多个功能模块且各功能模块实现功能如下：

(1)数据采集模块：采集所辖源网荷储设备相关数据；

(2)模型扩展模块：生成多时间尺度的一体化协同优化模型；

(3)模型拼接模块：将新型设备模型与地区电网模型拼接形成地区电网优化控制全模型；

(4)状态估计模块：对拼接后的地区电网优化控制全模型进行状态估计与数据整合，供其他模块使用；

(5)负荷预测模块：读取虚拟电厂所提供的自身负荷预测数据，对非虚拟电厂所带负荷进行预测；

(6)新能源发电功率预测模块：实现多时间尺度的集中式新能源场站或分布式电源发电功率预测；

(7)发电计划模块：采用强鲁棒性算法编制目标最优的地区电网发电计划，经安全校核后上报省调，并可接受省调修改后发电计划曲线，下发至各执行单元；

(8)AGC/AVC联合优化调节模块：采用强鲁棒性算法开展本地实时发电调节、省地协调实时发电调节、严重故障下自动生成紧急控制策略。