CN111509738A - 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统 - Google Patents

电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统 Download PDF

Info

Publication number
CN111509738A
CN111509738A CN202010472013.4A CN202010472013A CN111509738A CN 111509738 A CN111509738 A CN 111509738A CN 202010472013 A CN202010472013 A CN 202010472013A CN 111509738 A CN111509738 A CN 111509738A
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
heat pump
gas turbine
smoothing
heat
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202010472013.4A
Other languages
English (en)
Inventor
王萧博
黄文焘
邰能灵
宋海涛
王杰
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shanghai Jiaotong University
Original Assignee
Shanghai Jiaotong University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shanghai Jiaotong University filed Critical Shanghai Jiaotong University
Priority to CN202010472013.4A priority Critical patent/CN111509738A/zh
Publication of CN111509738A publication Critical patent/CN111509738A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/40—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation wherein a plurality of decentralised, dispersed or local energy generation technologies are operated simultaneously

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

一种电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统，以集中式供能结构电热微网中可控设备状态参数集作为功率波动平抑时调节各设备运行状态的参考基准，然后通过模糊控制动态确定联络线功率平滑目标，并基于源‑荷‑储协同控制的电热微网功率平滑策略合理分配燃气轮机和热泵群承担的功率波动平抑任务，在充分利用各设备功率平抑潜力的同时保证功率控制结果的目的。本发明通过源荷储三端联合控制联络线功率波动，不需要配置电池储能，有效降低投资成本。

Description

电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统
技术领域
本发明涉及的是一种智能电网控制领域的技术，具体是一种电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统。
背景技术
电热微网是分布式可再生能源消纳的重要载体，具有电热能流耦合互补的特性。不同于传统发电方式，可再生能源发电具有很大的波动性和不确定性。电热微网中可再生能源渗透率的不断增加，给微网的安全稳定运行带来了诸多挑战：短时间尺度下，微网与电网联络线存在较大的功率波动；长时间尺度下，发用电量在时间上的不匹配程度日益加重，导致了系统功率不平衡的问题。
目前，对于电热微网联络线功率平抑和负荷削峰填谷的解决方式主要有：应用多类型储能、采用负荷需求响应技术和应用微型燃气轮机等小型电源。但其技术缺陷包括：
1)应用多类型储能实现联络线功率平抑和负荷削峰填谷需要在电热微网中配置大容量的电池储能系统(energy storage system，ESS)，其初始投资费用昂贵，会导致微网建设成本显著增高；
2)负荷需求响应技术的实行需要取得用户用电设备的控制权，现阶段实施中一般选择热泵、空调等温控负荷设备。但是这种方式并不适用于所有类型的微网，在用户热负荷较少的场景下，仅通过控制温控负荷进行联络线波动平抑的效果不佳；
3)现阶段对于微型燃气轮机平抑功率波动的应用，仅考虑把微燃机作为微电源使用。而微燃机在热电联产模式下的运行效率更高，目前缺乏对电热微网中热电联产配置模式下微燃机平抑电、热负荷波动的研究。
发明内容
本发明针对现有技术为了平抑含有高渗透率可再生能源的微网与大电网连接线的功率波动，需要配置大容量电池储能设备；以及现有负荷需求响应方法功率调控能力弱，平抑波动效果差等缺陷和不足，提出一种电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统，通过源荷储三端联合控制联络线功率波动，不需要配置电池储能，有效降低投资成本。
本发明是通过以下技术方案实现的：
本发明涉及一种联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，以集中式供能结构电热微网中可控设备状态参数集作为功率波动平抑时调节各设备运行状态的参考基准，然后通过模糊控制动态确定联络线功率平滑目标，并基于源-荷-储协同控制的电热微网功率平滑策略合理分配燃气轮机和热泵群承担的功率波动平抑任务，在充分利用各设备功率平抑潜力的同时保证功率控制结果的目的。
本发明涉及一种实现上述方法的系统，包括：功率平滑目标求解模块、燃气轮机出力调整模块、热泵群启停控制模块以及超级电容功率调整模块，其中：功率平滑目标求解模块与燃气轮机出力调整模块相连并传输功率平滑目标信息，燃气轮机出力调整模块与热泵群启停控制模块相连并传输燃气轮机平抑后剩余功率平抑目标信息，热泵群启停控制模块与超级电容功率调整模块相连并传输超级电容功率平抑目标信息。
技术效果
本发明整体解决的技术问题是：配置了可再生能源的电热微网与大电网的电力联络线短期功率波动和长时间尺度下功率峰谷差都很大的问题。
与现有技术相比，本发明技术效果包括：
本发明针对交通枢纽、工业园区等场景，以集中式供能结构下的电热微网为对象，解决联络线功率峰谷差和短时波动较大的问题。相比于现有的技术方案，本发明的优点列举如下：
1)本发明的联络线功率平抑效果更好，在完成功率短时间尺度波动平抑的同时，可以实现长时间尺度下负荷的削峰填谷；
2)本发明所提技术方案普适性强，应用场景广阔；
3)本发明在平抑联络线功率波动时，配置了微型燃气轮机并使之在热电联产的模式下运行，相比于传统燃气轮机只发电不供热的情况，具有更高的能源利用效率；
4)本发明综合运用源荷储设备，充分挖掘热力系统平抑功率波动的潜力，相比于现有技术方案具备经济性优势。
附图说明
图1为集中式供能结构电热微网图；
图2为集中式供能电热耦合结构图；
图3为平滑参数模糊控制的输入隶属函数图；
图中：(a)PTL0(t)>Paim(t-1)时(b)PTL0(t)<Paim(t-1)时；
图4为电热微网源-荷-储协同控制图；
图5为调控系数模糊控制效果图；
图中：(a)PTL0(t)>Paim(t-1)时(b)PTL0(t)<Paim(t-1)时；
图6为启停时间标识集的冒泡排序示意图；
图7为最少热泵启停算法流程示意图；
图8为超级电容器组响应阶梯函数示意图；
图9为电热微网负荷与出力情况示意图；
图10为源荷储协同控制联络线功率平滑效果示意图；
图11为10h至14h联络线功率平滑效果示意图；
图12为各设备参与功率平抑量示意图；
图13为设备状态参数及可变指数平滑参数示意图；
图14为电池-热泵群控制联络线功率平抑效果示意图；
图15为热泵群启停转换次数示意图。
具体实施方式
本实施例涉及一种联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，以集中式供能结构电热微网中可控设备状态参数集作为功率波动平抑时调节各设备运行状态的参考基准，然后通过模糊控制动态确定联络线功率平滑目标，并基于源-荷-储协同控制的电热微网功率平滑策略合理分配燃气轮机和热泵群承担的功率波动平抑任务，在充分利用各设备功率平抑潜力的同时保证功率控制结果的目的，该模糊控制过程的输入隶属度函数如图3所示。
所述的电热微网可控设备状态参数集是指：对燃气轮机、热泵群、蓄热箱和超级电容器组等设备状态进行量化归一处理后所得到的状态参数集。
所述的设备状态，即荷电状态(state of charge，SOC)
Figure BDA0002514585150000031
其中：燃气轮机的状态参数
Figure BDA0002514585150000032
热泵群的状态参数
Figure BDA0002514585150000033
蓄热箱的状态参数
Figure BDA0002514585150000034
超级电容器组的状态参数
Figure BDA0002514585150000035
PNchp为燃气轮机的额定功率，PNhpi为热泵i的额定功率，TTank(t)为蓄热箱的温度，TTank·max、TTank·min为蓄热箱温度的上限和下限，qc(t)为超级电容器组的荷电量，qNc为超级电容器组的最大荷电量。
显然，上述所有设备的状态参数取值都在0～1之间。当sk t的值在0.5附近时，为设备k的状态良好，可以完成功率平抑任务；当sk t的值过高或过低时，则设备k不能足额承担所有类型的功率平抑任务。以s1 t为例，假设风电光伏出力减小，需要燃气轮机增加20kW输出平抑波动，当s1 t接近1时，受最大出力约束，燃气轮机可能最多只能增加10kW出力。
如图1所示，所述的集中式供能结构电热微网包含综合能源站，该能源站通过大规模热泵群和有经济性优势的热电联产燃气轮机实现热能的集中生产供给，并配置大容量蓄热箱用作储能，同时包括超级电容器组以实现高频功率波动平抑。产热设备发出的热量通过热循环工质经热交换器传导至蓄热箱，由蓄热箱供应各用户的热负荷。基于热能的易存储性和热泵需求响应，可以把热泵群-蓄热箱视作液态热储能系统，即用电低谷时，控制热泵群功率高于用户热负荷，将多余热量储存在蓄热箱中(相当于传统ESS充电)；用电高峰时，控制热泵群功率低于用户热负荷，利用蓄热箱中储存的热量补充剩余热负荷(相当于传统ESS放电)。
如图2所示，所述的燃气轮机在t时刻的发电功率和产热功率分别为Pchp(t)＝ηchp·λFchp(t)，Qchp(t)＝ηh·(1-ηchp)λFchp(t)，其中：ηchp为燃气轮机发电效率，λ为天然气燃烧热值，Fchp(t)为燃气轮机的单位时间进气量，ηh为燃气轮机热回收效率。
所述的热泵群包含基荷热泵和负荷需求响应热泵两类，承担热负荷的主要部分，其中：基荷热泵额定功率大，单位功率成本低，承担热负荷的基荷；负荷需求响应热泵额定功率小，启停灵活，在供应热负荷的同时可以承担需求响应任务。热泵i在t时刻的产热功率Qhpi(t)＝Chp·Phpi(t)，其中：Chp为热泵能效比系数，即消耗单位电能所产生的热量，Phpi(t)为热泵i消耗的电能。
所述的联络线功率平滑目标是指：由于电热微网与大电网联络线功率由可再生能源出力、用户电热负荷、热泵群功率和超级电容功率综合决定。受风电、光伏等可再生能源出力随机性和用户负荷特性的影响，联络线功率会出现较大的波动，对电网安全稳定运行不利，因此设置不经调控时的联络线初始功率PTL0(t)＝PL(t)+Php0(t)-Pchp(t)-Pw(t)-Pp(t)，Php0(t)＝(QL(t)-Qchp(t))/Chp，其中：PL(t)为用户电负荷，Php0(t)为除去燃气轮机产热后的热负荷等值热泵功率，Pw(t)为风力发电量，Pp(t)为光伏发电量，QL(t)为用户热负荷；应用一次指数平滑方法求取联络线功率平滑目标Paim(t)＝α·PTL0(t)+(1-α)·Paim(t-1)，继而得出源荷储协同平抑的目标功率Pflu1(t)＝Paim(t)-PTL0(t)(12)，其中：α为平滑参数，其大小影响联络连功率平滑目标。α越小，目标功率曲线越光滑，平抑难度越大。
所述的可变平滑参数是指：当平滑参数为定值时，平滑策略的目标功率仅与联络线功率相关，没有考虑各参与控制设备的实时状态。在这种情况下，当各功率平抑设备状态良好时，平滑策略不能充分发挥各设备的功率调整潜力；当各设备状态不佳时，得出的功率平滑目标又有可能难以完成，导致实际控制结果与平滑目标相差甚远。
本发明考虑燃气轮机、热泵群和蓄热箱的实时运行状态，以本时刻不经控制联络线初始功率PTL0(t)、上一时刻联络线功率平滑目标Paim(t-1)和状态参数集中的s1 t、s2 t、s3 t为输入，采用模糊控制逐时调整平滑参数。如图3所示，为平滑参数模糊控制的输入隶属函数：当需要各功率平抑设备释放能量(PTL0(t)>Paim(t-1))时，当燃气轮机重载，热泵群轻载，蓄热箱水温偏低，则调大此时刻的平滑参数，避免功率控制结果脱离平滑目标；若燃气轮机轻载，热泵群重载，蓄热箱水温偏高，则调小此时刻的平滑参数，以获得更好的功率平滑效果。需要各设备吸收能量(PTL0(t)<Paim(t-1))时的情况类似。
如图4所示，所述的电热微网功率平滑策略，包括：求解上述功率平滑目标、燃气轮机出力调整、热泵群启停控制和超级电容功率调整，其中：
所述的求解上述功率平滑目标是指：综合考虑用户电热负荷，使用可变平滑参数动态确定各个控制周期的平抑目标功率。根据各设备的运行特性选择对应复合滤波方法，同时通过状态参数集评估不同设备的功率平抑潜力，以合理分配任务。采用加权递推中位值滤波法分离目标功率中的低频成分，通过模糊控制确定燃气轮机承担的功率平抑任务。使用加权递推平均滤波法得到剩余目标功率的中频成分，控制热泵群启停参与负荷需求响应予以平抑。超级电容器组承担剩余波动功率的平抑任务。平滑策略充分发挥各设备的功率平抑潜力，根据其运行特性，分配低中高频功率平抑任务，实现联络线功率平滑目标，完成用户总能耗和能源供应之间的匹配。
所述的燃气轮机出力调整是指：燃气轮机的发电量和发热量通过调节进气量控制，其响应速度慢于超级电容器组和热泵群启停，同时无法承担脉冲性功率平抑任务。根据燃气轮机的运行特性，采用加权递推中位值滤波法分离功率平抑目标中的低频部分。首先，取连续n个联络线平抑目标功率，去掉一个最大值和一个最小值，然后对各个值赋权，越接近现时刻的数据，权取得越大。通过这种滤波方式可以有效滤除脉冲性功率波动的影响，获取适合燃气轮机的低频波动功率。定义低频功率波动Pf_l(t)＝a1·Pflu1(t)+a2·Pflu1(t-1)+…+an·Pflu1(t-n+1)，
Figure BDA0002514585150000051
其中：ai为各时刻联络线平抑目标功率的权重，其中最大值和最小值对应的权重为零。
燃气轮机采用以电定热控制模式，在确定其发电调节量PTchp(t)时，考虑到燃气轮机的发热量随发电量同步变化，引入燃气轮机发电调节系数β(t)。同时，根据各平抑设备状态引入燃气轮机调控系数γ(t)。上一控制周期燃气轮机发电量Pchp(t-1)加上本周期燃气轮机发电调节量，即为燃气轮机的发电控制量Pchp(t)。Pchp(t)还受到燃气轮机的出力上下限约束，在本发明中不再赘述。
Pchp(t)＝Pchp(t-1)+PTchp(t)，PTchp(t)＝-γ(t)·Pf_l(t)/β(t)，
Figure BDA0002514585150000061
γ(t)＝γ1(t)·γ2(t)，其中：γ1(t)、γ2(t)为燃气轮机调控系数模糊控制1、2的输出结果。
采用模糊控制确定燃气轮机调控系数，以实时调整燃气轮机承担的功率平抑份额。当燃气轮机具有较好的平抑潜力时，增大其承担的份额；当热泵群-蓄热箱具有较好的平抑潜力时，减小燃气轮机承担的份额。该模糊控制包含两个子模糊控制，其中：子模糊控制1根据燃气轮机的载荷情况调节调控系数γ1(t)，输出值在[0.035，0.75]区间内。子模糊控制2根据热泵群和蓄热箱的状态调节调控系数γ2(t)，输出值在[0.15，1.4]区间内。当燃气轮机处于不同运行状态下，需要增大(PTL0(t)>Paim(t-1)时)或减少(PTL0(t)<Paim(t-1))出力时，调控系数模糊控制的输出如图10所示。
在燃气轮机平抑低频功率波动后，剩余的平抑目标功率为Pflu2(t)，使用加权递推平均滤波法分离热泵群平抑的目标功率。加权递推平均滤波法的核心思想与加权递推中位值滤波法相似，只是不再去除所取n个滤波对象中的最大最小值。适当减少n的个数，合理分配权重后，即可得到适合热泵群运行特性的滤波方法，该平抑目标功率Pflu2(t)＝Pflu1(t)+β(t)·PTchp(t)，Pf_m(t)＝b1·Pflu2(t)+b2·Pflu2(t-1)+…+bn·Pflu2(t-n+1)，
Figure BDA0002514585150000062
其中：Pf_m(t)为剩余中低频功率波动，bi为各时刻剩余平抑目标功率的权重，其值由b1至bn依次减小。
在确定热泵群的控制目标时，同时考虑到超级电容器组的荷电状态。当s4 t的值过大或过小时，热泵群平抑目标功率包含ΔP，以使超级电容器组处于较好的状态，能够完成高频功率波动的平抑。
Figure BDA0002514585150000063
其中：PAhp(t)为热泵群平抑目标功率，热泵群的出力目标是除去燃气轮机产热后的热负荷等值热泵功率与热泵参与平抑目标功率之和。本时刻出力目标与上一时刻的实际出力情况之差即为热泵群启停控制目标PAim_oc(t)。
PAim_hp(t)＝Php0(t)+PAhp(t)，PAim_oc(t)＝PAim_hp(t)-Php(t-1)，其中：PAim_hp(t)为热泵群出力目标，Php(t-1)为上一时刻热泵群实际出力情况。
所述的热泵群启停的时间标识是指：记录各热泵维持开启/关闭状态的时间，并根据此信息给出热泵群开启/关闭顺序。热泵群启停时间标识的使用能够均一化电热微网中所有热泵的启停转换次数。
为了均一化热泵群的启停次数，避免单一热泵反复启停情况的出现，引入热泵群启停时间标识集合(opening&closing time set,OCTS)，
Figure BDA0002514585150000071
Figure BDA0002514585150000072
其中，oit为第t个控制周期第i个热泵的启停时间标识，m为该标识集中热泵的个数。
对集合OCTSt中的元素进行冒泡降序排列，当需要关闭热泵时，按照自上而下的序列进行；当需要开启热泵时，按照自下而上的序列进行。即需要改变热泵状态进行需求响应时，优先选择维持该状态时间更长的热泵。
所述的热泵群启停控制是指：综合能源站中的热泵群包含基荷热泵和负荷需求响应热泵，在控制热泵群开启和关闭满足热泵群启停控制目标时考虑以下三个准则：1)尽可能避免负荷需求响应热泵全部开启或关闭；2)均一化同类型热泵启停次数；3)启停尽可能少的热泵，启停热泵数目相等的情况下，优先启停负荷需求响应热泵。当准则1和3矛盾时，优先遵循准则1。
基荷热泵的功率大，在热泵群启停控制目标功率较小时，通过控制基荷热泵进行需求响应的效果不佳，所以在负荷需求响应热泵接近全开/关时，应提前开启/关闭部分基荷热泵，从而关闭/开启对应功率的负荷需求响应热泵，以保证热泵群可以较好的实现启停控制目标。
热泵频繁启停会影响其使用寿命，提高综合能源站的运行维护成本。本发明利用OCTSt和冒泡排序均一化同类型热泵启停次数，同时在每个控制周期内都启停尽可能少的热泵。定义基荷热泵的功率为PNbhp，负荷需求响应热泵的功率为PNdhp，通过数学演绎法，得出最少启停热泵算法如图7所示。
本控制周期内热泵群的出力情况和热泵群实际平抑功率分别为：Php(t)＝x+Php(t-1)，PThp(t)＝Php(t)-Php0(t)，其中：x是最少热泵启停算法的输出结果，为通过本控制周期热泵群功率的实际变化量；所述的最少热泵启停算法通过数学演绎的方法，最小化功率波动平抑时需要转变启停状态的热泵数量。该方法能够有效减少热泵运行状态改变次数，延长热泵使用寿命。
所述的超级电容功率调整是指：燃气轮机和热泵群参与平抑功率波动后，高频成分在协同平抑目标功率中所占比例较高，故使用循环寿命长，充放电迅速的超级电容器组平抑剩余联络线功率波动。超级电容器组的响应阶梯函数如图8所示；超级电容器组的剩余联络线功率波动平抑目标Pflu3(t)＝Pflu2(t)+PThp(t)，
Figure BDA0002514585150000081
其中：Pf_h(t)为超级电容器组目标功率，f为超级电容器组响应阶梯函数；采用二阶模型表征超级电容器组的最大充放电功率：
Figure BDA0002514585150000082
Figure BDA0002514585150000083
其中：Pcm为超级电容器组的最大功率，Pcm.ch、Pcm.dis为最大充、放电功率，ach、bch、cch为充电系数，adis、bdis、cdis为放电系数。
本实施例采用一个集中式供能结构电热微网系统，包含综合能源站和风力、光伏发电系统。综合能源站中配置热电联供的燃气轮机、热泵群、蓄热水箱和超级电容器组，其中热泵群包含20台基荷热泵和25台负荷需求响应热泵。实施例具体参数如表1所示。
表1实施例参数
Figure BDA0002514585150000084
Figure BDA0002514585150000091
实施例中用户总电负荷、联络线功率、风电、光伏和燃气轮机逐时出力如图9所示。其中热负荷已折算为等效电负荷。
本发明所提平滑策略的效果如图10所示。图11是图10中10h到14h功率平滑效果的放大结果。由图可见，在实施本发明所提策略后，联络线功率控制结果可以实时跟随功率平滑目标。同时联络线峰谷特性得到有效改善，三天内联络线峰荷和谷荷从调控前的330.85kW、1325.70kW转变为479.50kW、945.28kW，峰谷差下降了53.18％。这表明该平滑策略可以实现长时间尺度下能量的削峰填谷。
下面分析分钟级的联络线功率波动情况。定义每一计算步长的联络线功率与上一计算步长的联络线功率之差为功率上下波动值。统计平滑策略使用前后的功率上下波动值并对其进行数据处理，处理结果如表2所示，其中：四分位距由描述统计学中的四分差法得出，为第一四分位数和第三四分位数之间的距离，该指标可以排除极值的影响，表征数据的离散程度。在使用本发明所提策略后，全实施例周期内功率上下波动值的绝对值之和和功率上下波动四分位距都有了显著的改善。同时，每分钟功率最大波动值由61.34kW下降到了20.89kW，其值减小了65.94％。这都表明本发明所提策略可以有效降低电热微网联络线的每分钟功率波动。
如图12所示，为各设备参与功率平抑的情况，热泵群和超级电容器组的功率平抑量分别是热泵群实际平抑功率PThp(t)和超级电容器组实际充放电功率。燃气轮机在参与功率平抑时，不仅调节了发电量，发热量也同步参与调节，所以在计算燃气轮机的平抑量时应考虑到燃气轮机发电调节系数。定义PBchp(t)为燃气轮机的功率平抑量，PBchp(t)＝[Pchp0-Pchp(t)]·β(t)，其中：Pchp0为燃气轮机的初始功率。
如图12所示，燃气轮机功率平抑量的变化最缓，热泵群次之，超级电容最快，这也证明三种设备分别平抑了联络线功率波动中的低、中、高频成分。同时超级电容平抑量在数值上最小，说明本发明所提平滑策略对超级电容器组的功率要求不高。图13所示，为整个周期内的平滑参数和各设备逐时状态参数，当燃气轮机、热泵群和蓄热箱状态良好，平抑功率波动潜力充足时，平滑参数的数值较小，有利于提升功率平滑效果；当燃气轮机、热泵群和蓄热箱状态较差，平抑能力趋于极限时，平滑参数增大，保证了各设备能够完成功率平滑目标。基荷热泵和负荷需求响应热泵的启停转换次数如图15所示，可以看出热泵群启停时间标识的引入使得同类型热泵的启停次数均一，这有利于减少负荷需求响应对热泵的损耗，延长热泵群整体使用寿命。
将本发明所提源荷储协同平滑策略与目前研究较完善的电池-热泵群平滑策略相比较，特设置对比算例。对比算例中配置1.8MWh/350kW的电池储能取代燃气轮机参与功率波动平抑，其余条件均与原实施例相同。对比实施例平抑效果如图14所示。由图可知，采用电池-热泵群平滑策略后，联络线功率波动情况同样得到了有效抑制，同时峰谷特性也有一定程度的改善。三天内联络线峰荷和谷荷从调控前的535.49kW、1530.40kW转变为647.68kW、1427.40kW，峰谷差下降了21.63％。对比可见电池-热泵群平滑策略实现长时间尺度下能量削峰填谷的作用弱于本发明提出的源荷储协同平滑策略。
由表2分析分钟级联络线功率波动情况。电池-热泵群平滑后的全周期功率上下波动绝对值和、最大绝对值和四分位距相比于控制前都得到了明显改善，但是改善程度弱于源荷储协同控制的结果。这是因为热泵群只能平抑功率的中低频波动，而电池的动态响应能力弱于超级电容器组。
表2联络线功率上下波动值数据处理结果
Figure BDA0002514585150000101
由图15对比热泵群启停情况可见，电池-热泵群平滑情况下负荷需求响应热泵的启停转换次数仅有源荷储协同控制的一半，基荷热泵的转换次数更是远低于源荷储协同控制的情况。这是由于电池的响应能力要优于燃气轮机，同时其容量远大于超级电容器组，所以削减了热泵群需要承担的功率平抑份额。源荷储协同控制中，电容反馈系统对热泵群启停的影响是导致基荷热泵启停次数上升的主要原因。
经过具体实际实验，在如图1的具体环境设置下，以表1和图9参数启动/运行上述装置/方法，能够得到的实验数据是：三天内联络线峰荷和谷荷从调控前的535.49kW、1530.40kW转变为647.68kW、1427.40kW；联络线功率上下波动的最大绝对值、绝对值和和四分位距分别由61.34kW、36404.51kW和12.57kW转变为了20.89kW、4180.76kW和0.79kW。。
与现有技术相比，本方法三天内联络线峰荷和谷荷的峰谷差下降了21.63％；联络线功率上下波动的最大绝对值、绝对值和和四分位距分别改善了65.94％、88.52％和93.72％。
上述具体实施可由本领域技术人员在不背离本发明原理和宗旨的前提下以不同的方式对其进行局部调整，本发明的保护范围以权利要求书为准且不由上述具体实施所限，在其范围内的各个实现方案均受本发明之约束。

Claims (9)

1.一种联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征在于，以集中式供能结构电热微网中可控设备状态参数集作为功率波动平抑时调节各设备运行状态的参考基准，然后通过模糊控制动态确定联络线功率平滑目标，并基于源-荷-储协同控制的电热微网功率平滑策略合理分配燃气轮机和热泵群承担的功率波动平抑任务，在充分利用各设备功率平抑潜力的同时保证功率控制结果的目的；
所述的电热微网可控设备状态参数集是指：对燃气轮机、热泵群、蓄热箱和超级电容器组的设备状态进行量化归一处理后所得到的状态参数集；该设备状态，即荷电状态
Figure FDA0002514585140000011
其中：燃气轮机的状态参数
Figure FDA0002514585140000012
热泵群的状态参数
Figure FDA0002514585140000013
蓄热箱的状态参数
Figure FDA0002514585140000014
超级电容器组的状态参数
Figure FDA0002514585140000015
PNchp为燃气轮机的额定功率，PNhpi为热泵i的额定功率，TTank(t)为蓄热箱的温度，TTank·max、TTank·min为蓄热箱温度的上限和下限，qc(t)为超级电容器组的荷电量，qNc为超级电容器组的最大荷电量；
所述的燃气轮机在t时刻的发电功率和产热功率分别为Pchp(t)＝ηchp·λFchp(t)，Qchp(t)＝ηh·(1-ηchp)λFchp(t)，其中：ηchp为燃气轮机发电效率，λ为天然气燃烧热值，Fchp(t)为燃气轮机的单位时间进气量，ηh为燃气轮机热回收效率；
所述的热泵群包含基荷热泵和负荷需求响应热泵两类，承担热负荷的主要部分，其中：基荷热泵额定功率大，单位功率成本低，承担热负荷的基荷；负荷需求响应热泵额定功率小，启停灵活，在供应热负荷的同时可以承担需求响应任务，热泵i在t时刻的产热功率Qhpi(t)＝Chp·Phpi(t)，其中：Chp为热泵能效比系数，即消耗单位电能所产生的热量，Phpi(t)为热泵i消耗的电能。
2.根据权利要求1所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的联络线功率平滑目标是指：根据不经调控时的联络线初始功率
PTL0(t)＝PL(t)+Php0(t)-Pchp(t)-Pw(t)-Pp(t)，
Php0(t)＝(QL(t)-Qchp(t))/Chp，其中：PL(t)为用户电负荷，Php0(t)为除去燃气轮机产热后的热负荷等值热泵功率，Pw(t)为风力发电量，Pp(t)为光伏发电量，QL(t)为用户热负荷；应用一次指数平滑方法求取联络线功率平滑目标
Paim(t)＝α·PTL0(t)+(1-α)·Paim(t-1)，继而得出源荷储协同平抑的目标功率Pflu1(t)＝Paim(t)-PTL0(t)(12)，其中：α为平滑参数，其大小影响联络连功率平滑目标，α越小，目标功率曲线越光滑，平抑难度越大。
3.根据权利要求1所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的可变平滑参数是指：考虑燃气轮机、热泵群和蓄热箱的实时运行状态，以本时刻不经控制联络线初始功率PTL0(t)、上一时刻联络线功率平滑目标Paim(t-1)和状态参数集中的s1 t、s2 t、s3 t为输入，采用模糊控制逐时调整平滑参数，如图3所示，为平滑参数模糊控制的输入隶属函数：当需要各功率平抑设备释放能量(PTL0(t)>Paim(t-1))时，当燃气轮机重载，热泵群轻载，蓄热箱水温偏低，则调大此时刻的平滑参数，避免功率控制结果脱离平滑目标；若燃气轮机轻载，热泵群重载，蓄热箱水温偏高，则调小此时刻的平滑参数，以获得更好的功率平滑效果，需要各设备吸收能量(PTL0(t)<Paim(t-1))时的情况类似。
4.根据权利要求1或3所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的电热微网功率平滑策略，包括：求解所述功率平滑目标、燃气轮机出力调整、热泵群启停控制和超级电容功率调整。
5.根据权利要求4所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的求解所述功率平滑目标是指：综合考虑用户电热负荷，使用可变平滑参数动态确定各个控制周期的平抑目标功率，根据各设备的运行特性选择对应复合滤波方法，同时通过状态参数集评估不同设备的功率平抑潜力，以合理分配任务，采用加权递推中位值滤波法分离目标功率中的低频成分，通过模糊控制确定燃气轮机承担的功率平抑任务，使用加权递推平均滤波法得到剩余目标功率的中频成分，控制热泵群启停参与负荷需求响应予以平抑，超级电容器组承担剩余波动功率的平抑任务，平滑策略充分发挥各设备的功率平抑潜力，根据其运行特性，分配低中高频功率平抑任务，实现联络线功率平滑目标，完成用户总能耗和能源供应之间的匹配。
6.根据权利要求4所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的燃气轮机出力调整是指：首先取连续n个联络线平抑目标功率，去掉一个最大值和一个最小值，然后对各个值赋权，越接近现时刻的数据，权取得越大，通过这种滤波方式有效滤除脉冲性功率波动的影响，获取适合燃气轮机的低频波动功率，定义低频功率波动
Pf_l(t)＝a1·Pflu1(t)+a2·Pflu1(t-1)+…+an·Pflu1(t-n+1)，
Figure FDA0002514585140000031
其中：ai为各时刻联络线平抑目标功率的权重，其中最大值和最小值对应的权重为零；燃气轮机采用以电定热控制模式，在确定其发电调节量PTchp(t)时，考虑到燃气轮机的发热量随发电量同步变化，引入燃气轮机发电调节系数β(t)，同时，根据各平抑设备状态引入燃气轮机调控系数γ(t)，上一控制周期燃气轮机发电量Pchp(t-1)加上本周期燃气轮机发电调节量，即为燃气轮机的发电控制量Pchp(t)＝Pchp(t-1)+PTchp(t)，
PTchp(t)＝-γ(t)·Pf_l(t)/β(t)，
Figure FDA0002514585140000032
γ(t)＝γ1(t)·γ2(t)，其中：γ1(t)、γ2(t)为燃气轮机调控系数模糊控制1、2的输出结果；采用模糊控制确定燃气轮机调控系数，以实时调整燃气轮机承担的功率平抑份额，当燃气轮机具有较好的平抑潜力时，增大其承担的份额；当热泵群-蓄热箱具有较好的平抑潜力时，减小燃气轮机承担的份额，该模糊控制包含两个子模糊控制，其中：子模糊控制1根据燃气轮机的载荷情况调节调控系数γ1(t)，输出值在[0.035，0.75]区间内，子模糊控制2根据热泵群和蓄热箱的状态调节调控系数γ2(t)，输出值在[0.15，1.4]区间内。
7.根据权利要求4所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的热泵群启停的时间标识是指：记录各热泵维持开启/关闭状态的时间，并根据此信息给出热泵群开启/关闭顺序从而均一化电热微网中所有热泵的启停转换次数；
所述的热泵群启停控制中的热泵群包含基荷热泵和负荷需求响应热泵，在控制热泵群开启和关闭满足热泵群启停控制目标时考虑以下三个准则：1)尽可能避免负荷需求响应热泵全部开启或关闭；2)均一化同类型热泵启停次数；3)启停尽可能少的热泵，启停热泵数目相等的情况下，优先启停负荷需求响应热泵，当准则1和3矛盾时，优先遵循准则1；
所述的基荷热泵的功率大，在热泵群启停控制目标功率较小时，通过控制基荷热泵进行需求响应的效果不佳，所以在负荷需求响应热泵接近全开/关时，应提前开启/关闭部分基荷热泵，从而关闭/开启对应功率的负荷需求响应热泵，以保证热泵群可以较好的实现启停控制目标；利用OCTSt和冒泡排序均一化同类型热泵启停次数，本控制周期内热泵群的出力情况和热泵群实际平抑功率分别为：Php(t)＝x+Php(t-1)，
PThp(t)＝Php(t)-Php0(t)，其中：x是最少热泵启停算法的输出结果，为通过本控制周期热泵群功率的实际变化量；所述的最少热泵启停算法通过数学演绎的方法，最小化功率波动平抑时需要转变启停状态的热泵数量。
8.根据权利要求4所述的联络线功率平抑可变平滑参数模糊控制方法，其特征是，所述的超级电容功率调整是指：燃气轮机和热泵群参与平抑功率波动后，高频成分在协同平抑目标功率中所占比例较高，故使用循环寿命长，充放电迅速的超级电容器组平抑剩余联络线功率波动；超级电容器组的剩余联络线功率波动平抑目标Pflu3(t)＝Pflu2(t)+PThp(t)，
Figure FDA0002514585140000041
其中：Pf_h(t)为超级电容器组目标功率，f为超级电容器组响应阶梯函数；采用二阶模型表征超级电容器组的最大充放电功率：
Figure FDA0002514585140000042
Figure FDA0002514585140000043
其中：Pcm为超级电容器组的最大功率，Pcm.ch、Pcm.dis为最大充、放电功率，ach、bch、cch为充电系数，adis、bdis、cdis为放电系数。
9.一种实现上述任一权利要求所述方法的系统，其特征在于，包括：功率平滑目标求解模块、燃气轮机出力调整模块、热泵群启停控制模块以及超级电容功率调整模块，其中：功率平滑目标求解模块与燃气轮机出力调整模块相连并传输功率平滑目标信息，燃气轮机出力调整模块与热泵群启停控制模块相连并传输燃气轮机平抑后剩余功率平抑目标信息，热泵群启停控制模块与超级电容功率调整模块相连并传输超级电容功率平抑目标信息。
CN202010472013.4A 2020-05-29 2020-05-29 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统 Pending CN111509738A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010472013.4A CN111509738A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010472013.4A CN111509738A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN111509738A true CN111509738A (zh) 2020-08-07

Family

ID=71870421

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010472013.4A Pending CN111509738A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111509738A (zh)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112366684A (zh) * 2020-09-25 2021-02-12 温州电力设计有限公司 一种海岛微电网系统
CN113688347A (zh) * 2021-07-02 2021-11-23 国电南瑞科技股份有限公司 多个能源综合服务站多目标运行控制系统、方法及装置
CN113885360A (zh) * 2021-09-29 2022-01-04 北京金山云网络技术有限公司 智慧楼宇的电热水器控制方法、装置、可读存储介质及系统
CN114079293A (zh) * 2020-08-18 2022-02-22 华北电力大学（保定） 一种计及温控负荷与微型燃气轮机的电-气互联系统新能源功率波动平滑方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104410092A (zh) * 2014-12-08 2015-03-11 国网新疆电力公司经济技术研究院 一种多元互补新能源发电系统的能量协调优化方法
JP2017028764A (ja) * 2015-07-16 2017-02-02 清水建設株式会社 需要電力制御装置および需要電力制御方法
WO2018196433A1 (zh) * 2017-04-24 2018-11-01 国家电网公司 多类型储能多级控制方法
CN108988356A (zh) * 2018-07-03 2018-12-11 上海交通大学 基于虚拟储能的电热微网联络线功率波动平抑方法
CN109638857A (zh) * 2018-11-29 2019-04-16 国网江苏省电力有限公司南京供电分公司 基于分布式热泵群控制的电热微网联络线功率分层协同平抑策略
CN110163415A (zh) * 2019-04-22 2019-08-23 国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院 一种变工况特性下的多能流系统多目标模糊协同优化方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104410092A (zh) * 2014-12-08 2015-03-11 国网新疆电力公司经济技术研究院 一种多元互补新能源发电系统的能量协调优化方法
JP2017028764A (ja) * 2015-07-16 2017-02-02 清水建設株式会社 需要電力制御装置および需要電力制御方法
WO2018196433A1 (zh) * 2017-04-24 2018-11-01 国家电网公司 多类型储能多级控制方法
CN108988356A (zh) * 2018-07-03 2018-12-11 上海交通大学 基于虚拟储能的电热微网联络线功率波动平抑方法
CN109638857A (zh) * 2018-11-29 2019-04-16 国网江苏省电力有限公司南京供电分公司 基于分布式热泵群控制的电热微网联络线功率分层协同平抑策略
CN110163415A (zh) * 2019-04-22 2019-08-23 国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院 一种变工况特性下的多能流系统多目标模糊协同优化方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
王萧博等: "一种源-荷-储协同的电热微网联络线功率平滑策略" *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114079293A (zh) * 2020-08-18 2022-02-22 华北电力大学（保定） 一种计及温控负荷与微型燃气轮机的电-气互联系统新能源功率波动平滑方法
CN114079293B (zh) * 2020-08-18 2023-08-15 华北电力大学（保定） 一种计及温控负荷与微型燃气轮机的电-气互联系统新能源功率波动平滑方法
CN112366684A (zh) * 2020-09-25 2021-02-12 温州电力设计有限公司 一种海岛微电网系统
CN113688347A (zh) * 2021-07-02 2021-11-23 国电南瑞科技股份有限公司 多个能源综合服务站多目标运行控制系统、方法及装置
CN113885360A (zh) * 2021-09-29 2022-01-04 北京金山云网络技术有限公司 智慧楼宇的电热水器控制方法、装置、可读存储介质及系统
CN113885360B (zh) * 2021-09-29 2024-04-16 北京金山云网络技术有限公司 智慧楼宇的电热水器控制方法、装置、可读存储介质及系统

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111509738A (zh) 电热微网源荷储协同平滑联络线功率方法及系统
CN108667052B (zh) 一种面向虚拟电厂优化运行的多类型储能系统规划配置方法及系统
CN109103893B (zh) 一种集群温控负荷参与电网agc的辅助调频方法
García-Triviño et al. Power control based on particle swarm optimization of grid-connected inverter for hybrid renewable energy system
CN106972516A (zh) 一种适用于微网的多类型储能多级控制方法
CN109245134B (zh) 基于虚拟模糊自适应调控算法的混合储能调度方法及系统
CN115102239B (zh) 一种考虑soc均衡的储能电站一次调频控制方法及系统
CN109638857B (zh) 基于分布式热泵群控制的电热微网联络线功率分层协同平抑策略
Meng et al. Energy storage auxiliary frequency modulation control strategy considering ACE and SOC of energy storage
CN108695871B (zh) 含有电力弹簧的孤岛微电网降低储能容量需求的配置方法
CN108988356B (zh) 基于虚拟储能的电热微网联络线功率波动平抑方法
CN109347124A (zh) 利用蓄热热泵群的电热微网联络线功率平抑方法与装置
CN110829408B (zh) 基于发电成本约束的计及储能电力系统的多域调度方法
CN114629139A (zh) 一种考虑储能容量优化的风-储联合系统调频控制方法
WO2022156014A1 (zh) 混联风光微电网快速频率响应分布式协调控制方法及系统
CN110350512A (zh) 一种智能园区新能源发电站调度优化方法及系统
CN115296349B (zh) 一种综合储能电站的高效经济性功率分配方法
CN114243760A (zh) 适用于配电网的光伏储能协调配置方法
CN110350538B (zh) 一种基于主动需求侧响应的微电网协调控制方法
CN113809733A (zh) 光储系统直流母线电压与超级电容荷电管理控制方法
CN117595403A (zh) 一种综合能源系统中柔性资源协同调度的方法
CN116454917A (zh) 一种混合储能电站的一次调频控制方法及系统
CN109687423B (zh) 一种直流电网的储能配置方法
CN116613829A (zh) 含规模化多类型调节资源参与的电力系统运行优化方法及系统
CN113629736B (zh) 一种基于配电网氢储能系统日内滚动优化方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20200807

RJ01 Rejection of invention patent application after publication