CN111969615A - 一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法及装置，属于储能运行控制技术领域。所述方法包括：监测储能电站并网点的实时电压；判断实时电压是否满足预设电压要求；当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs；控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。该控制方法通过在电网发生大扰动导致电压波动时，根据储能电站无功功率需求，协调分配多种无功设备输出武功功率，以满足电网无功需求，平抑电网电压波动。

Description

一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法及装置
技术领域
本发明涉及一种储能电站参与平抑电网电压波动的控制方法、装置及存储介质，属于储能运行控制技术领域。
背景技术
随着光伏、风电等新能源并网规模不断增大，为电力系统安全稳定运行带来挑战。储能技术在电力系统″电能生产、传输、分配和消费″中增加一个″存储″环节，使原本几乎″刚性″的系统变得″柔性″起来。储能系统具有动态吸收能量并适时释放的特点，实现对功率和能量的时间迁移，可应用于能源资源开发、转换(发电)、输电、储电、配电、供电、售电及用电的电力系统各个环节中，实现精确供电、互补供电，解决新能源发电的出力波动性和不确定性引起的系统供电充裕性不足问题，改善新能源发电对电网的扰动，提高新能源发电系统运行稳定性；储能还可作为电网调频调压、负荷削峰填谷的一种手段，能够减小电力系统的备用容量，提高能源设备利用效率，增加电网灵活性。国家发展改革委员会2017年10月11日发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确提出″要促进储能技术和产业发展，支撑和推动能源革命″。国家电网公司办公厅2019年2月18日印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》明确提出要″积极支持服务储能发展″和″深化储能关键技术研究和标准体系建设″。储能技术已成为智能电网发展的重要一环。
储能具有快速的功率吞吐能力和灵活的四象限调节能力，其在电网调压及电能质量服务方面占据很大的优越性。新一代电力系统中，储能与各类无功源、常规电源、新能源协调互动，参与电网无功支撑优化，形成灵活高效的方式推动电力系统优化运行，有力促进新能源的就地消纳，提升电网运营的效率效益。
发明内容
本发明的目的在于提供本发明的目的是提供一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法。该控制方法通过在电网发生大扰动导致电压波动时，根据储能电站无功功率需求，协调分配多种无功设备输出武功功率，以满足电网无功需求，平抑电网电压波动。
一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法，至少包括以下步骤：
步骤1：监测储能电站并网点的实时电压；
步骤2：判断实时电压是否满足预设电压要求；
步骤3：当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs；
步骤4：控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
具体地，步骤4包括：
判断所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总是否能满足所述所需无功功率Qs；
若是，则仅控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs。
进一步地，所述方法还包括：
若所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总不能满足所述所需无功功率Qs，则先控制所述储能变流器输出所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总，控制所述SVG静止无功发生器设备输出剩余无功功率；
其中，所述剩余无功功率＝Qs-Q储总。
具体地，所述控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs，包括：
根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率；
根据确定的无功功率控制对应的储能变流器输出无功功率。
具体地，所述根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率，具体包括：
当所需无功功率Qs为正值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure BDA0002584128660000031
其中，Q储i为储能电站内第i个储能变流器需输出的无功功率，SOC储i为第i储能变流器的荷电状态，QMaxi为第i个储能变流器的最大无功功率输出，L为储能电站内参与无功调节的储能变流器总个数，i为1～L的任意整数。
进一步地，所述方法还包括：
当所需无功功率Qs为负值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure BDA0002584128660000041
其中，SOD储i＝1-SOC储i。
储能电站的变流器可输出的总无功功率
Figure BDA0002584128660000042
具体地，所述根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs，包括：
根据下式确定所需无功功率Qs：
Figure BDA0002584128660000043
其中，Uref为预设电压要求包含的电压参考值，U+为调节前并网点的实时电压，X为电力系统电抗值。
本申请还提供了一种储能电站平抑电网电压波动的控制装置，包括：
监测模块，用于监测储能电站并网点的实时电压；
判断模块，用于判断实时电压是否满足预设电压要求；
确定模块，用于当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求的差值确定所需无功功率；
控制模块，用于控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
进一步地，所述判断模块，还用于判断所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总是否能满足所述所需无功功率Qs；
所述控制模块，用于当所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总能满足所述所需无功功率Qs时，仅控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs。
若所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总不能满足所述所需无功功率Qs，则所述控制模块先控制所述储能变流器输出所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总，控制所述SVG静止无功发生器设备输出剩余无功功率；
其中，所述剩余无功功率＝Qs-Q储总。
具体地，所述控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs，包括：
根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率；
根据确定的无功功率控制对应的储能变流器输出无功功率。
具体地，所述根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率，具体包括：
当所需无功功率Qs为正值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure BDA0002584128660000061
其中，Q储i为储能电站内第i个储能变流器需输出的无功功率，SOC储i为第i储能变流器的荷电状态，QMaxi为第i个储能变流器的最大无功功率输出，L为储能电站内参与无功调节的储能变流器总个数，i为1～L的任意整数。
进一步地，所述方法还包括：
当所需无功功率Qs为负值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure BDA0002584128660000062
其中，SOD储i＝1-SOC储i。
储能电站的变流器可输出的总无功功率
Figure BDA0002584128660000063
具体地，所述根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs，包括：
根据下式确定所需无功功率Qs：
Figure BDA0002584128660000064
其中，Uref为预设电压要求包含的电压参考值，U+为调节前并网点的实时电压，X为电力系统电抗值。
本申请具有如下有益效果：
通过本发明方法，可实现储能电站对电网电压的主动支撑。特别是大规模新能源场站的接入导致电网电压波动性和不确定性增强，本发明提出的控制方法能够快速响应电压波动，并保证电压控制精度，有效提升电网稳定性。
附图说明
图1为储能电站并网数学模型。
图2为本申请提供的储能电站参与平抑电网电压波动的控制方法流程图。
图3为本申请提供的平抑电网电压波动的控制装置示意图。
图4为本申请一具体实施例提供的储能电站参与平抑电网电压波动的控制方法流程简图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚，下面结合附图及实施例，对本发明作进一步的详细说明，但本发明的实施方式并不局限于此。
如图2所示，本申请提供了一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法，至少包括以下步骤：
步骤101：监测储能电站并网点的实时电压；
步骤102：判断实时电压是否满足预设电压要求；
步骤103：当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs；
步骤104：控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
如图3所示，本申请还提供了一种储能电站平抑电网电压波动的控制装置，包括：
监测模块10，用于监测储能电站并网点的实时电压；
判断模块20，用于判断实时电压是否满足预设电压要求；
确定模块30，用于当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求的差值确定所需无功功率；
控制模块40，用于控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
以下为本申请的具体实施例：
实施例1
储能电站电压无功功率需求可根据现有储能电站并网数学模型推导得出。如图1所示，Ubus为储能电站变压器高压侧母线电压(简称母线电压)，Us为电力系统电压，此时储能电站变压器高压侧母线送出的功率为P+Q，电力系统阻抗为R+X，其中，P为有功功率，Q为无功功率，R为电力系统电阻值，X为电力系统电抗值。根据潮流计算可以推导出公式：
Figure BDA0002584128660000081
储能电站并网支路的压降Ubus-Us为矢量，其纵分量ΔU为
Figure BDA0002584128660000082
压降的横分量δU为：
Figure BDA0002584128660000091
一般情况下，计算的时候忽略电压的横分量δU，而且系统阻抗中的R值相对X值有一个数量级上的差别，忽略系统电阻R造成的影响。则储能电站并网电压公式可简化为：
Figure BDA0002584128660000092
若系统电压Us保持不变，那么设U+和Q+分别是系统调节前测量得到的母线电压和母线送出的总无功功率。U-和Q-分别是系统调节后测量得到的母线电压和母线送出的总无功功率。由上式推导出由无功功率变化引起电压变化的公式：
Figure BDA0002584128660000093
由此可知，要控制母线电压，就需要知道系统的电抗值X。对于系统电抗值计算，可以由上式推导出系统电抗值的基本计算式为：
Figure BDA0002584128660000094
在得到系统阻抗后，就可以由公式(5)推导出调节所需无功功率计算式为：
Figure BDA0002584128660000095
公式中，Qs表示为了使高压侧母线电压达到电压参考值Uref储能电站需要提供的无功功率总量。对储能电站内所有的无功补偿设备进行无功分配，使得储能电站母线电压维持在电压参考值Uref附近。
储能电站内的无功补偿设备包括储能变流器、SVG静止无功发生器设备简称SVG，计算出电压波动所产生的无功功率需求Qs后，优先调节储能变流器，在储能变流器无法满足并网点无功需求时，才考虑投入SVG。
实施例2
参见图4，本实施例提供了一种储能电站参与平抑电网电压波动的控制方法，包括以下步骤：
步骤1：监测储能电站并网点的实时电压；
步骤2：判断实时电压是否满足电压参考值Uref。
本实施例中，并网点的实时电压为储能电站变压器高压侧母线电压Ubus的实时监测值，调节前测得的并网点的实时电压值记为U+；
步骤3：当所述实时电压不满足电压参考值Uref时，根据所述实时电压与电压参考值Uref确定所需无功功率Qs。
具体地，本申请中，Qs可以根据实施例1提供的公式(7)确定。
步骤4：控制储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
其中，步骤4具体包括：
判断所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总是否能满足所述所需无功功率Qs；
若是，则仅控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs。
若所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总不能满足所述所需无功功率Qs，则先控制所述储能变流器输出所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总，控制所述SVG静止无功发生器设备输出剩余无功功率；
其中，所述剩余无功功率＝Qs-Q储总。
具体地，所述控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs，包括：
根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率；
根据确定的无功功率控制对应的储能变流器输出无功功率。
具体地，所述根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率，具体包括：a、当储能变流器可输出的总无功功率Q储总＞Qs时，在分配储能变流器无功功率时，需考虑储能变流器的荷电状态(SOC)。储能电站包括L个储能变流器，单个储能变流器的无功功率分配值按下述两种情况计算：
1)所需无功功率Qs为正值时(放电状态)
Figure BDA0002584128660000111
其中，Q储i为储能电站内第i个储能变流器功率命令值(即需输出的无功功率)，SOC储i为第i储能变流器的荷电状态，QMaxi为第i个储能变流器的最大无功功率输出，L为储能电站内参与无功调节的储能变流器总个数。
2)所需无功功率Qs为负值时(充电状态)
Figure BDA0002584128660000112
SOD储i＝1-SOC储i (10)
储能电站的变流器可输出的总无功功率
Figure BDA0002584128660000121
b、当储能变流器可输出的总无功功率Q储总＜Qs时，说明所有储能变流器的总无功功率无法满足电压波动所产生的无功功率需求，需投入SVG，以利用其动态无功功率，快速支撑电压。若SVG能够满足剩余无功需求，则SVG承担全部剩余无功需求，SVG需要响应的无功需求为：
QSVG＝QS-Q储总 (11)
通过本发明方法，可实现储能电站对电网电压的主动支撑。特别是大规模新能源场站的接入导致电网电压波动性和不确定性增强，本发明提出的控制方法能够快速响应电压波动，并保证电压控制精度，有效提升电网稳定性。
最后应当说明的是，以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制，尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解，本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种储能电站平抑电网电压波动的控制方法，其特征在于，至少包括以下步骤：
步骤1：监测储能电站并网点的实时电压；
步骤2：判断实时电压是否满足预设电压要求；
步骤3：当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs；
步骤4：控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，步骤4具体包括：
判断所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总是否能满足所述所需无功功率Qs；
若是，则仅控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs。
3.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，还包括：
若所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总不能满足所述所需无功功率Qs，则先控制所述储能变流器输出所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总，然后控制所述SVG静止无功发生器设备输出剩余无功功率；
其中，所述剩余无功功率＝Qs-Q储总。
4.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs，包括：
根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率；
根据确定的无功功率控制对应的储能变流器输出无功功率。
5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述所需无功功率Qs确定所述储能电站中各储能变流器需输出的无功功率，具体包括：
当所需无功功率Qs为正值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure FDA0002584128650000021
其中，Q储i为储能电站内第i个储能变流器需输出的无功功率，SOC储i为第i储能变流器的荷电状态，QMaxi为第i个储能变流器的最大无功功率输出，L为储能电站内参与无功调节的储能变流器总个数，i为1～L的任意整数。
6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于，还包括：
当所需无功功率Qs为负值时，根据下式确定各储能变流器需输出的无功功率：
Figure FDA0002584128650000022
其中，SOD储i＝1-SOC储i。
7.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述实时电压与预设电压要求确定所需无功功率Qs，包括：
根据下式确定所需无功功率Qs：
Figure FDA0002584128650000031
其中，Uref为预设电压要求包含的电压参考值，U+为调节前并网点的实时电压，X为电力系统电抗值。
8.一种储能电站平抑电网电压波动的控制装置，其特征在于，包括：
监测模块，用于监测储能电站并网点的实时电压；
判断模块，用于判断实时电压是否满足预设电压要求；
确定模块，用于当所述实时电压不满足预设电压要求时，根据所述实时电压与预设电压要求的差值确定所需无功功率；
控制模块，用于控制所述储能电站的储能变流器和/或SVG静止无功发生器设备输出所述所需无功功率Qs。
9.根据权利要求8所述的平抑电网电压波动的控制装置，其特征在于：
所述判断模块，还用于判断所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总是否能满足所述所需无功功率Qs；
所述控制模块，用于当所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总能满足所述所需无功功率Qs时，仅控制所述储能变流器输出所述所需无功功率Qs。
10.根据权利要求8所述的平抑电网电压波动的控制装置，其特征在于：所述控制模块还用于若所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总不能满足所述所需无功功率Qs，则先控制所述储能变流器输出所述储能变流器可输出的总无功功率Q储总，然后控制所述SVG静止无功发生器设备输出剩余无功功率；
其中，所述剩余无功功率＝Qs-Q储总。
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