CN114142515B - 一种配网柔性互联协调控制方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种配网柔性互联协调控制方法及装置，该方法包括对柔性互联装置交流端口运行控制、交直流电网多元源荷控制以及交直流共建区域协调控制；所述柔性互联装置交流端口运行控制包括交流端口稳态控制和交流电网故障负荷转代控制，优先进行交流电网故障负荷转代控制；所述交直流电网多元源荷控制是当直流侧存在新型直流负荷接入的情况下，对交流源荷和直流源荷进行分区自治控制，所述新型直流负荷包括光伏、储能或充电桩；所述交直流共建区域协调控制包括直流电压协调控制和换流器容量协调控制。本发明提高了配网柔性互联系统新能源就地消纳控制能力、源网荷储灵活调控能力以及配电网高效安全运行能力。

Description

一种配网柔性互联协调控制方法及装置
技术领域
本发明涉及一种柔性交直流输电控制方法，尤其涉及一种配网柔性互联协调控制方法及装置。
背景技术
配电网承担着合理分配电能、服务客户、保障用户安全用电的重要任务，是电力系统中不可或缺的重要部分。但是，当前配电网存在结构不合理、调控手段有限等诸多问题，制约了配电网运行的灵活性和可靠性。当前配电网运行主要存在以下几个问题：
1)随着国民经济的快速高质量发展和产业结构升级，配电网的用电需求和网架建设之间不平衡的矛盾日益凸显，存在部分配电线路电源点相对孤立，无法保证站间联络率、运行方式调整不便、故障时负荷不能有效相互转供等问题，给配电网安全运行带来巨大压力。此外，不同区域、配电线路的负荷发展不均衡，导致部分配电线路轻载、输送容量无法得到充分利用，而部分配电线路又因为重载而存在运行安全风险。
2)配电网普遍采用合环设计、开环运行的方式，其主要原因是闭环运行可能出现电磁环网，导致故障情况下负荷大范围转移、短路电流增加、保护整定困难等问题。当母线、开关或馈线需要检修或者发生故障时，再通过合环操作，将该馈线上的负荷转移到与之相连的其他母线或馈线上。但是，受系统运行状况和电网参数影响，可能出现合环电流过大而引起设备过载、保护误动等风险，影响电网安全。
3)在“构建以新能源为主体的新型电力系统”背景下，越来越多的可再生能源会就地接入配电网运行。但是，可再生能源和电网发展存在不协调的现象，可再生能源规模化发展对电网消纳能力形成了严重挑战。此外，可再生能源出力具有波动性和随机性，将不可避免地造成配电网电压和潮流的随机波动，影响系统安全稳定运行。
综上所述，随着可再生能源接入、配电网负荷和网架的不断发展，当前配电网面临运行方式不够灵活、负载不均衡、合环操作扰动大、可再生能源消纳能力受限等诸多问题。这些问题大多无法通过单纯的配电线路改造和架设来解决，而闭环运行方式则能够改善配电网的运行经济性与可靠性。但是，循环功率、电磁环网，以及故障范围扩大、短路电流增大等负面问题又使得配电网闭环运行方式的应用场景受到极大限制。
柔性互联技术以可控电力电子变换器代替传统基于断路器的馈线联络开关，可以将多个交流电网以及直流电网互联，并可以实现馈线间常态化柔性“软连接”，能够提供灵活、快速、精确的有功功率、无功功率控制。其接入电网的示意图参见图1。通过研究适用于配网的控制策略，能够解决上述电网存在的问题：①故障情况下保障负荷的不间断供电，且阻隔了对侧提供的短路电流；②控制馈线上的负载，改善系统整体的潮流分布；③进行电压无功控制，改善馈线电压水平；④提高配电网对分布式电源的消纳能力。
在“碳达峰、碳中和”战略目标下，大量可再生能源就地灵活接入配电网，已成为推动可再生能源消纳，建设以新能源为主体的新型电力系统的有效途径。为了满足大量可再生能源的就地灵活消纳对配电网的运行可靠性和调控灵活性的要求，配网互联技术势必得到越来越广阔的应用。但是，目前配电网柔性互联技术尚处于初步发展阶段，针对不同的应用场景和需求，缺少成熟的技术指导方案。同时，如何充分发挥配网互联装置的功能，满足不同应用场景下可再生能源消纳、功率柔性互济、无扰动合环、故障自愈等配电网运行优化功能，也尚未形成成熟的配电网互联装置协调控制策略，目前主要沿用常规柔直控制策略。
柔性互联系统的设计直接影响其接入电网后控制作用。配网柔性互联系统与常规柔直在功能上具有很大差别，常规柔直在输电网中的作用可以看做功率传输通道，其控制策略的设计主要围绕自身运行能力，而配网柔性互联系统作为连接配网的枢纽，其控制策略的设计应以多区域互联电网的整体运行性能为核心。稳态控制方面，配网分布式能源和新型负荷功率波动大，传统定功率等控制方式难以满足其潮流控制需求；暂态控制方面，常规柔直的交流故障穿越以保持自身运行为目标，而其需要采用闭锁、低穿、切换运行状态等方式配合交流配网故障自愈。
因此，常规柔直功能无法适应配网发展的新趋势以及未来电力系统的新要求，目前随着分布式光伏大量接入配网，配网柔性互联系统正在快速发展和应用，有必要研制配网柔性互联协调控制系统，提升新能源消纳能力、源网荷储协同能力以及配网故障自愈能力。
发明内容
发明目的：针对新能源大量就地接入配网以及配网中负荷多元化发展趋势所产生的问题，本发明提出一种配网柔性互联协调控制方法及装置，提高了配网柔性互联系统新能源就地消纳控制能力、源网荷储灵活调控能力以及配电网高效安全运行能力。
技术方案：本发明所采用的技术方案是一种配网柔性互联协调控制方法，应用于中压配网或低压配网交直流电网柔性互联系统中换流器控制，该方法包括对柔性互联装置交流端口运行控制、交直流电网多元源荷控制以及交直流共建区域协调控制；所述柔性互联装置交流端口运行控制包括交流端口稳态控制和交流电网故障负荷转代控制，优先进行交流电网故障负荷转代控制；所述交直流电网多元源荷控制是当直流侧存在新型直流负荷接入的情况下，对交流源荷和直流源荷进行分区自治控制，所述新型直流负荷包括光伏、储能或充电桩；所述交直流共建区域协调控制包括直流电压协调控制和换流器容量协调控制。
所述交流端口稳态控制包括：
(1)实时采集各侧馈线出口功率或主变负载，通过控制柔性互联装置输送功率，实现各侧出线有功功率负载率相等或主变负载率相同；所述的控制柔性互联装置输送功率，其中输送功率控制目标的计算包括以下步骤：
(11)计算线路或主变每单位容量下的平均负载率：
式中，k为平均负载率，P1～Pn分别为各电网侧馈线出口实际有功功率或者所连主变的有功功率，S1N～SnN为线路热稳定功率或主变额定容量；
(12)对某个电网侧有功功率计算值与其实际有功功率作差，经过PI控制器，与相应的换流器的当前实际输出功率相加/减，得到换流器的控制目标值，所述电网侧有功功率计算值为kSiN，SiN为某电网侧线路热稳定功率或主变额定容量。
(2)当检测到某侧交流电网出现主变过载时，通过控制柔性互联装置输送功率大小及方向，降低该侧主变负载；
(3)当检测馈线首端出现功率过载时，通过控制柔性互联装置输送功率大小及方向，降低该侧馈线功率；
(4)当电网中有大量光伏接入使某侧主变出现逆功率时，首先核算互联各侧交流电网负载是否能够完成光伏功率消纳；若可完全消纳，则控制柔性互联装置向各侧交流电网输送功率，避免本侧主变出现逆功率反送；若不可完全消纳，则控制柔性互联装置在逆功率上送点不向各侧交流电网扩散的基础上控制本侧主变上送功率最小。
所述的对交流源荷和直流源荷进行分区自治控制，包括以下内容：
(1)以台区或变电站为单元，对所接入能源优化配置，控制策略包括：
(11)光伏优先按最大功率发电；若互联区域总光伏发电大于总负荷用电，储能按当前最大能力充电，若总储能均充满或充电功率不足，则限光伏出力；若总光伏发电小于总负荷用电，储能按当前最大能力放电，各台区储能变流器按SOC均衡策略进行充、放电功率分配，实现光伏储能就地消纳；
(12)当台区主变过载，切负荷控制；
(2)以柔性互联的交流电网不向上级电网传输逆功率为控制目标，并辅助直流电网电压控制，具体包括以下内容：
(21)检测柔性互联系统所连电网的上级主变功率，当总的主变功率出现逆功率时，即本级互联电网向上一级电网倒送功率时，启动直流电网逆功率控制；所述直流电网逆功率控制是指，储能采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充电压后待机，若仍存在逆功率则光伏等新能源采用限功率控制或整体切除；
(22)当直流电网电压偏离正常值，而未达到切换定电压控制换流器的条件时，开启直流电网电压辅助控制，该模式下各元素控制模式如下：
新能源：若频率或直流电压向下越限，则采用最大功率点跟踪控制方式模式；若频率或直流电压向上越限，则采用限功率控制或整体切除；
储能：采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充或满放电压后待机；
可调负荷：限功率或切除负荷；
该模式下，通过设置能源、储能、充电桩调节优先级，实现有序启用各元素功率平衡级控制方式；
(23)当直流电网不处于直流电网逆功率控制、直流电网电压辅助控制模式时，其保持直流电网常规协调控制模式，各元素控制方式如下：
新能源：采用最大功率点跟踪控制模式；
储能：根据本区域控制策略，可运行于恒功率充放电或待机模式；
可调负荷：不限功率或切负荷。
所述直流电压协调控制首先采用AC/DC换流器定直流电压控制，并且当定直流电压的换流器主动或被动退出定直流电压运行时，优先切换定有功功率控制的换流器为定直流电压控制，当其不满足切换条件时，则切换储能装置或构网型新能源定直流电压控制。所述换流器容量协调控制包括以下内容：检验所有换流器目标值和直流电网当前时刻功率采集量加和是否超过定直流电压换流器容量，若不超过则不需调整，按原功率输出；若超过则计算和功率与定直流电压换流器容量的比例，所有参与平衡节点容量协调控制的换流器按比例调整输出功率。优选的，对于所有参与平衡节点容量协调控制的换流器设置优先级，按照优先级由高至低，依次对采用该模式的换流器输出功率进行调整，当某一模式的换流器功率至额定，则采用下一优先级的换流器进行功率调整，直至定电压换流器容量计算值满足要求；若有两个换流器处于同一个优先级，则按容量等比例输出功率。
相应的，本发明提出一种配网柔性互联协调控制装置，该装置包括与两侧配网电连接的背靠背型AC/DC换流器、DC/AC换流器，还包括信号采集模块，用于采集电网信息并发送至处理器；以及处理器，用于执行上述的配网柔性互联协调控制方法中的步骤，并向目标换流器发送启停命令、运行模式以及功率指令，完成配网稳态控制、交流电网故障功率支援的目标。所述电网信息包括交流电网状态信息和直流电网状态信息，当该装置用于中压配网时所述电网信息还包括配网自动化系统动作信息。
有益效果：相比于现有技术，本发明具有以下优点：(1)针对新能源大量接入和负荷多元化趋势下，引起的潮流越限、电压波动、功率倒送等电网发展痛点问题，提出功率均衡控制、光伏逆功率监控、主变过载自动调节、限流控制等稳态控制模式及逻辑。(2)基于配网自动化及保护装置配置，提出配网交流故障下柔性互联装置动作策略，配合配网故障清除和供电恢复，提升配网故障自愈能力且减小柔性互联装置接入的改造工作量。(3)提出了交流电网、直流电网多元源荷协调控制策略。发明了直流电网逆功率控制、直流电网电压辅助控制、直流电网常规协调控制方法，协同各类源荷避免柔性互联的交流电网向上级电网传输逆功率，并辅助直流电网电压控制。
附图说明
图1是常规柔性互联系统接入电网示意图；
图2是本发明所述的柔性互联协调控制装置控制框图；
图3是本发明所述的配网柔性互联协调控制架构图；
图4是功率均衡控制功能示意图；
图5是功率均衡控制逻辑框图；
图6是电网1侧主变重载调节控制逻辑框图；
图7是电网2侧主变重载调节控制逻辑框图；
图8是电网1侧限流控制逻辑框图；
图9是电网2侧限流控制逻辑框图；
图10是光伏逆功率监控功能示意图；
图11是不可本级电网消纳时光伏逆功率监控逻辑框图；
图12是可本级电网消纳时光伏逆功率监控逻辑框图；
图13是直流电网逆功率控制功能示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
针对新能源大量就地接入以及负荷多元化发展趋势下，对配网柔性互联系统新能源就地消纳控制能力、源网荷储灵活调控能力以及配电网高效安全运行能力的需求，提出了本发明所述的配网柔性互联协调控制策略及其对应的装置。
该控制策略可应用于中压配网或低压配网柔性互联工程(包含双端电网柔性互联以及多端电网柔性互联，包括交流电网互联以及交直流电网互联)，作为系统级控制，与换流器控制接口。其控制框图见图2。配网柔性互联协调控制装置通过采集或接收交流电网状态信息、直流电网状态信息(例如馈线电流、变压器功率等系统级参数)以及配网自动化系统动作信息(仅中压配网互联时需要采集)，经逻辑计算后，通过控制换流器启停、模式切换及功率调节，达到稳态控制、交流电网故障自愈、交直流互联电网资源优化分配的目标。
本发明所述的配网柔性互联协调控制构架包括对柔性互联装置交流端口运行控制、交直流电网多元源荷控制，以及交直流共建区域协调控制。柔性互联装置交流端口运行控制的作用区域如图3短虚线方框所示，其控制目标是完成交直流电网功率互济和优化控制；交直流电网多元源荷控制的作用区域图3长虚线方框所示，其控制目标是，经柔性互联装置交流端口运行控制后，对单位交流电网、单位直流电网进行区内多元源荷资源优化配置控制；交直流共建区域协调控制的作用区域图3点划线方框所示，其对换流器功率、直流母线电压等交直流共建区元素进行协同控制，保持柔性互联系统稳定运行，各控制功能有序作用。在上述构架下，配网柔性互联协调控制实现了区域交直流互联电网整体功率优化、资源有序配置、管理分区自治。
一、柔性互联装置交流端口运行控制
本发明所述的柔性互联装置交流端口运行控制方法包括以下控制内容：
(1)交流端口稳态控制
针对新能源大量接入和负荷多元化趋势下，引起的潮流越限、电压波动、功率倒送等电网发展痛点问题，提出功率均衡控制、光伏逆功率监控、主变过载自动调节、限流控制等稳态控制模式及逻辑。可通过装置软压板控制各功能投退。
柔性互联协调控制装置通过检测电网运行状态，自动确定各交流端口运行模式(除定直流电压端口外)。
(11)功率均衡
当功率均衡功能“启动”，且某交流端口不处于主变过载自动调节、限流控制或光伏逆功率监控控制模式时，该端口自动运行于功率均衡模式。
如图4所示，该模式以柔性互联系统两侧交流电网馈线功率或主变负载作为均衡目标。实时采集各侧馈线出口功率或主变负载，通过控制柔性互联系统输送功率，实现各侧出线有功功率负载率相等或主变负载率相同。
以两端交流电网互联为例，电网1侧换流器采用定功率控制模式，2侧采用定电压控制模式为例，功率均衡控制基本原理如图5所示，其中P1和P2分别为电网1侧和电网2侧馈线出口实际有功功率或者所连主变的有功功率，S1N和S2N为线路热稳定功率或主变额定容量，方向分别以母线向线路流为正、主变高压侧向低压侧流出为正；PVSC1、分别为电网1侧换流器实际有功功率和有功功率目标值。
首先计算线路或主变每单位容量下的平均负载率：
如图5所示，将电网1侧有功功率计算值(按平均负载率计算)与实际有功功率P1作差，经过PI控制器，与电网1侧换流器相加，得到电网1侧换流器的控制目标值
(12)主变重载调节
当主变重载调节功能“启用”，且检测到某侧交流电网出现主变过载时，该侧交流端口换流器处于主变重载调节模式。其调节通过控制柔性互联系统输送功率大小及方向，降低该侧主变负载率。
以电网1侧换流器采用定功率类控制模式，2侧采用定电压控制模式为例，电网1侧主变重载调节基本原理如图6所示，ST1和分别为电网1侧主变实际视在功率和主变视在功率控制目标值。
当检测到主变视在功率超过限值时，自动进入主变重载调节模式。该模式将电网1侧主变实际视在功率ST1和主变视在功率控制目标值作差，经PI控制，与电网1侧换流器输入有功功率作差，得到电网1侧换流器的控制目标值/>
电网2侧主变重载调节基本原理如图7所示，与电网1侧主变重载调节基本原理相同。
(13)限流控制
当限流控制功能“启用”，且检测馈线首端出现功率过载时，该侧交流端口换流器处于限流控制模式。柔性直流协调控制通过控制柔性互联系统输送功率大小及方向，降低该侧馈线功率。
以电网1侧换流器采用定功率类控制模式，2侧采用定电压控制模式为例，电网1侧馈线过流基本原理如图8所示，IL1和分别为电网1侧馈线实际电流有效值和过流后馈线电流控制目标值。
当检测到馈线电流超过限值时，自动进入限流模式。该模式将电网1侧馈线实际电流有效值IL1和过流后馈线电流控制目标值作差，经PI控制器，与电网1侧换流器输入有功功率作差，得到电网1侧换流器的控制目标值/>
电网2侧限流控制基本原理如图9所示，与电网1侧限流控制基本原理相同。
(14)光伏逆功率监控
如图10所示，当电网中有大量光伏接入，可能出现低一电压等级电网功率冗余，向上一电压等级反送时配置该功能。
当光伏逆功率监控功能启用，且在柔性互联系统所接入馈线的上级主变处配置测点，当某侧主变出现逆功率时，该侧换流器处于光伏逆功率控制状态。
该模式下核算互联两侧交流电网负载可否完成光伏功率消纳。若可完全消纳，则控制柔性互联系统向对侧交流电网输送功率，避免本侧主变出现逆功率反送；若不可完全消纳，则控制柔性互联系统，在实现逆功率上送点不向对侧扩散的基础上控制本侧主变上送功率最小。
以双端交流电网互联为例，当ST1＜0或ST2＜0时，启动光伏逆功率控制，以ST1＜0为例，具体控制逻辑如下：
若ST1+ST2＜0，则控制ST2＝0(或目标值)，控制逻辑图11。
若ST1+ST2＞0，则控制ST1＝0(或目标值)，控制逻辑图12。
(2)交流电网故障负荷转代控制
交流电网故障负荷转代控制优先级高于交流端口稳态控制，当检测到某侧馈线、母线或变压器发生故障时，采用交流电网故障负荷转代控制。对于中压配网互联，当某侧馈线、母线或变压器发生故障时，柔性互联系统应尽快闭锁，避免对保护或配合馈线自动化系统的故障定位造成影响。对于馈线故障，当完成故障隔离后，柔性互联系统应将交流故障侧换流器切换为定电压控制模式，为故障下游失电区提供功率。
具体逻辑为当检测到某侧换流器出口电压小于0.5pu时，若该侧换流器为定电压控制模式，则直接闭锁该侧换流器；若该侧换流器为定电压控制模式，则启动直流电压协调控制模块后，闭锁该换流器。
当检测到直流电压恢复0.9pu后，经500ms延时，解锁换流器恢复运行。即对于馈线瞬时故障切除后、母线或变压器故障备自投后，重启柔性互联装置保持两侧电网互联。
当接收到配电自动化系统或其他外部节点开入的功率转代信号后，将换流器切换为定交流电压模式并解锁。即对于馈线永久故障，当配电自动化系统和保护装置将故障隔离后，柔性互联装置完成故障下游失电区的负荷转代。
二、交直流多元源荷分区自治控制
本发明所述的交直流电网多元源荷控制方法包括以下控制内容：
考虑直流侧可能有光伏、储能、充电桩等新型直流负荷接入，提出交直流多元源荷分区自治控制，其与柔性互联系统交流端口控制相协同，实现互联区域资源整体优化配置。
(1)交流源荷控制
以台区或变电站为单元，对所接入的资源优化配置。其中柔性互联装置该侧端口功率等同于不可调负荷接入交流源荷控制系统，待柔性互联装置控制调节完成，交流源荷控制系统根据台区或变电站的功率冗余情况，对其所接入的新能源、储能及可调负荷进行协调控制。控制策略包括：
(11)光伏储能就地消纳控制
若光伏发电大于负荷用电，储能按当前最大能力充电，若储能均充满或充电功率不足，则限光伏出力；若光伏发电小于负荷用电，储能按当前最大能力放电。各台区储能变流器按SOC均衡策略进行充、放电功率分配。
(12)过载调节
当台区主变过载，切负荷控制。
(2)直流源荷控制
以柔性互联的交流电网不向上级电网传输逆功率为控制目标，并辅助直流电网电压控制，如图13所示。具体包括以下内容：
(21)直流电网逆功率控制
检测柔性互联系统所连电网的上级主变功率(如图13中所示P1、P2)，当总的主变功率出现逆功率时(P1+P2＜0)，即本级互联电网向上一级电网倒送功率时，启动直流电网逆功率控制。
该模式下，储能采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充电压后待机，若仍存在逆功率则光伏等新能源采用限功率控制或整体切除。
(22)直流电网电压辅助控制
当直流电网电压偏离正常值，而未达到切换定电压控制换流器的条件时，开启直流电网电压辅助控制。该模式下各元素控制模式如下：
光伏等新能源：若频率或直流电压向下越限，则采用MPPT模式；若频率或直流电压向上越限，则采用限功率控制或整体切除。
储能：采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充或满放电压后待机。
充电桩等可调负荷：限功率或切除负荷。
该模式下，通过设置能源、储能、充电桩调节优先级，实现有序启用各元素功率平衡级控制方式。
(23)直流电网常规协调控制
当直流电网不处于直流电网逆功率控制、直流电网电压辅助控制模式时，其保持直流电网常规协调控制模式，各元素控制方式如下。
光伏等新能源：采用最大功率点跟踪控制方式(MPPT)，尽可能利用新能源。
储能：根据本区域控制策略，可运行于恒功率充放电或待机模式。
充电桩等可调负荷控制方式：不限功率或切负荷。
三、交直流共建区域协调控制
共直流端的协同控制包括：(1)直流电压协调控制
采用主从控制方式。所有AC/DC换流器和直流接入的储能装置参与直流电压控制，直接接入的构网型新能源宜参与直流电压控制。
首先采用AC/DC换流器定直流电压控制，并且当定直流电压的换流器主动或被动退出定直流电压运行时，优先切换定有功功率控制的换流器为定直流电压控制，当其不满足切换条件时，则切换储能装置或构网型新能源定直流电压控制。
(2)换流器容量协调控制
每个定功率换流器以其控制目标计算出功率控制的参考值，并经过换流器限流满足容量限制。
由于定电压换流器是功率疏散的平衡节点，当各端口的功率加和(包括其他交流端口和直流端口)超过定电压换流器容量限制时，由于换流器自身限流控制，将造成换流器的功率争夺和损失。因此需要进行换流器容量协调控制，调整各端口功率，保证换流器用电有序控制。
首先通过设置限流控制、主变重载、光伏逆功率监控、功率均衡等模式下，以及直流电网光伏、直流电网储能等元素“是否参与平衡节点容量协调控制”，定电压换流器容量超过限值时的有序用电控制。
首先检测换流器所处于的控制模式，若该模式被设置为不参与，则其按控制目标计算出的功率值输出至换流器控制。若该模式被设置为参与，则其按控制目标所计算出的功率按换容量协调控制策略调整后输出。
换容量协调控制策略为：
检验所有换流器目标值和直流电网当前时刻功率采集量加和是否超过定直流电压换流器容量，若不超过则不需调整，按原功率输出；若超过则计算和功率与定直流电压换流器容量的比例，所有“参与”调整的换流器按比例调整输出功率。
对于所有“参与”调整的换流器可以设置优先级，按照优先级由高至低，依次对采用该模式的换流器输出功率进行调整，当某一模式的换流器功率至额定，则采用下一优先级的换流器进行功率调整，直至定电压换流器容量计算值满足要求。若有两个换流器处于同一个优先级，则按容量等比例输出功率。
例如表1中，柔性互联区域中包括四个交流端口以及一个直流端口，每个端口换流器的容量为5MVA，四个AC/DC换流器分别采用定直流电压、限流控制、功率均衡控制、光伏逆功率监控控制模式。其中直流电网和限流控制模式不参与换流器功率协调控制；功率均衡控制、光伏逆功率监控模式参与，参与的优先级分别为1和2。可见原目标计算下，AC/DC 1功率将超过容量5MVA，则首先采用处于功率均衡控制的AC/DC 3进行功率调整，当AC/DC 3达到其容量限值5MVA时，AC/DC 1功率目标计算值仍大于其容量时，则调整处于光伏逆功率监控的AC/DC 4的功率至AC/DC 1功率目标计算值为5MVA。
表1多端口换流器容量协调控制示例
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。

Claims (3)

1.一种配网柔性互联协调控制方法，应用于中压配网或低压配网交直流电网柔性互联系统中换流器控制，其特征在于，该方法包括对柔性互联装置交流端口运行控制、交直流电网多元源荷控制以及交直流共建区域协调控制；所述柔性互联装置交流端口运行控制包括交流端口稳态控制和交流电网故障负荷转代控制，优先进行交流电网故障负荷转代控制；所述交直流电网多元源荷控制是当直流侧存在新型直流负荷接入的情况下，对交流源荷和直流源荷进行分区自治控制，所述新型直流负荷包括光伏、储能或充电桩；所述交直流共建区域协调控制包括直流电压协调控制和换流器容量协调控制；
所述交流端口稳态控制包括：
(1)实时采集各侧馈线出口功率或主变负载，通过控制柔性互联装置输送功率，实现各侧出线有功功率负载率相等或主变负载率相同；
(2)当检测到某侧交流电网出现主变过载时，通过控制柔性互联装置输送功率大小及方向，降低该侧主变负载；
(3)当检测馈线首端出现功率过载时，通过控制柔性互联装置输送功率大小及方向，降低该侧馈线功率；
(4)当电网中有大量光伏接入使某侧主变出现逆功率时，首先核算互联各侧交流电网负载是否能够完成光伏功率消纳；若可完全消纳，则控制柔性互联装置向各侧交流电网输送功率，避免本侧主变出现逆功率反送；若不可完全消纳，则控制柔性互联装置在逆功率上送点不向各侧交流电网扩散的基础上控制本侧主变上送功率最小；
所述的控制柔性互联装置输送功率，其中输送功率控制目标的计算包括以下步骤：
(11)计算线路或主变每单位容量下的平均负载率：
式中，k为平均负载率，P1～Pn分别为各电网侧馈线出口实际有功功率或者所连主变的有功功率，S1N～SnN为线路热稳定功率或主变额定容量；
(12)对某个电网侧有功功率计算值与其实际有功功率作差，经过PI控制器，与相应的换流器的当前实际输出功率相加/减，得到换流器的控制目标值，所述电网侧有功功率计算值为kSiN，SiN为某电网侧线路热稳定功率或主变额定容量；
所述的对交流源荷和直流源荷进行分区自治控制，包括以下内容：
(1)以互联台区或变电站为单元，对所接入能源优化配置，控制策略包括：
(11)光伏优先按最大功率发电；若互联区域总光伏发电大于总负荷用电，储能按当前最大能力充电，若总储能均充满或充电功率不足，则限光伏出力；若总光伏发电小于总负荷用电，储能按当前最大能力放电，各台区储能变流器按SOC均衡策略进行充、放电功率分配，实现光伏储能就地消纳；
(12)当台区主变过载，切负荷控制；
(2)以柔性互联的交流电网不向上级电网传输逆功率为控制目标，并辅助直流电网电压控制，具体包括以下内容：
(21)检测柔性互联系统所连电网的上级主变功率，当总的主变功率出现逆功率时，即本级互联电网向上一级电网倒送功率时，启动直流电网逆功率控制；所述直流电网逆功率控制是指，储能采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充电压后待机，若仍存在逆功率则光伏等新能源采用限功率控制或整体切除；
(22)当直流电网电压偏离正常值，而未达到切换定电压控制换流器的条件时，开启直流电网电压辅助控制，直流电网电压辅助控制模式下各元素控制模式如下：
新能源：若频率或直流电压向下越限，则采用最大功率点跟踪控制方式模式；若频率或直流电压向上越限，则采用限功率控制或整体切除；
储能：采用下垂控制或恒功率控制，至充/放至满充或满放电压后待机；
可调负荷：限功率或切除负荷；
直流电网电压辅助控制模式下，通过设置能源、储能、充电桩调节优先级，实现有序启用各元素功率平衡级控制方式；
(23)当直流电网不处于直流电网逆功率控制、直流电网电压辅助控制模式时，其保持直流电网常规协调控制模式，各元素控制方式如下：
新能源：采用最大功率点跟踪控制模式；
储能：根据本区域控制策略，可运行于恒功率充放电或待机模式；
可调负荷：不限功率或切负荷；
所述直流电压协调控制首先采用AC/DC换流器定直流电压控制，并且当定直流电压的换流器主动或被动退出定直流电压运行时，优先切换定有功功率控制的AC/DC换流器为定直流电压控制，当其不满足切换条件时，则切换储能装置或构网型新能源定直流电压控制；
所述换流器容量协调控制包括以下内容：检验所有换流器目标值和直流电网当前时刻功率采集量加和是否超过定直流电压换流器容量，若不超过则不需调整，按原功率输出；若超过则计算和功率与定直流电压换流器容量的比例，所有参与平衡节点容量协调控制的换流器按比例调整输出功率；
对于所有参与平衡节点容量协调控制的换流器设置优先级，按照优先级由高至低，依次对采用平衡节点容量协调控制模式的换流器输出功率进行调整，当某一模式的换流器功率至额定，则采用下一优先级的换流器进行功率调整，直至定电压换流器容量计算值满足要求；若有两个换流器处于同一个优先级，则按容量等比例输出功率。
2.一种配网柔性互联协调控制装置，其特征在于：该装置包括与两侧配网电连接的背靠背型AC/DC换流器、DC/AC换流器，还包括信号采集模块，用于采集电网信息并发送至处理器；以及处理器，用于执行如权利要求1所述的配网柔性互联协调控制方法中的步骤，并向目标换流器发送启停命令、运行模式以及功率指令，完成配网稳态控制、交流电网故障功率支援的目标。
3.根据权利要求2所述的配网柔性互联协调控制装置，其特征在于：所述电网信息包括交流电网状态信息和直流电网状态信息，当该装置用于中压配网时所述电网信息还包括配网自动化系统动作信息。
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