CN115719979A - 新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，控制对象包括储能系统、新能源机组和各台区负荷开关，控制架构包括设备就地控制层、微网协调控制层和配网主站控制层；所述设备就地控制层采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；所述微网协调控制层采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；所述配网主站控制层采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。该方法及系统有利于实现微电网的离网稳定运行。
Description
技术领域
本发明属于新能源微电网控制技术领域，具体涉及一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法及系统。
背景技术
在构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，电网发展方式正在由以大电网为主，向大电网、微电网、局部直流电网融合发展转变，微电网建设的深度探索和广泛实践是电力系统发展的重要一环。微电网中包含分布式新能源发电机组、储能系统、负荷系统以及控制、监控、保护装置等，既可以与外部电网并联运行，也可以脱离电网独立运行。当微电网运行于并网工况下，电压和频率取决于外部电网，微电网内部的源荷功率差额由联络线的功率平衡，新能源及负荷的波动不会影响系统本身的稳定性。当外部电网异常或者联络线故障，微网需要独立运行以保障区域内负荷的可靠供电，此时系统中的源荷储协调控制策略就显得极其重要，尤其在储能容量有限、新能源机组功率具有随机性、波动性的条件下，如何实现微电网离网长时稳定运行成为微电网运行控制的关键问题。
目前已有的微电网离网运行控制方法需要建设微网主站或就地能量管理系统、需要基于新能源出力超短期预测数据开展离网运行协调控制，考虑控制系统投资大、新能源超短期功率精确预测难等因素，已有方法存在可复制推广性、控制精度方面的不足，亟需研究优化的新能源微电网离网运行控制技术。
发明内容
本发明的目的在于提供一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法及系统，该方法及系统有利于实现微电网的离网稳定运行。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，控制对象包括储能系统、新能源机组和各台区负荷开关，控制架构包括设备就地控制层、微网协调控制层和配网主站控制层；所述设备就地控制层采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；所述微网协调控制层采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；所述配网主站控制层采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
进一步地，所述功率平衡策略中，储能系统包括多台双向储能变流器，每台变流器具备电流源和电压源两种控制模式；当变流器运行于电流源模式时，变流器根据给定值发出或吸收设定的有功或无功功率；当变流器运行于电压源模式时，变流器作为微电网的平衡节点补偿其它装置之间的功率差额，并根据内置的下垂特性曲线输出设定幅值、频率的电压。
进一步地，所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第一类设置方式为：所有变流器均运行于电压源模式，即所有变流器同时响应新能源和负荷的功率波动，各变流器输出功率的计算公式为：
式中，N为变流器总台数，PBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的有功功率，QBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的无功功率，PL为微网负荷总有功，PS为微网内电源总有功，QL为微网负荷总无功，QS为微网内电源总无功。
进一步地，所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第二类设置方式为：NU台变流器运行于电压源模式，NI台变流器运行于电流源模式，电压源模式的变流器实时响应新能源、负荷的功率波动，当前时刻t变流器输出功率的计算公式为：
式中，PBI(i2,t)和QBI(i2,t)分别为当前时刻第i2台电流源模式变流器输出的有功、无功功率；用于下一时刻(t+1)电流源模式变流器有功、无功功率指令调整的计算公式为：
进一步地，所述短期电量平衡策略中，以储能系统电池剩余容量SOC、储能系统调节周期平均功率PBS、新能源机组是否具备出力提升能力作为计算下一周期新能源机组出力调节值△Ps的依据，以避免不准确的新能源出力超短期预测结果、负荷功率超短期预测结果引入的控制偏差；具体包括以下7种工况：
工况①：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况②：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组具备出力提升空间，令PBr为储能系统额定总充电功率、k1为最大充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：k1*PBr+PBS；
工况③：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况④：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组具备出力提升空间，令k2为慢充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑤：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于PBSu且大于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为零；
工况⑥：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑦：SOC高于设定的理想荷电量上阈值SBu，微网控制器生成的△Ps等于PBr。
进一步地，所述短期电量平衡策略中，采用变步长的方式调整新能源机组出力；在秒级的时间尺度上由微网控制器间隔小周期Tb定时读取储能SOC，并计算该小周期内储能系统平均功率Pbs；当SOC越限或者PBS越限时，调整新能源机组出力，新能源机组出力调节单周期内平均功率PBS的计算式为：
式中，NB为单个新能源出力调节周期内PBS越限前经历的小周期Tb数量。
进一步地，所述长时电量平衡策略中，配网主站根据用户特征对微网内各台区负荷的保供电重要性进行排序并分级，然后基于历史数据预测各级负荷的小时级电量需求；配网主站定周期读取储能系统SOC和输出功率，综合小时级新能源可利用电量预测值、小时级各级负荷电量需求值，在新能源出力不足和储能系统SOC不足的情况下提前发布计划，限制可调节负荷的功率或者切除部分非重要负荷。
本发明还提供了一种用于实现上述方法的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制系统，包括：
设备就地控制层，用于采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；
微网协调控制层，用于采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；以及
配网主站控制层，用于采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现上述的方法步骤。
本发明还提供了一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制装置，包括存储器、处理器以及存储于存储器上并能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现上述的方法步骤。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：提供了一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法及系统，该方法通过设备就地控制层、微网协调控制层以及配网主站控制层中相应控制策略的实施，可以在微电网并网点开关断开或者微电网与外部电网的联络线发生故障，实现微电网内新能源机组、储能系统以及负荷之间的动态平衡，进而实现了微电网的离网稳定运行，具备较强的技术可实施性和良好的推广应用价值。
附图说明
图1是本发明实施例的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法的实现原理图；
图2是本发明实施例中微电网的系统结构示意图；
图3是本发明实施例中微网协调控制层的短期电量平衡策略的实现过程示意图。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
如图1所示，本实施例提供了一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，该方法的控制对象包括储能系统、新能源机组和各台区负荷开关，控制架构包括设备就地控制层、微网协调控制层和配网主站控制层；所述设备就地控制层采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；所述微网协调控制层采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；所述配网主站控制层采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
所述功率平衡策略中，储能系统包括多台双向储能变流器，每台变流器具备电流源和电压源两种控制模式；当变流器运行于电流源模式时，变流器根据给定值发出或吸收设定的有功或无功功率；当变流器运行于电压源模式时，变流器作为微电网的平衡节点补偿其它装置之间的功率差额，并根据内置的下垂特性曲线输出设定幅值、频率的电压。
所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第一类设置方式为：所有变流器均运行于电压源模式，即所有变流器同时响应新能源和负荷的功率波动，各变流器输出功率的计算公式为：
式中，N为变流器总台数，PBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的有功功率，QBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的无功功率，PL为微网负荷总有功，PS为微网内电源总有功，QL为微网负荷总无功，QS为微网内电源总无功。
所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第二类设置方式为：NU台变流器运行于电压源模式，NI台变流器运行于电流源模式，电压源模式的变流器实时响应新能源、负荷的功率波动，当前时刻t变流器输出功率的计算公式为：
式中，PBI(i2,t)和QBI(i2,t)分别为当前时刻第i2台电流源模式变流器输出的有功、无功功率；用于下一时刻(t+1)电流源模式变流器有功、无功功率指令调整的计算公式为：
所述短期电量平衡策略中，以储能系统电池剩余容量(State ofCapacity,SOC)、储能系统调节周期平均功率(PBS)、新能源机组是否具备出力提升能力作为计算下一周期新能源机组出力调节值△Ps的依据，以避免不准确的新能源出力超短期预测结果、负荷功率超短期预测结果引入的控制偏差；具体包括以下7种工况：
工况①：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况②：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组具备出力提升空间，令PBr为储能系统额定总充电功率、k1为最大充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：k1*PBr+PBS；
工况③：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况④：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组具备出力提升空间，令k2为慢充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑤：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于PBSu且大于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为零；
工况⑥：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑦：SOC高于设定的理想荷电量上阈值SBu，微网控制器生成的△Ps等于PBr。
所述短期电量平衡策略中，采用变步长的方式调整新能源机组出力；在秒级的时间尺度上由微网控制器间隔小周期Tb定时读取储能SOC，并计算该小周期内储能系统平均功率Pbs；当SOC越限或者PBS越限时，调整新能源机组出力，新能源机组出力调节单周期内平均功率PBS的计算式为：
式中，NB为单个新能源出力调节周期内PBS越限前经历的小周期Tb数量。
所述长时电量平衡策略中，配网主站根据用户特征对微网内各台区负荷的保供电重要性进行排序并分级，然后基于历史数据预测各级负荷的小时级电量需求；配网主站定周期读取储能系统SOC和输出功率，综合小时级新能源可利用电量预测值、小时级各级负荷电量需求值，在新能源出力不足和储能系统SOC不足的情况下提前发布计划，限制可调节负荷的功率或者切除部分非重要负荷。
本实施例还提供了一种用于实现上述方法的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制系统，包括：
设备就地控制层，用于采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；
微网协调控制层，用于采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；以及
配网主站控制层，用于采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
本实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现上述的方法步骤。
本实施例还提供了一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制装置，包括存储器、处理器以及存储于存储器上并能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现上述的方法步骤。
本实施例中，某海岛微电网的系统结构如图2所示，微电网的主干为岛内10kV母线，该母线通过单回路的10kV海缆与岛外电网的变电站相连。此外，海岛的负荷包括居民的公变和工商业用户的专变，公变和专变的额定电压均为10/0.4kV，额定容量在50kVA至800kVA不等，海岛负荷全年峰值约为2MW，全年谷值约为0.4MW。
为充分利用海岛优越的风力发电资源、避免海缆故障情况下海岛的长期停电，该海岛在微电网建设工程中增加了包含储能电池、新能源发电机组、微电网监控系统的微网开关站，核心设备为两组0.5MW/1MWh的电化学储能电池和3台额定功率2.0MW的风电机组。其中，储能子系统采用预制舱形式安装，经2台额定功率为630kW的储能变流器在交流侧汇流后，再通过额定容量为2.5MVA的升压变接入站内10kV母线；风电机组采用“一机一变”单元接线方式，风机经箱式变压器升压至10kV后，经集电线路输送至10kV开关站的站内母线。同时，该工程的预制舱内配置了微网就地监控室，包括远动装置、交换机、故障录波装置、风电功率预测装置、工作站、空调等在内的站内负荷并联于站内的0.4kV母线，并经100kVA站用变接入10kV母线。
在海岛微电网并网点开关分闸的情况下，微电网黑启动或者计划性并网转离网后进入离网运行状态，2台储能PCS均运行于电压源模式，以功率均分的方式动态补偿海岛电源与负荷的功率差额。微网协调控制层的短期电量平衡策略的实现过程如图3所示，分为7种工况：
工况①：SOC低于规定的理想荷电量下阈值SBd(70％)且新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零，风电机组功率给定值维持不变；
工况②：SOC低于规定的理想荷电量下阈值SBd(70％)且新能源机组具备出力提升空间，储能系统额定总充电功率PBr为1MW，最大充电功率系数k1取0.5，微网控制器生成的△Ps为：0.5+PBS，风电机组出力提升；
工况③：SOC低于规定的理想荷电量上阈值SBu(85％)且高于SBd(70％)、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu(100kW)、新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零，风电机组功率给定值维持不变；
工况④：SOC低于规定的理想荷电量上阈值SBu(85％)且高于SBd(70％)、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu(100kW)、新能源机组具备出力提升空间，令慢充电功率系数k2为0，微网控制器生成的△Ps为PBr，风电机组出力提升；
工况⑤：SOC低于规定的理想荷电量上阈值SBu(85％)且高于SBd(70％)、PBS小于PBSu(100kW)且大于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd(-100kW)，微网控制器生成的△Ps为零，风电机组功率给定值维持不变；
工况⑥：SOC低于规定的理想荷电量上阈值SBu(85％)且高于SBd(70％)、PBS小于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd(-100kW)，微网控制器生成的△Ps等于PBr，风电机组出力降低；
工况⑦：SOC高于规定的理想荷电量上阈值SBu(85％)，令微网控制器生成的△Ps等于PBr，风电机组出力降低根据储能充/放电状态降低或升高。
基于上述短期电量平衡策略，实现了源荷储协调控制中特定储能荷电状态下的源储自主动态协同；进一步地，还需采用如下表所示的策略实现负荷参与的协同控制，以实现全岛的长时电量平衡。
经微网工程现场调试，部署本方法的海岛具备离网运行能力，验证了上述策略的有效性。
本发明提供了一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法即系统，以多时间尺度的微电网电力电量平衡为目标，将时间划分为毫秒级、分钟级、小时级三种时间尺度，提出了一种配微协同的微网分层控制架构。在设备就地控制层，通过储能变流器动态补偿新能源发电机组和负荷的功率差额实现毫秒级功率平衡；在微网协调控制层，由微网控制器内的源储协同控制策略实现分钟级电量平衡；在配调主站控制层，采用基于源荷预测数据的负荷调节实现小时级电量平衡。本发明提出的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法无需开展分布式新能源机组出力的实时预测，无需在微网内配置就地主站，技术可实施性强，具备良好的推广应用价值。
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。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。
Claims (10)
1.一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，控制对象包括储能系统、新能源机组和各台区负荷开关，控制架构包括设备就地控制层、微网协调控制层和配网主站控制层；所述设备就地控制层采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；所述微网协调控制层采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；所述配网主站控制层采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
2.根据权利要求1所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述功率平衡策略中，储能系统包括多台双向储能变流器，每台变流器具备电流源和电压源两种控制模式；当变流器运行于电流源模式时，变流器根据给定值发出或吸收设定的有功或无功功率；当变流器运行于电压源模式时，变流器作为微电网的平衡节点补偿其它装置之间的功率差额，并根据内置的下垂特性曲线输出设定幅值、频率的电压。
3.根据权利要求2所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第一类设置方式为：所有变流器均运行于电压源模式，即所有变流器同时响应新能源和负荷的功率波动，各变流器输出功率的计算公式为：
式中，N为变流器总台数，PBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的有功功率，QBU(i)为第i台电压源模式变流器输出的无功功率，PL为微网负荷总有功，PS为微网内电源总有功，QL为微网负荷总无功，QS为微网内电源总无功。
4.根据权利要求2所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述功率平衡策略中，多台变流器的控制模式的第二类设置方式为：NU台变流器运行于电压源模式，NI台变流器运行于电流源模式，电压源模式的变流器实时响应新能源、负荷的功率波动，当前时刻t变流器输出功率的计算公式为：
式中，PBI(i2,t)和QBI(i2,t)分别为当前时刻第i2台电流源模式变流器输出的有功、无功功率；用于下一时刻(t+1)电流源模式变流器有功、无功功率指令调整的计算公式为：
5.根据权利要求1所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述短期电量平衡策略中，以储能系统电池剩余容量SOC、储能系统调节周期平均功率PBS、新能源机组是否具备出力提升能力作为计算下一周期新能源机组出力调节值△Ps的依据，以避免不准确的新能源出力超短期预测结果、负荷功率超短期预测结果引入的控制偏差；具体包括以下7种工况：
工况①：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况②：SOC低于设定的理想荷电量下阈值SBd且新能源机组具备出力提升空间，令PBr为储能系统额定总充电功率、k1为最大充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：k1*PBr+PBS；
工况③：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组出力无法提升，微网控制器生成的△Ps为零；
工况④：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS大于储能系统调节周期平均功率上限值PBSu、新能源机组具备出力提升空间，令k2为慢充电功率系数，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑤：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于PBSu且大于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为零；
工况⑥：SOC低于设定的理想荷电量上阈值SBu且高于SBd、PBS小于储能系统调节周期平均功率下限值PBSd，微网控制器生成的△Ps为：PBr+k2*(SBu-SOC)；
工况⑦：SOC高于设定的理想荷电量上阈值SBu，微网控制器生成的△Ps等于PBr。
6.根据权利要求5所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述短期电量平衡策略中，采用变步长的方式调整新能源机组出力；在秒级的时间尺度上由微网控制器间隔小周期Tb定时读取储能SOC，并计算该小周期内储能系统平均功率Pbs；当SOC越限或者PBS越限时，调整新能源机组出力，新能源机组出力调节单周期内平均功率PBS的计算式为：
式中，NB为单个新能源出力调节周期内PBS越限前经历的小周期Tb数量。
7.根据权利要求1所述的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制方法，其特征在于，所述长时电量平衡策略中，配网主站根据用户特征对微网内各台区负荷的保供电重要性进行排序并分级，然后基于历史数据预测各级负荷的小时级电量需求；配网主站定周期读取储能系统SOC和输出功率，综合小时级新能源可利用电量预测值、小时级各级负荷电量需求值，在新能源出力不足和储能系统SOC不足的情况下提前发布计划，限制可调节负荷的功率或者切除部分非重要负荷。
8.一种用于实现如权利要求1-7任一项所述方法的新能源微电网离网运行的源荷储协调控制系统，其特征在于，包括：
设备就地控制层，用于采用基于储能动态补偿的功率平衡策略，通过储能变流器动态补偿新能源机组与负荷的功率差额，实现瞬时功率平衡；
微网协调控制层，用于采用基于源储协同控制的短期电量平衡策略，通过微网控制器调节新能源机组出力，实现短期电量平衡；以及
配网主站控制层，用于采用基于负荷调节的长时电量平衡策略，通过配电主站调节负荷，实现长时电量平衡。
9.一种计算机可读存储介质，其上存储有能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现如权利要求1-7任一项所述的方法步骤。
10.一种新能源微电网离网运行的源荷储协调控制装置，其特征在于，包括存储器、处理器以及存储于存储器上并能够被处理器运行的计算机程序指令，当处理器运行该计算机程序指令时，能够实现如权利要求1-7任一项所述的方法步骤。
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Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116722605A (zh) * | 2023-08-08 | 2023-09-08 | 武汉创星空间科技发展有限公司 | 一种基于物联网的配电网调度优化方法 |
| CN117117874A (zh) * | 2023-10-23 | 2023-11-24 | 广东电网有限责任公司佛山供电局 | 一种分布式电网系统的控制方法、装置、设备和介质 |
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2022
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116722605A (zh) * | 2023-08-08 | 2023-09-08 | 武汉创星空间科技发展有限公司 | 一种基于物联网的配电网调度优化方法 |
| CN116722605B (zh) * | 2023-08-08 | 2023-10-17 | 武汉创星空间科技发展有限公司 | 一种基于物联网的配电网调度优化方法 |
| CN117117874A (zh) * | 2023-10-23 | 2023-11-24 | 广东电网有限责任公司佛山供电局 | 一种分布式电网系统的控制方法、装置、设备和介质 |
| CN117117874B (zh) * | 2023-10-23 | 2024-03-05 | 广东电网有限责任公司佛山供电局 | 一种分布式电网系统的控制方法、装置、设备和介质 |
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