CN115882602A - 储能协调控制系统 - Google Patents

Abstract

本发明属于储能协调控制器技术领域，具体涉及储能协调控制系统，包括监控主机、工作站及协调控制器，所述协调控制器采用双机冗余设置，所述协调控制器、监控主机及工作站均与电网电控制连接，其中，所述协调控制器同时接入110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站信息，并通过在智能电站中的MMS用于监控网络及GOOSE用于传送间隔闭锁信号和实时跳闸信号。本发明，能够基于接入信息，构建水光储荷统一调度与协同管理模型，据此生成不同运况下的优化策略，并基于优先权或逻辑判断，同时接收、执行调度下发的调节指令，以及本地执行优化策略。

Description

储能协调控制系统

技术领域

本发明属于储能协调控制器技术领域，具体涉及储能协调控制系统。

背景技术

储能协调控制器通过连接电池系统与电网，并检测网点的电压、频率和功率，可接收调度与电化学储能电站监控系统的调控指令，控制多台储能设备，实现整站依次调频、动态无功调压等控制功能的装置。

现有储能协调控制器主要安装于电网侧储能电站，介于储能变流器PCS与能量管理系统之间，对上接收能量管理系统下发的调节指令、对下实现对接入储能变流器PCS的毫秒级快速控制，如实现储能站的调峰、填谷等。

现有技术存在的问题：

储能协调控制器仅接收并执行能量管理系统下发的调节指令，无法基于自身的数据分析、逻辑判断形成可供上级决策单元(如能量管理系统、调度)辅助决策或就地闭环管理的有效略。

发明内容

本发明的目的是提供储能协调控制系统，能够基于接入信息，构建水光储荷统一调度与协同管理模型，据此生成不同运况下的优化策略，并基于优先权或逻辑判断，同时接收、执行调度下发的调节指令，以及本地执行优化策略。

本发明采取的技术方案具体如下：

储能协调控制系统，包括监控主机；

工作站；

协调控制器；

其中，所述监控主机、工作站及协调控制器均采用双机冗余设置；

所述协调控制器、监控主机及工作站均与电网电控制连接；

所述协调控制器同时接入110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站信息，通过在智能电站中的MMS用于监控网络及GOOSE用于传送间隔闭锁信号和实时跳闸信号，形成区域并网电网；

其中，所述协调控制器用于协调控制源网荷储电力分配，所述协调控制器运行方式包括正常运行模式

以及通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略；

所述电网故障运行状态包括：

110kV受控子站主网络电源线失电；

110kV受控子站主网或者35kV受控子站专线失电；

中心变电站主变失电；

所述电网故障运行状态一一对应的所述策略包括：

正常运行模式转保全站运行模式；

保全站运行模式转保重点线路运行模式；

保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式；

并通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略形成离网三级防失电综合保障体系。

所述110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站分别为不同电压的智能配电站。

所述110kV受控子站的“光伏加储能”、35kV受控子站的“水电加负荷”、10kV受控子站的“光伏加储能加负荷”及0.4kV受控子站的“储能加负荷”接入电网。

所述协调控制器在处于正常运行模式下，光伏与水电为负载供电富余，将富余电能为储能电池充电，电池充满后，再将富余电能逆向110kV进线输出电能；

光伏与水电为负载供电不足，则光伏、水电及储能电池为负载供电，不足电能由110kV进线正向补充，优先通过储能电池供电直至亏电状态，则持续通过光伏、水电与110kV进线共同给负载供电，夜间则先耗尽储能电池电量，并通过水电与110kV进线共同给负载供电。

所述离网三级防失电综合保障体系包括：

第一级保全站、第二级保重点线路及第三级保重要负荷。

所述正常运行模式转保全站运行模式，在正常运行模式的基础上，检测中心变电站电源线失电，储能协调控制器基于检测离网的功率、电压、频率向储能站PCS下发调功率调压调频信号，提供保全站离网运行模式下所需电压和频率，当联络线全部失电，则断开中心变电站电源线开关，系统自动转为离网运行模式。

所述保全站运行模式转保重点线路运行模式，检测110kV光储专线或35kV水电专线失电，断开与中心变电站连接开关，储能协调控制系统下发保重点线路运行模式信号及调压调频指令。

所述保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式，检测中心变电站主变失电，断开与中心变电站主变10kV低压侧开关及非重要负荷，储能协调控制系统下发保重要负荷运行模式信号以及35kV水电站出力、线路投切、环网柜调节信号。

所述协调控制器处于黑启动运行模式下，通过110kV主变优先恢复重点线路供电，并通过110kV中心变电站支撑大电网恢复供电，进而实现电网及储能协调控制系统的正常运行。

所述第一级保全站，通过源网荷储一体化能量管控平台对35kV水电站、10kV重点线路及重要负荷的有序调节，保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间；

第二级保重点线路，在保全站的基础上，通过源网荷储一体化能量管控平台对10kV重点线路及重要负荷的有序调节，保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间；

第三级保重要负荷，在保重点线路的基础上，通过源网荷储一体化能量管控平台对10kV重点路线与小区线及重要负荷的有序调节保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间。

本发明取得的技术效果为：

本发明，通过水电、光伏、储能、负荷等终端信息同时、统一接入，形成并固化在水光储荷多端协同管控方面的技术协同。

本发明，基于接入信息，构建水光储荷统一调度与协同管理模型，据此生成不同运况下的优化策略，并基于协调控制器自身在模型构建、数据分析、策略优化方面的技术改进，形成支撑各级调度辅助决策的有效策略。

附图说明

图1是本发明协调控制器在不同状态下的管控逻辑图；

图2是本发明中协调控制器的区域源网荷储一体化系统架构图。

具体实施方式

为了使本发明的目的及优点更加清楚明白，以下结合实施例对本发明进行具体说明。应当理解，以下文字仅仅用以描述本发明的一种或几种具体的实施方式，并不对本发明具体请求的保护范围进行严格限定。

相较于以往的储能协调控制器，现有的储能协调控制器响应时间快、接入终端多、支持主备双机冗余配置且切换时间短，而储能协调控制器中，只在储能电站进行场景化(调峰、移峰填谷)应用，只接入储能变流器PCS作为受控终端且需在能量管理系统的配合下完成相关业务指令。

同时，在电压等级方面，协调控制器控制的电压相对固定(直流侧1000V、交流测400V)。

此外，储能协调控制器智能仅接收并执行能量管理系统下发的调节指令，无法基于自身的数据分析、逻辑判断形成可供上级决策单元(如能量管理系统、调度)辅助决策或就地闭环管理的有效略，故本实施例提出如下技术方案：

如图1及图2所示，储能协调控制系统，包括监控主机、工作站及协调控制器；

其中，所述监控主机、工作站及协调控制器均采用双机冗余设置，所述协调控制器、监控主机及工作站均与电网电控制连接；

进一步的，所述协调控制器同时接入110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站信息，通过在智能电站中的MMS用于监控网络及GOOSE用于传送间隔闭锁信号和实时跳闸信号，形成区域并网电网。

更进一步的，所述协调控制器用于协调控制源网荷储电力分配，所述协调控制器运行方式包括正常运行模式以及通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略。

根据上述结构，通过水电、光伏、储能、负荷等终端信息同时、统一接入，形成并固化在水光储荷多端协同管控方面的技术协同。

并且110kV受控子站匹配光伏加储能、35kV受控子站匹配水电加负荷、10kV受控子站匹配光伏加储能加负荷及0.4kV受控子站匹配储能加负荷。

进而，可适应0.4kV、10kV、35kV及110kV多电压等级的协同管理与统一调度，需要在已有储能协调控制器的基础上，增加接口数量、适应接入类型，增强协调控制器自身的信息处理与逻辑判断能力，据此形成可同时接收、执行调度指令，又能够上传信息辅助调度决策的“信息上传加指令下达”双链路。

其中，110kV受控子站的“光伏加储能”、35kV受控子站的“水电加负荷”、10kV受控子站的“光伏加储能加负荷”及0.4kV受控子站的“储能加负荷”接入电网。

而基于优先权或逻辑判断，同时接收、执行调度下发的调节指令，以及本地执行优化策略，并考虑协调控制器的区域源网荷储一体化系统在以下五种典型运况下发挥重要作用，其具体优化策略如下：

参照附图1及图2，协调控制器在处于正常运行模式下，光伏与水电为负载供电富余，将富余电能为储能电池充电，电池充满后，再将富余电能逆向110kV进线输出电能；

光伏与水电为负载供电不足，则光伏、水电及储能电池为负载供电，不足电能由110kV进线正向补充，优先通过储能电池供电直至亏电状态，则持续通过光伏、水电与110kV进线共同给负载供电，夜间则先耗尽储能电池电量，并通过水电与110kV进线共同给负载供电。

在实际运行过程中，当光伏与水电发电功率大于负载用电功率时，储能变流器PCS工作在正常运行模式，对电池进行充电；当电池充满后，光伏向负载供电的同时由能量管理系统调节光伏逆变器输出功率，向中心变电站110kV进线逆向输出电能；当光伏与水电功率小于负载功率时，储能变流器PCS工作在正常运行模式下，由光伏、水电与储能系统共同为负载供电，若仍不满足负载功率，则由中心变电站110kV进线补充；待储能系统放电至截止容量，由光伏、水电与营根站110kV进线共同给负载供电。夜间时段，若储能系统有剩余电量，由储能系统与水电、中心变电站110kV进线联合供电，待储能系统放电至截止电量，由水电、营根站110kV进线为负载供电。

其中储能系统保电供应负载至少具有1h电能容量。

在该模式下，协调控制器接收调度下发给能量管控平台指令，通过快协调控制(20ms级)实现对直连储能变流器PCS的快速功率调节；能量管控平台采集光伏、35kV水电站发电数据以及负荷用电数据，基于发用电预测值向调度提出经济运行策略(秒级)；调度接收能量管控平台上送的经济运行策略，作为向35kV水电站、光储场站、中心变电站、10kV支线及环网柜下发执行指令的依据(分钟级)。

所述电网故障运行状态包括：

110kV受控子站主网络电源线失电；

110kV受控子站主网或者35kV受控子站专线失电；

中心变电站主变失电；

所述电网故障运行状态一一对应的所述策略包括：

正常运行模式转保全站运行模式；

保全站运行模式转保重点线路运行模式；

保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式；

其中，正常运行模式转保全站运行模式：在正常运行模式的基础上，检测到中心变电站110kV进线断电，此时系统运行在风险预警模式，由综自系统控制联络线功率接近为零，储能由恒功率PQ运行模式自动转为恒压恒频VF工作模式(20ms级)，储能协调控制器基于检测离网的功率、电压、频率向储能站PCS下发调功率调压调频信号，提供保全站离网运行模式下所需电压和频率；当联络线全部失电，断开双回110kV联络线及部分35kV线路开关，系统自动转为离网运行模式。保全站模式下，由110kV光储专线、35kV水电专线一线、35kV水电专线二线及中心变电站内所有10kV线路组网运行。能量管控平台向地调、县调转发保全站运行模式信号；源网荷储一体化能量管控平台向中调、地调、县调转发保全站运行模式信号以及35kV水电站出力、线路投切、环网柜调节信号，据此作为地调调节水电出力、投切35kV水电二线，以及县调投切非重要10kV线路、调节环网柜的依据。

在该模式下，储能协调控制器通过快协调控制(20ms级)向储能变流器PCS直接下发转VF模式、一次调频等暂态调节指令，保证中心变电站110kV进线失电瞬间离网系统电压、频率的暂态稳定；源网荷储一体化能量管控平台基于监测的光伏、负荷等信息及优化策略结果，向调度上送保全站离网模式下水电、光伏最优出力与负载用电建议(秒级)；调度结合当前运况及源网荷储一体化能量管控平台上送建议，向光储场站、35kV水电站、中心变电站储能等下发最符合当前运况的调度指令(分钟级)。

保全站运行模式转保重点线路运行模式：检测到110kV光储专线失电，断开与中心变电站连接的110kV光储专线、35kV水电二线及除10kV路线与小区域线以外的10kV线路开关，由“35kV水电专线、中心变电站主变、10kV路线与小区域线、中心变电站内储能”组成最高电压等级为35kV的离网型微网系统四。中心变电站站内储能工作在VF模式，提供保重点线路离网运行所需电压和频率，使35kV水电、中心变电站站内储能充裕情况有序投切除10kV路线与小区域线以外的10kV线路。源网荷储一体化能量管控平台向地调、县调转发保重点线路运行模式信号以及35kV水电站出力、线路投切、环网柜调节信号，据此作为地调调节水电出力、投切非重要10kV线路、调节环网柜的依据。

在该模式下，储能协调控制器基于检测离网的功率、电压、频率向中心变电站内储能PCS下发调功率调压调频信号，协调控制器通过快协调控制(20ms级)向中心变电站内储能变流器PCS直接下发一次调频等暂态调节指令，保证中心变电站主变110kV侧失电瞬间离网系统的电压频率稳定；源网荷储一体化能量管控平台基于监测的水电出力、中心变电站内储能充放电情况以及负荷等信息及优化策略结果，向调度上送保重点线路离网模式下水电、储能最优出力以及线路、环网柜投切建议(秒级)；调度结合当前运况及源网荷储一体化能量管控平台上送建议，向35kV水电站、中心变电站内储能系统等下发最符合当前运况的调度指令(分钟级)。

保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式：检测到营根站主变失电，立即断开中心变电站主变10kV低压侧及10kV路线与小区域线环网柜上非重要负荷(10kV路线与小区域线视营根站储能容量情况有序投切)，由“中心变电站内储能、10kV路线与小区域线关键负荷组成最高电压等级为10kV的离网型微网系统五。营根站内储能工作在VF模式，提供保重要负荷离网运行所需电压和频率。源网荷储一体化能量管控平台向地调、县调转发保重要负荷运行模式信号以及35kV水电站出力、线路投切、环网柜调节信号，据此作为县调调节环网柜开关的依据。

在该模式下，储能协调控制器基于检测离网的功率、电压、频率向中心变电站内储能PCS下发调功率调压调频信号，协调控制器通过快协调控制(20ms级)向中心变电站内储能变流器PCS直接下发一次调频等暂态调节指令，保证中心变电站主变失电瞬间离网系统的电压频率稳定；源网荷储一体化能量管控平台基于监测的中心变电站内储能、线路、负荷等信息及优化策略结果，向调度上送保重要负荷离网模式下储能最优出力以及线路、环网柜投切建议(秒级)；调度结合当前运况及源网荷储一体化能量管控平台上送建议，向中心变电站内储能系统、10kV支线及环网柜等下发最符合当前运况的调度指令(分钟级)。

协调控制器处于黑启动运行模式下，通过110kV主变优先恢复重点线路供电，并通过110kV中心变电站支撑大电网恢复供电，进而实现电网及储能协调控制系统的正常运行。

通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略形成离网三级防失电综合保障体系。

离网三级防失电综合保障体系包括：

第一级保全站：当中心变电站110kV侧电源线断电，由“110kV光储专线、110kV中心变电站及接入的部分35kV线路和10kV线路、站内储能”组成离网型微网系统一，利用中大型光储、站内储能快速调节保证离网系统的暂态稳定，利用源网荷储一体化能量管控平台对35kV水电站、10kV重点线路及重要负荷的有序调节，保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间。

第二级保重点线路：在保全站的基础上，当110kV光储专线断电，由“35kV水电线、中心变电站主变35kV与10kV低压侧、10kV路线与小区域线、中心变电站内储能”组成最小保电范围、最高电压等级35kV的离网型微网系统二，利用中心变电站内储能、35kV水电站快速调节保证离网系统的暂态稳定，利用源网荷储一体化能量管控平台对10kV重点线路及重要负荷的有序调节保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间。

第三级保重要负荷：在保重点线路的基础上，当中心变电站主变故障导致断电，由“中心变电站内储能、10kV路线与小区域线”组成最小保电范围、最高电压等级10kV的离网型微网系统三，利用营根站内储能快速调节保证离网系统的暂态稳定，利用源网荷储一体化能量管控平台对10kV路线与小区域线及重要负荷的有序调节保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间。

进而通过协调控制器自身在模型构建、数据分析、策略优化方面的技术改进，并形成支撑各级调度(中调、区调、县调)辅助决策的有效策略。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。本发明中未具体描述和解释说明的结构、装置以及操作方法，如无特别说明和限定，均按照本领域的常规手段进行实施。

Claims (10)

1.储能协调控制系统，其特征在于，包括：

监控主机；

工作站；

协调控制器；

其中，所述监控主机、工作站及协调控制器均采用双机冗余设置；

所述协调控制器、监控主机及工作站均与电网电控制连接；

所述协调控制器同时接入110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站信息，通过在智能电站中的MMS用于监控网络及GOOSE用于传送间隔闭锁信号和实时跳闸信号，形成区域并网电网；

其中，所述协调控制器用于协调控制源网荷储电力分配，所述协调控制器运行方式包括正常运行模式

以及通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略；

所述电网故障运行状态包括：

110kV受控子站主网络电源线失电；

110kV受控子站主网或者35kV受控子站专线失电；

中心变电站主变失电；

所述电网故障运行状态一一对应的所述策略包括：

正常运行模式转保全站运行模式；

保全站运行模式转保重点线路运行模式；

保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式；

并通过协调控制器调节不同电网故障运行状态及应对策略形成离网三级防失电综合保障体系。

2.根据权利要求1所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述110kV受控子站、35kV受控子站、10kV受控子站及0.4kV受控子站分别为不同电压的智能配电站。

3.根据权利要求1所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述110kV受控子站的“光伏加储能”、35kV受控子站的“水电加负荷”、10kV受控子站的“光伏加储能加负荷”及0.4kV受控子站的“储能加负荷”接入电网。

4.根据权利要求1所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述协调控制器在处于正常运行模式下，光伏与水电为负载供电富余，将富余电能为储能电池充电，电池充满后，再将富余电能逆向110kV进线输出电能；

光伏与水电为负载供电不足，则光伏、水电及储能电池为负载供电，不足电能由110kV进线正向补充，优先通过储能电池供电直至亏电状态，则持续通过光伏、水电与110kV进线共同给负载供电，夜间则先耗尽储能电池电量，并通过水电与110kV进线共同给负载供电。

5.根据权利要求1所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述离网三级防失电综合保障体系包括：

第一级保全站、第二级保重点线路及第三级保重要负荷。

6.根据权利要求1-5中的任一项所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述正常运行模式转保全站运行模式，在正常运行模式的基础上，检测中心变电站电源线失电，储能协调控制器基于检测离网的功率、电压、频率向储能站PCS下发调功率调压调频信号，提供保全站离网运行模式下所需电压和频率，当联络线全部失电，则断开中心变电站电源线开关，系统自动转为离网运行模式。

7.根据权利要求6所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述保全站运行模式转保重点线路运行模式，检测110kV光储专线或35kV水电专线失电，断开与中心变电站连接开关，储能协调控制系统下发保重点线路运行模式信号及调压调频指令。

8.根据权利要求7所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述保重点线路运行模式转保重要负荷运行模式，检测中心变电站主变失电，断开与中心变电站主变10kV低压侧开关及非重要负荷，储能协调控制系统下发保重要负荷运行模式信号以及35kV水电站出力、线路投切、环网柜调节信号。

9.根据权利要求8所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述协调控制器处于黑启动运行模式下，通过110kV主变优先恢复重点线路供电，并通过110kV中心变电站支撑大电网恢复供电，进而实现电网及储能协调控制系统的正常运行。

10.根据权利要求8所述的储能协调控制系统，其特征在于：所述

第一级保全站，通过源网荷储一体化能量管控平台对35kV水电站、10kV重点线路及重要负荷的有序调节，保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间；

第二级保重点线路，在保全站的基础上，通过源网荷储一体化能量管控平台对10kV重点线路及重要负荷的有序调节，保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间；

第三级保重要负荷，在保重点线路的基础上，通过源网荷储一体化能量管控平台对10kV重点路线与小区线及重要负荷的有序调节保证停电期间足够大的保电范围、足够长的保电时间。

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