CN116780629B

CN116780629B - 一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置

Info

Publication number: CN116780629B
Application number: CN202310773129.5A
Authority: CN
Inventors: 尚磊; 张秋萍; 董旭柱; 田野; 王波; 赵洁
Original assignee: Wuhan University WHU; Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co Ltd
Current assignee: Wuhan University WHU; Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co Ltd
Priority date: 2023-06-27
Filing date: 2023-06-27
Publication date: 2024-02-20
Anticipated expiration: 2043-06-27
Also published as: CN116780629A

Abstract

本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置，属于配(微)电网运行与控制技术领域，方法包括：计算各工况下的不平衡功率临界值；在集中决策阶段，获取T(m)时刻配电系统运行数据、负荷功率数据以及联络线交换功率；将联络线交换功率与各工况下的不平衡功率临界值进行在线功率匹配；采用双线性变换原理和Big M法对混合整数非线性规划模型求解获取负荷的开关状态与机组出力，下发储能模式切换指令和开关状态指令至本地控制器；采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作。本发明兼顾储能荷电状态与频率支撑能力，避免储能频繁参与频率响应影响寿命。

Description

一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置

技术领域

本发明属于配(微)电网运行与控制技术领域，更具体地，涉及一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置。

背景技术

大量小水电、风电、光伏等分布式电源接入扇区配电系统，使得配电系统成为一个潮流双向化的多能配电网络。山区配电系统供电负荷少，用户分散，技术、管理及建设水平相对较低，存在供电可靠性低、电能质量差等问题，配电系统独立组网形成以DG供电的孤岛是解决前述问题的有效手段。

在上级电网发生故障或维护检修时，为了保证配电系统快速平稳过渡到孤岛运行模式，过渡过程中装置的频率电压均需运行在允许范围内。山区多能配电系统可调频小水电占比较小，小水电多为径流式，恒定开度运行，无法调整出力来应对电网频率变化，调频容量和调节能力不足，显著增大配电系统切换过程的高频/低频风险；风电和光伏并网运行和孤岛运行时以PQ控制模型运行，无法提供频率支撑。所以，在独立组网的切换过渡过程中，配电系统分布式电源提供的功率调节灵活性无法完全平抑装置因失去上级电源产生的不平衡功率，需要以切更多负荷或机组为代价以满足频率要求，降低装置运行灵活性。

发明内容

针对现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置，旨在解决现有的在独立组网的切换过渡过程中，配电系统分布式电源提供的功率调节灵活性无法完全平抑配电系统因失去上级电源产生的不平衡功率，需要以切更多负荷或机组为代价以满足频率要求，降低配电系统运行灵活性的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法，包括以下步骤：

步骤一：根据配电系统架构与内部元件参数，通过计算惯量平均值获取等值惯量；

步骤二：基于等值惯量、阻尼系数和源荷参数，计算各工况下的不平衡功率临界值，并将各工况下的不平衡功率临界值作为集中控制器集中决策的功率范围；其中，各工况下的不平衡功率临界值包括：无需储能调频且无需切负荷工况下的不平衡功率临界值、需储能调频但无需切负荷工况下的不平衡功率临界值、无需储能调频且无需切机工况下的不平衡功率临界值和需设置储能调频但无需切机工况下的不平衡功率临界值；

步骤三：在集中决策阶段，T(m)时刻获取配电系统运行数据、负荷功率数据以及联络线交换功率；

步骤四：将联络线交换功率与各工况下的不平衡功率临界值进行在线功率匹配后，确定储能装置和小水电对应的控制方法；

步骤五：根据在线功率匹配结果，采用集中控制器基于T(m)时刻获取配电系统运行数据和负荷功率数据，结合储能装置和小水电对应的控制方法，采用双线性变换原理和Big M法对混合整数非线性规划模型求解获取负荷的开关状态与机组出力，下发储能模式切换指令和开关状态指令至本地控制器；

步骤六：采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作。

进一步优选地，步骤四中的在线功率匹配方法为：

若则配电系统向上级电网输送功率，进入功率缺额控制方法；若则依靠小水电调频能力切换；若/>则储能装置由PQ模式切换为V/f模式参与调频；若/>则储能装置切换为V/f模式并且制定切负荷方法进行负荷控制；若/>则上级电网向配电系统输送功率，进入功率盈余控制方法，对不平衡功率值进行匹配。

进一步优选地，等值惯量为：

其中，P_DG为分布式电源的出力；Ω_G为分布式电源集合；P_L为负荷出力；Ω_L为负荷集合；f_N为配电系统的额定功率；df_j/dt为q组工况里面的第j组工况的频率变化率。

进一步优选地，混合整数非线性规划模型为以切负荷量最小为目标函数，以负荷约束、小水电约束、储能出力约束、功率平衡约束、电压约束、频率约束和储能荷电状态约束为约束条件构建的模型。

进一步优选地，切负荷量最小的目标函数为：

其中，L为负荷集合；为负荷控制开关状态；P_Li为第i个负荷的有功功率；λ_i为负荷的权重系数；

负荷约束为：

λ_i＝1时，

小水电约束为：

储能出力约束为：

功率平衡约束为：

电压约束为：

频率约束为：

储能荷电状态约束为：

S_min≤S_OCr,k≤S_max

其中，λ_i为负荷的权重系数；ΔP_{gi_min}为第i台小水电有功调节能力的下限；ΔP_gi,k为第k个时间断面第i台小水电的有功调节量；ΔP_{gi_max}为第i台小水电有功调节能力的上限；ΔQ_{gi_min}为第i台小水电无功调节能力的下限；ΔQ_gi,k为第k个时间断面第i台小水电的无功调节量；ΔQ_{gi_max}为第i台小水电无功调节能力的上限；ΔP_{br_min}为第r台储能有功调节能力下限；ΔP_br,k为第k个时间断面第r台储能的有功调节量；ΔP_{br_max}为第r台储能有功调节能力上限；ΔQ_{br_min}为第r台储能无功调节能力下限；ΔQ_br,k为第k个时间断面第r台储能的无功调节量；ΔQ_{br_max}为第r台储能无功调节能力上限；ΔP为不平衡功率量；B为储能集合；P_br为第r台储能实际有功出力；G为小水电集合；P_gi为第i台小水电实际有功出力；P_Lj为第j个负荷的有功功率；L为负荷集合；ΔU_min为允许运行的电压最小值；为第p个节点在第k个时间断面的电压差值；ΔU_max为允许运行的电压最大值；Δf_{t_min}为最小频率偏差阈值；Δf_t,k为第k个时间断面暂态频率差值；Δf_{t_max}为过渡过程中频率最大值；Δf_{s_min}为稳态频率偏差最小值；Δf_s,k为第k个时间断面稳态频率差值；Δf_{s_max}为稳态频率偏差最大值；S_min为储能的荷电状态最小值；S_OCr,k为第k个时间断面第r台储能的荷电状态；S_max为储能的荷电状态最大值。

进一步优选地，混合整数非线性规划模型求解中线性化处理过程为：

通过差分离散化将混合整数非线性规划模型的传递函数转化为线性时域等式；

将约束条件中的非线性因素基于Big M法线性化，通过分段函数对变下垂控制曲线进行拟合，再引入连续变量和0-1变量对拟合后的变下垂控制曲线进行线性化；

通过线性化重构方法对功率响应环节的二次非线性关系进行线性化，使混合整数非线性规划模型转化成混合整数线性规划模型。

另一方面，本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换装置，包括：

等值惯量的获取模块，用于根据配电系统架构与内部元件参数，通过计算惯量平均值获取等值惯量；

不平衡临界值的计算模块，用于基于等值惯量、阻尼系数和源荷参数，计算各工况下的不平衡功率临界值，并将各工况下的不平衡功率临界值作为集中控制器集中决策的功率范围；其中，各工况下的不平衡功率临界值包括：无需储能调频且无需切负荷工况下的不平衡功率临界值、需储能调频但无需切负荷工况下的不平衡功率临界值、无需储能调频且无需切机工况下的不平衡功率临界值和需设置储能调频但无需切机工况下的不平衡功率临界值；

数据采集模块，用于在集中决策阶段，T(m)时刻获取配电系统运行数据、负荷功率数据以及联络线交换功率；

在线功率匹配模块，用于将联络线交换功率与各工况下的不平衡功率临界值进行在线功率匹配后，确定储能装置和小水电对应的控制方法；

集中控制模块，用于根据在线功率匹配结果，采用集中控制器基于T(m)时刻获取配电系统运行数据和负荷功率数据，结合储能装置和小水电对应的控制方法，采用双线性变换原理和Big M法对混合整数非线性规划模型求解获取负荷的开关状态与机组出力，下发储能模式切换指令和开关状态指令至本地控制器；

本地控制模块，用于采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作。

进一步优选地，所述等值惯量为：

进一步优选地，所述在线功率匹配模块中的在线功率匹配方法为：

进一步优选地，所述混合整数非线性规划模型为以切负荷量最小为目标函数，以负荷约束、小水电约束、储能出力约束、功率平衡约束、电压约束、频率约束和储能荷电状态约束为约束条件构建的模型；

其中，所述切负荷量最小的目标函数为：

负荷约束为：

λ_i＝1时，

小水电约束为：

储能出力约束为：

功率平衡约束为：

电压约束为：

频率约束为：

储能荷电状态约束为：

S_min≤S_OCr,k≤S_max

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，具有以下有益效果：

本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置，其中，采用“离线参数计算+在线功率匹配”模式(离线参数计算包括：根据配电系统架构与内部元件参数，通过计算惯量平均值获取等值惯量；基于等值惯量、阻尼系数和源荷参数，计算各工况下的不平衡功率临界值，并将各工况下的不平衡功率临界值作为集中控制器集中决策的功率范围；在线功率匹配包括：在集中决策阶段，T(m)时刻获取配电系统运行数据、负荷功率数据以及联络线交换功率；将联络线交换功率与各工况下的不平衡功率临界值进行在线功率匹配；)；兼顾储能荷电状态与频率支撑能力，避免储能频繁参与频率响应影响寿命，同时减少计算量。

本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置，其中，采用“集中决策+就地控制”控制方法(集中决策为：根据在线功率匹配结果，采用集中控制器基于T(m)时刻获取配电系统运行数据和负荷功率数据，结合储能装置和小水电对应的控制方法，采用双线性变换原理和Big M法对混合整数非线性规划模型求解获取负荷的开关状态与机组出力，下发储能模式切换指令和开关状态指令至本地控制器；就地控制为：采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作。)，可以有效解决储能设备切换模式不及时和开关动作不及时的问题。

本发明提供了一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法及装置，其中，将暂态频率这一短时间尺度电气量纳入约束范围，提出一整套频率求解流程降低频率求解复杂度，保证暂稳态频率均不越限。引入离线参数计算环节并进行在线功率匹配，达到不平衡功率量较小时储能不参与调频的效果，提高储能使用寿命。考虑储能频率响应能力，与小水电互为补充共同支撑，大大减小切负荷量，提升系统灵活性。引入变下垂控制，兼顾储能荷电状态与频率支撑能力，防止因电量不足影响决策方案实施导致频率越限，确保平滑切换策略可靠保供电效果。“集中决策+就地控制”的策略能够使本地储能设备及时接收到模式切换指令、开关及时动作，从而满足系统平滑切换到孤岛运行模式。最终实现上级电网故障时水风光储多能配电系统平滑切换到孤岛运行模式，提升配电系统的灵活调节能力的同时保证更多负荷供电、保证频率不越限。

附图说明

图1是本发明实施例提供的含大量分布式电源配电系统的平滑切换示意图；

图2是本发明实施例提供的含储能配电系统独立运行的平滑切换方法流程图；

图3是本发明实施例提供的频率动态模型图；

图4是本发明实施例提供的线性化曲线与S型曲线的拟合结果。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明适用于含大量分布式电源配电系统的平滑切换，如图1所示，某个35kV站及其所带4回馈线(MX，HD，DQ，HK)，当上级电网故障时，直接跳变电站出线开关QF3，若不采取任何措施，全站失电。所以配电系统4回馈线脱离上级电网，独立组网形成孤岛，是有效的解决措施。然而其中由于装置惯量小、信息指令传输时延大、灵活调节能力不足等因素导致频率越限、负荷供电不连续等问题亟待解决。为了使多能配电系统在主网故障时平滑过渡到稳定孤岛运行模式，本发明提供了一种基于含储能配电系统独立运行的平滑切换方法，该方法的具体实施方式如图2所示，分为离线参数计算与在线功率匹配两个阶段，在前一个阶段，提前计算装置整体惯量以及基于不同控制手段对应的不平衡功率临界值，并保存作为在线决策阶段的输入量；后一个阶段又包括集中决策与就地控制两个层面，集中决策层面，收集装置运行状态信息，比较之后将联络线的交换功率归入对应的临界值区间，并进入相应的控制方法流程，预先决策开关状态并定期向本地控制器下发开关指令；就地决策层面，实时给出孤岛判别信号并综合集中控制器开关指令进行就地动作。

本发明提供的含储能配电系统独立运行的平滑切换方法，具体包括以下步骤：

步骤一：根据既定的配电系统架构与内部元件参数，设置场景进行惯量计算，取平均值即为等值惯量；

步骤二：基于固定的等值惯量、阻尼系数、源荷参数，计算求解得到只需小水电调频的临界值ΔP_nonel和ΔP_noneg、需要小水电和储能共同调频的临界值ΔP_nocutl和ΔP_nocutg；其中，保存上述临界值作为集中控制器集中决策的功率范围；

步骤三：在集中决策阶段，T(m)时刻获取装置运行数据(小水电、储能等)、负荷功率数据以及联络线交换功率等；

步骤四：进行在线功率匹配，将联络线的交换功率归入对应的临界值区间，并进入相应的控制方法流程；具体为：若说明配电系统向上级电网输送功率，进入功率缺额控制方法；若/>即不平衡功率较小，此时无需执行任何操作，依靠小水电调频能力即可顺利切换；若/>此时储能装置需由PQ模式切换为V/f模式参与调频；若/>电源调频容量有限已经无法支撑功率不平衡量，需要令储能装置切换为V/f模式并且制定切负荷方法进行负荷控制；若/>说明上级电网向配电系统输送功率，进入功率盈余控制方法，同样地对不平衡功率值进行匹配；PQ模式为储能根据电网提供的参考电压和频率进行稳定功率输出，适用于并网运行模式；V/f模式储能能够提高频率电压支撑，适用于孤岛运行模式；

步骤五：依据匹配结果，集中控制器下发储能模式切换指令或者下发开关状态指令给对应的本地控制器；

步骤六：采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收上级预决策指令与储能模式切换指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作；其中，上级预决策指令为在集中控制器集中决策时得到的负荷状态或机组状态切换指令；

进一步优选地，步骤一和步骤二具体为：

离线参数计算过程包括简要装置等值惯量和不平衡功率临界值的参数计算；具体计算过程如下：

首先，类比大电网，通过公式(1)计算等值惯量H_Σ(忽略网损)；更为具体地，设置q组含不同功率下不平衡量的工况，得到频率变化曲线即可得到初始频率变化率，根据每一组工况计算得到的频率变化率求平均值即可提前计算得到配电系统的等值惯量H_Σ；

其中，P_DG为分布式电源的出力；Ω_G为分布式电源集合；P_L为负荷出力；Ω_L为负荷集合；f_N为配电系统的额定功率；df_j/dt为q组工况里面的第j组工况的频率变化率；

其次，当装置内部存在功率缺额时，无需储能调频且无需切负荷这一工况存在不平衡功率临界值ΔP_nonel，需储能调频但无需切负荷这一工况存在不平衡功率临界值ΔP_nocutl；当装置内部存在功率盈余时，无需储能调频且无需切机这一工况存在不平衡功率临界值ΔP_noneg，需设置储能调频但无需切机这一工况存在不平衡功率临界值ΔP_nocutg；当分布式电源的调频参数确定即意味着一次调频模型确定，装置等效惯量和装置阻尼也是确定的，扰动量为0，暂稳态频率差值希望达到其上下限值，以不平衡功率作为目标待求解变量求得临界值；

进一步优选地，步骤五中储能模式切换指令和开关状态指令的生成方法为：

步骤5.1：构建混合整数非线性规划模型

本发明以切负荷量最小为目标函数；

以负荷约束、电源约束、功率约束、电压约束、频率约束和储能约束等为约束条件；

λ_i＝1时，(负荷约束) (4)

S_min≤S_OCr,k≤S_max(储能荷电状态约束) (10)

其中，λ_i为负荷的权重系数；ΔP_{gi_min}为第i台小水电有功调节能力的下限；ΔP_gi,k为第k个时间断面第i台小水电的有功调节量；ΔP_{gi_max}为第i台小水电有功调节能力的上限；ΔQ_{gi_min}为第i台小水电无功调节能力的下限；ΔQ_gi,k为第k个时间断面第i台小水电的无功调节量；ΔQ_{gi_max}为第i台小水电无功调节能力的上限；ΔP_{br_min}为第r台储能有功调节能力下限；ΔP_br,k为第k个时间断面第r台储能的有功调节量；ΔP_{br_max}为第r台储能有功调节能力上限；ΔQ_{br_min}为第r台储能无功调节能力下限；ΔQ_br,k为第k个时间断面第r台储能的无功调节量；ΔQ_{br_max}为第r台储能无功调节能力上限；ΔP为不平衡功率量；B为储能集合；P_br为第r台储能实际有功出力；G为小水电集合；P_gi为第i台小水电实际有功出力；P_Lj为第j个负荷的有功功率；L为负荷集合；ΔU_min为允许运行的电压最小值；为第p个节点在第k个时间断面的电压差值；ΔU_max为允许运行的电压最大值；Δf_{t_min}为最小频率偏差阈值；Δf_t,k为第k个时间断面暂态频率差值；Δf_{t_max}为过渡过程中频率最大值；Δf_{s_min}为稳态频率偏差最小值；Δf_s,k为第k个时间断面稳态频率差值；Δf_{s_max}为稳态频率偏差最大值；S_min为储能的荷电状态最小值；S_OCr,k为第k个时间断面第r台储能的荷电状态；S_max为储能的荷电状态最大值；

步骤5.2：混合整数非线性规划模型的求解

配电系统在发生大扰动时的暂态响应过程通过装置动态元件和网络的微分-代数方程描述；在本发明的混合整数非线性规划模型中，频率差值最大值满足约束条件即能保证暂态频率约束成立；如图3所示，本发明考虑基于装置频率响应模型对频率进行数值积分求解，并将该求解过程与优化搜索过程融合；其中，ΔP_deG为作用在发电机转子上的不平衡功率；nb为储能数量；分别为各台储能装置的惯性系数；/>分别为各台储能装置的下垂系数；/>分别为各台储能装置的等效一阶惯性环节；/>为各台储能限幅前的储能出力变化量；/>为各台储能的实际出力变化量；ΔP_bf为所有储能的总出力变化量；/>分别为各台储能的额定电量；/>为各台储能的荷电状态变化量；/>分别为各台储能的初始荷电状态；/>分别为各台储能限幅前的荷电状态；/>分别为各台储能实际荷电状态。

将求解过程中的非线性因素线性化，通过差分离散化将SFR模型的传递函数转化为线性时域等式，将各电源出力限幅与储能SOC约束等非线性因素基于Big M法线性化，通过分段函数对变下垂控制曲线进行拟合再引入连续变量和0-1变量对其线性化，通过线性化重构方法对模型中功率响应环节的二次非线性关系进行线性化；最终将整个混合整数非线性规划模型转化混合整数线性规划模型进行求解。

进一步优选地，变下垂控制曲线具体为：

其中，K_bd1是放电系数；K_bmax是储能下垂系数最大值；S_min、S_low是储能SOC的最小值、较小值；

变下垂控制曲线的分段情况为：

其中，拟合效果如图4所示，引入连续变量ξ_v和0-1变量ζ_v对S_OC和K_b进行描述；其中，0-1变量ζ_v起辅助作用对连续变量ξ_v进行限值，ξ_v能够实现函数线性化，那么S_OC和K_b分别可以表示为：

f()为引入的分段线性函数；b₁,b₂,b₃,b₄,b₅,b₆,b₇,b₈分别为分段函数的8个分点，b₁＝0,b₂＝0.1,b₃＝0.22,b₄＝0.25,b₅＝0.35,b₆＝0.38,b₇＝0.45,b₈＝1。

进一步优选地，功率响应环节的线性化重构：

下垂系数的上下界为频率差值的上下界为Δf_t,k∈[Δf_{t_min},Δf_{t_max}]，对其进行线性化重构，可以得到以下线性关系式：

其中，为…储能下垂控制模块的功率响应量…；/>为第r台储能下垂系数；为第r台储能下垂系数上界；/>为第r台储能下垂系数下界。

综上所述，本发明与现有技术相比，存在以下优势：

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种含储能配电系统独立运行的平滑切换方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤六：采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作；

所述步骤四中的在线功率匹配方法为：

若则配电系统向上级电网输送功率，进入功率缺额控制方法；若则依靠小水电调频能力切换；若/>则储能装置由PQ模式切换为V/f模式参与调频；若/>则储能装置切换为V/f模式并且制定切负荷方法进行负荷控制；若/>则上级电网向配电系统输送功率，进入功率盈余控制方法，对不平衡功率值进行匹配；

其中，所述混合整数非线性规划模型为以切负荷量最小为目标函数，以负荷约束、小水电约束、储能出力约束、功率平衡约束、电压约束、频率约束和储能荷电状态约束为约束条件构建的模型；

所述切负荷量最小的目标函数为：

负荷约束为：

λ_i＝1时，

小水电约束为：

储能出力约束为：

功率平衡约束为：

电压约束为：

频率约束为：

储能荷电状态约束为：

S_min≤S_OCr,k≤S_max

2.根据权利要求1所述的平滑切换方法，其特征在于，所述等值惯量为：

3.根据权利要求1所述的平滑切换方法，其特征在于，混合整数非线性规划模型求解中线性化处理过程为：

4.一种含储能配电系统独立运行的平滑切换装置，其特征在于，包括：

本地控制模块，用于采用本地控制器实时进行孤岛检测，接收储能模式切换指令和开关状态指令，综合判别确定开关执行指令并使开关动作；

所述在线功率匹配模块中的在线功率匹配方法为：

所述混合整数非线性规划模型为以切负荷量最小为目标函数，以负荷约束、小水电约束、储能出力约束、功率平衡约束、电压约束、频率约束和储能荷电状态约束为约束条件构建的模型；

其中，所述切负荷量最小的目标函数为：

负荷约束为：

λ_i＝1时，

小水电约束为：

储能出力约束为：

功率平衡约束为：

电压约束为：

频率约束为：

储能荷电状态约束为：

S_min≤S_OCr,k≤S_max

5.根据权利要求4所述的平滑切换装置，其特征在于，混合整数非线性规划模型求解中线性化处理过程为：