CN117411093A - 一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：步骤1，根据配电网运行工况，判断所述配电网当前的运行区间；步骤2，根据预先制定的针对每一个所述运行区间的多元协同控制运行方式，实现对所述配电网的多级有功协同控制。本发明方法充分考虑到电网整体调度时的运行工况、调频需求和负荷容量的响应需求，多方位综合考量，提供了最合理的有功协同控制策略。

Description

一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法及系统

技术领域

本发明涉及电力系统运行和控制领域，更具体的，涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法及系统。

背景技术

目前，分布式新能源、新型储能、电动汽车、微电网等配电网分布式能源将进入规模化发展阶段。配电网已经由“无源网”发展成为“有源网”，改变了配电网的运行特性同时也改变了大电网电力供需格局，带来了的配网调度运行监视、检修操作安全、局部电压越限、反向重过载、大电网的全局调峰、调频的新需求。

为应对上述变化，出现了调度主导基于调自或独立群调群控技术研究，基于融合终端、配网云主站开展的台区分布式能源接入、监视、就地控制等研究，等等。这些研究方案的多样性体现了分布式能源调控能力的增强，也说明了针对分布式能源调控二次系统规划的滞后，众多方案的系统性、完整性、合理性亟需研究。

然而，目前为止，对分布式能源参与的配电网调控技术没有具体研究，针对上述空白，亟需满足不同地区、不同发展阶段的分布式能源可观可测可控可调，解决配网局部安全运行问题，缓解大电网电力平衡压力。

发明内容

为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法及系统，通过电网运行工况定义当前区域电网的运行区间，再根据负荷峰谷情况获取区域电网的多级有功协同控制策略。

本发明采用如下的技术方案。

本发明第一方面，涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，方法包括以下步骤：步骤1，根据配电网运行工况，判断配电网当前的运行区间；步骤2，根据预先制定的针对每一个所述运行区间的多元协同控制运行方式，实现对配电网的多级有功协同控制。

优选的，配电网运行工况至少包括：配电网中每一断面的实时量测值和实时频率、配电网中每一断面的量测值限额和频率限额、配电网的区域控制偏差、配电网的区域控制偏差稳定限值、配电网中电源设备的实时状态信号、配电网的峰谷调节裕度、配电网所在区域内的突发事件和重大事故、配电网的实时负荷。

优选的，配电网被划分为一个或多个运行区间，并且配电网当前的运行区间为稳定区、紧急区和事故区中的一种；当配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以下，并且实时频率在50±0.1Hz之间，并且配电网的区域控制偏差未超出配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断配电网当前的运行区间为稳定区；当配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以上，或者实时频率位于50±0.1Hz至50±0.2之间超过预设时长，或者配电网的区域控制偏差超出配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断配电网当前的运行区间为紧急区；当配电网中每一断面中的实时量测值越限，或者实时频率超出50±0.2，或者配电网的区域控制偏差超出配电网的区域控制事故限值时，判断配电网当前的运行区间为事故区。

优选的，针对每一个运行区间的多元协同控制运行方式中，针对每一个运行区间，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级不同；并且，步骤2中还包括：步骤2.1，定义不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级，并根据调节优先级定义配电网当前的运行区间下的初始协同控制策略；步骤2.2，根据配电网的实时负荷判断所述电网负荷是否处于尖峰时刻或低谷时刻，当电网负荷处于尖峰时刻或低谷时刻时，启动尖峰控制策略和深调控制策略以对初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略；步骤2.3，利用多级有功协同控制策略生成控制指令，并将控制指令逐级下发至发电机组和储能机组，以实现对配电网的多级有功协同控制。

优选的，步骤2.1中还包括：针对稳定区，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：判断当前时段为水电枯水期还是水电丰水期，并分别实现对调节优先级的设定。

优选的，若当前时段为水电枯水期，则调节优先级由高到低依次为：光伏机组与风电机组、核电机组与水电机组、储能机组、火电机组；若当前时段为水电丰水期，则调节优先级由高到低依次为：水电机组、核电机组、风电机组与光伏机组、储能机组、火电机组。

优选的，步骤2.1中还包括：针对紧急区，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：根据发电机组和储能机组的频率上调速率和频率下调速率，分别实现发电机组和储能机组的上调优先级的排序和下调优先级的排序。

优选的，步骤2.1中还包括：针对紧急区，将核电机组的优先级定义为最低。

优选的，步骤2.2中还包括：尖峰控制策略为基于初始协同控制策略预先估算所有机组的出力和，并将其与尖峰时刻下的电网总负荷求差；根据求差结果依次生成发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略；利用发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略对初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略。

优选的，步骤2.2中还包括：深调控制策略在判定电网负荷处于低谷时刻时启动；并且，深调控制策略根据预先定义的火电机组的三档深调规则和新能源机组调峰弃限规则更新发电机组的初始协同控制策略，以获得多级有功协同控制策略。

优选的，步骤2.3中还包括：基于电网层级划分规则将配电网设备由下至上依次划分为台区级协调对象、馈线级协调对象、配网级协调对象和主网级协调对象；下级协调对象将当前可调度容量、实时负荷信息逐层提交至上级协调对象中；上级协调对象接收多级有功协同控制策略和来自下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，并生成控制指令和目标曲线，逐层下发至下级协调对象中；下级协调对象根据控制指令实现出力调节，并将调节结果逐层反馈至上级协调对象中。

优选的，每一组分布式能源作为配电网设备，根据其出力规模和并网方式分别被部署为台区级协调对象、馈线级协调对象或配网级协调对象，参与到配电网的多级有功协同控制中。

优选的，目标曲线为上级协调对象根据电网频率优化目标预测出的电网最优功率曲线。

优选的，定义配电网的多级有功协同控制的时间尺度，根据时间尺度采集配电网运行工况，以及下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，生成匹配于时间尺度的控制指令和目标曲线，并指示下级协调对象在时间尺度内实现出力调节。

本发明第二方面，涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制系统，系统包括判断模块和控制模块；其中，判断模块，用于根据配电网运行工况，判断配电网当前的运行区间；控制模块，用于根据预先制定的针对每一个运行区间的多元协同控制运行方式，实现对配电网的多级有功协同控制。

优选的，系统中至少具备多个通信设备，多个通信设备分别作为台区级节点、馈线级节点、配网级节点和主网级节点，实现与各级配电网设备的通信连接，并接收、汇总各级配电网设备的当前可调度容量、实时负荷信息，生成、下发控制指令和目标曲线至各级配电网设备中。

本发明的有益效果在于，与现有技术相比，本发明中的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法及系统，通过电网运行工况定义当前区域电网的运行区间，再根据负荷峰谷情况获取区域电网的多级有功协同控制策略。本发明方法充分考虑到电网整体调度时的运行工况、调频需求和负荷容量的响应需求，多方位综合考量，提供了最合理的有功协同控制策略。

本发明的有益效果还包括：

1、本发明方法针对不同类型的发电机组和储能机组在调节速度、容量、部署方式上的不同特点，协调规划、综合部署，实现了协同控制优先级的定义，并基于该协同控制优先级实现了有功协同控制的策略的生成。方法根据电网中的能源结构，以及各种可控资源的发用电特性，采用能源发电优先级控制策略，在不同运行区间采用不同的发电或调节顺序，在电网运行安全的基础上，通过各能源互补，最大化接纳各类清洁能源，实现资源间、资源内的协同控制。

2、本发明在获得有功协同控制策略时，预先根据电网中多个断面的潮流、频率和区域控制偏差等多项指标，定义出电网运行区间的概念，并在此基础上，根据不同的运行区间，分情况的制定协同控制优先级，这使得电网调控策略能够充分满足电网当前运行工况中潜藏的调节需求，实现合理规划与调节，确保调节结果的适宜性和准确性，保证了电网的安全运行，提前防止了故障与风险的发生概率。

3、本发明充分考虑到了各能源的发电特性，为促进新能源消纳，避免机组频繁调节提供了技术实现路径。方法还实现了对电网调节需求的超短期前瞻预测，同时充分利用各能源互补特性，实现了目标曲线的获取和区域电网调频的前瞻控制。

4、本发明方法通过实时监测电网频率偏差，同时考虑超短期时间段内因联络线计划变动、负荷变化、新能源出力变化等引起的电网平衡波动，滚动修正当前区域待调功率，提前规避因联络线计划变动、负荷变化、新能源出力变化等几大方面引起的电网较大波动或频繁调节，通过调节发电机组的有功出力或用电负荷的有功功率，实现电网的超短期时间范围内的平衡控制。

5、随着大量分布式能源的并网接入，针对电网火电、水电、风电、光伏、核电、储能、抽蓄、分布式能源等多种类型能源接入后调频控制的复杂方式，方法适应性的依据不同能源类型的发电特性，实现了多能互补快速调频的各电源调节优先级控制。方法通过增加层级概念，在各区间分别制定不同的多源协同控制运行方式，不同区间各类电源的调节优先级不一样，各电源调节优先级用于标识该类型电源的调用的先后序位，可根据需要进行调整。

附图说明

图1为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法的步骤示意图；

图2为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中第一实施例下配电网当前的运行区间的判断方式示意图；

图3为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中第二实施例下配电网当前的运行区间的判断方式示意图；

图4为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中四级协调对象的连接关系示意图；

图5为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中多级有功协同控制的示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清晰，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本发明所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下，根据本发明中记载的实施例而获得的所有其它本发明中未记载的实施例，都应当属于本发明的保护范围。

图1为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法的步骤示意图。如图1所示，本发明第一方面，涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，方法包括步骤1和步骤2。

步骤1，根据配电网运行工况，判断配电网当前的运行区间。

随着大量分布式能源的并网接入，针对电网火电、水电、风电、光伏、核电、储能、抽蓄、分布式能源等多种类型能源接入后，电网调频的控制过程将更为复杂。目前，电力系统中试图依据不同能源类型的发电特性，实现多能互补快速调频的各电源调节优先级控制。

在本发明中，电网的各个区间之间能够分别制定不同的多源协同控制运行方式，不同区间各类电源的调节优先级不一样，各电源调节优先级用于标识该类型电源的调用的先后序位，可根据需要进行调整。

这里的区间，在本发明所提及的有功协同控制方法中，可以为一个或多个，如果是多个区间，则多个区间能够构成一个完整的协同控制区域。区间可以为一整个区域内的配电网，也可以为某个台区的覆盖范围。本发明中并不限制区间的定义方式，因此区间可以根据人为的方式来实现定义，也可根据其他的指标，如地理位置、行政区划、调度通信节点、电网拓扑结构等多种方式来实现划分。

本发明中，为了实现不同的协同控制优先级的定义，就需要对运行区间进行划分，而划分的标准是对配电网运行工况进行分析并获取的。

优选的，配电网运行工况至少包括：配电网中每一断面的实时量测值和实时频率、配电网中每一断面的量测值限额和频率限额、配电网的区域控制偏差、配电网的区域控制偏差稳定限值、配电网中电源设备的实时状态信号、配电网的峰谷调节裕度、配电网所在区域内的突发事件和重大事故、配电网的实时负荷。

本发明中为了后续实现各个运行区间的类型的划分，至少获取了上述内容，根据实际情况，方法可以采集更多的数据指标，以实现对配电网运行工况的分析和更准确的区间划分。

具体来说，配电网中每一断面的实时量测值和实时频率能够以配电网中每一断面的量测值限额和频率限额为标准来分析断面的越限情况和频率偏差。配电网的区域控制偏差则可以以配电网的区域控制偏差稳定限值作为标准来衡量当前的某个运行区间内发电和负荷的关系。

此外，配电网中电源设备的实时状态信号能够用来确认某些电源，如发电机组、储能机组等，是否存在故障或处于正常运行状态。无论是处于正常运行状态还是故障、待机等状态，方法都能够采集到当前电源的投入运行率，例如发电或充电状态、功率大小等。

更进一步的，本发明方法不排除对于用来发电的原始能源的充裕情况进行实时的监控，例如，对于火电厂或水力发电机组来说，可以分别监控电厂的来煤情况和水情。通过这种指标的监控，方法就能够预测出例如火电站未来能够提供的最大电量，以防止因原料不足造成的电能供应短缺。

此外，本发明采集配电网的峰谷调节裕度，这一指标用于表征配电网处于负荷高峰和低谷情况时，电网中某个运行区间的调峰裕度指标、调谷裕度指标。根据上述指标，就可以获得到某个运行区间在负荷位于峰值或低谷时候区域整体的可调节容量了。

最后，方法还会监控电网运行区间所对应的地理区域内的天气情况，判断是否存在可能的灾害天气，例如枯或汛情、暴雨、雷电等等。当然，方法不只是基于接入天气数据来获得灾害天气的信息，而是还可以根据电网中各个关键设备的运行异常信息来综合的定义这种灾害天气。例如，当发生洪涝灾害时，某个运行区间可能会发生大规模的断网断电故障等等，此时，能够监控到电网在某个区间内存在较多的故障设备，可能会影响到区域的供电。

类似的，方法也能够采用现有技术的各类方法来判断突发事件，这里的突发事件可能是电网内部的突发事件，如大规模故障，也可能是设备突发事件，此时这些突发事件会导致电力系统中供电或用电方面存在较大的异常。

总之，方法可以通过各类手段，实时监测或定期采集上述各类原始信息，并通过分析来判断电网的实际工况，从而得到某个运行区间的分类属性。

优选的，配电网被划分为一个或多个运行区间，并且配电网当前的运行区间为稳定区、紧急区和事故区中的一种。

本发明中划分不同区域的宗旨是为了实现配电网的不同方式的协同控制。为此，方法定义了稳定区、紧急区和事故区。

其中，稳定区用来表征电网正常运行，所有电网及涉网运行设备运行状态良好，区域内无薄弱方式，无不良外界因素影响。在稳定区中，方法期望区域内各电网或涉网设备均处于可监视、可控制、可调节的状态；各电源遵循各自边界条件及稳定区发电优先级别，依据相关调频目标有序调电，保证电网安全稳定。

因此，方法定义当配电网中同时满足断面约束、频率约束、区域控制偏差约束条件同时满足，并且电源无故障、发电原料供应充足、电网负荷峰谷下调节裕度充足且目前区域内并无各类灾害天气和突发事件的影响时，才能综合判定电网处于完全安全的稳定区内。如果前文所述，对于灾害天气和突发事件的认定，方法可以采用现有技术中的方式来人为或自动的设置判定指标，并评判特殊事件的发生与否与严重程度。

当然，方法也支持只是采集其中的部分指标来综合判断电网区间是否稳定。例如，本发明一实施例中，当配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以下，并且实时频率在50±0.1Hz之间，并且配电网的区域控制偏差未超出配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断所述配电网当前的运行区间为稳定区。

这里的实时量测值可以为断面上各条线路叠加后的总电流、电压、有功功率、无功功率等各类量测指标的取值，如果发生越限，说明断面并不处于稳定状态，则可能会发生风险。而如果实时量测值并不越限，则方法可以定义配电网当前的运行区间在这一方面上符合稳定区的要求。

其次，方法设置紧急区旨在判断电网运行过程中，发生紧急情况，如电网设备故障、电源异常、断面越限等时，在常规事故处理或相关运行参数调整后，电网仍可保证安全稳定运行。

本发明又一实施例中，当配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以上，或者实时频率位于50±0.1Hz至50±0.2之间超过预设时长，或者配电网的区域控制偏差超出配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断配电网当前的运行区间为紧急区。

可以理解的是，对于紧急区的判断，方法只需要判断上述任一条件达成时且运行区间并非是事故区时即可判定为紧急区。除了上述实施例中的定义，如方法通过某种方式判断出当前区间内故障电源较多，区域断面的越限情况无法完全克服，但通过应急措施仍然能够对断面的相关指标进行一定程度的调整时，方法也可以将这一情况认为是紧急区的情形。如存在来煤形式严峻，无法保证正常燃煤供应；遇枯或汛情，水电发电不能满足电网需求；电网尖峰、低谷调节裕度不足，但仍可以进行跨省、跨区域支援；以及有灾害天气预警或已经发生灾害天气，电网故障设备较多，但未造成构成汇报制度要求的影响；社会有突发事件，需要电网配合操作电网设备或因电网设备异常造成一定社会影响，但后果不严重的上述情形均认定为紧急区的情形。

容易想到的是，上述情形的判定可以根据人为设置的相关指标来实现定义和准确判别。由于本发明中的重点内容在于对紧急区情况下机组响应顺序的规则制定，因此，这里并不对各种情形的判定方式作过多定义。现有技术中容易想到的各类判断方法均可涵盖在本发明中。

第三，事故区是电网运行过程中，发生不可预料的多重事故，常规调整手段无法满足要求，须要在极短时间内通过稳控装置或多源协同控制系统自动计算结果进行快速的电网设备操作与电源调整，保证事故不会因为人为原因扩大的电网运行区间。

本发明一实施例中，当配电网中每一断面中的实时量测值越限，或者实时频率超出50±0.2，或者配电网的区域控制偏差超出配电网的区域控制事故限值时，判断配电网当前的运行区间为事故区。

可以理解的，与紧急区类似，方法只判断满足任一条件即可判断事故区的存在。换言之，方法针对同一指标，可以先判断其是否属于事故区，若否在判断其是否属于紧急区，若否再定义其为稳定区。

图2为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中第一实施例下配电网当前的运行区间的判断方式示意图。图3为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中第二实施例下配电网当前的运行区间的判断方式示意图。如图2和图3中所述，分别为频率值指标的判定过程和断面越限指标的判定过程，上述过程均先判断或排除事故区后，再判断或排除紧急区，最终得到正常区，也就是稳定区。

在事故区中，除了上述实施例中提及到的指标条件外，如果频率长时间保持在50±0.2Hz以上常规措施无法进行调整；全网电源故障较多，多区域断面无法保证；总体来煤形式严峻，无法保证正常燃煤供应；遇枯或汛情，造成严重社会影响，水电控制权移交省防接管；电网尖峰、低谷调节裕严重不足，跨省、跨区域支援通道受阻；发生大面积灾害天气，电网重要设备故障较多影响区域供电；社会有突发事件或因电网设备异常造成广泛社会影响，后果严重等情形时，方法都将会确认当前的电网运行区间为事故区。

步骤2，根据预先制定的针对每一个运行区间的多元协同控制运行方式，实现对配电网的多级有功协同控制。

在步骤1获得了一个或多个电网运行区间的分类属性后，方法就可以根据运行区间的类型，来对该区间内的设备参与协同控制的方式进行具体的定义了。

优选的，针对每一个运行区间的多元协同控制运行方式中，针对每一个运行区间，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级不同。

本发明中，可依据不同能源分别定义其调节系数与可调裕度，各运行区间分别制定不同的多源协同控制运行方式，不同区间各类电源的调节优先级不一样，各电源调节优先级用于标识该类型电源的调用的先后序位，支持根据需要进行调整。

优选的，步骤2中还包括：步骤2.1，定义不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级，并根据调节优先级定义配电网当前的运行区间下的初始协同控制策略。

优选的，步骤2.1中还包括：针对稳定区，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：判断当前时段为水电枯水期还是水电丰水期，并分别实现对调节优先级的设定。

具体来说，若当前时段为水电枯水期，则调节优先级由高到低依次为：光伏机组与风电机组、核电机组与水电机组、储能机组、火电机组；若当前时段为水电丰水期，则调节优先级由高到低依次为：水电机组、核电机组、光伏机组与风电机组、储能机组、火电机组。

具体来说，在枯水期，电网调频需求为上调需求时，优先消纳风电和光伏，保证风电、光伏的最大程度接纳；核电与水电以计划跟踪为主，在稳定区间不会对核电与水电进行调节；当风光的上调裕度不能满足电网需求时，再上调储能装置出力；储能调节裕度仍不能满足电网需求时再上调火电出力。

在枯水期，电网调频需求为下调需求时，优先下调火电机组出力；火电下调裕度不足时再下调储能裕度；储能调节裕度仍不能满足电网需求时再下调风光出力。核电与水电以计划跟踪为主，在稳定区间不会对核电与水电进行调节。

这里提及的核电机组与水电机组的计划跟踪过程可以根据实际的情况实现判断。例如，考虑到本发明中多级有功协同控制方法属于较短时间尺度内的适应性区域调度方法，因此，在该方法之上，还应当存在计划调度的内容。因此，在步骤2.1的初始协同控制策略中，并不对核电与水电的计划出力进行任何的更改，而只是保持原样。但在后续的步骤2.2和步骤2.3中，如果存在后续的协同调节过程，则方法可以实现初始策略的更新，并可能会进行核电与水电机组的进一步调节或调度。

此外，在水电丰水期，根据发电优先级，电网需优先消纳水电，因此，水电的发电优先及最高。此外，还依次消纳核电、风光、储能与火电。

优选的，步骤2.1中还包括：针对紧急区，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：根据发电机组和储能机组的频率上调速率和频率下调速率，分别实现发电机组和储能机组的上调优先级的排序和下调优先级的排序。

可以理解的是，紧急区运行时，根据电网调频需求的调节方向分为上调优先级和下调优先级。当电网调频需求为下调需求时，需优先调节调节速率较快的机组，使电网快速恢复，因此先下调水电机组；水电下调裕度不足时再下调风光出力，再依次下调储能、火电及核电机组，直至电网恢复正常。当电网调频需求为上调需求时，由于风光的调节速率较快，同时也能兼顾新能源优先消纳，所以优先调节风光；风光上调裕度不足时再上调水电，再依次上调储能、火电及核电机组，直至电网恢复正常。

优选的，步骤2.1中还包括：针对紧急区，将核电机组的优先级定义为最低。

在事故区时，所有电源都要参与调节，限制事故发展。考虑到核安全因素，将调整核电作为最后手段。

步骤2.2，根据配电网的实时负荷判断电网负荷是否处于尖峰时刻或低谷时刻，当电网负荷处于尖峰时刻或低谷时刻时，启动尖峰控制策略和深调控制策略以对初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略。

本发明方法在判断完初始协同控制策略中各个机组的优先级后，还会继续实现进一步的调节。如果电网处于正常的运行状态下，那么相同类型的各个机组之间，可能会根据机组本身上报的容量区间进行有裕度的参与协同控制，这个过程中，控制侧可以与机组之间进行通信，实现出力多少的协商。对于同一个优先级顺位下的多个机组来说，方法也可以考虑其他因素，如机组售电的报价高低等在优先级顺位内为多个机组排序，直到实现发电目标。

而如果电网处于非正常的情况，如在24小时内，电网负荷的峰谷差较大，在峰谷位置上，步骤2.1中提供的协同控制过程并不能够完全满足或者以更加节约的方式无冗余的契合当前的负荷需求。为此，方法提供了步骤2.2中的额外控制策略。该策略分别根据尖峰时刻和低谷时刻来实现不同方向的电源协同控制的响应。

优选的，步骤2.2中还包括：尖峰控制策略为基于初始协同控制策略预先估算所有机组的出力和，并将其与尖峰时刻下的电网总负荷求差；根据求差结果依次生成发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略；利用发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略对初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略。

举例来说，在在电网负荷尖峰时，方法依据电网安全、机组性能、电网经济性、促进新能源消纳等因素，对各能源进行排序控制。首先新能源在网架安全的基础上以最大能力发电，其次常规机组升出力，然后储能放电，最后切负荷。这里的常规机组可以为前文中提及的非新能源的机组，如火电机组。

常规机组升出力时依据调峰报价因素，保证电网安全稳定运行，且仅在正常控制上下限区可以使用。这里的正常控制区间时相对于深调控制区间来说的，下文中将对深调控制区间的具体内容进行充分说明。这种方式使同一报价区间及不同报价区间的发电企业利益公平化。方法可以实时的根据电网状态判定是否启用尖峰控制，启用后自动根据价格对机组进行排序分配，并根据电网实时偏差及机组排序进行有功分配。

优选的，步骤2.2中还包括：深调控制策略在判定电网负荷处于低谷时刻时启动；并且，深调控制策略根据预先定义的火电机组的三档深调规则和新能源机组调峰弃限规则更新发电机组的初始协同控制策略，以获得多级有功协同控制策略。

可以理解的是，方法在电网负荷低谷时，依据电网安全、机组性能、电网经济性、促进新能源消纳等因素，对各能源进行排序进行深调控制，各能源自动深调动作次序依次为：常规机组自动调节、储能充电、抽水蓄能机组调节、火电多档位深调、新能源调峰弃限，分布式能源的调节。

本发明中，以火电机组的三档或多档调节、新能源机组调峰弃限调节为例来对深调的过程进行说明。

在火电机组中，每个机组设置三套控制上下限。例如，第一套控制上下限对应100％～50％负荷率，第二套控制上下限对应50％～40％负荷率，第三套控制上下限对应40％～30％负荷率。三套控制上下限分部对应“未启用深调”、“一档深调”与“二档深调”。

在电网负荷谷值的时候，电网的实际负荷与计划的平均负荷之间存在较大的差异，此时，如果按照寻常的第一套控制方式实现机组运行，会消耗大量不必要的能源。此时，方法可以启动“一档深调”或“二档深调”。

下文，控制策略以“一档深调”为例进行说明。当启用“一档深调”时，所有参与深调机组的控制上下限自动切换为第二套控制上下限，即负荷率的50％～40％。将所有参与深调机组按照“一档深调报价”进行排序，当需出力上调时(总待调功率>0)，报价高的机组先上调；当需出力下调时(总待调功率<0)，报价低的机组先下调。

根据这种方式，方法首先变更了各个机组的运行模式，然后，在期望功率与模式变更后各个机组实际输出的功率之间存在差异时，再进行进一步的调节。这里的调节就是变更了初始协同控制策略，而能够促使生成更新后的控制策略了。

类似的，“一档深调”启用一段时间后，当全网目标负荷率低于40％，且所有机组负荷率均低于45％，则“二档深调待确认”灯闪烁，调度人员可双击闪烁灯确认是否开启“二档深调”。“二档深调”采用“第二套控制上下限”和“二档深调报价”策略同上。

可见，方法能够实时根据电网状态判定是否启用深调，启用后自动切换参与深调机组的控制限值，并根据电网实时偏差及深调报价自动调节机组出力。这种方式应用在火电机组中，支持多档位深调策略，能够保证电网安全稳定运行以及各电厂经济利益，且仅在第二套及以下的定值区可以使用，使同一报价区间及不同报价区间的发电企业利益公平化。

另一方面，方法还包括新能源调峰弃限策略，策略基于新能源实时总出力、负荷预测增量、联络线计划增量、火电备用情况，实时动态计算新能源总出力限值，并根据新能源总出力限值自动进行新能源场站的有功分配，实现新能源动态调峰弃限。

步骤2.3，利用多级有功协同控制策略生成控制指令，并将控制指令逐级下发至发电机组和储能机组，以实现对配电网的多级有功协同控制。

图4为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中四级协调对象的连接关系示意图。如图4所示，本发明方法中包括含分布式能源的源网多级能源互动控制场景。

在该场景中，可以由具备通信能力的设备组成分级网络，每级网络下分别部署有各类关键的参与到有功协同控制的配电网发电或储能设备。

在本发明一实施例中，台区级协调对象包括微网系统、分布式储能系统和自动需求响应系统提供的关口数据。馈线级协调对象包括台区级的综合负荷和可调度容量信息以及中压侧的分布式能源、分布式储能数据。配网级协调控制对象包括馈线级的综合负荷和可调度容量信息以及高压侧的分布式能源、分布式储能数据。主网级包含所有配网能量流、信息流、业务流。

图5为本发明一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法中多级有功协同控制的示意图。如图5所示，优选的，步骤2.3中还包括：基于电网层级划分规则将配电网设备由下至上依次划分为台区级协调对象、馈线级协调对象、配网级协调对象和主网级协调对象；下级协调对象将当前可调度容量、实时负荷信息逐层提交至上级协调对象中；上级协调对象接收多级有功协同控制策略和来自下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，并生成控制指令和目标曲线，逐层下发至下级协调对象中；下级协调对象根据控制指令实现出力调节，并将调节结果逐层反馈至上级协调对象中。

简单来说，四级之间的协调控制策略为：上级向下级下发控制指令和目标曲线，下级向上级提交可调度容量、负荷信息以及反馈结果。因此，下级可以将配电网调峰能力进行多级逐层聚合并上报，而上级则可以将聚合上来的分布式能源通过多能互补协同控制方法，判定电网运行区间研究各种能源在不同运行区间的多能互补特性，最终实现全网资源统筹，进一步的，方法还可以将统筹结果应用到电网调峰调谷等控制场景中，形成分布式能源控制目标。最后，上级将控制目标进行计划逐级分解并下发，通过执行控制考核等实现分布式能源的有功协同控制。

优选的，每一组分布式能源作为配电网设备，根据其出力规模和并网方式分别被部署为台区级协调对象、馈线级协调对象或配网级协调对象，参与到配电网的多级有功协同控制中。

举例来说，在自下而上的信息传递过程中，对于小型分布式能源可以部署在台区级节点下，优先考虑区间内负荷供电，即就地消纳，在满足台区内就地平衡基础上响应目标曲线，多余容量逐级上传。对于一般的分布式能源来说，考虑其部署在馈线级和配网级，则优先考虑配网内负荷转供并就地消纳，在满足配网内就地平衡基础上响应目标曲线，多余容量上传至主网，统一分配。在主网级层面，方法考虑规模化分布式能源的协调优化控制，满足主网区域间互供及整体消纳目标。

另一方面，自上而下中，调配中心通过主网调度容量分析，制定多级需求响应目标并逐级下发最优功率目标曲线。馈线和配网级，则通过分析配网及其馈线内可调容量，并参考主网最优功率目标曲线，制定配网及馈线层优化目标并修正最优功率曲线。台区级通过台区内可调容量分析，并参考配网及馈线层面最优功率目标曲线，制定台区优化目标并修正最优功率曲线。最终，方法实现了区域主网可调度容量优化分配。

优选的，目标曲线为上级协调对象根据电网频率优化目标预测出的电网最优功率曲线。

可以理解的是，本发明中的目标曲线可以是某个层级下节点上，也就是所有设备的总的协同控制出力的预测曲线，也可能是某个单独设备的预测出力曲线。一般来说可以为短于24小时内的曲线，如4小时的超短期指标和15分钟的准实时指标等等。这一曲线可以根据实际的调度需求、实时的负荷情况等因素来综合获得。

本发明一实施例中，在多级协同控制架构中，源荷储资源可通过台区融合终端接入配电自动化系统。分布式能源可直接接入配电自动化系统，从而在配调的层面完成分布式资源的聚合，并逐级上送数据至地级调度、地级调度进一步将聚合的分布式资源上送到省级调度。省级调度自动化系统通过对聚合上来的分布式资源特性进行分析形成多能互补结果，进一步应用到调峰调谷场景中，生成总体的调控目标，如前文中提及的控制指令和目标曲线。省级调度将其下发至地区调度及省调直控虚拟聚合单元，地调将总体的调控目标分解，分解为各配调所属分布式资源的控制目标与地调直控的分布式资源的控制目标，并由地调进行下发属于配调的调控目标，并转发至配调。配调根据地调下发的调控目标，分解为各分布式资源的控制目标并由配调进行下发，从而实现了省-地-配的多级协同控制。从整体上仍为省级调度统筹分布式资源，地调在执行转发控制目标的职能基础上，增加了地调层级的分布式资源指令生成与下发。

优选的，定义配电网的多级有功协同控制的时间尺度，根据时间尺度采集配电网运行工况，以及下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，生成匹配于时间尺度的控制指令和目标曲线，并指示下级协调对象在时间尺度内实现出力调节。

本发明一实施例中，空间尺度可以为1小时，而根据该尺度，采集的配电网运行工况等信息则可以为24小时或4小时内的指标，另外，目标曲线可能是在日预测功率曲线进行优化的4小时或15分钟的阶段曲线，最终实现的目标是对于1小时内电网出力的调节。

当然，方法也支持空间尺度上不同的调节方式，例如某个省调、某个地调或配调以全网有功功率输出平衡为目标曲线，在满足就地新能源消纳基础上，实现台区、馈线和配网多级多余能量的上送。

本发明第二方面，涉及一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制系统，系统包括判断模块和控制模块；其中，判断模块，用于根据配电网运行工况，判断配电网当前的运行区间；控制模块，用于根据预先制定的针对每一个运行区间的多元协同控制运行方式，实现对配电网的多级有功协同控制。

优选的，系统中至少具备多个通信设备，多个通信设备分别作为台区级节点、馈线级节点、配网级节点和主网级节点，实现与各级配电网设备的通信连接，并接收、汇总各级配电网设备的当前可调度容量、实时负荷信息，生成、下发控制指令和目标曲线至各级配电网设备中。

可以理解的是，多级有功协同控制系统为了实现上述本申请实施例提供的方法中的各功能，包含了执行各个功能相应的硬件结构和/或软件模块。本领域技术人员应该很容易意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的算法步骤，本申请能够以硬件或硬件和计算机软件的结合形式来实现。某个功能究竟以硬件还是计算机软件驱动硬件的方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本申请的范围。

本申请实施例可以根据上述方法示例对多级有功协同控制系统进行功能模块的划分，例如，可以对应各个功能划分各个功能模块，也可以将两个或两个以上的功能集成在一个处理模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。需要说明的是，本申请实施例中对模块的划分是示意性的，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式。

多级有功协同控制系统可以由一个或多个装置通信连接实现。装置包括至少一个处理器，总线系统以及至少一个通信接口。处理器由中央处理器、现场可编程逻辑门阵列、专用集成电路或其他硬件构成。存储器为只读存储器、随机存取存储器等构成。存储器可以是独立存在，通过总线与处理器相连接。存储器也可以和处理器集成在一起。硬盘可以为机械盘或固态硬盘等。本发明实施例对此不作限定。上述实施例通常通过软件、硬件来实现。当使用软件程序实现时，可以以计算机程序产品的形式来实现。该计算机程序产品包括一个或多个计算机指令。

在计算机上加载和执行计算机程序指令时，按照本发明中实施例所提供的流程来实现相应的功能。其中涉及的计算机程序指令可以是汇编指令、机器指令或者以编程语言实现编写的代码等等。

最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (16)

1.一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

步骤1，根据配电网运行工况，判断所述配电网当前的运行区间；

步骤2，根据预先制定的针对每一个所述运行区间的多元协同控制运行方式，实现对所述配电网的多级有功协同控制。

2.根据权利要求1中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述配电网运行工况至少包括：

所述配电网中每一断面的实时量测值和实时频率、所述配电网中每一断面的量测值限额和频率限额、所述配电网的区域控制偏差、所述配电网的区域控制偏差稳定限值、所述配电网中电源设备的实时状态信号、所述配电网的峰谷调节裕度、所述配电网所在区域内的突发事件和重大事故、所述配电网的实时负荷。

3.根据权利要求2中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述配电网被划分为一个或多个运行区间，并且所述配电网当前的运行区间为稳定区、紧急区和事故区中的一种；

当所述配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以下，并且实时频率在50±0.1Hz之间，并且所述配电网的区域控制偏差未超出所述配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断所述配电网当前的运行区间为稳定区；

当所述配电网中每一断面中的实时量测值处于95％限额以上，或者实时频率位于50±0.1Hz至50±0.2之间超过预设时长，或者所述配电网的区域控制偏差超出所述配电网的区域控制偏差稳定限值时，判断所述配电网当前的运行区间为紧急区；

当所述配电网中每一断面中的实时量测值越限，或者实时频率超出50±0.2，或者所述配电网的区域控制偏差超出所述配电网的区域控制事故限值时，判断所述配电网当前的运行区间为事故区。

4.根据权利要求3中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述针对每一个所述运行区间的多元协同控制运行方式中，针对每一个所述运行区间，不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级不同；并且，

所述步骤2中还包括：

步骤2.1，定义不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级，并根据所述调节优先级定义所述配电网当前的运行区间下的初始协同控制策略；

步骤2.2，根据所述配电网的实时负荷判断所述电网负荷是否处于尖峰时刻或低谷时刻，当所述电网负荷处于尖峰时刻或低谷时刻时，启动尖峰控制策略和深调控制策略以对所述初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略；

步骤2.3，利用所述多级有功协同控制策略生成控制指令，并将所述控制指令逐级下发至发电机组和储能机组，以实现对所述配电网的多级有功协同控制。

5.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.1中还包括：

针对所述稳定区，所述不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：

判断当前时段为水电枯水期还是水电丰水期，并分别实现对调节优先级的设定。

6.根据权利要求5中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

若当前时段为水电枯水期，则所述调节优先级由高到低依次为：光伏机组与风电机组、核电机组与水电机组、储能机组、火电机组；

若当前时段为水电丰水期，则所述调节优先级由高到低依次为：水电机组、核电机组、风电机组与光伏机组、储能机组、火电机组。

7.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.1中还包括：

针对所述紧急区，所述不同能源类型的发电机组或储能机组的调节优先级的确定方式为：

根据所述发电机组和储能机组的频率上调速率和频率下调速率，分别实现所述发电机组和储能机组的上调优先级的排序和下调优先级的排序。

8.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.1中还包括：

针对所述紧急区，将核电机组的优先级定义为最低。

9.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.2中还包括：

所述尖峰控制策略为基于所述初始协同控制策略预先估算所有机组的出力和，并将其与尖峰时刻下的电网总负荷求差；

根据所述求差结果依次生成发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略；

利用所述发电机组出力提升策略、储能机组放电策略、负荷切除策略对所述初始协同控制策略进行更新，以获得多级有功协同控制策略。

10.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.2中还包括：

所述深调控制策略在判定所述电网负荷处于低谷时刻时启动；并且，

所述深调控制策略根据预先定义的所述火电机组的三档深调规则和新能源机组调峰弃限规则更新所述发电机组的初始协同控制策略，以获得多级有功协同控制策略。

11.根据权利要求4中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述步骤2.3中还包括：

基于电网层级划分规则将配电网设备由下至上依次划分为台区级协调对象、馈线级协调对象、配网级协调对象和主网级协调对象；

下级协调对象将当前可调度容量、实时负荷信息逐层提交至上级协调对象中；

上级协调对象接收所述多级有功协同控制策略和来自所述下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，并生成控制指令和目标曲线，逐层下发至所述下级协调对象中；

所述下级协调对象根据控制指令实现出力调节，并将调节结果逐层反馈至上级协调对象中。

12.根据权利要求11中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

每一组所述分布式能源作为配电网设备，根据其出力规模和并网方式分别被部署为台区级协调对象、馈线级协调对象或配网级协调对象，参与到所述配电网的多级有功协同控制中。

13.根据权利要求11中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

所述目标曲线为所述上级协调对象根据电网频率优化目标预测出的电网最优功率曲线。

14.根据权利要求1中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制方法，其特征在于：

定义所述配电网的多级有功协同控制的时间尺度，根据所述时间尺度采集配电网运行工况，以及下级协调对象的当前可调度容量、实时负荷信息，生成匹配于所述时间尺度的控制指令和目标曲线，并指示下级协调对象在所述时间尺度内实现出力调节。

15.一种利用权利要求1-14任一项权利要求所述方法的含分布式能源的配电网多级有功协同控制系统，其特征在于：

所述系统包括判断模块和控制模块；其中，

所述判断模块，用于根据配电网运行工况，判断所述配电网当前的运行区间；

所述控制模块，用于根据预先制定的针对每一个所述运行区间的多元协同控制运行方式，实现对所述配电网的多级有功协同控制。

16.根据权利要求15中所述的一种含分布式能源的配电网多级有功协同控制系统，其特征在于：

所述系统中至少具备多个通信设备，所述多个通信设备分别作为台区级节点、馈线级节点、配网级节点和主网级节点，实现与各级配电网设备的通信连接，并接收、汇总所述各级配电网设备的当前可调度容量、实时负荷信息，生成、下发控制指令和目标曲线至所述各级配电网设备中。