CN104993513B - 支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及*** - Google Patents
支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及*** Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及***。该方法包括：获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；当所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。本发明实现了在电网故障时，通过电池储能***联合光伏电场实现电网黑启动，实现了对电网稳定运行的控制。
Description
技术领域
本发明属于智能电网以及储能技术领域，具体涉及在智能电网中，一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及***。
背景技术
随着电力***的跨区域互联电网的规模越来越大，各子***之间的相互影响越来越强烈，局部***的故障可能由于保护和自动装置的不正确动作而酿成大面积的停电事故，甚至整个电力***的崩溃瓦解，给国民经济带来巨大的损失。
黑启动是指整个电网***因故障停运后，不依靠别的网络帮助，通过***中具有自启动能力也称为黑启动能力的机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐渐扩大***输电范围，最终实现整个***的恢复。不同的电力***恢复的方式不尽相同，但总的目标是在最短时间内使***能够恢复带负荷的能力。
黑启动方案是指电力***发生事故后，尽快有序地恢复或重构一种新的稳定运行方式的方案。对其一般有三个要求，一是速度要快；二是恢复或重构新的运行方式的过程必须是有序的；三是新的运行方式必须是一个稳定的方式。当前的黑启动方案依据上述黑启动技术规范，划分子***，从黑启动电源开始，沿着黑启动路径，开始进行相关电气计算，启动其他电源、变电站和恢复相应的负荷，逐步恢复子***运行。各个子***可以利用内部黑启动电源和外部和启动电源进行黑启动。
发明内容
目前，关于风光储联合发电***的黑启动的控制还没有相关专利，特别是黑启动的电池储能电站的优化控制方法。
为了解决上述问题，本发明实施例提供一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，包括：获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；当所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
为了解决上述问题，本发明实施例还提供了一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，包括：电站数据获取装置，用于获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；故障判断装置，用于根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；运行台数计算装置，用于在所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；功率分配计算装置，用于建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
本发明实施例的支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及***，实现了在电网故障时，通过电池储能***联合光伏电场实现电网黑启动的过程，且可以实现对电网稳定运行的控制。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例的支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法的流程图；
图2本发明实施例的风光储联合发电***的结构示意图；
图3为本发明实施例的光伏发电***的出力示意图；
图4为本发明实施例的储能使用效率最优曲线图；
图5为本发明实施例的支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1为本发明实施例的支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法的流程图。如图1所示，本发明实施例的控制方法包括：步骤S101，获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；步骤S102，根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；步骤S103，当所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；步骤S104，建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
图2为本发明实施例的风光储联合发电***的结构示意图。如图2所示，风光储联合发电***包括风力发电场、光伏发电场、电池储能电站、负荷和电网；风力发电场、光伏发电场及电池储能电站分别通过变压器与电网连接。风力发电场和光伏发电场的内部连接示意图在此省略；电池储能电站中的各锂离子电池储能子单元与双向变流器连接。针对不同负荷类型，本发明将负荷分为关键负荷和一般负荷。关键负荷称为重要负荷，当这类装置或设备不能正常运行时，将危及到人身安全，并/或造成功能下降、经济损失，或被用户认为会对其财产造成重大的损失，比如电机等。一般负荷是当这类装置和设备不能正常运行时，不会危及到人身安全，经济损失，比如照明等。关键负荷和一般负荷所需的总的功率值，称其为负荷功率值。
图3为光伏发电***的出力示意图，即模拟光伏功率曲线图，其由一台光伏逆变器构成。
储能变流器荷电状态SOC是指剩余容量与其完全充电状态的容量的比值，用百分数表示，取值范围为0～1，当SOC＝0时表示储能变流器放电完全，当SOC＝1时表示储能变流器完全充满。
在步骤S102中，电网运行状态分为正常和故障两种。当外部电网工作正常时，即在稳态情况下，光储微网并网运行，此时储能***配合光伏***为配电网和负载提供高电能质量的电能，光储联合发电正常并网，满足负荷要求。
在步骤S103中，当电网发生故障时，储能和光伏停止出力，当进行黑启动时，储能变流器带动关键负荷供电，逐台光伏逆变器开始并网，同时给储能电池供电。在本发明实施例中，当检测到配电网或PCC点的频率和电压越限时，断开PCC开关，将控制模式切换为孤岛运行模式，进行黑启动，在孤岛模式下，其中一台储能变流器切换为V/f控制(电压/斜率控制)，为微网***提供电压幅值和频率恒定的电压源，保证了光储微网***的稳定运行，其他储能变流器采用P/Q控制(即有功/无功功率控制)，P/Q控制为由光伏和储能供电，为联合发电***提供稳定的电流源，并且考虑储能装置的效率，选择最优组合的储能变流器集群参与黑启动，有效提高了光储联合发电***的黑启动控制和孤岛运行能力。在大电网发生故障或者出现较大扰动时，静态开关将敏感性负荷所在馈线与大电网断开，使其在孤岛模式下运行。
利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数，具体为：读取负荷功率值和光伏出力值，将负荷功率值减去光伏出力值，作为P/Q控制下储能功率的需求值，根据所述储能功率需求值和预设的每台储能变流器的效率区间，确定参与功率分配的储能变流器的台数。具体是指：
取L台储能变流器的效率区间的最高功率值Pmax；所述储能功率需求值P0取值为：(N-1)*Pmax≦P0≦N*Pmax，N≦L；则确定参与功率分配的储能变流器的台数为N台。有效区间指图4所示的储能变流器的使用效率示意图，当储能变流器功率在10％和90％的额定功率区间内，储能变流器的使用效率处于较高范围。
例如，3台储能变流器的效率区间均为(10KW，90KW)，如果储能功率需求值P0为150KW，由于每台储能变流器的效率区间的最高功率值Pmax为90KW，则根据(N-1)*Pmax≦P0≦N*Pmax，可以确定参与功率分配的储能变流器的台数为2台，即有一台不需要工作。
步骤S104，建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。具体实现为：
首先，建立光储联合发电出力最优目标函数为：
min{ΔP}＝{Ppv+Pbess-Pload}→0
其中Pload和Pbess分别由下式得到：
Pload＝Pload1+Pload2+Pload3+…+Ploadk；
Pbess＝Ppcs1+Ppcs2+Ppcs3+…PpcsL；
Ppv＝Ppv1+Ppv2+Ppv3+…Ppvm。
上述公式中，Pload为负荷功率，Pload1可以为关键负荷，Pload2、Pload3…..Ploadk可以为一般负荷；Ppv为是由m台光伏逆变器组成的光伏发电总出力；Pbess是由L台储能变流器构成的储能总功率，其中一台为电压源储能变流器，其他为电流源储能变流器。
其次，确定出参与本次功率分配的储能变流器功率：
当电池储能电站总功率需求大于0时，表示储能需放电，各储能变流器的功率取值为：
其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SOCi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述L台储能变流器总功率；
当电池储能电站总功率需求小于0时，表示储能需充电，各储能变流器的功率取值为：
其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SODi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述L台储能变流器总功率；
且，SODi＝1-SOCi；
其中，所述SOC的约束条件为：SOC_min≤SOCi≤SOC_max。
当储能电池电站总功率需求大于0时，所述的越限条件为；
Ppcsi>Ppcsi最大允许放电
当储能电池电站总功率需求大于0时，所述的越限条件为；
|Ppcsi|>|Ppcsi最大允许充电|。
基于上述越限条件判断各储能变流器的功率取值是否有违反其最大允许功率限制的情况，如果有，则重新计算参与本次功率分配的各储能变流器的功率值。
对应与上述控制方法，如图5所示，本发明实施例还提供一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，包括：电站数据获取装置101，用于获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；故障判断装置102，用于根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；运行台数计算装置103，用于在所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；功率分配计算装置104，用于建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
本发明实施例的支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法及***，实现了在电网故障时，通过电池储能***联合光伏电场实现电网黑启动的过程，且可以实现对电网稳定运行的控制。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本发明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，本发明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。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(***)、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。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (10)
1.一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，其特征在于，所述方法包括：
获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；
根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；
当所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；
建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
2.根据权利要求1所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，其特征在于，所述当所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数，包括：
当所述电网发生故障时，切换为孤岛运行模式，将储能变流器分为电压源储能变流器和电流源储能变流器；
根据所述负荷功率值和光伏出力值，生成储能功率需求值；
根据所述储能功率需求值和预设的每台储能变流器的效率区间，确定参与功率分配的储能变流器的台数。
3.根据权利要求2所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，其特征在于，所述根据储能功率需求值和预设的每台储能变流器的效率区间，确定参与功率分配的储能变流器的台数，具体是指：
取L台储能变流器的效率区间的最高功率值Pmax；
所述储能功率需求值P0取值为：(N-1)*Pmax≦P0≦N*Pmax，N≦L；
则确定参与功率分配的储能变流器的台数为N台。
4.根据权利要求3所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，其特征在于，所述建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率，包括：
建立所述光储联合发电出力最优目标函数为：
min{ΔP}＝{Ppv+Pbess-Pload}→0；
其中，Pload为所述负荷功率值；Ppv为由光伏逆变器组成的所述光伏出力值；Pbess为总的储能变流器构成的储能变流器总功率。
5.根据权利要求4所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制方法，其特征在于，在得到所述总的储能变流器构成的储能变流器总功率Pbess后，根据以下方法得到参与分配的各个储能变流器的功率：
当电池储能电站总功率需求大于0时，表示储能需放电，各储能变流器的功率取值为：
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</mrow>
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<mo>;</mo>
</mrow>
1
其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SOCi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述储能变流器总功率；
当电池储能电站总功率需求小于0时，表示储能需充电，各储能变流器的功率取值为：
<mrow>
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<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>p</mi>
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</mrow>
</msub>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SODi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述储能变流器总功率；
且，SODi＝1-SOCi；
其中，所述SOC的约束条件为：SOC_min≤SOCi≤SOC_max。
6.一种用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，其特征在于，所述***包括：
电站数据获取装置，用于获取包括电网运行状态、负荷类型、光伏出力值、负荷功率值、储能变流器荷电状态在内的电站数据；
故障判断装置，用于根据所述电网运行状态，判断电网是否发生故障；
运行台数计算装置，用于在所述电网发生故障时，根据所述光伏出力值以及负荷功率值，利用储能变流器效率最优原则，计算参与充放电功率分配的储能变流器的台数；
功率分配计算装置，用于建立光储联合发电出力最优目标函数，根据所述负荷功率值、光伏出力值以及参与充放电功率分配的储能变流器的荷电状态，确定所述参与充放电功率分配的各储能变流器的功率。
7.根据权利要求6所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，其特征在于，所述运行台数计算装置具体包括：
当所述电网发生故障时，切换为孤岛运行模式，将储能变流器分为电压源储能变流器和电流源储能变流器；
根据所述负荷功率值和光伏出力值，生成储能功率需求值；
根据所述储能功率需求值和预设的每台储能变流器的效率区间，确定参与功率分配的储能变流器的台数。
8.根据权利要求7所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，其特征在于，所述运行台数计算装置根据储能功率需求值和预设的每台储能变流器的效率区间，确定参与功率分配的储能变流器的台数，具体是指：
取L台储能变流器的效率区间的最高功率值Pmax；
所述储能功率需求值P0取值为：(N-1)*Pmax≦P0≦N*Pmax，N≦L；
则确定参与功率分配的储能变流器的台数为N台。
9.根据权利要求8所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，其特征在于，所述功率分配计算装置具体包括：
建立所述光储联合发电出力最优目标函数为：
min{ΔP}＝{Ppv+Pbess-Pload}→0；
其中，Pload为所述负荷功率值；Ppv为由光伏逆变器组成的所述光伏出力值；Pbess为总的储能变流器构成的储能变流器总功率。
10.根据权利要求9所述的用于支撑光储发电***黑启动的电池储能电站控制***，其特征在于，所述功率分配计算装置在得到所述总的储能变流器构成的储能变流器总功率Pbess后，根据以下方法得到参与分配的各个储能变流器的功率：
当电池储能电站总功率需求大于0时，表示储能需放电，各储能变流器的功率取值为：
<mrow>
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其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SOCi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述储能变流器总功率；
当电池储能电站总功率需求小于0时，表示储能需充电，各储能变流器的功率取值为：
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其中，Ppcsi为生成的各储能变流器功率值；SODi为各储能变流器的荷电状态；ui为各储能变流器的运行状态；Pbess为所述储能变流器总功率；
且，SODi＝1-SOCi；
其中，所述SOC的约束条件为：SOC_min≤SOCi≤SOC_max。
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