CN110165692B - 基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法 - Google Patents

基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法 Download PDF

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Abstract

本发明的基于光伏‑蓄电池‑温控负荷的虚拟储能调峰***与方法，***包括：光伏单元、蓄电池单元和集群温控负荷单元、***控制单元、逆变单元和调度控制中心。将光伏单元的发电过程等效为虚拟储能电池的放电过程，温控负荷单元增加负荷电力过程等效为虚拟储能电池的充电过程，反之为放电过程。光伏单元、蓄电池单元和集群温控负荷单元构成虚拟储能单元。以天气预测数据作为输入，控制夜间蓄电池梯度充电，根据调度信号和光伏出力情况在日间谷期梯度充电，实现虚拟储能单元与电网母线进行稳定的信息和能量交互，进而参与需求响应调峰服务。本发明能实现能源互补，避免弃光现象，又能参与调峰服务，降低负荷峰谷差，充分考虑用户的舒适度。

Description

基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法
技术领域
本发明属于电力***辅助服务中的需求响应技术领域，涉及基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法。
背景技术
近年来，环境污染与能源危机问题不断加剧，我国能源结构不断发生变化，随着清洁能源广泛应用，新的问题也随之而来。由于可再生能源发电的不确定性，其无法实现平滑并网，从而发生“弃风、弃光”现象。同时，季节性尖峰负荷的不断攀升导致电网尖峰压力不断增大。这种情况下，用户侧的调控显得尤为重要。为促进清洁能源的发展，优化多种资源配置，虚拟储能与清洁能源就地消纳成为新的研究热点。储能调控是实现清洁能源平滑并网、参与电力***需求响应的关键技术。
就目前的虚拟储能***而言，其内部主要考虑了蓄电池进行滤波并与温控负荷协调控制，以此来平滑清洁能源并网，减小对电网的冲击。但该种情况并没有考虑到阴天或者无风等环境因素，且阴天或者无风的天气情况下温控负荷用户的舒适度也没有得到充分的考虑。因此，采用考虑环境因素以及用户舒适度的虚拟储能***与电网进行信息与能量交互是十分必要的。
发明内容
本发明的目的是提供基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法，以实现能源互补，避免弃光现象，又能参与调峰服务，降低负荷峰谷差。
本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，包括：虚拟储能单元、***控制单元、调度控制中心和逆变单元；
所述虚拟储能单元的对外特性等效为实际电池的充放电特性，包括信号处理模块、分别与信号处理模块连接的光伏单元、蓄电池单元和集群温控负荷单元，蓄电池单元和集群温控负荷单元相连接；
所述逆变单元将虚拟储能单元的直流电进行逆变后与配电网的联络线相连；
所述***控制单元通过信号处理模块控制虚拟储能单元内部的能量分配，并控制虚拟储能单元与配电网进行能量交互；
所述调度控制中心用于向***控制单元发送调峰信号进而控制虚拟储能单元和配电网进行能量交互。
在本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***中，所述***控制单元包括温度传感器、中央控制器和上位机；
所述温度传感器用于采集室内温度信号并发送给上位机；
所述上位机用于获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态并发送给中央控制器；
所述中央控制器用于对虚拟储能单元进行能量监测，并接收上位机的信息和调度控制中心的调峰信号经分析后向虚拟储能单元的信号处理模块发送控制信号以实现能量分配和配电网进行能量交互。
在本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***中，所述虚拟储能单元中的光伏单元的发电过程折算为虚拟储能电池的放电过程，光伏单元折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000021
式中：QPV为光伏单元的额定发电容量，I为光伏单元的工作点电流，U为光伏单元的工作点电压，t为光伏单元的发电时间。
在本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***中，所述集群温控负荷单元在不影响用户舒适度的前提下，能响应电力的控制需求，当增加负荷电力时，其过程等效为电池的充电过程，反之为放电过程；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000031
式中：Tin为室内温度；Tmin为室内温度设定值的最小值；Tmax为室内温度设定值的最大值；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的容量模型为：
Figure BDA0002101266010000032
式中：Qacl为温控负荷单元的虚拟电池容量；Δt为变化时间；R为热阻；ηcop为温控负荷能效比。
在本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***中：
所述虚拟储能单元的等效容量模型为：
Qsum＝Qb+QPV+Qacl
式中：Qsum为虚拟储能单元的等效容量，Qb为蓄电池单元的容量；QPV为光伏单元发电的额定容量；
虚拟储能单元的等效荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000033
式中：SOCb为蓄电池单元的荷电状态；QPV为光伏单元发电的额定容量；S(t)、Sacl(t)分别为t时刻蓄电池单元和温控负荷单元的充放电状态。
在本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***中：所述虚拟储能单元的荷电状态约束条件为：
SOCmin≤SOCsum≤SOCmax
Figure BDA0002101266010000034
Figure BDA0002101266010000041
式中：SOCmin、SOCmax分别为虚拟储能单元荷电状态的最小值和最大值。
本发明还提供了基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰方法，包括如下步骤：
步骤1：上位机获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态，并将该信息传送至中央控制器；
步骤2：中央控制器接收上位机传送的数据，并进行数据处理；
步骤3：中央控制器对虚拟储能单元进行能量监测；
步骤4：上位机获取光伏出力数据；
步骤5：判断是否在夜间，若是则执行步骤6，否则执行步骤7；
步骤6：中央控制器设置对虚拟储能单元充电的固定时间，定时给定虚拟储能单元中的蓄电池单元充电信号S(t)，若到达夜间低谷充电时间，中央控制器通过0/1信号对蓄电池单元进行梯度充电，然后执行步骤13；
步骤7：日间时，上位机设定室内设定温度Tset以及温度变化的上下限Tmin、Tmax，同时温度传感器将信号传送给上位机；
步骤8：中央控制器接收上位机传送信号，并与调度控制中心进行信息交互，同时监测虚拟储能单元的能量信息，发送控制信号；当光伏单元出力大于集群温控负荷单元充电功率执行步骤9，否则执行步骤12；
步骤9：对虚拟储能单元发出0/1控制信号，当光伏单元出力大于蓄电池单元充电余量与集群温控负荷单元充电功率之和时，执行步骤10，否则执行步骤11；
步骤10：光伏单元放电先为集群温控负荷单元充电，再通过控制信号为蓄电池单元充电，此时虚拟储能单元对外显示放电特性，将特性发送到中央控制器，将剩余电量馈送电网，继续执行步骤15；
步骤11：光伏单元放电为蓄电池单元以及温控负荷充电，虚拟储能单元对外显示可放可充特性，可积极响应电网的调度，继续执行步骤15；
步骤12：当光伏单元与蓄电池单元电量出力之和小于集群温控负荷单元充电功率时执行步骤13，反之执行步骤14；
步骤13：利用日间用电第一个谷期对虚拟储能单元进行充电，继续执行步骤15；
步骤14：光伏单元和蓄电池单元放电为集群温控负荷单元充电，虚拟储能单元对外显示放电特性，可响应调度，或缓解分期压力，继续执行步骤15；
步骤15：***控制单元监测虚拟储能***SOCsum状态，并根据调度控制中心发送的信号决定在下一个日间谷期是否进行梯度充电，并返回步骤3。
本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法，其中虚拟储能单元最大限度的就地消纳光伏发电，该虚拟储能单元充放电过程等效为实际电池的充放电过程，可稳定与电网进行功率交互，同时起到了削峰填谷平滑负荷曲线、充分满足用户舒适度等积极作用。本发明结构紧凑，既能实现能源互补，避免弃光现象，又能稳定参与调峰辅助服务，实现与电网的信息交互，缓解峰期压力。
附图说明
图1是本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***的框图；
图2是本发明的具体实施方式的信号传送示意图；
图3是本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰方法的流程图。
具体实施方式
如图1和图2所示，本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，包括：虚拟储能单元1、***控制单元2、调度控制中心3和逆变单元4。
所述虚拟储能单元1的对外特性等效为实际电池的充放电特性，包括信号处理模块11、分别与信号处理模块11连接的光伏单元12、蓄电池单元13和集群温控负荷单元14，蓄电池单元13和集群温控负荷单元14相连接。所述逆变单元4将虚拟储能单元1的直流电进行逆变后与配电网5的联络线相连。
所述***控制单元2通过信号处理模块11控制虚拟储能单元1内部的能量分配，并控制虚拟储能单元1与配电网5进行能量交互，来参与调峰需求响应。***控制单元2包括温度传感器23、中央控制器21和上位机22。所述温度传感器23用于采集室内温度信号并发送给上位机22，所述上位机22用于获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态，并将该信息传送至中央控制器21，所述中央控制器21对虚拟储能单元进行能量监测，同时接收上位机的信息和调度控制中心的调峰信号经分析后向虚拟储能单元1的信号处理模块11发送控制信号以实现能量分配和配电网进行能量交互。
所述调度控制中心3用于向***控制单元2发送调峰信号进而控制虚拟储能单元1和配电网5进行能量交互。
虚拟储能单元1中的光伏单元12的发电过程折算为虚拟储能电池的放电过程，光伏单元12折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000061
式中：QPV为光伏单元的额定发电容量，I为光伏单元的工作点电流，U为光伏单元的工作点电压，t为光伏单元的发电时间。
集群温控负荷单元14在不影响用户舒适度的前提下，能响应电力的控制需求，当增加负荷电力时，其过程等效为电池的充电过程，反之为放电过程；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000071
式中：Tin为室内温度；Tmin为室内温度设定值的最小值；Tmax为室内温度设定值的最大值；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的容量模型为：
Figure BDA0002101266010000072
式中：Qacl为温控负荷单元的虚拟电池容量；Δt为变化时间；R为热阻；ηcop为温控负荷能效比。
进一步的，虚拟储能单元1的等效容量模型为：
Qsum＝Qb+QPV+Qacl
式中：Qsum为虚拟储能单元的等效容量，Qb为蓄电池单元的容量；QPV为光伏单元发电的额定容量；
虚拟储能单元的等效荷电状态为：
Figure BDA0002101266010000073
式中：SOCb为蓄电池单元的荷电状态；QPV为光伏单元发电的额定容量；S(t)、Sacl(t)分别为t时刻蓄电池单元和温控负荷单元的充放电状态。
虚拟储能单元1的荷电状态约束条件为：
SOCmin≤SOCsum≤SOCmax
Figure BDA0002101266010000074
Figure BDA0002101266010000075
式中：SOCmin、SOCmax分别为虚拟储能单元荷电状态的最小值和最大值。
本发明的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰方法如下：
上位机获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态，并发送给中央控制器处理。根据次日温度情况可预设次日的室内温度Tin，室内温度设定值的最小值Tmin，室内温度设定值的最大值Tmax，可预测出温控负载的用电情况。根据次日天气阴晴状态、连续阴天天数可预测光伏出力情况，再根据蓄电池单元的SOCb状态，可预测出前一天夜间选择蓄电池的充电深度SOCb。
虚拟储能单元1将其SOCsum状态、是否受控等信息传送至中央控制器，且当前SOCsum信息周期性发送，同时中央控制器接收调度控制中心的控制信号并作出响应，控制虚拟储能单元放电，缓解电网峰期压力。
本发明的实时控制策略采用动态事件触发机制，首先判断电网是否到达用电峰期，然后根据如下四个事件：①Ppv+Pb＜Pacl、②Ppv+Pb≥Pacl、③Ppv＜Pacl+Pb、④Ppv≥Pacl+Pb在用电峰期进行功率分配。设定温控负荷单元用于制冷，且温控负荷单元充电由室内温度上限Tmax到达温度下限Tmin所需的最长时间为Δtmax。
当事件①发生时，虚拟储能单元1将信号经上位机22传送给中央控制器21，中央控制器21在调度控制中心3发出调度信号进行调度的时间点提前至少Δtmax时间为虚拟储能单元1中室内温度较低的温控负荷单元充电，光伏单元与蓄电池单元为室内温度较高的温控负荷单元充电，当到达用电高峰期时，虚拟储能单元发送SOCsum状态给中央控制器21并响应调度控制中心3调度进行放电或停止充电。
当事件②发生时，虚拟储能单元通过上位机22向中央控制器21发送可参与需求响应信号，中央控制器21将该信号发送给调度控制中心3，调度控制中心3在用电高峰期下达调峰命令，先由光伏单元为温控型负荷按照室内温度由高到地的顺序充电，不足出力由蓄电池单元补充，虚拟储能单元参与响应，进行降低峰期负荷，此时，若用电峰值过高，虚拟储能单元还可向母线馈电。
当事件③发生时，虚拟储能单元通过上位机22向中央控制器21发送可控信号，用电高峰期时，调度控制中心向中央控制器发送控制信号，虚拟储能单元停止充电或向配电网母线馈电，虚拟储能单元内部光伏单元首先为温控负荷单元充电，根据调度控制中心需求目标功率决定剩余电量返送电网或者为蓄电池单元充电。
当事件④发生时，虚拟储能单元将可参与响应信号发送给中央控制器或者将需要返送电网电量信号发送给中央控制器，再由中央控制器传送给调度控制中心，在用电峰期参与调度，缓解电网压力；
虚拟储能单元参与响应后，将SOCsum状态经上位机传送给***控制单元的中央控制器，中央控制器进行数据处理之后，控制虚拟储能单元的蓄电池单元在谷期时段选择最优时间点进行充电。
如图3所示具体实施时，包括如下步骤：
步骤1：上位机获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态，并将该信息传送至中央控制器；
步骤2：中央控制器接收上位机传送的数据，并进行数据处理；
步骤3：中央控制器对虚拟储能单元进行能量监测；
步骤4：上位机获取光伏出力数据；
步骤5：判断是否在夜间，若是则执行步骤6，否则执行步骤7；
步骤6：中央控制器设置对虚拟储能单元充电的固定时间，定时给定虚拟储能单元中的蓄电池单元充电信号S(t)，若到达夜间低谷充电时间，中央控制器通过0/1信号对蓄电池单元进行梯度充电，然后执行步骤13；
步骤7：日间时，上位机设定室内设定温度Tset以及温度变化的上下限Tmin、Tmax，同时温度传感器将信号传送给上位机；
步骤8：中央控制器接收上位机传送信号，并与调度控制中心进行信息交互，同时监测虚拟储能单元的能量信息，发送控制信号；当光伏单元出力大于集群温控负荷单元充电功率执行步骤9，否则执行步骤12，
步骤9：对虚拟储能单元发出0/1控制信号，当发生事件④时，即光伏单元出力大于蓄电池单元充电余量与集群温控负荷单元充电功率之和时执行步骤10，当发生事件③时执行步骤11；
步骤10：光伏单元放电先为集群温控负荷单元充电，再通过控制信号为蓄电池单元充电，此时虚拟储能单元对外显示放电特性，将特性发送到中央控制器，将剩余电量馈送电网，继续执行步骤15；
步骤11：光伏单元放电为蓄电池单元以及温控负荷充电，具体实施时，光伏单元首先为温控负荷单元充电，根据调度控制中心需求目标功率决定剩余电量返送电网或者为蓄电池单元充电，虚拟储能单元对外显示可放可充特性，可积极响应电网的调度，继续执行步骤15；
步骤12：当发生事件①时，即光伏单元与蓄电池单元电量出力之和小于集群温控负荷单元充电功率时执行步骤13，当发生事件②时，执行步骤14；
步骤13：利用日间用电第一个谷期对虚拟储能单元进行充电；当到达用电高峰期时，虚拟储能单元发送SOCsum状态给中央控制器并响应调度控制中心的调度进行放电或停止充电，继续执行步骤15；
步骤14：光伏单元和蓄电池单元放电为集群温控负荷单元充电，虚拟储能单元对外显示放电特性，可响应调度，或缓解分期压力，继续执行步骤15；
步骤15：***控制单元监测虚拟储能***SOCsum状态，并根据调度控制中心发送的信号决定在下一个日间谷期是否进行梯度充电，并返回步骤3。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的思想，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于，包括：虚拟储能单元、***控制单元、调度控制中心和逆变单元；
所述虚拟储能单元的对外特性等效为实际电池的充放电特性，包括信号处理模块、分别与信号处理模块连接的光伏单元、蓄电池单元和集群温控负荷单元，蓄电池单元和集群温控负荷单元相连接；
所述逆变单元将虚拟储能单元的直流电进行逆变后与配电网的联络线相连；
所述***控制单元通过信号处理模块控制虚拟储能单元内部的能量分配，并控制虚拟储能单元与配电网进行能量交互；
所述调度控制中心用于向***控制单元发送调峰信号进而控制虚拟储能单元和配电网进行能量交互；
该基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***的控制方法包括如下步骤：
步骤1：上位机获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态，并将信息传送至中央控制器；
步骤2：中央控制器接收上位机传送的数据，并进行数据处理；
步骤3：中央控制器对虚拟储能单元进行能量监测；
步骤4：上位机获取光伏出力数据；
步骤5：判断是否在夜间，若是则执行步骤6，否则执行步骤7；
步骤6：中央控制器设置对虚拟储能单元充电的固定时间，定时给定虚拟储能单元中的蓄电池单元充电信号S(t)，若到达夜间低谷充电时间，中央控制器通过0/1信号对蓄电池单元进行梯度充电，然后执行步骤13；
步骤7：日间时，上位机设定室内设定温度Tset以及温度变化的上下限Tmin、Tmax，同时温度传感器将信号传送给上位机；
步骤8：中央控制器接收上位机传送信号，并与调度控制中心进行信息交互，同时监测虚拟储能单元的能量信息，发送控制信号；当光伏单元出力大于集群温控负荷单元充电功率执行步骤9，否则执行步骤12；
步骤9：对虚拟储能单元发出0/1控制信号，当光伏单元出力大于蓄电池单元充电余量与集群温控负荷单元充电功率之和时，执行步骤10，否则执行步骤11；
步骤10：光伏单元放电先为集群温控负荷单元充电，再通过控制信号为蓄电池单元充电，此时虚拟储能单元对外显示放电特性，将特性发送到中央控制器，将剩余电量馈送电网，继续执行步骤15；
步骤11：光伏单元放电为蓄电池单元以及温控负荷充电，虚拟储能单元对外显示可放可充特性，可积极响应电网的调度，继续执行步骤15；
步骤12：当光伏单元与蓄电池单元电量出力之和小于集群温控负荷单元充电功率时执行步骤13，反之执行步骤14；
步骤13：利用日间用电第一个谷期对虚拟储能单元进行充电，继续执行步骤15；
步骤14：光伏单元和蓄电池单元放电为集群温控负荷单元充电，虚拟储能单元对外显示放电特性，可响应调度，或缓解分期压力，继续执行步骤15；
步骤15：***控制单元监测虚拟储能***SOCsum状态，并根据调度控制中心发送的信号决定在下一个日间谷期是否进行梯度充电，并返回步骤3。
2.如权利要求1所述的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于，所述***控制单元包括温度传感器、中央控制器和上位机；
所述温度传感器用于采集室内温度信号并发送给上位机；
所述上位机用于获取预测的次日温度、天气阴晴状态、连续阴天天数以及蓄电池单元的SOCb状态并发送给中央控制器；
所述中央控制器用于对虚拟储能单元进行能量监测，并接收上位机的信息和调度控制中心的调峰信号，经分析后向虚拟储能单元的信号处理模块发送控制信号以实现能量分配和配电网进行能量交互。
3.如权利要求1所述的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于，所述虚拟储能单元中的光伏单元的发电过程折算为虚拟储能电池的放电过程，光伏单元折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure FDA0003853806670000031
式中：QPV为光伏单元的额定发电容量，I为光伏单元的工作点电流，U为光伏单元的工作点电压，t为光伏单元的发电时间。
4.如权利要求3所述的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于，所述集群温控负荷单元在不影响用户舒适度的前提下，能响应电力的控制需求，当增加负荷电力时，其过程等效为电池的充电过程，反之为放电过程；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的荷电状态为：
Figure FDA0003853806670000032
式中：Tin为室内温度；Tmin为室内温度设定值的最小值；Tmax为室内温度设定值的最大值；
将温控负荷单元折算为虚拟储能电池的容量模型为：
Figure FDA0003853806670000033
式中：Qacl为温控负荷单元的虚拟电池容量；Δt为变化时间；R为热阻；ηcop为温控负荷能效比。
5.如权利要求4所述的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于：
所述虚拟储能单元的等效容量模型为：
Qsum＝Qb+QPV+Qacl
式中：Qsum为虚拟储能单元的等效容量，Qb为蓄电池单元的容量；QPV为光伏单元发电的额定容量；
虚拟储能单元的等效荷电状态为：
Figure FDA0003853806670000041
式中：SOCb为蓄电池单元的荷电状态；QPV为光伏单元发电的额定容量；S(t)、Sacl(t)分别为t时刻蓄电池单元和温控负荷单元的充放电状态。
6.如权利要求5所述的基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***，其特征在于：所述虚拟储能单元的荷电状态约束条件为：
SOCmin≤SOCsum≤SOCmax
Figure FDA0003853806670000042
Figure FDA0003853806670000043
式中：SOCmin、SOCmax分别为虚拟储能单元荷电状态的最小值和最大值。
CN201910536293.8A 2019-06-20 2019-06-20 基于光伏-蓄电池-温控负荷的虚拟储能调峰***与方法 Active CN110165692B (zh)

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