CN110311397B - 基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，包括根据前一天的功率曲线得到当天的功率预测曲线并提取评价参数；判定储能电站的工作模式；计算调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力；计算储能电站的实际有功出力；确定储能电站的无功出力。本发明提供的这种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，通过电网参数的获取以及电网状态的计算，通过自适应识别电网工作状态，从而判定储能电站的工作模式，并根据判定的储能电站的工作模式计算储能电站的实际有功出力和实际无功出力；本发明方法能够对储能电站的多工作场景进行协调综合控制，而且本发明方法可靠性高、实用性好、科学合理且效果较好。

Description

基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法

技术领域

本发明具体涉及一种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法。

背景技术

随着经济技术的发展，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。

同时，随着全球能源互联网迅速兴起，分布式电源接入比例提高、电动汽车等负荷接入量增大，地区配电网的综合负荷特性复杂性剧增，由此造成配电网负荷峰谷差增大、电压质量恶化、供电可靠性降低和分布式电源消纳困难等系列问题。传统解决方案如增容改造等方法存在实施困难或经济性差等问题，而电池储能***具有配置灵活、可调度性高的特点，利用其参与配电网调峰应用，可有效缓解上述系列问题。

大规模电池储能***因其快速响应特性，具有优越的调峰性能，可在用电低谷期作为负荷存储电能，在用电高峰期作为电源释放电能，实现发电和用电间解耦及负荷调节，削减负荷峰谷差，且其建设不受地理条件限制。

利用电池储能***辅助调压(包括动态无功支撑)，在完全不影响其在其它应用场景下的作用，有效拓展了储能***的应用空间，提高了其利用效率；而且因其响应的快速性，可以显著改善储能***接入节点的节点电压的暂态电压质量。

由于电池储能***的能量时空平移特点，其最广泛应用于调峰场景，除调峰以外，储能***应用最多的场合可以概括为：调频、备用电源、功率跟踪和抑制闪动，其中也有将调压纳入储能的应用范围。

削峰填谷为计划型控制策略，会根据所预测的曲线进行储能充放电的规划，因此一天中需要削峰填谷的时间段相对固定，在削峰填谷之外的负荷区间储能处于闲置状态。由于频率的波动性和不可预测性，其作用的时间、地点不确定，一天中所要进行调频的次数有限，储能电站若作为单调频的设备其利用率将大大降低，并且，一般需要调频的场景所需的储能容量较大，若将储能电站配置其容量应用于调频，将影响储能***的经济性。对于储能电站参与调压场景，同样具有上述调频储能电站的利用率低的问题，且调压是进行无功支撑，而储能电站是给有功出力的，若是将调压作为储能电站接入电网的目的，这将造成储能电站无参与度，仅是储能节点处的换流器在起作用。

目前，现有的方法只能对储能电站参与调峰、一次调频、二次调频、调压等应用场景进行单个场景规划，并无科学可靠的方法对储能电站参与多场景时的协同控制进行研究。

发明内容

本发明的目的在于提供一种可靠性高、实用性好、科学合理且效果较好的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法。

本发明提供的这种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，包括如下步骤：

S1.根据前一天的功率曲线，得到当天的功率预测曲线，并根据当天的功率预测曲线提取评价参数；

S2.根据步骤S1获取的评价参数与设定阈值的大小关系，判定储能电站的工作模式；

S3.根据已有的调峰、调频、调压策略，计算得到调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力；

S4.根据步骤S2选定的储能电站工作模式和步骤S3计算得到的调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力，计算储能电站的实际有功出力；

S5.根据电网调压所需的无功出力和储能电站可供调配的无功出力，确定储能电站的无功出力。

步骤S1所述的评价参数，具体包括最大幅值P_premax和最大峰谷差ΔP_pre。

步骤S2所述的根据步骤S1获取的评价参数与设定阈值的大小关系，判定储能电站的工作模式，具体为采用如下步骤判定储能电站的工作模式：

A.若最大幅值P_premax大于第一设定阈值，则第一中间变量e＝1；否则第一中间变量e＝0；

B.若最大峰谷差ΔP_pre大于第二设定阈值，则第二中间变量d＝1；否则第二中间变量d＝0；

C.按照如下规则判定储能电站的工作模式：

若e＝1且d＝1，则认定储能电站工作模式为：以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式；

若e和d不同时为1，则认定储能电站工作模式为：调频和调峰耦合模式；

若e＝0且d＝0，则认定储能电站工作模式为：以调频为主场景的调峰调频不耦合模式。

步骤S4所述的计算储能电站的实际有功出力，具体为采用如下规则计算实际有功出力：

若储能电站的工作模式为以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式，则：若ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为以调频为主场景的调峰调频不耦合模式，则：若ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_p＝0且ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为调频和调峰耦合模式，则将一天划分为代数叠加区和代数耦合区；在代数叠加区时：若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；若ΔP_f≠0且ΔP_p＝0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；在代数耦合区时，若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则分为如下5种情况：若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＜a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；若ΔP_f·ΔP_p＜0且c|ΔP_f|≥|ΔP_p|≥a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+bΔP_p；若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＞c|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；

其中，a、b、c和d均为设定的常数；ΔP_f为调峰所需有功出力，P_c为储能电站的理论有功出力，ΔP_p为调频所需有功出力，P_predict为当天的功率预测曲线，

为当天功率预测曲线平均值的绝对值；将一天划分为代数叠加区和代数耦合区的方法为：当

时，即调频有功出力的数量级远小于调峰有功出力的数量级时，调频有功出力相当于调峰有功出力的实时修正值，为代数叠加区；当

时，即调频有功出力的数量级和调峰有功出力的数量级相当时，不能忽略满足调频应用场景时对调峰效果的影响，为代数耦合区；其中et为设定的阈值。

所述的计算实际有功出力，具体为采用如下算式对计算的实际有功出力进行修正：

首先确定储能电站有功出力值的最大值P_cmax和最小值P_cmin；并将最大值和最小值之间的纵坐标等分为N份；N为自然数；

设定纵坐标等分线的值从小到大分别为P_c1,P_c2,...,P_c(N-1)；

若P_cmin≤P_c＜P_c1，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

若P_ci≤P_c＜P_c(i+1)，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

若P_c(N-1)≤P_c＜P_cmax，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

其中，1≤i＜N-1且i为整数，P_c为修正前的储能电站的实际有功出力。

步骤S5所述的确定储能电站的无功出力，具体为采用如下步骤确定储能电站的无功出力：

(1)采用如下算式计算储能电站可供调配的无功出力Q_c：

其中S为储能电站所在逆变器的视在功率；

为储能电站的实际有功出力；

(2)根据调压所需的无功出力与储能电站可供调配的无功出力的大小，采用如下规则确定储能电站的无功出力：

若调压所需的无功出力小于或等于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为调压所需的无功出力；

若调压所需的无功出力大于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为0，并由配备的无功补偿器提供调压所需的无功出力。

当储能电站进行了调频和调压应用后，需要修正后续的削峰线和填谷线，从而保证储能电站的储能电池的SOC状态。

所述的修正后续的削峰线和填谷线，具体为采用如下规则进行修正：上移或者下移削峰线，同时上移或者下移填谷线，从而保证在完整的24小时后回到计划的初始位置，且在最后的若干个波峰和波谷对的时间段调节削峰线和填谷线。

所述的最后的若干个波峰和波谷对，具体为采用如下约束条件确定最后的若干个波峰和波谷对：

目标函数：波峰和波谷对的个数最小；

约束条件：所设定的每个削峰阶段和填谷阶段的储能电站出力的电量调整量不超过原储能电站出力电量的a％，或者削峰线或填谷线的调整量不超过原削峰线或填谷线的b％；a和b均为正数。

本发明提供的这种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，通过电网参数的获取以及电网状态的计算，通过自适应识别电网工作状态，从而判定储能电站的工作模式，并根据判定的储能电站的工作模式计算储能电站的实际有功出力和实际无功出力；本发明方法能够对储能电站的多工作场景进行协调综合控制，而且本发明方法可靠性高、实用性好、科学合理且效果较好。

附图说明

图1为本发明方法的方法流程示意图。

具体实施方式

如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，包括如下步骤：

S1.根据前一天的功率曲线，得到当天的功率预测曲线，并根据当天的功率预测曲线提取评价参数，具体包括最大幅值P_premax和最大峰谷差ΔP_pre；

S2.根据步骤S1获取的评价参数与设定阈值的大小关系，判定储能电站的工作模式；具体为采用如下步骤判定储能电站的工作模式：

A.若最大幅值P_premax大于第一设定阈值，则第一中间变量e＝1；否则第一中间变量e＝0；

B.若最大峰谷差ΔP_pre大于第二设定阈值，则第二中间变量d＝1；否则第二中间变量d＝0；

C.按照如下规则判定储能电站的工作模式：

若e＝1且d＝1，则认定储能电站工作模式为：以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式；

若e和d不同时为1，则认定储能电站工作模式为：调频和调峰耦合模式；

若e＝0且d＝0，则认定储能电站工作模式为：以调频为主场景的调峰调频不耦合模式；

在具体实施时，设定评价参数的基础阈值线P_premax0(上述的第一设定阈值)、ΔP_pre0(上述的第二设定阈值)，所述基础阈值线P_premax0、ΔP_pre0是根据现实情况该处电网的消纳能力所确定的，当地电网根据其消纳能力确定电网能消纳的最大峰谷差ΔP_pre的最大值和最大幅值P_premax的最大值；更进一步地，所述最大峰谷差ΔP_pre的最大值可以为当地机组额定功率的20％，所述最大幅值P_premax的最大值可以为当地机组额定功率的1.2倍；

S3.根据已有的调峰、调频、调压策略，计算得到调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力；

S4.根据步骤S2选定的储能电站工作模式和步骤S3计算得到的调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力，计算储能电站的实际有功出力；具体为采用如下步骤计算实际有功出力：

a.按照如下规则计算储能电站的理论有功出力：

若储能电站的工作模式为以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式，则：

若ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；

若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；

若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为以调频为主场景的调峰调频不耦合模式，则：

若ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；

若ΔP_p＝0且ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；

若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为调频和调峰耦合模式，则将一天划分为代数叠加区和代数耦合区；

在代数叠加区时：

若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；

若ΔP_f≠0且ΔP_p＝0，则P_c＝ΔP_f；

若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；

若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

在代数耦合区时：若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则分为如下5种情况：

若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＜a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；

若ΔP_f·ΔP_p＜0且c|ΔP_f|≥|ΔP_p|≥a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+bΔP_p；

若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＞c|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f；

若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f；

若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；

其中，a、b、c和d均为设定的常数；ΔP_f为调峰所需有功出力，P_c为储能电站的理论有功出力，ΔP_p为调频所需有功出力，P_predict为当天的功率预测曲线，

为当天功率预测曲线平均值的绝对值；

将一天划分为代数叠加区和代数耦合区的方法为：当

时，即调频有功出力的数量级远小于调峰有功出力的数量级时，调频有功出力相当于调峰有功出力的实时修正值，为代数叠加区；当

时，即调频有功出力的数量级和调峰有功出力的数量级相当时，不能忽略满足调频应用场景时对调峰效果的影响，为代数耦合区；其中et为设定的阈值且典型取值为10，也可以取值为100、1000等；

在具体实施时，a∈(0，0.5)，b∈(0，1)，c∈(0.5，1.5)，d∈[0.1,0.3]；

在具体实施时，将一天划分为两类大区，分别为代数叠加区和代数耦合区，划分两类大区的原因在于：当处于波峰波谷位置时，调峰处于关键位置，单纯的代数叠加会影响调峰效果。代数耦合区可以根据不同区域的功率曲线确定，可以为午高峰、晚高峰、夜低谷的区域，也可以为午高峰、夜低谷的区域，也可以为晚高峰、夜低谷的区域。这是由于这些关键位置若有调频修正量的导入，可能导致削峰填谷的效果达不到指标或者在充电时段未充满电。午高峰的具体时间可以为10：00-13：00，晚高峰的具体时间可以为16：00-19：00，夜低谷的时间可以为24：00-6：00；除了代数耦合区的一天中的其他时段为代数叠加区；

b.采用如下规则对步骤a得到的储能电站的理论有功出力进行修正，从而得到储能电站的实际有功出力：

首先确定储能电站有功出力值的最大值P_cmax和最小值P_cmin；并将最大值和最小值之间的纵坐标等分为N份；N为自然数；

设定纵坐标等分线的值从小到大分别为P_c1,P_c2,...,P_c(N-1)；

当P_cmin≤P_c＜P_c1时，储能电站的实际有功出力值为

当P_ci≤P_c＜P_c(i+1)时，储能电站的实际有功出力值为

当P_c(N-1)≤P_c＜P_cmax时，储能电站的实际有功出力值为

其中，1≤i＜N-1且i为整数；

S5.根据电网调压所需的无功出力和储能电站可供调配的无功出力，确定储能电站的无功出力；具体为采用如下步骤确定储能电站的无功出力：

(1)采用如下算式计算储能电站可供调配的无功出力Q_c：

其中S为储能电站所在逆变器的视在功率；

为储能电站的实际有功出力；

(2)根据调压所需的无功出力与储能电站可供调配的无功出力的大小，采用如下规则确定储能电站的无功出力：

若调压所需的无功出力小于或等于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为调压所需的无功出力；

若调压所需的无功出力大于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为0，并由配备的无功补偿器提供调压所需的无功出力。

当储能电站进行了调频和调压应用后，需要修正后续的削峰线和填谷线，从而保证储能电站的储能电池的SOC状态。修正后续的削峰线和填谷线，具体为采用如下规则进行修正：上移或者下移削峰线，同时上移或者下移填谷线，从而保证在完整的24小时后回到计划的初始位置，且在最后的若干个波峰和波谷对的时间段调节削峰线和填谷线。

在具体实施时，最后的若干个波峰和波谷对，采用如下约束条件确定最后的若干个波峰和波谷对：

目标函数：波峰和波谷对的个数最小；

约束条件：所设定的每个削峰阶段和填谷阶段的储能电站出力的电量调整量不超过原储能电站出力电量的a％，或者削峰线或填谷线的调整量不超过原削峰线或填谷线的b％；a和b均为正数。

Claims (8)

1.一种基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，包括如下步骤：

S1.根据前一天的功率曲线，得到当天的功率预测曲线，并根据当天的功率预测曲线提取评价参数；

S2.根据步骤S1获取的评价参数与设定阈值的大小关系，判定储能电站的工作模式；

S3.根据已有的调峰、调频、调压策略，计算得到调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力；

S4.根据步骤S2选定的储能电站工作模式和步骤S3计算得到的调峰所需有功出力、调频所需有功出力和调压所需无功出力，计算储能电站的实际有功出力；具体为采用如下规则计算实际有功出力：

若储能电站的工作模式为以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式，则：若ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为以调频为主场景的调峰调频不耦合模式，则：若ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_p＝0且ΔP_f≠0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；

若储能电站的工作模式为调频和调峰耦合模式，则将一天划分为代数叠加区和代数耦合区；在代数叠加区时：若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；若ΔP_f≠0且ΔP_p＝0，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f＝0且ΔP_p≠0，则P_c＝ΔP_p；若ΔP_f＝0且ΔP_p＝0，则P_c＝0；在代数耦合区时，若ΔP_f≠0且ΔP_p≠0，则分为如下5种情况：若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＜a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；若ΔP_f·ΔP_p＜0且c|ΔP_f|≥|ΔP_p|≥a|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f+bΔP_p；若ΔP_f·ΔP_p＜0且|ΔP_p|＞c|ΔP_f|，则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f；若ΔP_f·ΔP_p≥0且

则P_c＝ΔP_f+ΔP_p；

其中，a、b、c和d均为设定的常数；ΔP_f为调峰所需有功出力，P_c为储能电站的理论有功出力，ΔP_p为调频所需有功出力，P_predict为当天的功率预测曲线，

为当天功率预测曲线平均值的绝对值；

将一天划分为代数叠加区和代数耦合区的方法为：当

时为代数叠加区；当

时为代数耦合区；其中et为设定的阈值；

S5.根据电网调压所需的无功出力和储能电站可供调配的无功出力，确定储能电站的无功出力。

2.根据权利要求1所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于步骤S1所述的评价参数，具体包括最大幅值P_premax和最大峰谷差ΔP_pre。

3.根据权利要求2所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于步骤S2所述的根据步骤S1获取的评价参数与设定阈值的大小关系，判定储能电站的工作模式，具体为采用如下步骤判定储能电站的工作模式：

A.若最大幅值P_premax大于第一设定阈值，则第一中间变量e＝1；否则第一中间变量e＝0；

B.若最大峰谷差ΔP_pre大于第二设定阈值，则第二中间变量d＝1；否则第二中间变量d＝0；

C.按照如下规则判定储能电站的工作模式：

若e＝1且d＝1，则认定储能电站工作模式为：以调峰为主场景的调峰调频不耦合模式；

若e和d不同时为1，则认定储能电站工作模式为：调频和调峰耦合模式；

若e＝0且d＝0，则认定储能电站工作模式为：以调频为主场景的调峰调频不耦合模式。

4.根据权利要求1所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于所述的计算实际有功出力，具体为采用如下算式对计算的实际有功出力进行修正：

首先确定储能电站有功出力值的最大值P_cmax和最小值P_cmin；并将最大值和最小值之间的纵坐标等分为N份；N为自然数；

设定纵坐标等分线的值从小到大分别为P_c1,P_c2,...,P_c(N-1)；

若P_cmin≤P_c＜P_c1，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

若P_ci≤P_c＜P_c(i+1)，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

若P_c(N-1)≤P_c＜P_cmax，则修正后的储能电站的实际有功出力值为

其中，1≤i＜N-1且i为整数，P_c为修正前的储能电站的实际有功出力。

5.根据权利要求4所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于步骤S5所述的确定储能电站的无功出力，具体为采用如下步骤确定储能电站的无功出力：

(1)采用如下算式计算储能电站可供调配的无功出力Q_c：

其中S为储能电站所在逆变器的视在功率；

为储能电站的实际有功出力；

(2)根据调压所需的无功出力与储能电站可供调配的无功出力的大小，采用如下规则确定储能电站的无功出力：

若调压所需的无功出力小于或等于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为调压所需的无功出力；

若调压所需的无功出力大于储能电站可供调配的无功出力，则储能电站的无功出力为0，并由配备的无功补偿器提供调压所需的无功出力。

6.根据权利要求5所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于当储能电站进行了调频和调压应用后，需要修正后续的削峰线和填谷线，从而保证储能电站的储能电池的SOC状态。

7.根据权利要求6所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于所述的修正后续的削峰线和填谷线，具体为采用如下规则进行修正：上移或者下移削峰线，同时上移或者下移填谷线，从而保证在完整的24小时后回到计划的初始位置，且在最后的若干个波峰和波谷对的时间段调节削峰线和填谷线。

8.根据权利要求7所述的基于自适应识别的储能电站多场景协同控制方法，其特征在于所述的最后的若干个波峰和波谷对，具体为采用如下约束条件确定最后的若干个波峰和波谷对：

目标函数：波峰和波谷对的个数最小；

约束条件：所设定的每个削峰阶段和填谷阶段的储能电站出力的电量调整量不超过原储能电站出力电量的a％，或者削峰线或填谷线的调整量不超过原削峰线或填谷线的b％；a和b均为正数。

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