本發(fā)明涉及電力技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法。

背景技術(shù)：

近年來，隨著城市規(guī)模的不斷擴大和用電負荷的快速增加，對電網(wǎng)的電能質(zhì)量、供電可靠性和輸電容量的要求也日益增加。柔性直流技術(shù)能夠快速獨立地控制有功功率和無功功率，不增加交流系統(tǒng)的短路容量，沒有電磁環(huán)網(wǎng)問題以及可以方便的接入分布式電源、儲能、電動汽車及直流負荷，因此柔性直流技術(shù)具有廣闊的發(fā)展前景。

柔性直流配電網(wǎng)通過電壓源型換流站接入交流電網(wǎng)，由于直流配電網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部接有風電、太陽能、儲能等不同類型的分布式電源以及交直流負荷，這些電源以及負荷的有功功率可能隨機的大幅度波動，從而導致柔性直流換流站與交流電網(wǎng)之間交換的有功功率也出現(xiàn)隨機的大幅度波動，影響交流電網(wǎng)的穩(wěn)定運行，因此需對柔性直流配電網(wǎng)和交流電網(wǎng)之間交換的有功功率進行控制。目前國內(nèi)外直流配電網(wǎng)的建設(shè)還不是很完善，關(guān)于直流配電網(wǎng)和交流電網(wǎng)之間交換的有功功率波動率的要求還沒有相應(yīng)的標準。國內(nèi)對于光伏發(fā)電站和風電場接入電力系統(tǒng)均有有功功率變化速率的要求。GB/T19964-2012標準中光伏發(fā)電站有功功率變化只有1min功率變化要求，即光伏發(fā)電站有功功率變化速率應(yīng)不超過10％裝機容量/min；GB/T19963-2011標準中風電場具有1min和10min兩種有功功率變化要求，因此對于直流配電網(wǎng)接入電力系統(tǒng)波動率的要求可借鑒光伏發(fā)電站和風電場接入電力系統(tǒng)時的標準。

平滑功率波動的一個重要途徑是將儲能系統(tǒng)和光伏發(fā)電站或者風電場協(xié)調(diào)運行，該領(lǐng)域內(nèi)一些成果已經(jīng)陸續(xù)出現(xiàn)。直流配電網(wǎng)內(nèi)部本身已包含儲能系統(tǒng)，利用該儲能系統(tǒng)與柔性直流換流站相配合來平滑功率波動具有很好的發(fā)展前景。

針對直流配電網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部風電、太陽能、儲能等不同類型的分布式電源以及交直流負荷的有功功率可能隨機的大幅度波動，從而導致柔性直流換流站與交流電網(wǎng)之間交換的有功功率也出現(xiàn)隨機的大幅度波動，影響交流電網(wǎng)穩(wěn)定運行的問題，急需提出一種解決方案。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明實施例所要解決的技術(shù)問題在于，提供一種儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法，以有效降低直流配電網(wǎng)的功率波動，提高整體系統(tǒng)的電能質(zhì)量。

為了解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明實施例提供了一種儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法，包括以下步驟：

步驟一，通過實時采集t時刻定直流電壓控制換流站的有功功率P_D、定有功功率控制換流站的有功功率P_S、儲能系統(tǒng)的能量狀態(tài)SOC(state of charge，荷電狀態(tài))和t時刻前第一周期T1內(nèi)所有采樣點的P_D；P_D、P_S和P_B均以流入直流配電網(wǎng)為正方向；

步驟二，計算所述第一周期T1內(nèi)有功功率變化最大值f(t)；

步驟三，按換流站容量比例分攤功率波動，通過下述公式(一)計算獲得定功率換流站定功率參考值為P_ref：

P_all＝P_D+P_S

其中W₁為定直流電壓換流站容量；W₂為定有功功率換流站容量；P_all為交直流電網(wǎng)間交換的總功率；

步驟四，根據(jù)功率波動越限情況和儲能系統(tǒng)的能量狀態(tài)，控制儲能系統(tǒng)出力P_B；

步驟五，將產(chǎn)生的功率指令P_ref和P_B發(fā)送給定功率控制換流站和儲能系統(tǒng)，等待下一個采樣周期到來，若仍在系統(tǒng)運行周期T內(nèi)則流程轉(zhuǎn)至步驟一；若超出系統(tǒng)運行周期T，則流程停止。

其中，所述步驟二具體包括：

對于定直流電壓換流站的有功功率，假設(shè)采樣時間步長為Δt，任一時刻t定直流電壓換流站的有功功率為P_D(t)，t的單位為小時，(t-T1)時刻即第一周期前的有功功率為P_D(t-T1)，(t-T1)到t時刻這第一周期內(nèi)有功功率最大值為P_Dmax，最小值為P_Dmin，所述P_Dmax和P_Dmin出現(xiàn)時刻分別記為t_max和t_min，則通過下述公式(二)計算獲得任一時刻有功功率變化最大值f(t)：

其中，在步驟四中，具體包括通過下述公式(三)至公式(五)計算P_B的步驟：

其中：P_m為儲能系統(tǒng)額定的充/放電功率；F_en為有功功率允許運行最大波動值。

其中，所述第一周期T1為1/6h，所述Δt為0.5s，所述系統(tǒng)運行周期T為24h。

實施本發(fā)明實施例，具有如下有益效果：

實施本發(fā)明的實施例，在采用換流站按容量比例來分攤直流配電網(wǎng)的功率后，系統(tǒng)的功率波動也得到了分攤，一定程度抑制了功率波動；在采用本發(fā)明的方法后，換流站配合儲能系統(tǒng)的充/放電使系統(tǒng)功率波動得到了最大程度的抑制；使儲能系統(tǒng)的SOC一直處于合理的范圍內(nèi)，使儲能系統(tǒng)具有足夠的充/放電能力。

故實施本發(fā)明實施例，利用儲能系統(tǒng)與柔性直流換流站相配合有效的抑制了功率波動，減小了換流站因功率波動而需考慮的備用容量，顯著提高了系統(tǒng)電能質(zhì)量，具有廣泛的適應(yīng)性。

附圖說明

為了更清楚地說明本發(fā)明實施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對實施例或現(xiàn)有技術(shù)描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動性的前提下，根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖仍屬于本發(fā)明的范疇。

圖1是本發(fā)明提出的儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法中的所應(yīng)用的直流配電網(wǎng)絡(luò)示意圖；

圖2是本發(fā)明提出的儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法的主流程示意圖；

圖3a是本發(fā)明一個實施例中原始功率波動曲線示意圖；

圖3b是本發(fā)明一個實施例中及儲能配合換流站運行方法下系統(tǒng)功率波動曲線示意圖；

圖3c是本發(fā)明一個實施例中換流站按比例分攤后的功率波動曲線示意圖；

圖4是應(yīng)用本發(fā)明的儲能配合換流站運行方法后的儲能系統(tǒng)的SOC曲線。

具體實施方式

為使本發(fā)明的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點更加清楚，下面將結(jié)合附圖對本發(fā)明作進一步地詳細描述。

如圖1所示和圖2所示，本發(fā)明提出了一種儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法一個實施例，在該實施例中，其應(yīng)用于圖1示出的具有兩端手拉手結(jié)構(gòu)的柔性直流配電網(wǎng)系統(tǒng)中，在該柔性直流配電網(wǎng)系統(tǒng)中，兩端換流站通過變壓器接入110kV交流電網(wǎng)，兩端換流站中左側(cè)換流站作為定直流電壓站，右側(cè)換流站采用定有功功率控制；配電網(wǎng)內(nèi)部通過相應(yīng)的換流器或變換器接入交、直流負荷，光伏和儲能系統(tǒng)；該方法包括以下步驟：

步驟S10，通過實時采集t時刻換流站兩端的有功功率，即定直流電壓控制換流站的有功功率P_D、定有功功率控制換流站的有功功率P_S、儲能系統(tǒng)的能量狀態(tài)SOC和t時刻前第一周期(如10min)內(nèi)所有采樣點的P_D；P_D、P_S和P_B均以流入直流配電網(wǎng)為正方向；

步驟S11，計算該第一周期(如10min)內(nèi)有功功率變化最大值f(t)，對于定直流電壓換流站的有功功率，設(shè)采樣時間步長為Δt，任一時刻t定直流電壓換流站的有功功率為P_D(t)，t的單位為小時，(t-T1)時刻即第一周期前的有功功率為P_D(t-T1)，(t-T1)到t時刻這十分鐘內(nèi)有功功率最大值為P_Dmax，最小值為P_Dmin，出現(xiàn)時刻分別記為t_max和t_min，其中，如果第一周期為10min，則T1為1/6h(小時)；則通過下述公式(二)計算獲得任一時刻有功功率變化最大值f(t)：

步驟S12，按換流站容量比例分攤功率波動，通過下述公式(一)計算獲得定功率換流站定功率參考值P_ref：

P_all＝P_D+P_S

其中W₁為定直流電壓換流站容量；W₂為定有功功率換流站容量為；P_all為交直流電網(wǎng)間交換的總功率，通過該步驟可以達到分攤交直流電網(wǎng)間交換的總功率和初步抑制系統(tǒng)功率波動的目的；

步驟S13，根據(jù)功率波動越限情況和儲能系統(tǒng)的能量狀態(tài)，控制儲能系統(tǒng)出力P_B，具體通過下述公式(三)至公式(五)計算P_B：

其中P_m為儲能系統(tǒng)的額定充/放電功率；F_en為有功功率允許運行最大波動值；通過該步驟可以進一步抑制直流配網(wǎng)系統(tǒng)的功率波動；

步驟S14，將產(chǎn)生的功率指令P_ref和P_B發(fā)送給定功率控制換流站和儲能系統(tǒng)，等待下一個采樣周期到來，若仍在系統(tǒng)運行周期T內(nèi)轉(zhuǎn)步驟S10；若超出系統(tǒng)運行周期T，系統(tǒng)停止。

為使本技術(shù)領(lǐng)域的人員更好的理解這種儲能系統(tǒng)配合換流站平抑柔性直流配電網(wǎng)功率波動的方法，下面將結(jié)合本申請實施例對具體的技術(shù)實施方式介紹如下：

為了更好地理解本發(fā)明，針對一個兩端手拉手結(jié)構(gòu)的柔性直流配電網(wǎng)系統(tǒng)對本發(fā)明的方法進行說明，如圖1所示，兩端換流站通過變壓器接入110kV交流電網(wǎng)，兩端換流站中左側(cè)換流站作為定直流電壓站，右側(cè)換流站采用定有功功率控制；兩端換流站的容量均為15MVA，直流母線電壓為±10kV，配電網(wǎng)內(nèi)部通過相應(yīng)的換流器或變換器接入交、直流負荷，光伏和儲能系統(tǒng)；10min內(nèi)系統(tǒng)有功功率允許最大波動值F_en為5MW，儲能系統(tǒng)電壓為400V，容量為10MWh；系統(tǒng)采樣時間Δt為0.5s，系統(tǒng)運行時間為24h。

按照本發(fā)明提出的方法按步驟運行，得到結(jié)果說明如下：

由圖3a至圖3c可見，在不采取任何措施的情況下，系統(tǒng)的原始功率波動較大；在采用換流站按容量比例來分攤直流配電網(wǎng)的功率后，系統(tǒng)的功率波動也得到了分攤，一定程度抑制了功率波動；在采用本發(fā)明的方法后，換流站配合儲能系統(tǒng)的充/放電使系統(tǒng)功率波動得到了最大程度的抑制；由圖4可見，在該控制方法下，儲能系統(tǒng)的SOC一直處于合理的范圍內(nèi)，且大部分時間維持在0.45-0.55之間，使儲能系統(tǒng)具有足夠的充/放電能力。

實施本發(fā)明，具有如下的有益效果：

實施本發(fā)明的實施例，在采用換流站按容量比例來分攤直流配電網(wǎng)的功率后，系統(tǒng)的功率波動也得到了分攤，一定程度抑制了功率波動；在采用本發(fā)明的方法后，換流站配合儲能系統(tǒng)的充/放電使系統(tǒng)功率波動得到了最大程度的抑制；使儲能系統(tǒng)的SOC一直處于合理的范圍內(nèi)，使儲能系統(tǒng)具有足夠的充/放電能力。

故實施本發(fā)明實施例，利用儲能系統(tǒng)與柔性直流換流站相配合有效的抑制了功率波動，減小了換流站因功率波動而需考慮的備用容量，顯著提高了系統(tǒng)電能質(zhì)量，具有廣泛的適應(yīng)性。

以上所揭露的僅為本發(fā)明一種較佳實施例而已，當然不能以此來限定本發(fā)明之權(quán)利范圍，因此依本發(fā)明權(quán)利要求所作的等同變化，仍屬本發(fā)明所涵蓋的范圍。