一种基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法与流程

本发明涉及一种基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法。

背景技术：

需求响应(demand response，DR)是通过价格信号或激励机制使电力用户做出响应，引起的负荷特性变化满足电力系统运行要求。需求响应的实施有利于加强电力供应的合理性及可靠性，促进电力资源的优化分配等。开展需求响应可使用电设备具有自动跟踪电力系统变化的能力，既有助于保障电网安全，又有利于消纳大规模清洁能源，但目前基于价格和激励的需求响应在现有的政策和市场环境下推广应用驱动力也不够，另外实施需求响应需要建立支持系统，用以提高需求响应的灵活性和效率，需求响应系统的关键是响应能力，指响应参与者改变自身用电行为、调整用电负荷及相关设备的能力，包括响应强度和响应时间，涉及到建设费用偏高并且会出现响应时间滞后、响应不足以及过响应的问题。

储能接入改变了电力系统“即发即用”的特性，将电力系统变得更加柔性，可有效提高电网运行的安全性、经济性、灵活性；储能输出灵活可控参与需求响应有利于提高响应速度和增加响应的柔性，既有助于电网安全运行又有利于消纳分布式电源，但目前储能技术的经济性还不能完全满足电力系统的需求，需要根据功能定位合理选择接入位置及容量，需要提出高效经济的运行控制策略，既充分发挥储能的特点又能提高应用的经济性，促进储能在电力系统的规模化应用。

目前，电网公司、发电企业、用户等都认识到储能技术在电力系统的应用前景，但推广应用仍存在一定的困难，首先大容量储能造价仍然偏大，其次配套政策还不够清晰，第三管理机制有待完善；因此，优化储能在电力系统中的应用方案提高经济性，有利于推动储能产业发展。

而且，现有的电力系统以及需求响应控制策略无法有效地实现需求响应控制，易造成电网功率波动，影响电网的可靠运行。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法，用于对电力系统进行有效需求响应的控制。

为实现上述目的，本发明的方案包括一种基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法，包括四个控制策略，分别是同层源-储协调响应策略、跨层储-储协调响应策略、同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略，

所述同层源-储协调响应策略为：利用连接于同一层电网的分布式电源和储能系统进行需求响应；

所述跨层储-储协调响应策略为：当所述同层源-储协调响应策略无法满足需求响应时，利用上一层电网中的相应储能系统进行需求响应；

所述同层源-储-荷协调响应策略为：当所述跨层储-储协调响应策略无法满足需求响应时，利用同一层电网中的分布式电源、储能系统和负荷进行协调响应；

所述跨层源-储-荷协调响应策略为：当所述同层源-储-荷协调响应策略无法满足需求响应时，利用上一层电网中的分布式电源、储能系统和负荷进行协调响应。

所述同层源-储协调响应策略中，当分布式电源输出功率大于设定功率时，储能系统吸收多于设定功率的剩余功率；当分布式电源输出功率小于所述设定功率时，储能系统提供相应的功率缺额，使分布式电源输出功率与储能系统输出功率之和等于所述设定功率。

当所述同层源-储协调响应策略无法满足需求响应时，协调上一层电网中的储能系统，控制上一层电网中的储能系统增大充电功率或者减小放电功率进行响应。

所述同层源-储-荷协调响应策略中，

当本层电网需要增加功率消耗或者减小向上一层电网输送的功率时，判断能否通过投入本层电网中的负荷来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过本层电网中的储能系统增加充电功率或者减小放电功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否减小本层电网中的分布式电源的输出功率来满足响应要求，如果不能，则判定所述同层源-储-荷协调响应策略无法满足响应要求；

当本层电网需要减小功率消耗或者增加向上一层电网输送的功率时，判断能否通过增加本层电网中的分布式电源的输出功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过本层电网中的储能系统减小充电功率或者增大放电功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过退出本层电网中的负荷来满足响应要求，如果不能，则判定所述同层源-储-荷协调响应策略无法满足响应要求。

所述跨层源-储-荷协调响应策略中，

当本层电网需要增加功率消耗或者减小向上一层电网输送的功率时，判断能否通过投入上一层电网中的负荷来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过上一层电网中的储能系统增加充电功率或者减小放电功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否减小上一层电网中的分布式电源的输出功率来满足响应要求，如果不能，则判定所述跨层源-储-荷协调响应策略无法满足响应要求，发出报警信号；

当本层电网需要减小功率消耗或者增加向上一层电网输送的功率时，判断能否通过增加上一层电网中的分布式电源的输出功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过上一层电网中的储能系统减小充电功率或者增大放电功率来满足响应要求，如果不能，则判断能否通过退出上一层电网中的负荷来满足响应要求，如果不能，则判定所述跨层源-储-荷协调响应策略无法满足响应要求，发出报警信号。

本发明提供的基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法中，包括四个控制策略，分别是同层源-储协调响应策略、跨层储-储协调响应策略、同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略，其中，同层源-储协调响应策略用于就地平抑分布式能源入网实时功率波动，基于就地快速响应的思想，本层问题尽可能同一个层次解决，超出控制提交上级解决，这是制度分权的体现，储能系统扮演着电源/负荷双重角色，结合分布式电源进行实时功率调节，目的是降低分布式电源功率输出波动，实现整体输出功率满足设定目标值，通过就地优化减少对电网的影响。跨层储-储协调响应策略用于解决高渗透光伏接入需求，实现最大限度消纳，通过对上一层电网中的储能系统授权解决本层反馈的问题，目的是提高分布式电源的消纳能力，同时有利于提升储能系统的利用水平；通过协调上一层电网中储能系统消纳本层分布式发电盈余，满足电力系统调度周期内的功率守恒及容量限制等响应。同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略用于进行计划响应，削峰填谷、紧急备用等，两种策略都需在保证主动配电网稳定运行的基础上，按照最大化消纳分布式发电、负荷供电以及储能经济运行的优先级进行优化控制。

因此，通过将储能系统分层接入配电网，通过制度分权和责任授权，发挥各层电网中储能系统的主动性和创造性，满足电力系统运行需求的快速有效响应，提高分布式电源的渗透率，既充分发挥储能的特点又提高其应用的经济性，促进储能在电力系统的规模化应用。

附图说明

图1是电力系统拓扑结构示意图；

图2是同层源-储拓扑结构示意图；

图3是同层源-储协调响应策略流程图；

图4是跨层储-储拓扑结构示意图；

图5是跨层储-储协调响应策略流程图；

图6-a是直流电网同层源-储-荷拓扑结构示意图；

图6-b是交流电网同层源-储-荷拓扑结构示意图；

图7是同层源-储-荷协调响应策略流程图；

图8是跨层源-储-荷拓扑结构示意图；

图9是跨层源-储-荷协调响应策略流程图。

具体实施方式

本实施例提供一种电力系统，为了能够实施本发明提供的基于分层储能的主动配电网需求响应控制方法，本实施例提供的电力系统中需要最少涉及两层电网，也就是说，该电力系统的基本在于有两层电网，每层电网中均设有分布式电源、储能系统和负荷，除这两层电网之外，该电力系统中还可以设置一层或者多层电网，如图1所示，给出一种具体的电力系统拓扑结构。本实施例中，各个拓扑结构图中的“负荷”和“柔性负荷”均代表负荷；分布式电源以光伏发电为例，当然，作为其他的实施例，分布式电源还可以是水力发电或者风力发电；“储能”为储能系统。所以，虽然上述描述的是将电网进行了分层，不同电网层中有储能系统，但是，实现需求响应控制方法的本质在于：将接入主动配电网的储能系统进行分层，即将储能系统分布设置在不同的电网层中。制定每层储能的权责并对集中储能进行授权，既有制度分权又有授权，有效发挥各级储能的主动性和创造性，使其对电力系统的运行需求及时做出有效响应，有利于问题就地快速解决，防止问题扩大化，层级之间的可调控资源进行协同，有利于促进电力系统响应响应的开展，同时充分考虑储能投资和运行维护成本、需求响应的补偿、结合电价差的储放收益及节能损耗收益等，实现综合经济效益最大化。

如图1所示，配电网与输电网在QF1处分界，将储能按照接入电压等级分为10kV和380V交流两层，10kV交流电网层中接入的储能系统称为集中储能，380V交流电网层和700V直流电网层中接入的储能系统称为分布式储能。为方便描述，本实施例中规定向电网方向输送功率为正，消耗功率为负，以图1中QF1处功率为例，P1为正代表向上层电网输送功率，P1为负代表消耗电网功率，其它处的功率正负表示与此相同。

基于上述电力系统，本发明提供一种需求响应控制方法，该方法包括四个控制策略，分别是同层源-储协调响应策略、跨层储-储协调响应策略、同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略。本实施例中，为了便于说明，“本层电网”以380V交流层为例，“上一层电网”以10kV交流层为例。当然，作为其他的实施方式，“本层电网”和“上一层电网”还可以是其他电压等级的相邻的两个电网层。“本层电网”和“上一层电网”属于配电网，“上一层电网”连接输电网。本发明提供的需求响应控制方法主要应用于配电网的需求响应控制。

同层源-储协调响应策略整体为：利用连接于同一层电网的分布式电源和储能系统进行功率协调控制。具体如下：

同层源-储协调响应策略用于储能平抑分布式发电的功率波动，储能的作用类似于湖泊对河流起调节作用，通过就地优化降低光伏功率输出波动，其中储能的配置比例是关键，过大经济效益偏低，过小不能满足要求；对于光伏发电来说，储能配置以能够平抑正常情况的输出波动即可。通过给光伏发电配置适当比例的储能系统形成光储有机体，如图2所示。

如图2所示，光储有机体与电网有功功率交换为P2，光伏功率输出为P21，储能功率为P22，不考虑无功及损耗因素，正常情况下光储有机体与电网的交换功率满足公式1。

P₂＝P₂₁+P₂₂ (1)

根据发电预测信息制定输出功率曲线，通过跟踪来计算光伏实时功率输出与制定的功率输出之间的差值，当光伏输出功率大于制定的功率输出时，储能系统进行充电，以吸收盈余功率；当光伏输出功率小于制定的功率输出时，储能系统放电，以弥补输出功率不足，保证光储有机体输出功率与目标功率，即制定的功率一致，保证按照制定的输出功率曲线进行输出，具体控制流程如图3所示。

如图3所示，启动同层源-储协调响应策略，根据光伏发电预测信息制定输出功率曲线P2，然后检测光伏实时输出功率P21，当P21＝P2时，经过Δt1时间后进行下一次循环；当P21＜P2时，储能系统输出功率P22，以弥补光伏发电不足的功率，P22＝P21-P2；当P21＞P2时，储能系统吸收功率P22，以吸收光伏发电盈余功率，P22＝P2-P21。

跨层储-储协调响应策略是当同层源-储协调响应策略无法满足响应要求时，利用上一层电网中授权的储能系统进行需求响应。具体如下：

跨层储-储协调响应策略是利用上一层电网中被授权的储能系统消纳本层电网中分布式发电盈余，有利于提高储能系统的利用水平。启动前需要先检查上一层电网中储能系统是否具有具备参与响应的资源或能力(既被授权又具备响应能力)，原则上本层问题就地解决，超出本层解决能力由上一层协助解决，解决时涉及问题优先级及资源占用，当上一层电网储能资源被占或能力不够时，需要启动其他响应策略。

跨层储-储协调响应策略通过协调上一层电网中储能系统来消纳本层分布式发电盈余，指本层电网不能消纳分布式发电时，需要协调上一层电网中被授权的储能系统配合消纳，通过两层储能协调满足高渗透分布式电源接入。如图4所示为跨层储-储拓扑结构图。当380V层不能消纳分布式光伏发电，导致10kV层配电网向输电网输送功率时，即P1为正时，协调10kV层中被授权的集中储能系统配合380V层分布式储能消纳盈余光伏，380V层与10kV层有功交换为P6，无功为Q6，当P6为正时即380V层向10kV层提供功率支撑时，不考虑损耗因素，则满足公式2、公式3。

P₆＝P₁₅+P₁₂+P₁₃ (2)

Q₆＝Q₁₅+Q₁₂+Q₁₃ (3)

10kV层与输电网的有功交换为P1，无功为Q1，当P1为正时即10kV层向输电网输送电能时，不考虑损耗因素，则满足公式4、公式5。

P₁＝P₇+P₆+P₅ (4)

Q₁＝Q₇+Q₆+Q₅ (5)

如图5所示，当380V层向10kV层有功率上送时，即P6＞0，检测10kV层对输电网交换功率P1，若P1≤0，即没有功率上送，表示10kV层负荷自动消纳了380V层上送的功率盈余，无需协调10kV层被授权的集中储能系统进行响应消纳；若P1＞0，即10kV层对输电网输送功率，则表示380V层盈余发电将越级扩大，通过协调10kV层中被授权的集中储能系统增加充电功率或减少放电功率来消纳380V层盈余发电，满足响应需求。

本发明中源-储-荷协调响应策略分为两种，即同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略。

同层源-储-荷协调响应策略整体为：当跨层储-储协调响应策略无法满足需求响应时，利用同一层电网中的分布式电源、储能系统和负荷进行需求响应，具体如下：

同层源-储-荷协调响应策略在跨层储-储协调响应策略无法满足需求响应时启用，利用资源都在同一层，包括输出功率可限制的分布式电源、容量及功率有限的储能系统以及响应能力有限的柔性负荷，约束条件是最大化消纳分布式电源、保证负荷供电的情况下满足需求响应。

同层源-储-荷协调响应策略不仅能用于解决储-储策略无法满足的需求响应(分布式发电盈余越级倒送电问题)，而且可配合上一层电网进行需求响应，或用于减少上送功率(增加电网功率使用)，或减少电网功率使用(增加上送功率)，配合上一层电网进行稳定控制、调度计划响应，削峰填谷、紧急备用等。

同层源-储-荷协调响应策略有两种应用场景，如图6-a所示，为380V交流层与10kV层通过变压器连接图，如图6-b所示，为700V直流配网层与10kV层通过变换器连接，变换器相对变压器更加灵活可控，或减少上送功率(增加电网功率使用)，或减少电网功率使用(增加上送功率)。

380V交流层与10kV交流层的功率交换可通过对380V交流层中分布式发电、储能以及负荷三者的调控进行控制，不考虑损耗因素，满足公式6、公式7。700V直流配网层通过变换器与10kV交流层连接，700V直流配网层没有无功控制，与10kV交流层功率交换满足公式8。

P₆＝P₁₂+P₁₃+P₁₄ (6)

Q₆＝Q₁₂+Q₁₃+Q₁₅ (7)

P₃+Q₃＝P₈+P₉+P₁₀ (8)

利用布尔型变量DIRFlag表示目标方向，TRUE表示上送目标(即DIRFlag＝1)，FALSE表示使用目标(即DIRFlag＝0)；用数字变量P6_GOAL表示与10kV交流层功率交换目标值，正数表示向电网输送功率目标值，负数表示消耗电网功率目标值；若减少上送功率或增加电网使用功率，DIRFlag赋值为1；若减少使用功率或增加上送功率，DIRFlag赋值为0，P6_GOAL赋值为本层电网与上一层电网公开交换目标值，即380V层与10kV层功率交换的目标值。

如图7所示，以380V交流配网与10kV电网为例，同层策略需要先对DIRFlag和P6_GOAL赋值，检测380V层与10kV层实时功率交换P6。

若DIRFlag为TRUE，需要减少上送或增加电网使用功率至目标值P6_GOAL，判断P6与P6_GOAL的大小。当P6-P6_GOAL＜0时，表示实时上送功率小于上送目标值或实时使用功率大于目标值，无需进行调整，Δt1时间后循环。反之，需要减少上送功率或增加使用功率ΔP(ΔP＝|P6-P6_GOAL|，是标量)。也就是说，当实时功率交换P6大于目标值P6_GOAL时，需要减少上送或增加电网使用功率，具体策略如下：

检查380V电网层柔性负荷能否能够投入用电功率ΔP，若满足要求则投入ΔP的柔性负荷，根据柔性负荷的响应时间延迟Δt2时间后循环，否则继续检查本层储能能够增加充电或减少放电功率ΔP，若满足要求则本层储能增加充电或减少放电功率ΔP，根据储能响应时间延迟Δt3时间后循环；若仍不满足要求，检查本层分布式发电能否减少发电功率ΔP，若满足要求则降低本层光伏发电功率ΔP，根据分布式发电响应时间延迟Δt4时间后循环，若不满足要求则表示同层源-储-荷协调响应策略不能满足需求响应，进行告警并退出同层源-储-荷协调响应控制。

若DIRFlag为FALSE，需要减少电网使用或增加上送功率至目标值P6_GOAL，判断P6与P6_GOAL的大小。当P6_GOAL-P6＜0时，表示实时使用功率小于目标值或实时上送功率大于目标值，无需进行调整，Δt1时间后循环。反之，需要减少使用功率或增加上送功率ΔP(ΔP＝|P6_GOAL-P6|)。也就是说，当实时功率交换P6小于目标值P6_GOAL时，需要减少电网使用或增加上送功率，具体策略如下：

检查380V交流网分布式发电能否增加发电功率ΔP，若满足要求则增加本层光伏发电功率ΔP，根据分布式发电响应时间延迟Δt4时间后循环，否则继续检查本层储能能否减少充电或增加放电功率ΔP，若满足要求则本层储能减少充电或增加放电功率ΔP，根据储能响应时间延迟Δt3时间后循环；若仍不满足要求，检查本层柔性负荷能否减少用电功率ΔP，若满足要求则减少ΔP柔性负荷，根据柔性负荷的响应时间延迟Δt2时间后循环，若仍不满足要求则表示同层源-储-荷协调响应策略不能满足需求响应，进行告警提醒并退出同层源-储-荷协调响应控制。

跨层源-储-荷协调响应策略整体为：若同层源-储-荷协调响应策略不能满足需求响应时启动，即利用上一层电网中的分布式电源、储能系统和柔性负荷解决本层电网需求，具体如下：

跨层源-储-荷协调响应策略用于同层源-储-荷协调响应策略不能满足响应需求时启动，启用后也需在保证配电网稳定运行的基础上，按照最大化消纳分布式发电、负荷供电以及储能经济运行的优先级进行优化控制。

跨层源-储-荷协调响应策略通过协调上一层电网的分布式电源、储能以及柔性负荷进行响应，控制流程与同层源-储-荷协调响应策略相似，不同之处是由原来调整本层资源变成了调整上一层的资源，即利用上一层电网资源解决本层问题。

如图8所示为跨层源-荷-储接线示意图，跨层源-荷-储响应策略类似于跨层储-储协调响应策略，即需要协调10kV层解决380V层调用不能解决的运行需求。

如图9所示为跨层源-储-荷协调响应需求控制流程所示，控制流程与同层源-储-荷协调响应需求控制流程相似，只是由原来调整380V层资源变成了调整10kV层的资源，具体如下：

若DIRFlag为TRUE，需要减少上送或增加电网使用功率至目标值P6_GOAL，判断P6与P6_GOAL的大小。当P6-P6_GOAL＜0时，表示实时上送功率小于上送目标值或实时使用功率大于目标值，无需进行调整，Δt1时间后循环。反之，需要减少上送功率或增加使用功率ΔP(ΔP＝|P6-P6_GOAL|)。也就是说，当实时功率交换P6大于目标值P6_GOAL时，需要减少上送或增加电网使用功率，具体策略如下：

检查10kV电网层柔性负荷能否能够投入用电功率ΔP，若满足要求则投入ΔP的柔性负荷，根据柔性负荷的响应时间延迟Δt2时间后循环，否则继续检查10kV层储能能够增加充电或减少放电功率ΔP，若满足要求则10kV层储能增加充电或减少放电功率ΔP，根据储能响应时间延迟Δt3时间后循环；若仍不满足要求，检查10kV层分布式发电能否减少发电功率ΔP，若满足要求则降低10kV层光伏发电功率ΔP，根据分布式发电响应时间延迟Δt4时间后循环，若不满足要求则表示跨层源-储-荷协调响应策略不能满足需求响应，进行告警并退出。

若DIRFlag为FALSE，需要减少电网使用或增加上送功率至目标值P6_GOAL，判断P6与P6_GOAL的大小。当P6_GOAL-P6＜0时，表示实时使用功率小于目标值或实时上送功率大于目标值，无需进行调整，Δt1时间后循环。反之，需要减少使用功率或增加上送功率ΔP(ΔP＝|P6_GOAL-P6|)。也就是说，当实时功率交换P6小于目标值P6_GOAL时，需要减少电网使用或增加上送功率，具体策略如下：

检查10kV层分布式发电能否增加发电功率ΔP，若满足要求则增加10kV层光伏发电功率ΔP，根据分布式发电响应时间延迟Δt4时间后循环，否则继续检查10kV层储能能否减少充电或增加放电功率ΔP，若满足要求则10kV层储能减少充电或增加放电功率ΔP，根据储能响应时间延迟Δt3时间后循环；若仍不满足要求，检查10kV层柔性负荷能否减少用电功率ΔP，若满足要求则减少ΔP柔性负荷，根据柔性负荷的响应时间延迟Δt2时间后循环，若仍不满足要求则表示跨层源-储-荷协调响应策略不能满足需求响应，进行告警提醒并退出。

同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略两种策略都需在保证配电网稳定运行的基础上，按照最大化消纳分布式发电、负荷供电以及储能经济运行的优先级进行优化控制。

另外，上述各策略中的各延迟时间，比如Δt1时间，均根据实际需要进行设定，并且，不同策略下存在着的利用相同的标示标注的时间，比如：同层源-储-荷协调响应策略和跨层源-储-荷协调响应策略中均存在着Δt1时间，虽然标注相同，但是，不同的策略对应的时间长短互不相关，这些时间均根据实际要求进行相应设定。

以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。本发明的基本思路在于需求响应控制方法，并不局限于其应用场合，在能够实施该控制方法的基础上，任何电力系统均在本发明的保护范围之内。