一种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法
【专利摘要】本发明公开了一种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法，它以实现储配一体化设计微型配电网控制方法的主动型微电网系统为核心控制对象，在借助110kV、10kV和400V等三级电网实现负荷直供的配电网系统环境下，统一管理110kV含微网供电节点内的大容量储能阵列的充、放电，实现配电网注入功率的主动调节，在全部或部分供电节点主变压器及储能容量足够的前提下，实现对直供负荷减少电力供应的计划出力曲线的跟踪调度。本发明能在最大限度保证直供负荷供电可靠性的前提下，实现直供电源在对外发电量和直供电量上的智能分配，同时减少不必要功率互济，降低网损，并同时延长所有供电节点在受减供计划影响时可靠供电的时间。
【专利说明】
-种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法
技术领域
[0001] 本发明属于配电网及微网技术领域，具体设及一种允许直供电源计划性减供的储 能微网主动控制方法。
【背景技术】
[0002] 随着风、光等间歇性可再生能源入网比例逐年增大，电网受节能减排压力允许风 电、光伏发电等优先上网，挤压传统发电容量的上网份额，传统火电厂年发电利用小时数逐 年下降。一部分火电厂低于额定出力运行已成常态，还有一部分火电厂长期作为旋转备用 运行，导致火电厂运营困难、出现亏损、无法回收投资。
[0003] 本公司在先申请的"储配一体设计微型配电网控制方法"（申请号： 201510457657.5)及其衍生方法中，已经实现了有关控制技术，允许在配电网的400V(380- 420V)供电节点中可靠并联运行储能阵列，同时并联的还有风电、光伏等分布式发电单元， 及电动汽车、空调等可调节负荷，并能发挥移峰填谷，提高配电网设施的利用率，在终端配 电网内配置超过原变压器容量的负荷的功能。
[0004] 通过上述火电厂经由110kV、10kV及400V(380-420V)等相连多电压等级配电系统 向近区负荷实现直接供电（简称"负荷直供"或"直供"），可W解决火电厂发电容量利用率过 低的问题，然而一旦输电网需要上述火电厂参与调峰、备用运行时，火电厂可能没有安排多 余容量保证同时向直供负荷及电网供电，出现争电情况，同时威胁大电网及直供负荷所在 配电系统的供电可靠性。
[0005] 当配电系统中包括含微网供电节点，并且火电厂存在上述临时减少对直供负荷供 电容量(简称"负荷减供"或"减供"）需求时，有源微网中储能阵列、分布式发电单元的发电 容量能够发挥有效的功率调节能力，但因为缺少相应的控制方法，其能力得不到发挥，使直 供电源缺乏在不影响供电可靠性前提下自主分配对外发电量和直供电量的能力。
【发明内容】
[0006] 为了克服上述技术的缺点，本发明旨在提供一种允许直供电源计划性减供的储能 微网主动控制方法，该方法能在保证直供负荷用电可靠性的前提下，通过对含微网供电节 点内的储能阵列的充放电进行集中控制，在减供计划时段内通过对设定供电功率的跟踪锁 定，实现直供电源对外发电量和直供电量的自主分配。
[0007] 为达到上述技术目的及效果，本发明通过W下技术方案实现： 一种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法，其工作依赖的配电网环境包 括一个llOkV交流网，所述llOkV交流网通过一个直供电源与输电网连接，所述llOkV交流网 上连接有若干个常规liokv供电节点和若干个llOkV含微网供电节点；所述llOkV含微网供 电节点中包含有一个lOkV交流网、一个主变压器W及若干个连接在所述lOkV交流网上的 400V无源配电节点和若干个连接在所述lOkV交流网上的400V储配一体化设计微网供电节 点，所述lOkV交流网通过所述主变压器与所述llOkV交流网连接； 所述400V储配一体化设计微网供电节点中包含有一个第一400V交流网、一个第一变压 器、储能阵列、分布式发电单元、第一常规负荷和第一可调节负荷，所述第一 400V交流网通 过所述第一变压器与所述lOkV交流网连接，所述储能阵列、所述分布式发电单元通过PCS连 接到所述第一400V交流网、所述第一常规负荷和所述第一可调节负荷分别直接连接在所述 第一400V交流网上； 所述400V无源配电节点中包含有一个第二400V交流网、一个第二变压器、第二常规负 荷和第二可调节负荷，所述第二400V交流网通过所述第二变压器与所述lOkV交流网连接， 所述第二常规负荷和所述第二可调节负荷分别连接在所述第二400V交流网上； 该方法的具体过程如下： 1) 1项直供负荷减供计划由减供开始时间、减供持续时间、减供期平均供电功率组成， 直供负荷减供计划可由所述直供电源的运营方提出，并由包括但不限于所述llOkV含微网 供电节点在内的配电运营方执行;多项直供负荷减供计划的执行时段不得重叠； 2) 所述直供电源的运营方在制定直供负荷减供计划前，应先确定减供开始时间、减供 持续时间Tpr及减供期平均供电功率时R，可供选择的(Tpr，Ppr)组合的获取方法如下： 2.1) 预测从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2止的配电网系统中各个供电节点 (常规llOkV供电节点或llOkV含微网供电节点，并W节点i为例）的净负荷 各个供电节点任何瞬时的净负荷为所述第一常规负荷的功率与所述分布式发电单元的功 率之差； 2.2) 对每个供电节点节点i为例），计算从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2 止的各个供电节点的预测用电量曲线馬献锭0二左。棘?贷)-撫;W及所述储能阵列 的最大可用电量最如碱主.每知)'一.' 么宙汝姑击； 2.3) 对每个供电节点节点i为例），计算从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2 止的所述储能阵列的剩余可用电量輪做泌玻走=技赖械，广:?紙:f狼? ;其中，婚.:； 为该储能阵列的放电效率； 2.4 )对方为正数的供电节点累加其剩余可用电量并记作露艇wi，;对 左为负数的节点累加其剩余可用电量并记作; 2.5)所述直供电源需在减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2止，向直供负荷所在配 电网注入的最小电量
其中，祐:为微网间功率互济的平均效率，斯: 为直供电源供电的平均效率；当技Α,?小于0，强行设定技Α,?为0;因此减供期持续时间Tpr为t2- ti;平均供电功率 3) 当在可选(Tpr，Ppr)组合中选择1项作为默认设定值后，对Tpr的适当减少，W及对PPR 的适当增加，不会影响直供负荷减供计划的合理性;相反，在该默认设定值基础上对Tpr进行 增加，或对PPR进行降低，可能危及直供负荷的供电可靠性； 4) 受1项直供负荷减供计划影响时，定义此时配电网系统的运行状态为供电受限状态， 反之为供电不受限状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V(380-420V)储配一 体化设计微网节点和所述400V(380-420V)无源配电节点中的可调节负荷均为禁用、切除或 减少出力到0的状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V(380-420V)储配一体化 设计微网节点按照W下步骤进行储能充、放电调度： 4.1) 预测下一时刻配电网系统中各供电节点节点i为例）的净负荷及该供 电节点中所述储能阵列的最大出力 馬?化《喊.、；； 计算该供电节点的不平衡功率 招括巧《坤对占每1Γ 巧;Mimr-岐娩沪如果不平衡功率砖減她m齡小于该供电节点主变压器最大 容量跨.1的相反数，设定踩雌滅鄉错-1?;如果不平衡功率法滅滅媒、汰于该供电节 点主变压器最大容量巧，设定巧如识妃;3化;:.:二;·新i ;下一时刻与当前时刻相差Δ t时间； 4.2) 对不平衡功率:巧0泌<&,。,,。、历非负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作?3址;对 不平衡功率拖泌滅臟叛巧负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作Preq; 4.3) 为满足直供负荷下一时刻预测的用电需求，直供电源需向直供负荷所在配电网注 入的最小功率巧起糾:娩月辑觀)定义总功率缺额巧,-玲如Aw; 4.4) 若总功率缺额玲:^不小于0,则各供电节点的所述储能阵列均设定为按最大出力放 电；若总功率缺额|^小于0,则各个供电节点（W节点i为例）的所述储能阵列的功率獻.巧 适当减少，所述储能阵列的功率巧的初始值通过W下功率分配计算方法确定，该方法包括 但不限于等比例分配方法，即将设定为+ &/ ·巧,/ Sf巧;钱;<大于 0表示放电，li，l小于0表示充电；各供电节点的所述储能阵列根据设定值及实际电量情况决 定最终充、放电功率，其原则是满足所述储能阵列电量上下限约束条件下尽可能接近巧>./设 定值； 4.5) 若总功率缺额嫣^小于0,且在所述储能阵列的功率巧的初始值设定下直供电源 向直供负荷所在配电网注入的实际功率巧不等于时R时，可采用包括但不限于基于线 性比例积分器的、W时R为参考值、巧为待控值的反馈控制方法来取得合适的参考值 V W切替换第4.4步功率分配计算方法中的1?，迭代完成跟踪锁定时R的功率精确控制； 4.6) 在设定的一段时间ΔΤΚ内，直供电源向直供负荷所在配电网注入的实际电量与 护、PK *么Γ之差如果大于设定的正数￡^"、"$:，则反映出直供负荷所在的配电网系统的储能总 体放电能力趋于紧张，应向负责减供计划制定的调度方提示上述告警信息；调度方可W调 整混的设定值W控制告警的灵敏程度;调度方在收到后可决定是否终止或改变直供负 荷减供计划。
[0008] 进一步的，所述输电网的工作电压等级在llOkVW上;步骤2.1)中，预测从减供开 始时间ti起到减供期任意时刻t2止的配电网系统中各个供电节点的净负荷曲线 W及步骤4.1)中，预测下一时刻配电网系统中各供电节点的净负荷^>6^^的方法包括但不 限于各类负荷及风能发电、光伏发电的出力预测算法;步骤2.1)中，所述分布式发电单元包 括但不限于风能发电形式、光伏发电形式或柴油发电形式。
[0009] 本发明的有益效果如下： 1、本发明能够实现配电网注入功率的主动调节，在全部或部分供电节点主变压器及储 能容量足够的前提下，实现对直供负荷减少电力供应的计划出力曲线的跟踪调度； 2、 本发明能够在最大限度保证直供负荷供电可靠性的前提下，实现直供电源在对外发 电量和直供电量上的智能分配. 3、 本发明能够在调度优化中考虑输电效率，仅在必要时利用供电节点间的功率互济， 降低直供电网中的网损，并同时延长所有供电节点在受减供计划影响时可靠供电的时间。
[0010] 上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段， 并可依照说明书的内容予W实施，W下W本发明的较佳实施例并配合附图详细说明如后。 本发明的【具体实施方式】由W下实施例及其附图详细给出。
【附图说明】
[0011] 此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发 明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中： 图1为本发明工作依赖的配电网系统环境，即400V-110kV含储配微网供电节点群的连 接结构和能量流向图； 图2为本发明的400V-110kV含储配微网供电节点群功率控制流程图； 图3为本发明的400V(380-420V)储配一体化微网供电节点的电气连接图； 图4为本发明的400V(380-420V)负荷容量可调节的配电系统的电气连接图； 图5为基于PI控制器的直供电源对外发电量和直供电量智能功率分配反馈控制示意 图。
[0012] 图中标号说明：l、110kV交流网；2、直供电源;3、输电网;4、常规llOkV供电节点;5、 11 OkV含微网供电节点；6、1 OkV交流网；7、主变压器;8、400V无源配电节点；9、400V储配一体 化设计微网供电节点；10、第一400V交流网；11、第一变压器；12、储能阵列；13、分布式发电 单元；14、第一常规负荷；15、第一可调节负荷；16、第二400V交流网；17、第二变压器；18、第 二常规负荷；19、第二可调节负荷;20、PCS;21、PI控制器。
【具体实施方式】
[OOK]下面将参考附图并结合实施例，来详细说明本发明。
[0014]参见图1所示，一种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法，其工作依 赖的配电网环境包括一个11 OkV交流网1，所述11 OkV交流网1通过一个直供电源2与输电网3 连接，所述输电网3的工作电压等级在llOkVW上，所述llOkV交流网1上连接有若干个常规 1 lOkV供电节点4和若干个11 OkV含微网供电节点5;所述11 OkV含微网供电节点5中包含有一 个lOkV交流网6、一个主变压器7W及若干个连接在所述lOkV交流网6上的400V无源配电节 点8和若干个连接在所述1 OkV交流网6上的400V储配一体化设计微网供电节点9,所述lOkV 交流网6通过所述主变压器7与所述llOkV交流网1连接； 参见图3所示，所述400V储配一体化设计微网供电节点9中包含有一个第一400V交流网 10、一个第一变压器11、储能阵列12、分布式发电单元13、第一常规负荷14和第一可调节负 荷15,所述第一 400V交流网10通过所述第一变压器11与所述lOkV交流网6连接，所述储能阵 列12、所述分布式发电单元13通过PCS 21连接到所述第一400V交流网10、所述第一常规负 荷14和所述第一可调节负荷15分别直接连接在所述第一400V交流网10上； 参见图4所示，所述400V无源配电节点8中包含有一个第二400V交流网16、一个第二变 压器17、第二常规负荷18和第二可调节负荷19,所述第二400V交流网16通过所述第二变压 器17与所述lOkV交流网6连接，所述第二常规负荷18和所述第二可调节负荷19分别连接在 所述第二400V交流网16上。
[0015]参见图2所示，本发明的方法的具体过程如下： 1) 1项直供负荷减供计划由减供开始时间、减供持续时间、减供期平均供电功率组成， 直供负荷减供计划可由所述直供电源2的运营方提出，并由包括但不限于所述llOkV含微网 供电节点5在内的配电运营方执行;多项直供负荷减供计划的执行时段不得重叠； 2) 所述直供电源2的运营方在制定直供负荷减供计划前，应先确定减供开始时间、减供 持续时间Tpr及减供期平均供电功率时R，可供选择的(Tpr，Ppr)组合的获取方法如下： 2.1) 预测从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2止的配电网系统中各个供电节点 (常规llOkV供电节点或llOkV含微网供电节点，并W节点i为例）的净负荷 该预测方法包括但不限于各类负荷及风、光发电出力预测算法等;各个供电节点任何瞬时 的净负荷为所述第一常规负荷14的功率与所述分布式发电单元13的功率之差;所述分布式 发电单元13包括但不限于风能发电、光伏发电或柴油发电等形式； 2.2) 对每个供电节点节点i为例），计算从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2 止的各个供电节点的预测用电量曲线
；^及所述储能阵列 12的最大可用电量
2.3) 对每个供电节点节点i为例），计算从减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2 止的所述储能阵列I2的剩余可用电量岛，胃。.沁j; = €酶。細 ' 恥i -島?就.:成輪）;其中， 巧齡为该储能阵列的放电效率； 2.4 )对龙&胃为正数的供电节点累加其剩余可用电量并记作焉;对 玄於額献混!:为负、数的节点貞加取采除胃并剧乍茫棘苗'?； 2.5)所述直供电源2需在减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2止，向直供负荷所在 配电网注入的最小电量
其中，帶m为微网间功率互济的平均效率， 巧?为直供电源供电的平均效率；当吗W小于0,强行设定焉;;。为〇;因此减供期持续时间Tpr为 trtl;平均供电功率时R为焉汾'//T約； 3) 当在可选(Tpr,Ppr)组合中选择1项作为默认设定值后，对Tpr的适当减少，W及对Ppr 的适当增加，不会影响直供负荷减供计划的合理性;相反，在该默认设定值基础上对Tpr进行 增加，或对时R进行降低，可能危及直供负荷的供电可靠性； 4) 受1项直供负荷减供计划影响时，定义此时配电网系统的运行状态为供电受限状态， 反之为供电不受限状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V(380-420V)储配一 体化设计微网节点9和所述400V(380-420V)无源配电节点8中的可调节负荷均为禁用、切除 或减少出力到0的状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V(380-420V)储配一体 化设计微网节点9按照W下步骤进行储能充、放电调度： 4.1) 预测下一时刻配电网系统中各供电节点（W节点i为例）的净负荷巳及该供 电节点中所述储能阵列12的最大出力该预测方法包括但不限于各类负荷及风、光 伏发电出力预测算法等;计算该供电节点的不平衡功率巧wMWpm、，。、，; 如 果不平衡功率小于该供电节点主变压器最大容量巧^>1的相反数，设定 巧诚Μ化诚絲巧Γ.Ι:;如果不平衡功率馬.城總掛微?:'大于该供电节点主变压器最大容量 巧\?，设定玲練舰额祕,1:心玲.?;下一时刻与当前时刻相差Δ t时间； 4.2) 对不平衡功率巧，。&<,扮;。娩劝非负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作Psuf;对 不平衡功率巧。，奴诚械始:为负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作Preq; 4.3) 为满足直供负荷下一时刻预测的用电需求，直供电源需向直供负荷所在配电网注 入的最小功率
定义总功率缺额^5^; - 4.4) 若总功率缺额不小于0,则各供电节点的所述储能阵列12均设定为按最大出力 放电；若总功率缺额践X小于0,则各个供电节点（W节点i为例）的所述储能阵列12的功率 %;巧适当减少，所述储能阵列12的功率巧，J的初始值通过W下功率分配计算方法确定，该 方法包括但不限于等比例分配方法，即将巧，、设定为巧"證,-?伽、Σ;'巧議心-; 巧大于0表示放电，巧;，，:小于0表示充电；各供电节点的所述储能阵列12根据设定值及实际 电量情况决定最终充、放电功率，其原则是满足所述储能阵列12电量上下限约束条件下尽 可能接近巧处设定值； 4.5) 若总功率缺额揭X小于0,且在所述储能阵列12的功率巧的初始值设定下直供电 源向直供负荷所在配电网注入的实际功率巧6紙:泌I不等于时R时，可采用包括但不限于如图5 所示、基于PI线性比例积分器的、WPpR为参考值、玲。姆、娩:|为待控值的反馈控制方法来取 得合适的参考值替换第4.4步功率分配计算方法中的Ι|;χ，迭代完成跟踪锁定PPR的 功率精确控制； 4.6) 在设定的一段时间ΔΤΚ内，直供电源向直供负荷所在配电网注入的实际电量与 护*么?'之差如果大于设定的正数总Args，则反映出直供负荷所在的配电网系统的储能总 体放电能力趋于紧张，应向负责减供计划制定的调度方提示上述告警信息；调度方可W调 整发的设定值W控制告警的灵敏程度;调度方在收到后可决定是否终止或改变直供负 荷减供计划。
[0016] 图5为基于PI控制器的直供电源对外发电量和直供电量智能功率分配反馈控制示 意图，其中直供配电网注入功率参考值PpR与实际注入功率PreaLW相减后作为所述PI控制 器21的输入信号，所述PI控制器设置输出值浮动的上限和下限，所述PI控制器21的输出为 参考值Pex. ref，并送入第4.4步功率分配计算模块。
[0017] W上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技 术人员来说，本发明可W有各种更改和变化。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。
【主权项】
1. 一种允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法，其特征在于：其工作依赖 的配电网环境包括一个liokv交流网（1)，所述llOkV交流网（1)通过一个直供电源（2)与输 电网（3)连接，所述llOkV交流网（1)上连接有若干个常规llOkV供电节点(4)和若干个llOkV 含微网供电节点（5);所述llOkV含微网供电节点（5)中包含有一个10kV交流网（6)、一个主 变压器(7)以及若干个连接在所述10kV交流网（6)上的400V无源配电节点（8)和若干个连接 在所述1 OkV交流网（6 )上的400V储配一体化设计微网供电节点（9 )，所述1 OkV交流网（6 )通 过所述主变压器(7)与所述110kV交流网（1)连接； 所述400V储配一体化设计微网供电节点（9)中包含有一个第一 400V交流网（10)、一个 第一变压器(11)、储能阵列（12)、分布式发电单元(13)、第一常规负荷（14)和第一可调节负 荷（15)，所述第一400V交流网（10)通过所述第一变压器（11)与所述10kV交流网（6)连接，所 述储能阵列（12)、所述分布式发电单元（13)通过PCS(20)连接在所述第一 400V交流网（10) 上、所述第一常规负荷（14)和所述第一可调节负荷（15)分别直接连接在所述第一400V交流 网（10)上； 所述400V无源配电节点（8)中包含有一个第二400V交流网（16)、一个第二变压器（17)、 第二常规负荷（18)和第二可调节负荷（19)，所述第二400V交流网（16)通过所述第二变压器 (17)与所述10kV交流网（6)连接，所述第二常规负荷（18)和所述第二可调节负荷（19)分别 连接在所述第二400V交流网（16)上； 该方法的具体过程如下： 1) 1项直供负荷减供计划由减供开始时间、减供持续时间、减供期平均供电功率组成， 直供负荷减供计划可由所述直供电源(2)的运营方提出，并由包括但不限于所述llOkV含微 网供电节点(5)在内的配电运营方执行;多项直供负荷减供计划的执行时段不得重叠； 2) 所述直供电源(2)的运营方在制定直供负荷减供计划前，应先确定减供开始时间、减 供持续时间Tpr及减供期平均供电功率Ppr，可供选择的T PR和Ppr组合的获取方法如下： 2.1) 预测从减供开始时间t起到减供期任意时刻t2止的配电网系统中各个供电节点的 净负荷曲线各个供电节点任何瞬时的净负荷为所述第一常规负荷（14)的功率 与所述分布式发电单兀(13)的功率之差； 2.2) 对每个供电节点，计算从减供开始时间^起到减供期任意时刻的各个供电节 点的预测用电量曲线盘;以及所述储能阵列（12)的最大可用 电里.章私卵::一 ; 2.3) 对每个供电节点，计算从减供开始时间^起到减供期任意时刻^止的所述储能阵 列（12)的剩余可用电量实中，?&?为该储能阵 列的放电效率；2 . 4 )为正数的供电节点累加其剩余可用电量并记作胃;对 为负数的节点累加其剩余可用电量并记作A ; 2.5)所述直供电源(2)需在减供开始时间ti起到减供期任意时刻t2止，向直供负荷所在 配电网注入的最小电量其中，％_为微网间功率互济的平均效率， %:为直供电源供电的平均效率；当《;_小于0,强行设定为0;因此减供期持续时间TPR为 ;平均供电功率PPR为; 3) 当在可选的TPR和PPR组合中选择1项作为默认设定值后，对TPR的适当减少，以及对P PR 的适当增加，不会影响直供负荷减供计划的合理性;相反，在该默认设定值基础上对TPR进行 增加，或对P PR进行降低，可能危及直供负荷的供电可靠性； 4) 受1项直供负荷减供计划影响时，定义此时配电网系统的运行状态为供电受限状态， 反之为供电不受限状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V储配一体化设计微 网节点（9)和所述400V无源配电节点（8)中的可调节负荷均为禁用、切除或减少出力到0的 状态；当配电网系统处于供电受限状态时，所述400V储配一体化设计微网节点（9)按照以下 步骤进行储能充、放电调度： 4.1) 预测下一时刻配电网系统中各供电节点的净负荷，以及该供电节点中所述储 能阵列（1 2 )的最大出力;计算该供电节点的不平衡功率 ? ^ "" ?;如果不平衡功率:?讀滅小于该供电点主变压器取大 容量％,|的相反数，设定= 如果不平衡功率大于该供电节 点主变压器最大容量，设定^他6 = Pb ;下一时刻与当前时刻相差A t时间； 4.2) 对不平衡功率馬为非负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作Psuf;对 不平衡功率鳥;__^为负数的供电节点，累加其不平衡功率并记作Praq; 4.3) 为满足直供负荷下一时刻预测的用电需求，直供电源需向直供负荷所在配电网注 入的最小功率=(―匕，.'％徽_^5/:_;定义总功率缺额& = - 4.4) 若总功率缺额不小于0,则各供电节点的所述储能阵列（12)均设定为按最大出 力放电;若总功率缺额11；^小于0,则各个供电节点的所述储能阵列（12)的功率&』可适当减 少，所述储能阵列（12)的功率的初始值通过以下功率分配计算方法确定，该方法包括但 不限于等比例分配方法，即将iVi设定^k大于〇 表示放电，Ρω小于0表示充电；各供电节点的所述储能阵列（12)根据设定值及实际电量情 况决定最终充、放电功率，其原则是满足所述储能阵列（12)电量上下限约束条件下尽可能 接近Iki设定值； 4.5) 若总功率缺额小于0，且在所述储能阵列（12)的功率的初始值设定下直供 电源向直供负荷所在配电网注入的实际功率仏紙細j不等于P?时，可采用包括但不限于基 于线性比例积分器的、以Ppr为参考值、以.为待控值的反馈控制方法来取得合适的参 考值尺uYf以替换第4.4步功率分配计算方法中的，迭代完成跟踪锁定P PR的功率精确控 制； 4.6) 在设定的一段时间ΔΤ以内，直供电源向直供负荷所在配电网注入的实际电量与 之差如果大于设定的正数馬则反映出直供负荷所在的配电网系统的储能总 体放电能力趋于紧张，应向负责减供计划制定的调度方提示上述告警信息；调度方可以调 的设定值以控制告警的灵敏程度;调度方在收到后可决定是否终止或改变直供负 荷减供计划。2.根据权利要求1所述的允许直供电源计划性减供的储能微网主动控制方法，其特征 在于:所述输电网（3)的工作电压等级在llOkV及以上;在步骤2.1)中，预测从减供开始时间 起到减供期任意时刻t2止的配电网系统中各个供电节点的净负荷曲线的方法， 以及步骤4.1)中，预测下一时刻配电网系统中各供电节点的净负荷的方法包括但不 限于各类负荷及风能发电、光伏发电的出力预测算法;在步骤2.1)中，所述分布式发电单元 (13)包括但不限于风能发电形式、光伏发电形式或柴油发电形式。
【文档编号】H02J3/28GK105870977SQ201610291178
【公开日】2016年8月17日
【申请日】2016年5月5日
【发明人】彭旭华, 李庄, 张婧, 樊朝晖
【申请人】彭旭华, 李庄, 张婧, 樊朝晖