自储能多端背靠背柔直装置运行方法与流程
本发明涉及主动配电网优化运行领域，具体涉及一种自储能多端背靠背柔直装置运行方法及装置。
背景技术：
高可靠性供电和高渗透清洁能源满额友好消纳对新时期我国配电网建设运行提出了更高要求。配电网环网运行是进一步提升供电可靠性的重要途径，但交流合环因馈线两侧存在电位和短路阻抗差，较大的冲击/合环电流危害了电网安全运行。清洁能源短时尖峰发电负荷以及造成的高电压问题日益突出，增建/增容电网，投入更多的静止无功发生器(svg)等无功补偿装置，都会大为增加配电网建设运行成本，限制有功出力并调节逆变器无功输出虽可较好地解决电压越限问题，但也造成了配电网事实上的“弃风弃光”。
解决上述问题，需要应用新的技术途径。多端背靠背柔直(multi-terminalback-to-backvsc-hvdc,vsc-mtdc)是最新发展的电网柔性控制技术，其基于共用直流母线的电压源换流器，将交流系统进行ac-dc-ac解耦互联，可实现任意馈线长期安全合环运行；pq四象限控制，可精确调控电网潮流分布；省略直流线路环节，降低了控制系统的成本和复杂度，更适用我国配电网实际。
以背靠背柔直为代表的柔性潮流控制技术，本质上依然是功率层面的调控，体现在能量层面是由电网在空间轴上提供“能量容器”，但当互联馈线可调容量较低时，会降低互联配电网优化运行效果，甚至仍会发生无法满足系统安全和供电质量约束的情况。储能(energystoresystem,ess)技术作为时间轴的“能量容器”，从本质上改善了电能生产、传输和消费的同时性问题。用户或清洁能源电站投资的储能设备，电网虽可通过需求响应、辅助服务定价等激励措施引导其对电网运行提供支撑，但激励的成本/效果不完全可控性，推动了配电网侧配置储能的需求。
技术实现要素：
本发明要解决的技术问题在于，针对现有技术的上述缺陷，提供一种自储能多端背靠背柔直装置运行方法及装置，克服清洁能源无法满额友好消纳、供电可靠性与经济性较差、系统各馈线总调节裕度不足时仅依靠功率调节不能满足运行要求的缺陷。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：提供一种自储能多端背靠背柔直装置运行方法，包括：s1：计算所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时所述配电网的综合供电成本是否有最低值；s2：读取所述自储能多端背靠背柔直装置中储能单元的荷电状态；s3：根据所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时所述配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和所述自储能多端背靠背柔直装置中储能单元的荷电状态切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式；所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式包括：所述储能单元不运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节；所述储能单元运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节；所述储能单元执行荷电状态恢复，且所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节。
所述储能单元的荷电状态包括：待命状态，所述储能单元处于适中的荷电状态，能够随时满足下一时段配网优化运行要求；正常非待命状态，所述储能单元处于更宽的荷电状态，可调节容量较小；非正常状态，所述储能单元处于紧急的荷电状态。
所述待命状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0.4且小于等于0.6；所述正常非待命状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0.15且小于等于0.85；所述非正常状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0且小于0.15或大于0.85且小于等于1。
根据所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时综合供电成本是否有最低值的情况和所述储能单元的荷电状态切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式包括：当所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时所述综合供电成本有最低值，且所述储能单元在待命状态时，所述储能单元不运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时所述综合供电成本有最低值，且所述储能单元在正常非待命状态或非正常状态时，所述储能单元执行荷电状态恢复，所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时所述综合供电成本无最低值，且所述储能单元在待命状态或正常非待命状态时，所述储能单元投入运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时所述综合供电成本无最低值，且所述储能单元在非正常状态时，所述储能单元执行荷电状态恢复，所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节。
所述储能单元执行荷电状态恢复包括：将所述储能单元的当前荷电值恢复到与所述储能荷电中间值的差值最小。
所述储能单元的当前荷电值恢复到与所述储能荷电中间值的差值最小的目标函数为：
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
δt为每个时间段的时长；
sess为所述储能单元的额定电量；
socmid为所述储能单元的荷电中间值；
所述储能单元的充放电功率根据所述储能单元的剩余电量计算；
所述储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
所述储能单元的充放电功率根据所述储能单元的剩余电量计算公式为：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}；
所述储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式为：
soc(0)＝soc(t)；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段所述储能单元的充放电功率，恒为正；
u为所述储能单元充放电标志；
pch,max、pdis,max为所述储能单元的最大充放电功率；
sess为所述储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为所述储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为所述储能单元充放电效率。
本发明还提供一种自储能多端背靠背柔直装置，包括至少两个ac/dc换流器和至少一个储能单元，所述ac/dc换流器的直流侧并联于直流母线，所述ac/dc换流器的交流侧与配电网的馈线连接；所述储能单元的一侧连接dc/dc换流器，所述dc/dc换流器另一侧并联于所述直流母线；所述自储能多端背靠背柔直装置还包括运行模式调节模块，所述运行模式调节模块根据所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时所述配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和所述储能单元的荷电状态，切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式；所述自能背靠背柔直装置的运行模式包括：所述储能单元不运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节；所述储能单元运行，所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节；所述储能单元执行荷电状态恢复，所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节；当所述储能单元运行或执行荷电状态恢复时，所述dc/dc换流器控制所述储能单元的充放电。
所述储能单元的荷电状态包括：待命状态，所述储能单元处于适中的荷电状态，能够随时满足下一时段配网优化运行要求；正常非待命状态，所述储能单元处于更宽的荷电状态，可调节容量较小；非正常状态，所述储能单元处于紧急的荷电状态。
所述待命状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0.4且小于等于0.6；所述正常非待命状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0.15且小于等于0.85；所述非正常状态为所述储能单元的荷电值范围是大于等于0且小于0.15或大于0.85且小于等于1。
所述运行模式调节模块包括处理器，所述处理器根据所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时综合供电成本是否有最低值的情况和所述储能单元的荷电状态切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式。
所述运行模式调节模块根据所述自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时综合供电成本是否有最低值的情况和所述储能单元的荷电状态切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式包括：当所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时所述综合供电成本有最低值，且所述储能单元在待命状态时，所述运行模式调节模块控制所述储能单元不运行，并控制所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节模式时所述综合供电成本有最低值，且所述储能单元在正常非待命状态或非正常状态时，所述运行模式调节模块控制所述储能单元执行荷电状态恢复，并控制所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时所述综合供电成本无最低值，且所述储能单元在待命状态或正常非待命状态时，所述运行模式调节模块控制所述储能单元投入运行，并控制所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节；当所述自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节模式时所述综合供电成本无最低值，且所述储能单元在非正常状态时，所述运行模式调节模块控制所述储能单元执行荷电状态恢复，并控制所述自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节。
所述储能单元执行荷电状态恢复包括：将所述储能单元的当前荷电值恢复到与所述储能荷电中间值的差值最小。
所述储能单元的当前荷电值恢复到与所述储能荷电中间值的差值最小的目标函数为：
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
δt为每个时间段的时长；
sess为所述储能单元的额定电量；
socmid为所述储能单元的荷电中间值；
所述储能单元的充放电功率根据所述储能单元的剩余电量计算；
所述储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
所述储能单元的充放电功率根据所述储能单元的剩余电量计算公式为：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}；
所述储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式为：
soc(0)＝soc(t)；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段所述储能单元的充放电功率，恒为正；
u为所述储能单元充放电标志；
pch,max、pdis,max为所述储能单元的最大充放电功率；
sess为所述储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为所述储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为所述储能单元充放电效率。
本发明还提供一种柔性互联配电网，采用本发明的自储能多端背靠背柔直装置，所述自储能多端背靠背柔直装置根据在功率调节模式时所述配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和所述自储能背靠背柔直装置中储能单元的荷电状态切换所述自储能背靠背柔直装置的运行模式。
本发明针对自储能多端背靠背柔直装置，从提高柔性互联配电网的清洁能源消纳能力以及供电可靠性，同时有效减少储能单元的配置容量，提高储能单元的运行寿命角度出发，提出了自储能多端背靠背柔直装置复合控制方法，本发明的复合控制方法，可有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命，有效提升高渗透清洁能源消纳能力、提高供电可靠性、改善供电品质，提升运行经济性。
本发明的自储能多端背靠背柔直装置使得储能单元在一个运行周期内各时段处于合理的荷电状态，并参与必要的能量时序优化调节，可避免储能单元过冲或过放，并保证储能单元具备下一时段的调节能力。相比较不带储能单元的多端背靠背柔直装置(vsc-mtdc)，本发明所提自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)运行方法能够适应更加复杂的高渗透清洁能源并网运行场景和控制需求。
附图说明
下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
图1是本发明一实施例的自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)运行方法流程图；
图2是图1中自储能多端背靠背柔直装置运行方法的步骤30的控制流程图；
图3是本发明一实施例的自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)的示意框图；
图4是本发明一实施例的33节点算例系统示意图；
图5是图4中a馈线负荷与dg曲线；
图6是图4中b馈线负荷与dg曲线；
图7是图4中c馈线负荷与dg曲线；
图8是图4中d馈线负荷与dg曲线；
图9是图4系统处于开环运行下各馈线出力曲线；
图10是图4系统处于功率调节下各馈线出力曲线；
图11是图4系统处于功率-能量时序调节下各馈线出力曲线；
图12是图4系统处于开环运行、功率调节和功率-能量时序调节时，各时段综合供电成本对比曲线；
图13是图4中各换流器出力曲线；
图14是图4中储能工作时段ess电量变化曲线；
图15是图4中储能工作时段ess充放电功率曲线；
图16是图4中ess整个运行周期电量变化曲线；
图17是图4中ess整个运行周期充放电功率曲线。
具体实施方式
为了使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请作进一步地详细描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本申请保护的范围。
现在将详细说明本发明的实施例，其实例由附图示出，其中，相同的标号始终指的是相同的部件。下面，示例性实施例被描述以参考附图解释本发明。
根据本发明的示例性实施例，参照方法的流程图在下文中描述本发明。应理解流程图的每个方框、以及流程图中的方框的结合能够由计算机程序指令实现。这些计算机程序指令可被提供给适用计算机、专用计算机、或者其它可编程数据处理设备以生产机器的处理器，从而，这些指令通过计算机或其它可编程数据处理设备的处理器执行以实现流程方框或方框结合中的指定的功能。这些计算机程序指令也可被存储在计算机可用或计算机可读的存储器中，其可指示计算机或其它可编程数据处理设备以特定的方式运行，从而，存储在计算机可用或计算机可读存储器中的指令产生制造物以实现流程方框或方框结合中的指定的功能。计算机程序指令也可被加载到计算机或其它可编程数据处理设备上以使一系列操作步骤在计算机或其它可编程设备上被执行以产生计算机执行的处理，从而在计算机或其它可编程设备上执行的指令提供实现流程方框或方框结合中的指定的功能。
另外，流程图的每一方框可表示模块、程序段或部分代码，其包括一个或多个可执行指令以实现特定的逻辑功能。同样应注意到，在某些替代的实现中，方框中示出的功能可异常发生。例如，连续所示的两方框实际上可实质上同时被执行或者方框有时可被以相反的顺序执行，这取决于有关的功能性。
如图1所示，是本发明一实施例的自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)运行方法，步骤10计算自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时配电网的综合供电成本是否有最低值；步骤20读取自储能多端背靠背柔直装置中储能单元(ess)的荷电状态步骤30根据自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和自储能多端背靠背柔直装置中储能单元(ess)的荷电状态切换自储能多端背靠背柔直装置的运行模式；自储能多端背靠背柔直装置的运行模式包括：模式i：储能单元不运行，自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节，模式ii：储能单元运行，自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节，模式iii：储能单元执行荷电状态恢复，自储能多端背靠背柔直装置执行独立执行功率调节模式。
本发明所说的功率能量时序调节是指不仅有多端背靠背柔直装置本身的功率调节，还有储能单元参与的能量时序调节，即，储能单元也参与到配电网的充放电控制中。自储能多端背靠背柔直装置的运行模式包括：功率调节模式、功率能量时序调节模式和荷电状态恢复模式，根据单纯功率调节模式时配电网的综合供电成本是否有最低值的情况以及储能单元的荷电状态，选择相应控制模式。
考虑到储能单元的成本和运行寿命要求，应尽量减少ess的配置容量和充放电次数，因此要求只在互联馈线可调容量不足以满足系统供电可靠性和高渗透率清洁能源满额消纳时，ess依据控制策略无缝切入运行。ses-vsc-mtdc复合控制策略的总体思路是以功率调节为主，仅在其无法满足系统安全和供电质量约束时，储能投入运行。可避免储能单元过冲或过放，并保证储能单元具备下一时段的调节能力。相比较不带储能单元的多端背靠背柔直装置(vsc-mtdc)，本发明所提自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)运行方法能够适应更加复杂的高渗透清洁能源并网运行场景和控制需求。
本发明针对自储能多端背靠背柔直装置，从提高柔性互联配电网的清洁能源消纳能力以及供电可靠性，同时有效减少储能单元的配置容量，提高储能单元的运行寿命角度出发，提出了自储能多端背靠背柔直装置复合控制方法，仿真算例表明，本发明的复合控制方法，可有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命，有效提升高渗透清洁能源消纳能力、提高供电可靠性、改善供电品质，提升运行经济性。
在一实施方式中，自储能多端背靠背柔直装置处于功率调节运行模式时，配网正常工况下，ses-vsc-mtdc主换流器可采用定udcq控制，从换流器可采用定pq控制。主换流器平衡系统有功功率以维持直流母线电压。配网故障工况下，从换流器所联馈线(及上级电网)发生故障时，ses-vsc-mtdc主换流器仍可采用定udcq控制，故障端从换流器可切换为定uacf控制，其他从换流器仍可用定pq控制。当主换流器所联馈线(及上级电网)发生故障时，可由任一从换流器切换为定udcq控制成为新的主换流器，原主换流器变为从换流器切换为定uacf控制，其他从换流器仍可采用定pq控制。
在配电网正常运行情况下，各端口按照最优运行调度指令实现馈线间的有功灵活交换和无功独立控制；当某条馈线(包括上级电网)发生故障时，能够实现多组换流器控制模式的快速切换，保证非故障区负荷的实时转供，提高供电可靠性。
自储能多端背靠背柔直装置处于功率能量时序调节运行模式时，配网正常工况下，ses-vsc-mtdc主换流器可采用定udcq控制，ess换流器与其他从换流器均可采用定pq控制。配网故障工况下，与功率调节运行模式中各换流器的控制方式可相同，这里不再赘述。
考虑ses-vsc-mtdc各端口功率平衡约束、有功输出约束、换流器容量约束、直流母线电压约束等，建立配网正常/故障运行情况下ses-vsc-mtdc功率调节与功率能量时序调节两种运行模式的数学模型。
针对配电网正常/故障工况，建立自储能多端背靠背柔直装置功率调节运行模式和功率能量时序调节模式的数学模型。
功率调节模式：配网正常工况下，ses-vsc-mtdc主换流器采用定udcq控制，其他从换流器采用定pq控制。主换流器平衡系统有功功率以维持直流母线电压。为实现有功/无功功率的解耦控制，在d-q同步旋转坐标系下将换流器d轴电压通过锁相环位于电网电压矢量方向上，因此usq＝0，usd＝us，换流器有功功率和无功功率可以表示为：
式中：id,iq分别为换流器配电网侧电流矢量d轴和q轴的分量，usd为换流器网侧电压矢量d轴分量。
由式(1)(2)可知通过对换流器电流dq轴分量的控制可以独立地控制有功功率和无功功率。换流器交直流两端功率相等，可得：
式中：nvsc为ses-vsc-mtdc的换流器总数；c为直流侧电容，udc为直流母线电压，ploss为换流器损耗。
由于直流环节的隔离，换流器输出的无功功率互不影响，从而仅需要满足各自换流器的容量约束。因此，数学模型如下：
式中：pk(t)、qk(t)分别为t时刻第k个换流器的有功和无功功率，以功率流入直流母线为正；ak为第k个换流器的损耗系数；
配网故障工况下，从换流器所联馈线(及上级电网)发生故障时，ses-vsc-mtdc主换流器仍采用定udcq控制，故障端从换流器切换为定uacf控制，其他从换流器仍用定pq控制。当主换流器所联馈线(及上级电网)发生故障时，可由任一从换流器切换为定udcq控制成为新的主换流器，原主换流器变为从换流器切换为定uacf控制，其他从换流器仍采用定pq控制。电网故障时，主换流器控制要求不变，此时，故障侧从换流器相当于给无源网络供电，控制对象为交流电压幅值与频率，交流电压幅值控制可直接通过d-q解耦进行控制，频率可通过修改控制器中周期寄存器实现。ses-vsc-mtdc的控制变量为主换流器的无功功率以及无故障端换流器的有功和无功功率。数学模型在式(4)的基础上增加如下公式：
式中：uac为故障端换流器交流电压；uac,ref为电网额定电压。
下面将重点讨论功率能量时序调节模式下的数学模型。
自储能多端背靠背柔直装置运行模式ⅱ、ⅲ中ses-vsc-mtdc的控制变量在模式i的基础上增加了储能功率输出，约束条件增加了相应的ess充放电功率约束和soc约束。ses-vsc-mtdc通过ess当前soc值，根据ses-vsc-mtdc运行模式，计算出ess输出有功功率pess(t)的输出范围，以此为约束条件进入配电网优化运行或储能soc恢复模型中。然后再次计算ess的soc值，为下一时段决策提供约束条件。
在一实施方式中，自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节时，当配电网无故障情况下，自储能多端背靠背柔直装置的输入功率与输出功率相等。配网故障工况下，功率-能量时序调节模型与功率调节模型相同。
在一实施方式中，自储能多端背靠背柔直装置的输入功率与输出功率相等可以是自储能多端背靠背柔直装置所有换流器输出功率、自储能多端背靠背柔直装置所有换流器的损耗功率与自储能多端背靠背柔直装置中所有储能单元的输出功率之和为0。
作为优选的实施方式，自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节时，配网正常工况下，ses-vsc-mtdc主换流器采用定udcq控制，ess换流器与其他柔直从换流器均采用定pq控制。功率平衡方程可为式(6)：
nvsc为自储能多端背靠背柔直装置的换流器总数；
pk(t)分别为t时刻第k个换流器的输出功率；
ak为第k个换流器的损耗系数；
pess(t)为t时段储能单元的输出功率；
储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算；储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
作为优选的实施方式，储能单元的充放电功率根据所述储能单元的剩余电量计算公式可为：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}(7)
储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式可以是：
soc(0)＝soc(t)(10)
nvsc为所述自储能多端背靠背柔直装置的换流器总数；
pk(t)分别为t时刻第k个换流器的输出功率；
ak为所述第k个换流器的损耗系数；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段所述储能单元的充放电功率，恒为正；
u为所述储能单元充放电标志，取值-1、0及1分别代表充电、不工作及放电三种状态；
pch,max、pdis,max为所述储能单元的最大充放电功率；
sess为所述储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为所述储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为所述储能单元充放电效率。
本发明从售电企业综合供电成本角度出发，建立成本最小的目标函数，综合供电成本可包括购电成本和配网网损成本两部分，其中购电成本可与机组上网电价和高压输电成本摊销有关，购电成本体现为馈线所连变电站母线的节点电价。对于配电环网而言，不同馈线的母线节点电价通常是不同的。
作为优选的实施方式，综合供电成本最小目标函数可以如下：
式中：n为系统节点数；f1(t)、f2(t)为t时段购电成本和网损成本；ci(t)、psti(t)、pdgi(t)、pdi(t)为t时段节点i处的母线节点电价、变电站出口功率、分布式电源有功出力和负荷有功功率；cw(t)为t时段网损成本的电价，ci(t)为一般取购电电价。
在配电网运行在上述模式时的约束基础上，需加入变电站出口功率psti(t)、qsti(t)，分布式电源出力pdgi(t)、qdgi(t)，以及ses-vsc-mtdc的换流器输出功率
式中：ui(t)、uj(t)为t时刻节点i和节点j的电压幅值；gij、bij分别为节点i和节点j之间的互电导和互电纳；δij(t)为t时刻节点i和节点j之间的相位差；qdi(t)为t时刻节点i处负荷的无功功率。sij(t)为t时刻节点i和节点j之间的线路功率；变量的上标“-”和下标“_”表示变量的上限和下限。
公式(14)中，前两个公式为系统潮流方程、第3、4个公式为变电站出口功率约束、第5个公式为配电网中各节点的电压约束、第6个公式为线路容量约束。
对于自储能多端背靠背柔直装置的运行模式iii，ses-vsc-mtdc中的ess执行荷电状态(soc)状态恢复。
在一实施方式中，考虑到储能的成本和运行寿命要求，应尽量减少ess的配置容量和充放电次数。所以将储能荷电状态(soc)划分为三种：待命状态、正常非待命状态和非正常状态。待命状态标识ess处于适中的soc区间，能够随时满足下一时段配网优化运行要求；正常非待命状态标识ess处于相对更宽的soc区间，因需满足安全裕度，可调节容量相对较小；非正常状态标识ess处于紧急的soc区间。当ess处于非正常状态时，应立即进行soc恢复。减少了ess的配置容量和充放电次数，在互联馈线可调容量不足以满足系统供电可靠性和高渗透率清洁能源满额消纳时，ess依据控制策略无缝切入运行，避免过冲/过放并保证储能具备下一时段的调节能力。
作为优选的实施方式，待命状态可为储能单元的荷电值范围大于等于0.4且小于等于0.6；正常非待命状态可为储能单元的荷电值范围大于等于0.15且小于等于0.85；非正常状态可为储能单元的荷电值范围大于等于0且小于0.15或大于0.85且小于等于1。此种实施方式，保证了储能荷电量在时序上具有严格的连续性，避免过冲/过放并保证储能具备下一时段的调节能力，合理划分了储能运行状态并控制其充/放电，减少了储能单元的配置容量和充放电次数。
基于上述分析，自储能多端背靠背柔直装置运行方法首先进行预处理，即，判断自储能多端背靠背柔直装置在运行模式i(ess不运行，单纯功率调节)时综合供电成本是否最低，再结合储能单元的soc值，执行相应的运行模式，如表1所示。
表1
在一实施方式中，图1中自储能多端背靠背柔直装置运行方法的步骤30的控制流程如图2所示，步骤301判断ses-vsc-mtdc中ess未运行，单纯功率调节时，配电网的综合供电成本目标函数是否有解，即，综合供电成本是否最低？当综合供电成本目标函数有解时，执行步骤303，判断储能单元中soc值是否在待命状态，当储能单元中soc值在待命状态时，执行步骤307，ess不投入运行，ses-vsc-mtdc执行功率调节；当储能单元中soc值不在待命状态时，执行步骤309，ess投入运行，执行soc状态恢复，ses-vsc-mtdc独立执行功率调节；当综合供电成本目标函数无解时，执行步骤305，判断储能单元中soc值是否在待命状态或正常非待命状态，当储能单元中soc值在待命状态或正常非待命状态时，执行步骤311，ess投入运行，ses-vsc-mtdc执行功率能量时序调节；当储能单元中soc值不在待命状态或正常非待命状态时，执行步骤309，ess投入运行，执行soc状态恢复，ses-vsc-mtdc独立执行功率调节。
ses-vsc-mtdc由于储能单元的加入，使柔性互联配电网同时具备了空间和时间两个维度上的潮流转移能力，可以根据配电网运行状态的改变而动态调节，快速响应dg和负荷的波动，实现清洁能源的满额消纳，提高供电可靠性、改善供电品质并降低综合供电成本，保障电网安全、经济、高效运行。
在一实施方式中，储能单元执行荷电状态恢复包括将储能单元的当前荷电值恢复到与储能荷电中间值的差值最小的状态，用以保证ess能够尽快恢复到适中的状态，以应对未来时段储能存在的调节问题。
作为优选的实施方式，储能单元的当前荷电值恢复到与储能荷电中间值的差值最小的目标函数可以是
soc(t)为t时刻储能单元的荷电状态；
pess(t)为t时段储能单元的输出功率；
δt为每个时间段的时长；
sess为储能单元的额定电量；
socmid为储能单元的荷电中间值；
式中：socmid一般取值0.5左右，优选值是0.5。储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算；储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
作为一优选实施方式，储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算公式可为：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}；
储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式可为：
soc(0)＝soc(t)；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段所述储能单元的充放电功率，恒为正；
u为所述储能单元充放电标志，取值-1、0及1分别代表充电、不工作及放电；
pch,max、pdis,max为所述储能单元的最大充放电功率；
sess为所述储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为所述储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为所述储能单元充放电效率。
在具体实施方式中，综合考虑储能的总工作时长以及待命时间段要求，当soc(t)恢复到0.9socmid≤soc(t)≤1.1socmid范围内，储能soc状态恢复运行模式终止。
根据本发明所提的ses-vsc-mtdc复合控制方法，存在三种模型需要求解，即功率调节、功率能量时序调节和soc状态恢复。功率能量时序调节和soc状态恢复通过soc值确定的pess(t)输出范围后，有功功率平衡等式约束变为不等式约束，本质上和功率调节优化一样都是非线性优化问题，均可采用原对偶内点法求解。
图3是本发明一实施例的自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)的示意图，包括至少两个ac/dc换流器和至少一个储能单元(ess)，ac/dc换流器的直流侧并联于公共直流母线，ac/dc换流器的交流侧与配电网的馈线连接，实现多条馈线之间的柔性互联(交-直-交解耦)；储能单元(ess)的一侧连接dc/dc换流器，dc/dc换流器另一侧并联于公共直流母线，dc/dc换流器实现储能单元的充放电控制，从而使ses-vsc-mtdc系统增加了能量的时序调节能力，成为高度集成的综合装置。自储能多端背靠背柔直装置还包括运行模式调节模块，运行模式调节模块根据自储自储能多端背靠背柔直装置在功率调节模式时配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和储能单元的荷电状态，切换自储自储能多端背靠背柔直装置的运行模式；自储自能背靠背柔直装置的运行模式包括：模式i：储能单元不运行且自储自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节模式；模式ii：储能单元运行且自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节模式；模式iii：储能单元执行荷电状态恢复且自储自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节模式。
在正常运行情况下，各端口按照最优运行调度指令实现馈线间的有功灵活交换和无功独立控制；当某条馈线(包括上级电网)发生故障时，能够实现多组换流器控制模式的快速切换，保证非故障区负荷的实时转供，提高供电可靠性。
本发明的自储能多端背靠背柔直装置使得储能单元在一个运行周期内各时段处于合理的荷电状态，并参与必要的能量时序优化调节，可避免储能单元过冲或过放，并保证储能单元具备下一时段的调节能力。相比较不带储能单元的多端背靠背柔直装置(vsc-mtdc)，本发明所提自储能多端背靠背柔直装置(ses-vsc-mtdc)运行方法能够适应更加复杂的高渗透清洁能源并网运行场景和控制需求。
本发明针对自储能多端背靠背柔直装置，从提高柔性互联配电网的清洁能源消纳能力以及供电可靠性，同时有效减少储能单元的配置容量，提高储能单元的运行寿命角度出发，提出了自储能多端背靠背柔直装置，可有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命，有效提升高渗透清洁能源消纳能力、提高供电可靠性、改善供电品质，提升运行经济性。
在一实施方式中，当配电网无故障且自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时，自储能多端背靠背柔直装置的主换流器可采用定udcq控制，从换流器可采用定pq控制；当配电网无故障且自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节时，自储能多端背靠背柔直装置的主换流器可采用定udcq控制，储能单元的换流器和自储能多端背靠背柔直装置的从换流器可采用定pq控制；当自储能多端背靠背柔直装置从换流器所联馈线故障时，主换流器仍可采用定udcq控制，故障端从换流器可切换为定uacf控制，其他从换流器仍可用定pq控制；当自储能多端背靠背柔直装置主换流器所联馈线故障时，自储能多端背靠背柔直装置的任一从换流器可切换为定udcq控制，原主换流器可切换为定uacf控制，其他从换流器仍可采用定pq控制。
在一实施方式中，当配电网无故障，且自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节时，需保证整个配电网的正常运行，所以自储能多端背靠背柔直装置的输入功率与输出功率相等。
在具体实施方式中，自储能多端背靠背柔直装置的输入功率与输出功率相等可包括：图3中所有ac/dc换流器输出功率、所有ac/dc换流器的损耗功率与所有储能单元的输出功率之和为0，此时保证进入ses-vsc-mtdc中的功率与输出的功率平衡，保证配电网的消纳平衡。
作为优选的实施方式，自储能多端背靠背柔直装置的输入功率与输出功率相等的功率平衡方程式为
nvsc为自储能多端背靠背柔直装置的ac/dc换流器总数；
pk(t)分别为t时刻第k个ac/dc换流器的输出功率；
ak为第k个ac/dc换流器的损耗系数；
pess(t)为t时段储能单元的输出功率；
储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算；储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
作为优选的实施方式，储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算公式：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}；
储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式为：
soc(0)＝soc(t)；
nvsc为自储能多端背靠背柔直装置的ac/dc换流器总数；
pk(t)分别为t时刻第k个ac/dc换流器的输出功率；
ak为第k个ac/dc换流器的损耗系数；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段储能单元的充放电功率，恒为正；
u为储能单元充放电标志，取值-1、0及1分别代表充电、不工作及放电三种状态；
pch,max、pdis,max为储能单元的最大充放电功率；
sess为储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为储能单元充放电效率。
在一实施方式中，自储能能背靠背柔直装置的储能单元的荷电状态可包括待命状态、正常非待命状态和非正常状态。待命状态标识储能单元处于适中的荷电状态，能够随时满足下一时段配网优化运行要求；正常非待命状态标识储能单元处于相对更宽的荷电状态，可调节容量相对较小；非正常状态标识储能单元处于紧急的荷电状态。当ess处于非正常状态时，应立即进行soc恢复。合理划分储能运行状态并控制其充/放电，可避免过冲/过放并保证储能具备下一时段的调节能力。
作为优选的实施方式，待命状态可为储能单元的荷电值范围是大于等于0.4且小于等于0.6；正常非待命状态可为储能单元的荷电值范围是大于等于0.15且小于等于0.85；非正常状态可为储能单元的荷电值范围是大于等于0且小于0.15或大于0.85且小于等于1，可减少ess的配置容量和充放电次数。
在一实施方式中，自储能多端背靠背柔直装置的运行模式调节模块可包括处理器，处理器根据自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时综合供电成本是否有最低值的情况和储能单元的荷电状态切换自储能多端背靠背柔直装置的运行模式。提高了柔性互联配电网的清洁能源消纳能力以及供电可靠性，同时有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命。
作为优选的实施方式，运行模式调节模块根据自储能多端背靠背柔直装置在执行功率调节时综合供电成本是否有最低值的情况和储能单元的荷电状态切换自储能多端背靠背柔直装置的运行模式可包括：当自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时综合供电成本有最低值，且储能单元在待命状态时，运行模式调节模块控制储能单元不运行，并控制自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节；当自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节模式时综合供电成本有最低值，且储能单元在正常非待命状态或非正常状态时，所述运行模式调节模块控制储能单元执行荷电状态恢复，并控制自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节；当自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节时综合供电成本无最低值，且储能单元在待命状态或正常非待命状态时，运行模式调节模块控制所述储能单元投入运行，并控制自储能多端背靠背柔直装置执行功率能量时序调节；当自储能多端背靠背柔直装置执行功率调节模式时综合供电成本无最低值，且储能单元在非正常状态时，运行模式调节模块控制储能单元执行荷电状态恢复，并控制自储能多端背靠背柔直装置独立执行功率调节。
ses-vsc-mtdc的复合控制策略，可有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命，自储能柔性互联配电网优化运行策略可有效提升高渗透清洁能源消纳能力、提高供电可靠性、改善供电品质，提升运行经济性。
在一实施方式中，储能单元执行荷电状态恢复包括将储能单元的当前荷电值恢复到与储能荷电中间值的差值最小的状态，用以保证ess能够尽快恢复到适中的状态，以应对未来时段储能存在的调节问题。
作为优选的实施方式，储能单元的当前荷电值恢复到与储能荷电中间值的差值最小的目标函数可以是
soc(t)为t时刻储能单元的荷电状态；
pess(t)为t时段储能单元的输出功率；
δt为每个时间段的时长；
sess为储能单元的额定电量；
socmid为储能单元的荷电中间值；
式中：socmid一般取值0.5左右，优选值是0.5。储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算；储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算。
作为一优选实施方式，储能单元的充放电功率根据储能单元的剩余电量计算公式可为：
pess(t)＝upcd(t),u∈{-1,0,1}；
储能单元的下一时段核电状态根据当前时段的储能荷电值、当前时段释放的储能功率计算公式可为：
soc(0)＝soc(t)；
t为完整调度周期划分的时段数；
δt为每个时段的时长；
pess(t)为t时段所述储能单元的输出功率；
pcd(t)为t时段所述储能单元的充放电功率，恒为正；
u为所述储能单元充放电标志，取值-1、0及1分别代表充电、不工作及放电；
pch,max、pdis,max为所述储能单元的最大充放电功率；
sess为所述储能单元的额定电量；
soc(t)为t时刻所述储能单元的荷电状态；
socmax、socmin分别为所述储能单元的荷电状态的安全上下限；
ηch、ηdis分别为所述储能单元充放电效率。
在具体实施方式中，综合考虑储能的总工作时长以及待命时间段要求，当soc(t)恢复到0.9socmid≤soc(t)≤1.1socmid范围内，储能soc状态恢复运行模式终止。
本发明还提供一种柔性互联配电网，采用本发明所述的自储能多端背靠背柔直装置，自储能多端背靠背柔直装置根据在功率调节模式时所述配电网的综合供电成本是否有最低值的情况和所述自储能多端背靠背柔直装置中储能单元的荷电状态切换所述自储能多端背靠背柔直装置的运行模式。自储能柔性互联配电网优化运行策略可有效提升高渗透清洁能源消纳能力、提高供电可靠性、改善供电品质，提升运行经济性。
为了验证本发明所提优化运行策略的可行性和有效性，在图4所示的33节点算例系统上进行了仿真与验证，该系统为来自4座不同变电站的馈线通过ses-vsc-mtdc相连组成的柔性互联配电网。系统额定电压为10kv，线路选用我国城市配网主流使用的yjv22-3*400型电缆，电缆参数和系统拓扑参数参见表2和表3。系统中接入5组光伏和4组风电，其配置参数参见表4。各母线的峰时电价(07：00～19：00)和谷时电价(19：00～07：00)参见表5。ses-vsc-mtdc的换流器额定容量均为4.5mva，损耗系数为0.02。所配置ess为0.5mw/1mw·h，初始soc值为50％，soc安全上下限分别为100％和10％，充放电效率为90％。变电站出口功率区间为0mw～8mw(不允许功率倒送)，线路容量为8mva，各节点电压取值范围为[0.93,1.07]。以系统开环运行、功率调节柔性互联运行、功率-能量时序调节柔性互联运行三种场景进行对比分析。设定完整的一个运行周期为24h，每15min划分一个时间段，共计96个时间段，认为各dg出力和负荷15min内保持不变，各馈线的dg出力与负荷曲线参见图5～8。假定14:30，c馈线上节点20与21之间发生故障，两侧开关断开，16:00线路故障清除。
表2yjv22-3*400型电缆数据
表3系统参数数据
表4dg配置参数
表5电价参数
开环运行时，各馈线存在多个时段dg出力大于负荷需求，分布式电能无法满额消纳，需弃风弃光12.25mw·h；数个时段因清洁能源出力较大，多个节点电压越限，供电质量较差，系统安全运行受到影响，需弃风弃光3.23mw·h，如表6、7所示。14:30～16:00故障时段，c馈线上节点21下游所有非故障区负荷失去供电。此外，因潮流自然分布，网损和购电成本无法优化，综合供电成本较高(见表7)。综上，开环运行无法满足清洁能源满额友好消纳，供电可靠性与经济性较差。
表6系统潮流无可行解时段及原因
表7三种场景下配网运行结果比较
功率调节柔性互联运行时，系统潮流成最优分布，运行周期内综合供电成本显著下降(见表7)。开环运行中，多个时间段因清洁能源高出力造成的功率倒送、电压越限等问题，通过互联馈线功率调节，可得到有效解决。但仍存在少数时间段(01:45～02:45、11:30～12:30、13:00～13:15)，因约束限制存在无解问题，如表6所示。经分析，01:45～02:45、11:30～12:30时段内，系统中总分布式能源出力大于总负荷，无法满足功率不得倒送约束；13:00～13:15时段内，a馈线上dg出力大于负荷，且c、d馈线上dg出力与负荷基本相当，可馈入功率较小，因此a馈线上未被消纳的dg需要转移至b馈线，使得b馈线上部分节点电压越限。因此，上述三个时段，仍需弃风弃光。
在14:30～16:00故障时段，c馈线柔直端口改变控制模式向无源网络进行供电，节点21至下游所有失电负荷的供电得到保障。但存在部分时间段(14:45～15:00、15:15～15:30)，由于约束限制出现无解情况。分析可知，14:45～15:00时段，a、b、d馈线上负荷较重，受制于线路容量，馈线可调节功率较小，无法满足c馈线上失电负荷的需求；15:15～15:30时段，由于c馈线为无源网络不具有调节能力，d馈线dg出力与负荷基本相当，a馈线上过剩dg出力需转移至b馈线，使得其部分节点电压越限。因此，上述时段仍需弃风弃光。
综上分析，功率调节柔性互联运行场景下，在馈线可调节能力相对充裕时，可有效优化潮流分布，满足系统功率不得倒送、节点电压和线路容量等约束要求。但在少数时段，当系统各馈线总调节裕度不足时，仅依靠功率调节不能满足运行要求，需引入储能进行时间轴的能量调控。
功率-能量时序调节柔性互联运行场景下，上述无解时段，因储能参与优化，系统均有解，无需弃风弃光，且综合供电成本得到进一步降低，如表7所示。三种场景下，各馈线出口功率曲线如图9～11所示，各时段综合供电成本对比曲线如图12所示。
ses-vsc-mtdc各端口出力如图13所示，反映了ses-vsc-mtdc由于储能的加入，使柔性互联配电网同时具备了空间和时间两个维度上的潮流转移能力，可以根据配网运行状态的改变而动态调节，快速响应dg和负荷的波动，实现清洁能源的满额消纳，提高供电可靠性、改善供电品质并降低综合供电成本，保障电网安全、经济、高效运行。
储能的电量变化曲线和充放电功率曲线分别如图14和图15所示(只选取储能工作时段，储能整个运行周期参见图16和图17)，初始时刻，soc为0.5，处于待命状态。在01:45～02:45时段，预处理(判断自储能多端背靠背柔直装置在运行模式i(ess不运行，单纯功率调节)时综合供电成本是否最低)计算无解，储能投入运行提供能量时序优化调节，吸收了过剩清洁能源。02:45时刻，soc处于非正常状态，为能够应对下一次预处理无解情况，在02:45～03:30时段，储能运行soc恢复模式，恢复到待命状态。11:30～12:30时段，预处理计算无解，储能投入运行，吸收过剩清洁能源。若没有soc恢复模式，则在11:30～12:30时段，储能无调节能力。12:30～13:00时段，储能运行soc恢复模式；13:00时刻，预处理再次出现无解，储能处于正常非待命状态，为保证系统运行，储能停止soc恢复，提供能量时序优化调节。13:15～13:45时段，储能继续运行soc恢复，恢复到适中待命状态。14:45～15:00时段，储能向系统馈入电能，补偿了c馈线失电负荷的功率缺额。15:00时刻，soc处于非待命状态，运行soc恢复。15:15～15:30时段与13:00～13:15时段运行模式相同。
由上述分析可知，本文所提ses-vsc-mtdc复合控制策略使得储能单元在一个运行周期内各时段处于合理的荷电状态，参与必要的能量时序优化调节。经计算，若未采用本文所提复合控制策略，要达到配网优化运行目标，储能配置容量需增加到2.3mw·h，而且一个运行周期内储能的充放电次数增加6次，因此，采用本文复合控制策略还可以有效降低储能配置容量和提高储能运行寿命。
本发明从提高柔性互联配电网的清洁能源消纳能力以及供电可靠性，同时有效减少储能的配置容量，提高储能的运行寿命角度出发，提出了ses-vsc-mtdc复合控制方法，将时间和空间两个维度上的能量转移有效结合，两者一体化互补协调运行，一方面可提升高渗透清洁能源消纳水平、提高供电可靠性、优化配电网运行经济性，同时也可有效减少储能的配置容量。并建模分析了ses-vsc-mtdc功率调节以及功率-能量时序调节两种运行模式，建立了基于ses-vsc-mtdc的柔性互联配电网优化运行模型，仿真算例验证了ses-vsc-mtdc技术及其运行控制策略的有效性。
应当理解的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，对本领域技术人员来说，可以对上述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而所有这些修改和替换，都应属于本发明所附权利要求的保护范围。
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