基于分布式储能聚合的配电台区不停电运行与虚拟电厂协同调控方法

本发明涉及配电台区运行控制、分布式储能聚合调控和虚拟电厂，特别是基于分布式储能聚合的配电台区不停电运行与虚拟电厂协同调控方法，适用于含分布式光伏、台区储能、低压用户负荷和云端管控平台的配电台区运行场景，可用于台区故障或检修状态下的应急保供、光伏反向重过载抑制、台区电压稳定控制、削峰填谷以及虚拟电厂聚合参与电力市场调节等应用。

背景技术：

1、随着新型电力系统建设不断推进，分布式光伏、分布式储能、电动汽车充电设施以及各类可调负荷在低压配电台区中的接入规模持续增大，传统配电台区正在由单向供电的无源配电网络逐步转变为源、网、荷、储多元互动的有源配电系统。在此背景下，配电台区不仅需承担常规供配电任务，还需要具备分布式新能源消纳、电能质量治理、负荷波动平抑、应急保供以及与上级电网协同互动的能力。如何在不大规模改造配电网设备的前提下，有效提升台区供电可靠性、运行灵活性和综合承载能力，已成为配电网运行管理中的关键问题。

2、低压配电台区在实际运行中通常具有线路长、分支多、用户分散以及末端电压敏感等特点，易受大风、雷暴、雨雪等恶劣天气影响而发生故障停电。同时，随着居民用电负荷增长和大功率设备接入，部分台区在高峰负荷时段容易出现配变重过载、末端低电压等问题；而在分布式光伏大发时段，又容易出现反向潮流增大、配变反向重过载以及用户侧过电压等问题。若仅依靠传统配网扩容、线路改造或人工运维方式解决，不仅投资成本较高，、建设周期长，而且难以及时适应分布式资源快速接入和负荷波动频繁变化的运行需求。

3、分布式储能具有充放电灵活、响应速度快、布置方式灵活和可双向调节有功功率等特点，可在配电台区中发挥多重作用。一方面，在台区故障、检修或恶劣天气等场景下，分布式储能可作为应急电源为重要负荷提供临时供电支撑，提高台区不停电运行能力；另一方面，在光伏出力较大或台区反向功率越限时，分布式储能可通过充电吸收富余光伏电量，降低配变反向负载率并缓解用户过电压问题；在负荷高峰时段，分布式储能又可通过放电削减峰值负荷，降低配变重过载风险，实现削峰填谷和动态扩容效果。因此，将分布式储能接入配电台区，是提升台区供电可靠性、电能质量和新能源消纳能力的重要技术途径。

4、现有台区储能应用多采用就地控制或单台储能独立运行方式，通常根据台区电压、负载率或分时电价信号进行简单充放电控制。该类方法虽然能够在一定程度上缓解局部电压越限、光伏反送和峰谷负荷差问题，但仍存在明显不足：1）、其一，单个台区储能容量有限，若仅从单台设备角度进行控制，难以形成规模化调节能力，无法充分参与上级电网调峰、备用支撑、需求响应或市场化交易。2）、其二，现有方法往往将应急保供、电压治理、光伏消纳和经济运行分别处理，缺乏统一的运行优先级和协调控制逻辑，容易出现储能在经济套利中提前放空，导致恶劣天气或台区故障时保供电量不足的问题。3）、其三，部分储能控制策略只关注本地运行安全，未能与虚拟电厂云端聚合调度相结合，导致台区侧安全约束与上级平台调度指令之间缺少有效协调。

5、虚拟电厂作为分布式资源聚合与协调控制的重要形式，可通过智能计量、通信传输、集中监测和优化调度等技术，对分布式电源、储能系统、可控负荷等资源进行统一管理，使原本容量分散、位置分散、响应特性不同的资源形成可观、可测、可控的整体调节能力。对于配电台区而言，将多个台区分布式储能通过云端平台聚合为虚拟电厂，不仅能够提升台区本地的供电保障能力，还能够使分散储能资源在满足台区安全运行约束的前提下，参与电力市场交易、需求响应、削峰填谷和辅助服务，从而挖掘储能的规模化利用价值。

6、然而，现有虚拟电厂调度研究多侧重于经济收益优化、碳交易、绿证交易、购售电收益或新能源消纳目标，往往将分布式储能视为可统一调用的灵活性资源，较少考虑低压配电台区自身的运行约束和不停电保供需求。在实际工程中，台区储能不仅是虚拟电厂的可调节资源，同时也是台区本地供电可靠性、电压稳定和光伏消纳的重要支撑设备。若虚拟电厂仅根据市场价格或收益最大化目标调度储能，而未充分考虑台区电压、配变负载率、反向潮流、保供电量和重要负荷需求，可能导致储能调度结果与台区安全运行要求相冲突，降低台区运行可靠性。

7、此外，在台区储能聚合运行过程中，还存在数据采集、通信传输和滚动修正机制不完善的问题。配变运行工况、台区母线电压、光伏出力、用户负荷、储能荷电状态和调度指令等数据具有明显的时变性，若缺少综合控制终端和云端平台之间的实时交互，储能控制策略就难以及时响应光伏波动、负荷突变和故障保供需求。同时，台区储能在不同运行场景下的控制目标并不相同：恶劣天气前应优先保持高荷电状态以满足应急供电；光伏大发时应优先吸收富余光伏以限制反向负载率和电压越限；峰谷电价差较大时可执行经济运行策略；上级电网下达调峰或需求响应指令时，又需要在不影响台区安全的前提下提供聚合调节能力。现有方法缺少一种能够统一兼顾上述多类场景的分层协同控制机制。

技术实现思路

1、本发明所要解决的技术问题是提供基于分布式储能聚合的配电台区不停电运行与虚拟电厂协同调控方法，可实现台区不停电保供、本地安全控制、光伏就地消纳、储能聚合调度和虚拟电厂经济运行之间的协同统一，从而提升配电台区供电可靠性、运行安全性、资源利用效率和市场化运营价值。

2、为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：

3、基于分布式储能聚合的配电台区不停电运行与虚拟电厂协同调控方法，包括以下步骤：

4、步骤1：采集配电台区源网荷储运行数据；

5、步骤2：根据步骤1采集到的运行数据，判断台区储能是否具备不停电保供能力，并确定台区储能当前可参与调度的容量范围；

6、步骤3：在配电台区安全约束下，执行台区本地安全控制策略；

7、步骤4：将多个配电台区内的分布式储能聚合，并进行虚拟电厂可调节容量评估；

8、步骤5：以步骤4得到的虚拟电厂可调节容量为约束，构建虚拟电厂经济运行优化模型，确定各台区储能的充放电计划；执行后根据各台区实时状态与市场信号变化，对步骤1至步骤5滚动更新，实现配电台区不停电运行与虚拟电厂经济调度的动态协同。

9、步骤1中，运行数据至少包括台区母线电压、配变有功功率、配变正向负载率、配变反向负载率、光伏出力、用户负荷功率、储能荷电状态、储能额定容量、储能充放电功率、储能可用容量、分时电价、上级调峰指令、需求响应指令、恶劣天气预警信号和重要负荷保供需求；

10、通过储能柜本体采集单元、配变侧电压电流采集装置、光伏逆变器通信模块、综合控制终端以及云储能综合管控平台之间的信息交互，形成台区本地控制与虚拟电厂云端调度所需的数据基础。

11、步骤2中，判断台区储能是否具备不停电保供能力，并确定储能当前可参与调度的容量范围，具体包括：

12、2.1：判断配电台区运行场景；

13、2.2：确定储能soc更新关系；

14、2.3：设置储能soc安全约束；

15、2.4：确定最低保供容量；根据重要负荷功率和预计保供时长，第个台区储能需要预留的最低保供容量表示为：

16、；

17、式中：表示第个台区储能需要预留的最低保供容量；表示第个台区重要负荷功率；表示第个台区预计保供时长；表示储能放电效率。

18、2.5：确定储能可参与放电调度容量；在扣除最低保供容量和最低soc对应电量后，第个台区储能在时刻可参与常规放电调度的容量表示为：

19、；

20、式中：表示第个台区储能在时刻可参与常规放电调度的容量；表示第个台区储能当前存储电量；表示最低soc对应的保留电量；表示最低保供容量；

21、2.6：确定储能可参与充电调度容量；第个台区储能在时刻可吸收电量的容量表示为：

22、；

23、式中：表示第个台区储能在时刻可参与充电调度的容量；表示储能允许的最大荷电状态；表示储能当前荷电状态；表示储能额定容量；

24、2.7：确定储能运行优先级：在恶劣天气保供场景、故障或检修保供场景下，储能运行优先级为不停电保供优先，储能应尽可能保持高荷电状态，并保留满足重要负荷供电需求的备用容量；在光伏反向过载场景和电压越限场景下，储能运行优先级为本地安全治理优先，储能应优先执行充电吸收富余光伏和降低台区电压的控制策略；在负荷高峰重过载场景下，储能运行优先级为削峰支撑优先，储能应通过放电降低配变负载率；在正常经济运行场景下，储能可在满足最低保供容量的前提下参与峰谷套利和虚拟电厂调度。

25、2.8：输出台区保供状态与储能可调节状态。

26、步骤3中，执行台区本地安全控制策略，具体包括：

27、3.1：建立台区反向负载率判据；

28、3.2：设置反向重过载约束；

29、3.3：建立台区正向负载率判据；

30、3.4：设置正向重过载约束；

31、3.5：设置台区电压安全约束；

32、3.6：执行恶劣天气保供控制策略；

33、3.7：执行光伏反向过载控制策略；

34、3.8：执行台区电压稳定控制策略；

35、3.9：执行负荷高峰削峰控制策略；

36、3.10：执行正常经济运行控制策略；

37、3.11：输出本地控制结果。

38、步骤4中，进行多配电台区分布式储能聚合与虚拟电厂可调节容量评估，具体包括：

39、4.1：确定参与聚合的台区储能集合：云储能综合管控平台接收各台区综合控制终端上传的储能状态、台区运行场景和本地约束信息，将处于正常运行状态且具备可调节能力的储能纳入当前调度周期的聚合资源池；将处于故障、检修、通信异常或保供容量不足状态的储能从可调节资源池中剔除，或仅保留其应急备用属性；

40、4.2：计算单台区储能可充电功率；

41、4.3：计算单台区储能可放电功率；

42、4.4：形成虚拟电厂聚合可充电功率；

43、4.5：形成虚拟电厂聚合可放电功率；

44、4.6：形成虚拟电厂聚合可调节容量；

45、4.7：形成虚拟电厂聚合应急备用容量：

46、虚拟电厂在时刻需要保留的聚合应急备用容量表示为：

47、；

48、式中：表示虚拟电厂在时刻需要保留的聚合应急备用容量；表示第个台区储能需要预留的最低保供容量；

49、4.8：输出聚合评估结果：通过步骤4，得到虚拟电厂层面的可充电功率、可放电功率、可调节容量、应急备用容量和参与市场化交易的可用容量。所述聚合评估结果作为步骤5构建虚拟电厂经济运行优化模型的基础输入。

50、步骤5中，进行虚拟电厂云端协同调度与经济运行优化，具体包括：

51、5.1：构建分布式储能运行成本模型；

52、5.2：构建分布式储能收益模型；

53、5.3：构建可再生能源配额模型；

54、5.4：构建考虑跨日结转的绿证超额完成量模型；在将原模型中的风电出力项统一为可再生能源出力项后，绿证超额完成量表示为：

55、；

56、式中：表示第日绿证超额完成量；表示参与绿证核算的可再生能源单元数量；表示第个可再生能源单元在时段的出力；表示绿证交易所允许结转的最大系数；表示上一日可结转的绿证超额完成量；表示可再生能源日配额量。

57、5.5：构建碳排放模型；

58、在虚拟电厂含燃气轮机或其他可控碳排放电源的扩展场景下，虚拟电厂在调度周期内的碳排放量表示为：

59、；

60、式中：表示虚拟电厂在调度周期内的碳排放量；表示燃气轮机或其他可控碳排放电源数量；表示第个碳排放电源在时段的启停状态变量，取值为1时表示开机，取值为0时表示关机；、、分别表示第个碳排放电源的碳排放系数；表示第个碳排放电源在时段的出力；

61、5.6：构建碳-绿证交易风险成本模型。考虑条件风险价值的碳市场和绿证市场风险成本表示为：

62、；

63、；

64、式中：表示考虑风险的碳交易成本；表示考虑风险的绿证交易成本；表示碳市场风险偏好系数；表示绿证市场风险偏好系数；表示第个碳交易市场风险；表示第个绿证交易市场风险；

65、5.7：构建虚拟电厂净收益目标函数

66、虚拟电厂净收益表示为：

67、；

68、式中：表示虚拟电厂净收益；表示售电收益；表示分布式储能系统经济效益；表示考虑风险的绿证交易收益或成本项；表示考虑风险的碳交易收益或成本项；表示燃气轮机或其他可控电源在时段的发电成本；表示时段可再生能源机组的总运行维护成本；表示储能系统总运行成本；表示购电成本；表示总投资折旧成本；

69、5.8：构建投资回报评价指标；

70、5.9：设置云端调度约束：虚拟电厂云端调度需满足台区安全约束、储能soc约束、储能可调节容量边界、最低保供容量约束、充放电功率边界、光伏消纳约束和上级调度指令约束。若云端经济优化结果与台区本地安全约束发生冲突，则以台区本地安全约束和不停电保供约束为优先，重新修正储能充放电计划；

71、5.10：求解虚拟电厂协同调度方案；

72、5.11：执行滚动更新。

73、本发明提供基于分布式储能聚合的配电台区不停电运行与虚拟电厂协同调控方法，，具有以下技术效果：

74、1）、提高台区电压运行稳定性，抑制分布式光伏引起的电压越限问题。本发明通过引入基于反向负载率约束的本地储能控制策略，在光伏出力较高时段优先吸收台区富余功率，有效降低台区反向负载水平。由实施例结果可知，当反向负载率由80%逐步降低至20%时，台区母线电压由408.512v下降至404.081v，说明通过储能充电调节能够有效抑制由分布式光伏引起的电压抬升问题，提高台区电压合格率与运行稳定性。

75、2）、降低台区反向功率冲击，提高配变运行安全裕度。本发明通过对反向功率与负载率的实时监测与分级控制，在光伏大发条件下对储能充电功率进行动态调节，使富余可再生能源得到有效消纳，从而降低配变反向潮流冲击，减少设备运行压力，提高配电变压器安全运行裕度。

76、3）、提升多台区储能聚合能力，增强虚拟电厂可调节资源规模。本发明在台区本地控制基础上，引入云端储能聚合机制，对多个台区储能可充放电能力进行统一评估与优化调度，在满足各台区最低保供容量约束的前提下实现资源整合。相比单台区独立运行方式，本发明能够显著提高虚拟电厂层面的可调节容量与应急备用能力，提升系统整体灵活性。

77、4）、降低系统运行成本，提高综合经济收益水平。通过引入碳排放交易机制、绿证交易机制及电力市场价格机制，本发明构建了考虑多市场收益的优化调度模型。在不同运行场景对比中，采用本发明方法后，系统运行成本降低，碳排放水平下降，同时净利润水平提高，说明本发明能够在保证台区安全运行和最低保供容量约束的前提下提升综合经济效益。

78、5）、提高投资回收能力和工程经济性。本发明通过对投资回报周期、投资回报率和收益成本比进行综合评价，能够从投资回收能力、收益能力和投入产出关系等方面反映分布式储能聚合虚拟电厂的工程经济性。由实施例结果可知，在采用碳排放交易机制与绿证交易机制协同并接入分布式储能系统后，投资回报周期指数降低，投资回报率指数和收益成本比指数提高，说明本发明具有较好的投资回收能力和工程推广价值。