一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制方法及系统

本发明属配电网分布式新能源消纳与源荷储协同控制，具体涉及一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制方法及系统。

背景技术：

1、传统配电网由单向供电网络逐渐转变为多源、多负荷、多能量流耦合的主动配电网，新能源出力受天气、季节和时段影响明显，具有随机性、波动性和间歇性，容易与负荷需求在时间和空间上产生不匹配。

2、在高比例分布式新能源接入条件下，配电网运行中容易出现新能源局部富余、弃风弃光、反向潮流、电压越限、线路或变压器重载等问题；

3、储能装置能够吸收富余新能源并参与削峰填谷，但若缺乏对soc状态和可调容量的综合判断，容易出现储能过充、过放、频繁充放电或利用不足等问题；同时，柔性负荷、电动汽车和可转移负荷虽然具备一定调节能力，但其参与新能源消纳的触发条件和控制优先级仍不够清晰，现有研究虽已从新能源出力预测、储能优化调度、需求响应控制和源荷储协同优化等方面开展工作，并在提升新能源消纳能力和降低运行成本方面取得一定进展，但部分方法仍主要依据源荷功率差额或单一运行约束进行控制，缺乏将多维运行状态综合评估结果直接转化为储能、柔性负荷和新能源出力调整指令的控制机制。

4、因此，有必要提出一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制方法，将源侧新能源出力状态、荷侧用电及柔性响应能力、储能soc及可调裕度、配电网电压及潮流安全状态纳入统一评估，构建消纳状态、调节裕度、安全边界的综合评估机制，并根据评估结果生成储能充放电、柔性负荷响应、新能源出力调整及上级电网功率支撑等控制策略，以提高分布式新能源就地消纳能力和配电网安全稳定运行水平。

技术实现思路

1、为解决上述问题，本发明提供一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制方法及系统，该方法不再仅依据新能源出力与负荷需求之间的功率差额进行调度，而是综合考虑源荷功率匹配状态、节点电压状态、线路及变压器潮流状态、储能soc可调裕度和柔性负荷可调裕度，形成新能源消纳状态综合评估结果，并将该结果直接映射为储能充放电、柔性负荷响应、新能源出力限制或上级电网功率支撑等控制策略。

2、为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：

3、一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制方法，包括如下步骤：

4、s1：采集配电网多源运行数据；

5、s2：根据采集到的运行数据，识别配电网的新能源消纳相关运行状态，形成新能源消纳状态综合评估结果；

6、s3：根据配电网的新能源消纳状态综合评估结果，将当前配电网运行状态划分为正常消纳状态、储能优先吸收状态、柔性负荷协同吸收状态、出力限制预警状态和功率缺额支撑状态；

7、s4：根据新能源消纳运行状态，系统生成对应的源荷储协同控制指令，控制执行后，系统根据节点电压、线路潮流、变压器负载率、储能soc和新能源消纳效果，对下一控制周期的评估结果和控制策略进行修正，形成闭环控制。

8、s1中，配电网多源运行数据包括当前控制周期内分布式光伏出力、风电出力、负荷功率、储能soc、储能可充放电功率、柔性负荷可调容量、节点电压、线路潮流、变压器负载率以及与上级电网的交换功率。

9、s2中，识别新能源消纳相关运行状态，形成新能源消纳状态综合评估结果，具体包括：

10、2.1：新能源出力与源荷功率匹配状态计算；

11、2.2：配电网安全状态，即节点电压状态、线路及变压器潮流状态计算；

12、2.3：储能soc状态和柔性负荷可调状态计算；

13、2.4：在2.1~2.3所述新能源消纳相关运行状态基础上，构建新能源消纳状态综合评估指标。

14、2.1中，新能源出力与源荷功率匹配状态计算具体为：

15、在第

t个控制周期内，系统根据分布式光伏和风电出力计算新能源总出力，计算公式如下：

16、（1）；

17、式（1）中，为新能源总出力，为光伏出力，为风电出力；

18、进一步计算源荷功率差额及源荷匹配状态指标，计算公式如下：

19、（2）；

20、式（2）中，为源荷功率差额，为负荷功率，为源荷匹配状态指标，为配电网或台区基准容量；

21、当，表示新能源出力大于负荷需求；当时，表示新能源出力不足；当接近0时，表示源荷基本平衡。

22、2.2中，配电网安全状态计算包括节点电压状态、线路及变压器潮流状态的计算，具体如下：

23、为避免分布式新能源接入后引发电压越限，系统计算节点电压状态指标，计算公式如下：

24、（3）；

25、式（3）中，为节点电压状态指标，为第

i个节点电压，为额定电压，为允许电压偏差限值；

26、越大，说明节点电压越接近安全边界；

27、计算线路及变压器潮流状态指标，计算公式如下：

28、（4）；

29、式（4）中，为潮流状态指标，为第

k条线路潮流为线路允许传输功率，为变压器功率，为变压器额定容量；

30、越大，说明线路及变压器越接近运行边界。

31、2.3中，储能soc与柔性负荷可调能力计算具体为：

32、储能soc由储能系统实时采集，并根据上一控制周期内储能实际充放电功率进行递推校正；

33、储能soc的递推校正计算公式如下：

34、（5）；

35、式（5）中，为第个控制周期的储能荷电状态；为上一控制周期的储能荷电状态；和分别为储能充电功率和放电功率；和分别为储能充电效率和放电效率；为储能额定容量；为控制周期；

36、为避免储能过充、过放，系统设置储能soc上限、下限以及soc安全裕度；

37、当时，判定储能soc接近上限；

38、当时，判定储能soc接近下限；

39、当新能源富余时，储能soc通过充电吸收富余功率；当新能源不足时，储能soc通过放电支撑负荷；

40、根据储能soc状态计算储能可调裕度，计算公式如下：

41、（6）；

42、式（6）中，为储能可调裕度，和分别为储能最大充电功率和最大放电功率，和分别为上限和下限，为储能额定容量，分别为充、放电效率，为控制周期，为防止分母为零的极小正数；

43、柔性负荷可调裕度表示为：

44、（7）；

45、式（7）中，为柔性负荷可调裕度，为可转移负荷容量，可削减负荷容量，为可控充电负荷可调容量。

46、2.4中，构建新能源消纳状态综合评估指标为：

47、（8）；

48、式（8）中，为新能源消纳状态综合评估指标，为权重系数；、和用于反映源荷不匹配、电压偏离和潮流接近边界的约束因素；和用于反映储能和柔性负荷的调节能力；

49、、和数值越大，说明消纳约束越强；和越大，说明系统仍具有较强调节能力，可缓解新能源消纳紧张程度。

50、s3中，系统预设源荷平衡阈值、综合评估低阈值和安全边界阈值，用于判断源荷功率是否基本平衡，用于判断新能源消纳状态综合评估指标是否处于较低水平，用于判断节点电压、线路潮流、变压器负载率是否接近安全边界；

51、当满足源荷功率基本平衡，新能源消纳状态综合评估指标处于较低水平，节点电压、线路潮流、变压器负载率接近安全边界时，系统判定配电网处于正常消纳状态，表达式如下：

52、（9）；

53、式（9）中，为源荷匹配状态指标，为新能源消纳状态综合评估指标，为节点电压状态指标，为线路及变压器潮流状态指标；

54、当满足新能源出力大于负荷需求、综合评估指标升高且储能仍具有可充电裕度时，系统判定配电网处于储能优先吸收状态，表达式如下：

55、（10）；

56、式（10）中，表示新能源出力大于负荷需求；为综合评估低阈值；为储能最小可调裕度阈值；为储能soc上限；为储能soc安全裕度；

57、当满足新能源出力大于负荷需求，储能吸收能力不足或储能soc接近上限，而柔性负荷仍具有可调裕度时，系统判定配电网处于柔性负荷协同吸收状态，表达式如下：

58、（11）；

59、式（11）中，表示新能源出力大于负荷需求；为储能最小可调裕度阈值；为柔性负荷最小可调裕度阈值；为储能soc安全裕度；

60、当满足新能源出力大于负荷需求，储能和柔性负荷调节能力均不足且节点电压、线路潮流中的任一个数值接近安全边界时，系统判定配电网处于出力限制预警状态，表达式如下：

61、（12）；

62、式（12）中，表示新能源出力大于负荷需求；为储能最小可调裕度阈值；为柔性负荷最小可调裕度阈值；为储能soc安全裕度，为安全边界阈值，为潮流状态指标，为节点电压状态指标；

63、当时，表示新能源出力不足，系统判定配电网处于功率缺额支撑状态。

64、s4中，根据配电网的新能源消纳运行状态，系统根据配电网源荷储协同控制策略，生成对应的配电网源荷储协同控制指令；

65、配电网的新能源消纳状态综合评估结果与配电网源荷储协同控制策略之间的映射关系如下：

66、当系统判定配电网处于正常消纳状态时，在节点电压、线路潮流和变压器负载率均满足安全约束的条件下，系统控制新能源保持最大可消纳出力运行；

67、当系统判定配电网处于储能优先吸收状态时，优先控制储能充电，以吸收富余新能源功率；

68、当系统判定配电网处于柔性负荷协同吸收状态时，系统调用可转移负荷提前用电、或调用可控充电负荷增加用电，以继续吸收富余新能源功率；

69、当系统判定配电网处于出力限制预警状态时，对部分新能源出力进行限制；

70、当系统判定配电网处于功率缺额支撑状态时，优先控制储能放电支撑负荷；当储能soc接近下限或储能放电能力不足时，调用可中断负荷降低当前用电，或调用可转移负荷将部分用电转移至后续时段；当储能放电和柔性负荷响应后仍存在功率缺额时，由上级电网补充功率；

71、配电网源荷储协同控制策略执行后，系统根据节点电压、线路潮流、变压器负载率、储能soc和新能源消纳效果，对下一控制周期的评估结果和控制策略进行修正，形成闭环控制；

72、所述评估结果修正即根据实际运行偏差调整对应指标的权重，控制策略修正即根据执行反馈微调各状态的触发阈值。

73、一种面向配电网分布式新能源消纳的源荷储协同控制系统，包括分布式新能源单元、常规负荷单元、柔性负荷单元、储能系统、配电网设备以及上级电网、源荷储协同控制中心；

74、所述源荷储协同控制中心的输入端分别与分布式新能源单元、常规负荷单元、柔性负荷单元、储能系统单向通信连接，用于采集各终端的运行数据；

75、源荷储协同控制中心输出端分别与配电网设备、上级电网双向通信连接，用于交互运行参数与调度指令；

76、源荷储协同控制中心包括数据采集模块、状态识别模块、综合评估模块、策略生成模块、控制执行模块、反馈修正模块；

77、数据采集模块，用于统一采集并预处理各终端单元、配电网及上级电网的多源运行数据；

78、状态识别模块，用于基于预处理后的数据，识别新能源消纳相关运行状态；

79、综合评估模块，用于构建新能源消纳状态综合评估指标，将多维度状态识别结果加权融合，生成新能源消纳状态综合评估结果；

80、状态划分模块，用于根据新能源消纳状态综合评估结果，划分配电网运行状态；

81、所述策略生成模块，用于根据划分得到的配电网运行状态，映射生成对应的协同控制指令；

82、所述控制执行模块，用于将协同控制指令下发至各终端单元与配电网设备并执行；

83、所述反馈修正模块，其输入端连接控制执行模块的运行反馈端，输出端分别连接综合评估模块与策略生成模块的输入端，用于基于实际运行反馈修正下一控制周期的评估参数与控制策略，实现闭环控制。

84、本发明的主要有益效果在于：

85、（1）本发明不再仅依据新能源出力与负荷需求之间的功率差额进行判断，而是综合考虑源荷匹配状态、节点电压状态、线路及变压器潮流状态、储能soc状态和柔性负荷可调能力。通过多维运行状态的综合评估，能够更准确地反映配电网当前对分布式新能源的接纳能力，避免因单一指标判断造成控制策略偏差。

86、（2）当新能源出力富余时，系统优先调用储能充电吸收富余功率，并在储能吸收能力不足或soc接近上限时调用柔性负荷参与消纳；只有在储能和柔性负荷均无法满足消纳需求，且电压、潮流接近安全边界时，才对新能源出力进行限制。该方式能够减少弃风弃光和反向潮流风险，同时降低电压越限、线路过载和变压器重载等安全隐患。

87、（3）本发明根据储能soc状态、储能可调裕度和柔性负荷可调能力动态生成控制策略，能够避免储能过充、过放、频繁充放电或柔性负荷无效调用。控制执行后，系统还能够根据节点电压、线路潮流、储能soc和新能源消纳效果对下一控制周期进行反馈修正，从而提高源荷储协同控制对新能源波动和负荷变化的适应能力。