一种源储荷调切联动的紧急控制方法及系统与流程

1.本发明涉及一种源储荷调切联动的紧急控制方法及系统，属于配电网紧急调频技术领域。


背景技术：

2.电力系统频率特性在电网的安稳运行中起着重要的作用。电力系统中的发电与用电设备都是按照额定频率设计和制造的，只有在额定频率附近运行时，才能发挥最好的性能。系统频率过大的变动，会影响电能质量，从而破坏各个部门的生产过程，当系统频率大规模下降导致发电机出力减少时，甚至会造成“频率崩溃”现象。长久以来，电网的实际工作中主要采取切机、切负荷的方法使电网频率维持在一个额定的范围。但是单纯的切机、切负荷能够应对的扰动小，且无法应对长时间的负载扰动，因此亟需一种新型的紧急调频方法。


技术实现要素：

3.本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种源储荷调切联动的紧急控制方法，能够合理调节源储荷配电网的输出功率补偿量，配合切机、切负荷，实现功率供需平衡，维持每个发电源的输出功率补偿量与输出频率都在允许范围内。为达到上述目的，本发明是采用下述技术方案实现的：
4.第一方面，本发明提供了一种源储荷调切联动的紧急控制方法，包括：
5.步骤一：获取功率调控量δp
调控量
；
6.步骤二：判断频率调节需求：若系统负荷突增，电网频率下降，则需要提升发电功率维持供需平衡，上调频率，此时输出功率补偿量变化量均大于零，进入步骤三；若系统负荷突降，电网频率上升，则需要降低发电功率维持供需平衡，下调频率，此时输出功率补偿量变化量均小于零，进入步骤九；
7.步骤三：若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，进入步骤四；若配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，进入步骤五；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，调用备用储能供电对配电网中的功率缺额进行补偿，进入步骤六；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电对功率补偿量进行补偿，仍无法满足配电网的功率供需平衡，进入步骤七；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电和切除可切负载仍不能弥补配电网中的功率缺额，进入步骤八；
8.步骤四：配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率补偿量和输出频率低于电源额定值，根据供需平衡令参与输出功率补偿量的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
9.步骤五：若配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，限定输出功率高于电源额定值的发电源的输出功为输出限制，
剩余的功率差额由备用储能电站弥补，根据供需平衡令计算除输出功率高于电源额定值的发电源以外参与输出功率的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
越限电站
，计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
10.步骤六：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，调用备用储能供电对配电网中的功率缺额进行补偿，根据供需平衡令参与输出功率的发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
11.步骤七：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电对功率补偿量进行补偿，仍无法满足配电网的功率供需平衡，使用预先设立的切除原则切除可切卸载，根据供需平衡令负载切除后计算发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
可切负载f
返回步骤三，经历h次循环后，根据供需平衡令负载切除后参与输出功率的发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
12.步骤八：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电和切除可切负载仍不能弥补配电网中的功率缺额，调取外部供电系统支援弥补缺额，根据供需平衡令负载切除后参与输出功率的发电源、备用储能供电和外部供电的总输出功率补偿量计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
13.步骤九：若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，进入步骤十；若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，进入步骤十一；
14.步骤十：配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，根据供需平衡令发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束；
15.步骤十一：配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，切除输出功率高于电源额定值的发电源，根据供需平衡令参与输出功率的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
越限
，计算各发电源的输出功率补偿量，步骤结束。
16.结合第一方面，进一步地，所述配电网中发电源包括微电网、光伏电站、风机电站，所述配电网还包括储能电站。
17.结合第一方面，进一步地，所述方法的响应模式包括主动响应和被动响应，所述主动响应为孤岛或者弱连接模式下的配网系统根据大扰动下频率跌落主动响应，所述被动响应为联网模式下的配网系统被动响应主网下发的紧急控制指令。
18.结合第一方面，进一步地，所述功率调控量δp
调控量
，在源网荷储网络化云决策控制系统主动响应模式下，将主动计算孤岛情况下系统稳定运行所需功率差额作为功率调控量δp
调控量
；在源网荷储网络化云决策控制系统被动响应模式下，将主网下发的主网稳定运行所需功率差额作为功率调控量δp
调控量
。
19.结合第一方面，进一步地，所述主动计算孤岛情况下系统稳定运行所需功率差额，
通过下式计算：
[0020][0021]
式(1)中，为微电网输出功率补偿量，通过下式表示：
[0022][0023]
式(2)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
微电网a
为微电网频率调节效应系数；
[0024]
式(1)中，为光伏电站输出功率补偿量，通过下式表示：
[0025][0026]
式(3)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
光伏电站j
为光伏电站频率调节效应系数；
[0027]
式(1)中，为风机电站输出功率补偿量，通过下式表示：
[0028][0029]
式(4)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
风机电站i
为风机电站频率调节效应系数；
[0030]
式(1)中，为储能电站输出功率补偿量，通过下式表示：
[0031][0032]
式(5)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
储能电站b
为储能电站频率调节效应系数。
[0033]
第二方面，本发明提供了一种源网荷储网络化云决策控制系统，包括：云智能分析决策平台、源网荷储网络化协同控制系统和源网荷储协同控制智能终端，
[0034]
所述云智能分析决策平台的一端与电网调度系统连接，另一端与所述源网荷储网络化协同控制系统连接，所述源网荷储网络化协同控制系统与所述源网荷储协同控制智能终端连接；
[0035]
所述云智能分析决策平台能够直接响应电网频率/电压扰动和故障信息作出分析和决策，由所述源网荷储网络化协同控制系统将决策下发至所述源网荷储协同控制智能终端；所述云智能分析决策平台还能够相应电网调度系统下发的管理调节指令作出分析和决策，由所述源网荷储网络化协同控制系统将决策下发至所述源网荷储协同控制智能终端；
[0036]
所述源网荷储协同控制智能终端连接有执行分布式的电源单元、微电网单元、储能装置单元和负荷聚合单元，所述源网荷储协同控制智能终端将接收到的决策下发至各分布式单元进行执行。
[0037]
结合第二方面，进一步地，所述主动响应模式为所述系统主动响应电网频率/电压扰动和故障信息，由云智能分析决策平台提供分析和决策支持，由源网荷储网络化协同控制系统将决策命令下发至各分布式单元执行。
[0038]
结合第二方面，进一步地，所述的被动响应模式为所述系统根据电网调度系统决策下发的管理调节策略，由云智能分析决策平台提供分析和决策支持，由源网荷储网络化协同控制系统将决策命令下发至各分布式单元执行。
[0039]
结合第二方面，进一步地，所述源网荷储网络化协同控制系统包括紧急调切模块，所述紧急调切模块用于执行第一方面任一项所述方法的步骤。
[0040]
与现有技术相比，本发明实施例所提供的源储荷调切联动的紧急控制方法所达到的有益效果包括：
[0041]
本发明根据功率调节量以及频率调节需要，调节各发电源的输出功率，维持每个发电源的输出功率补偿量与输出频率都在允许范围内，实现配电网功率供需平衡；
[0042]
本发明能够调用备用储能电站弥补功率差额，还能够调取外部供电系统支援弥补缺额，能够应对较大的负载扰动，弥补功率差额；
[0043]
本发明能够通过调用备用储能电站、切除输出功率高于电源额定值的发电源、切除可切卸载、调取外部供电系统支援弥补缺额，能够弥补由于长时间负荷扰动造成的功率差额，能够应对长时间的负载扰动，维持每个发电源的输出功率补偿量与输出频率都在允许范围内。
附图说明
[0044]
图1是本发明实施例1中一种源储荷调切联动的紧急控制方法的流程示意图；
[0045]
图2是本发明实施例2中一种源网荷储网络化云决策控制系统的示意图；
[0046]
图3是本发明实施例2中一种源网荷储网络化云决策控制系统主动响应模式下电力系统示意图；
[0047]
图4是本发明实施例2中一种源网荷储网络化云决策控制系统被动响应模式下电力系统示意图；
[0048]
图5是本发明实施例3中微电网平台示意图；
[0049]
图6是本发明实施例3中第1类情况仿真结果图；
[0050]
图7是本发明实施例3中第2类情况仿真结果图；
[0051]
图8是本发明实施例3中第3类情况仿真结果图；
[0052]
图9是本发明实施例3中第4类情况仿真结果图；
[0053]
图10是本发明实施例3中第5类情况仿真结果图.
具体实施方式
[0054]
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0055]
实施例一：
[0056]
如图1所示，一种源储荷调切联动的紧急控制方法，配电网中发电源包括微电网、光伏电站、风机电站的输出功率，还包括储能电站。方法的响应模式包括主动响应和被动响应，所述主动响应为孤岛或者弱连接模式下的配网系统根据大扰动下频率跌落主动响应，所述被动响应为联网模式下的配网系统被动响应主网下发的紧急控制指令。
[0057]
步骤一：获取功率调控量δp
调控量
。
[0058]
功率调控量δp
调控量
：在源网荷储网络化云决策控制系统主动响应模式下，将主动计算孤岛情况下系统稳定运行所需功率差额作为功率调控量δp
调控量
；在源网荷储网络化云决策控制系统被动响应模式下，将主网下发的主网稳定运行所需功率差额作为功率调控量δp
调控量
。
[0059]
具体地，在源网荷储网络化云决策控制系统主动响应模式下，将主动计算孤岛情况下系统稳定运行所需功率差额作为功率调控量δp
调控量
，通过下式计算：
[0060][0061]
式(1)中，为微电网输出功率补偿量，x为微电网数量，通过下式表示：
[0062][0063]
式(2)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
微电网a
为微电网频率调节效应系数；
[0064]
式(1)中，为光伏电站输出功率补偿量，y为光伏电站数量，通过下式表示：
[0065][0066]
式(3)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
光伏电站j
为光伏电站频率调节效应系数；
[0067]
式(1)中，为风机电站输出功率补偿量，z为风机电站数量，通过下式表示：
[0068][0069]
式(4)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
风机电站i
为风机电站频率调节效应系数；
[0070]
式(1)中，为储能电站输出功率补偿量，m为储能电站数量，通过下式表示：
[0071][0072]
式(5)中，为微电网输出频率与电网额定频率的差值，k
储能电站b
为储能电站频率调节效应系数。
[0073]
步骤二：判断频率调节需求：若系统负荷突增，电网频率下降，则需要提升发电功率维持供需平衡，上调频率，此时输出功率补偿量变化量均大于零，进入步骤三；若系统负荷突降，电网频率上升，则需要降低发电功率维持供需平衡，下调频率，此时输出功率补偿量变化量均小于零，进入步骤九。
[0074]
步骤三：若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，进入步骤四；若配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，进入步骤五；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，调用备用储能供电对配电网中的功率缺额进行补偿，进入步骤六；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电对功率补偿量进行补偿，仍无法满足配电网的功率供需平衡，进入步骤七；若配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电和切除可切负载仍不能弥补配电网中的功率缺额，进入步骤八。
[0075]
步骤四：配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，即：
[0076][0077]
式(6)中，δp
风机i.max
为第i个风力发电机基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
光伏j.max
为第j个光伏电站基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
微电网a.max
为第a个微电网基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
储能b.max
为第b个储能电站基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值；
[0078]
根据各电站接口处满足δf＝kδp，其中δf为电网频率与额定频率的差额，此时就有：
[0079][0080]
式(7)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0081]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0082][0083]
式(8)中，δp
风机i
为第i个风力发电机输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量；
[0084]
根据供需平衡令参与输出功率补偿量的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率补偿量，通过下式计算：
[0085][0086]
式(9)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数；u为参与发电的发电源总数；
[0087]
式(6)和式(8)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，满足：
[0088]
u＝x y z m
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)
[0089]
式(10)中，u为参与输出功率补偿量的发电源总数。
[0090]
步骤五：若配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，限定输出功率高于电源额定值的发电源的输出功率为输出限制，剩余的功率差额由备用储能电站弥补；
[0091]
以第一个风机电站为越限为例，该风机电站的输出功率高于电源额定值，根据各电站接口处满足δf＝kδp，其中δf为电网频率与额定频率的差额，此时就有：
[0092][0093]
式(11)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，δp
风机电站1
‑
越限
为越限风机电站的基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为
第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0094]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0095][0096]
式(12)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量，δp
备用储能c
为第c个备用储能电站输出功率补偿量；
[0097]
根据供需平衡令计算除输出功率高于电源额定值的发电源以外参与输出功率的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
风机电站1越限
，计算各发电源的输出功率补偿量，通过下式计算：
[0098][0099]
式(13)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0100]
式(12)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，满足：
[0101]
u＝x y z m n
‑1ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(14)
[0102]
式(14)中，u为参与输出功率补偿量的发电源总数。
[0103]
步骤六：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，调用备用储能供电对配电网中的功率缺额进行补偿，此时就有：
[0104][0105]
式(15)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
备用储能电站c
、δp
备用储能电站c
分别为第c个备用储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0106]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0107][0108]
式(16)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量，δp
备用储能c
为第c个备用储能电站输出功率补偿量；
[0109]
根据供需平衡令参与输出功率的发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率，通过下式计算：
[0110][0111]
式(17)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0112]
式(16)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，n为备用储能电站数量，满足：
[0113]
u＝x y z m n
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(18)
[0114]
式(18)中，u为参与输出功率的发电源总数。
[0115]
步骤七：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电对功率补偿量进行补偿，仍无法满足配电网的功率供需平衡，使用预先设立的切除原则切除可切卸载，所述预先设立的切除原则表示为：
[0116][0117]
式(19)中，aload
f
为待切除的负载，p
loadd
为配电网分配给第d个负载的功率；
[0118]
根据供需平衡令负载切除后计算发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
可切负载f
返回步骤三；
[0119]
经历h次循环后，根据各电站接口处满足δf＝kδp，其中δf为电网频率与额定频率的差额，此时就有：
[0120][0121]
式(20)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
备用储能电站c
、δp
备用储能电站c
分别为第c个备用储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0122]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0123][0124]
式(21)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量，δp
备用储能c
为第c个备用储能电站输出功率补偿量，δp
可切负载f
为第f个可切负载的输出功率补偿量；
[0125]
根据供需平衡令参与输出功率的发电源和备用储能供电的总输出功率补偿量
计算各发电源的输出功率，通过下式计算：
[0126][0127]
式(22)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0128]
式(21)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，n为备用储能电站数量，满足：
[0129]
u＝x y z m n
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(23)
[0130]
式(23)中，u为参与输出功率的发电源总数。
[0131]
步骤八：配电网中发电源的总输出功率补偿量小于功率调控量δp
调控量
，且调用备用储能供电和切除可切负载仍不能弥补配电网中的功率缺额，调取外部供电系统支援弥补缺额，此时就有：
[0132][0133]
式(24)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
备用储能电站c
、δp
备用储能电站c
分别为第c个备用储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
外部供电
δp
外部供电
分别为外部供电的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0134]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0135][0136]
式(25)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量，δp
备用储能c
为第c个备用储能电站输出功率补偿量；δp
外部供电
为外部供电输出功率补偿量；δp
可切负载d
为第d个可切负载的输出功率补偿量；
[0137]
根据供需平衡令负载切除后参与输出功率的发电源、备用储能供电和外部供电的总输出功率补偿量计算各发电源的输出功率补偿量，通过下式
计算：
[0138][0139]
式(26)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0140]
式(25)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，n为备用储能电站数量，满足：
[0141]
u＝x y z m n 1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(27)
[0142]
式(27)中，u为参与输出功率的发电源总数。
[0143]
步骤九：若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，进入步骤十；若配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，进入步骤十一。
[0144]
步骤十：配电网中发电源的总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，且各发电源的输出功率和输出频率低于电源额定值，此时就有：
[0145][0146]
式(28)中，δp
风机i.max
为第i个风力发电机基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
光伏j.max
为第j个光伏电站基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
微电网a.max
为第a个微电网基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值，δp
储能b.max
为第b个储能电站基于功率额定值约束下输出功率补偿量极大值；
[0147]
根据各电站接口处满足δf＝kδp，其中δf为电网频率与额定频率的差额，此时就有：
[0148]
此时就有：
[0149][0150]
式(29)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0151]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0152][0153]
式(30)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补
偿量；
[0154]
根据供需平衡令发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
，计算各发电源的输出功率补偿量，通过下式计算：
[0155][0156]
式(31)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0157]
式(28)和式(30)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，满足：
[0158]
u＝x y z m
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(32)
[0159]
式(32)中，u为参与输出功率的发电源总数。
[0160]
步骤十一：配电网中总输出功率补偿量大于功率调控量δp
调控量
，有部分发电源的输出功率高于电源额定值，切除输出功率高于电源额定值的发电源，进入步骤十，以第一个风机电站被删去为例，各电站接口处满足δf＝kδp，其中δf为电网频率与额定频率的差额，最终有：
[0161][0162]
式(33)中，k
风机电站i
、δp
风机电站i
分别为第i个风机电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
光伏电站j
、δp
光伏电站j
分别为第j个光伏电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
微电网a
、δp
微电网a
分别为第a个微电网的频率调节效应系数和输出功率补偿量，k
储能电站b
、δp
储能电站b
分别为第b个储能电站的频率调节效应系数和输出功率补偿量；
[0163]
其中功率调控量δp
调控量
，通过下式表示：
[0164][0165]
式(34)中，δp
风机i
为第i个风机电站输出功率补偿量，δp
光伏j
为第j个光伏电站输出功率补偿量，δp
微电网a
为第a个微电网输出功率补偿量，δp
储能b
为第b个储能电站输出功率补偿量；
[0166]
根据供需平衡令参与输出功率的发电源的总输出功率补偿量δp＝δp
调控量
‑
δp
风机1
‑
越限
，计算各发电源的输出功率补偿量，通过下式计算：
[0167][0168]
式(35)中，δp
r
为第r个发电源的输出功率补偿量，k
s
为第s个发电源的频率调节效
应系数，u为参与发电的发电源总数；
[0169]
式(34)中，x为微电网数量，y为光伏电站数量，z为风机电站数量，m为储能电站数量，n为备用储能电站数量，满足：
[0170]
u＝x y z m n
‑1ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(36)
[0171]
式(36)中，u为参与输出功率的发电源总数。
[0172]
实施例二：
[0173]
如图2所示，本实施例公开了一种源网荷储网络化云决策控制系统，包括云智能分析决策平台、源网荷储网络化协同控制系统和源网荷储协同控制智能终端，
[0174]
所述云智能分析决策平台的一端与电网调度系统连接，另一端与所述源网荷储网络化协同控制系统连接，所述源网荷储网络化协同控制系统与所述源网荷储协同控制智能终端连接；
[0175]
所述云智能分析决策平台能够直接响应电网频率/电压扰动和故障信息作出分析和决策，由所述源网荷储网络化协同控制系统将决策下发至所述源网荷储协同控制智能终端；所述云智能分析决策平台还能够相应电网调度系统下发的管理调节指令作出分析和决策，由所述源网荷储网络化协同控制系统将决策下发至所述源网荷储协同控制智能终端；
[0176]
所述源网荷储协同控制智能终端连接有执行分布式的电源单元、微电网单元、储能装置单元和负荷聚合单元，所述源网荷储协同控制智能终端将接收到的决策下发至各分布式单元进行执行。
[0177]
一种源网荷储网络化云决策控制系统的主动响应模式为所述系统主动响应电网频率/电压扰动和故障信息，由云智能分析决策平台提供分析和决策支持，由源网荷储网络化协同控制系统将决策命令下发至各分布式单元执行。如图3所示为主动响应模式下电力系统示意图，图中包括主网、负荷、相邻供电系统、微电网、光伏电站、风机电站、储能电站、备用储能电站和可切负荷，除主网外各单元互相连接。
[0178]
一种源网荷储网络化云决策控制系统的被动响应模式为所述系统根据电网调度系统决策下发的管理调节策略，由云智能分析决策平台提供分析和决策支持，由源网荷储网络化协同控制系统将决策命令下发至各分布式单元执行。如图4所示为被动响应模式下电力系统示意图，图中包括主网、负荷、相邻供电系统、微电网、光伏电站、风机电站、储能电站、备用储能电站和可切负荷，除主网外各单元互相连接。
[0179]
一种源网荷储网络化云决策控制系统还包括紧急调切模块，所述紧急调切模块用于执行实施例1所述的方法的步骤。
[0180]
实施例3：
[0181]
如图5所示的微电网平台，共包含3个微网。每个微网中，各发电源工作于主从模式，储能工作于恒压恒频(v/f控制)或者下垂模式。采用可控源模拟微电网进行过滤输出，即δp
可控源
＝δp
微电网
。其中，可控源、光伏电站都采用pq控制。具体调控方案如下。
[0182]
以负载突增且被动响应为例，针对微电网1而言，采取以下方法：
[0183]
情况1：微电网中发电源的总输出功率足够，且各发电源输出功率和输出频率都低于电源额定值，即：
[0184]
δp
风机.max
δp
光伏.max
δp
可控源.max
δp
储能.max
>δp
调控量
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(37)
[0185]
此时有：
[0186]
k
风机
δp
风机
＝k
光伏
δp
光伏
＝k
可控源
δp
可控源
＝k
储能
δp
储能
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(38)
[0187]
功率调控量δp
调控量
，满足：
[0188]
δp
风机
δp
光伏
δp
可控源
δp
储能
δp
备用储能
＝δp
调控量
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(39)
[0189]
设置δp
调控量
＝20kw，仿真结果如图6所示，δp
风机
＝5kw，δp
光伏
＝5kw，δp
可控源
＝5kw，δp
储能
＝5kw。
[0190]
情况2：若微电网中发电源的总输出功率足够，但是有的发电源输出功率或者输出频率超过电源额定值，限定输出功率高于电源额定值的发电源的输出功为输出限制，剩余的功率差额由备用储能电站弥补。
[0191]
以风机接口逆变器对应的某发电源输出功率超过电源额定值为例，有
[0192]
k
风机
δp
风机
‑
越限
＝k
光伏
δp
光伏
＝k
可控源
δp
可控源
＝k
储能
δp
储能
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(40)
[0193]
功率调控量δp
调控量
，满足：
[0194]
δp
风机
‑
越限
δp
光伏
δp
可控源
δp
储能
＝δp
调控量
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(41)
[0195]
设置δp
调控量
＝16kw，δp
风机
‑
越限
＝3kw，仿真结果如图7所示，δp
风机
＝3kw，δp
光伏
＝3kw，δp
可控源
＝3kw，δp
储能
＝4kw。
[0196]
情况3：若微电网中发电源的总输出功率不够，但是可以选择调用备用储能供电，完成协同互动，弥补功率缺额，此时有：
[0197]
k
风机
δp
风机
＝k
光伏
δp
光伏
＝k
可控源
δp
可控源
＝k
储能
δp
储能
＝k
备用储能
δp
备用储能
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(42)
[0198]
功率调控量δp
调控量
，满足：
[0199]
δp
风机
δp
光伏
δp
可控源
δp
储能
δp
备用储能
＝δp
调控量
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(43)
[0200]
设置δp
调控量
＝25kw，仿真结果如图8所示，δp
风机
＝5kw，δp
光伏
＝5kw，δp
可控源
＝5kw，δp
储能
＝5kw。
[0201]
情况4：若微电网中发电源的总输出功率不够，且调用备用储能无法弥补功率差额，则切除可调负载，完成协同互动，弥补功率缺额，此时有：
[0202]
k
风机
δp
风机
＝k
光伏
δp
光伏
＝k
可控源
δp
可控源
＝k
储能
δp
储能
＝k
备用储能
δp
备用储能
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(44)
[0203]
功率调控量δp
调控量
，满足：
[0204]
δp
风机
δp
光伏
δp
可控源
δp
储能
δp
备用储能
＝δp
调控量
‑
δp
可调负载
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(45)
[0205]
设置δp
调控量
＝26kw，仿真结果如图9所示，δp
风机
＝5kw，δp
光伏
＝5kw，δp
可控源
＝5kw，δp
储能
＝5kw，δp
备用储能
＝5kw，δp
可控负载
＝1kw。
[0206]
情况5：若微电网中发电源的总输出功率不够，且调用备用储能和可调负载依然不能弥补功率缺额，从其他微电网购电，弥补缺额，此时有：
[0207]
k
风机
δp
风机
＝k
光伏
δp
光伏
＝k
可控源
δp
可控源
＝k
储能
δp
储能
＝k
备用储能
δp
备用储能
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(46)
[0208]
功率调控量δp
调控量
，满足：
[0209]
δp
风机
δp
光伏
δp
可控源
δp
储能
δp
备用储能
δp
外部供电
＝δp
调控量
‑
δp
可调负载
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(47)
[0210]
设置δp
调控量
＝31kw，仿真结果如图10所示，δp
风机
＝5kw，δp
光伏
＝5kw，δp
可控源
＝5kw，δp
储能
＝5kw，δp
备用储能
＝5kw，δp
可控负载
＝5kw，δp
外部电网
＝1kw。
[0211]
本领域内的技术人员应明白，本技术的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本技术可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本技术可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd
‑
rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产
品的形式。
[0212]
本技术是参照根据本技术实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0213]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0214]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0215]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。