一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法与流程

1.本发明属于电力系统动态防雷技术领域，具体涉及一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法。


背景技术：

2.目前在电力系统防雷领域，主要是采用被动的防雷措施，比如说安装避雷针、避雷线等。这些措施虽可以降低雷击的风险，却是从单一设备的防雷保护出发，无法发挥系统的主动调控能力。传统的防雷措施无法发挥系统主动性，当存在雷击线路概率的时候，系统内只能被动地寄希望于“避雷针”、“避雷线”等装置，没有其他任何主动防御控制措施。因此，传统的防雷措施较为被动。
3.近年来，动态防雷技术逐渐发展起来，现有技术1（cn110311377b）公开了雷电气候下的源网荷储控制和负荷柔性投切方法，但是并未提供根据雷击概率进行储能和负荷功率的实时调整的具体方法；现有技术2（cn112467740b）公开了基于雷电预警的重要输电通道雷击主动防护方法，但该发明是通过重要输电通道潮流转移对输电通道雷击进行主动防护，并未考虑储能调节成本及可调负荷调控的功率补偿成本来建立储能输出功率、可调负荷调节功率同区域内雷击概率关系，其中储能设备及可调负荷是潮流调整的重点对象，能进一步提高系统防雷的主动性。


技术实现要素：

4.为解决现有技术中存在的不足，本发明的目的在于，提供一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法。
5.本发明采用如下的技术方案：一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法包括以下步骤：步骤1，对于当前时间间隔进行雷电概率预报数值的采集，当雷电概率预报数值时，进入步骤2；否则采集下一个时间间隔雷电预报概率，重复本步骤； 表示能进行储能及负荷功率调控的最小雷电概率预报数值；所述时间间隔为雷电概率预报周期，等同于储能调控周期，单位为小时；步骤2，确定储能系统的短时调度成本损耗与可控负荷的负荷调节功率补偿成本函数；步骤3，建立基于雷击概率的储能功率控制模型；步骤4，建立基于雷击概率的可调负荷功率控制模型并对可调负荷调节功率进行调整，完成后返回步骤1对下一个时间间隔进行雷电概率预报数值采集以及储能与负荷功率协调控制。
6.在步骤1中，当雷电概率预报数值，表示无雷电；雷电概率预报数值
，表示基本无雷电；雷电概率预报数值，表示可能有雷电；雷电概率预报数值，表示有雷电。
7.在步骤2中，所述储能系统的短时调度成本损耗满足以下关系式：其中，为储能系统的短时调度成本损耗，单位为元；为由于充放电电流带来的损耗成本，单价单位为元/(kw)2h，为储能系统的循环次数，单位为次；为储能系统实际功率，单位为kw；为储能系统的投资成本，单位为元/kwh；为雷电概率预报周期，等同于储能调控周期，单位是小时；为储能系统的效率。
8.在步骤2中，可控负荷的负荷调节功率补偿成本函数为：其中，、分别为可控负荷增加功率和降低功率带来的补偿成本，单位为元；为可控负荷增加功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷增加功率带来的补偿成本的一次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的一次项系数；、分别为可控负荷功率增加和降低时的用户调节负荷的意愿参数，两者均大于0、小于1，数值越大，表示用户增加负荷功率和降低负荷功率的意愿越强；对于对系统功率负荷调整无需求的行业和用户，和的值为0；对于使用电解铝负荷的行业，因其负荷功率调节容量比正常行业大，和的值为0.5；对于可以随时调节负荷功率的其他行业和用户，和的值大于0.5小于1；、分别为可控负荷功率增加和降低时的功率变化量。
9.步骤3包括以下步骤：
步骤3.1，确定不考虑储能系统进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失；步骤3.2，确定储能系统进行功率调控后，系统由于雷击带来的功率损失；步骤3.3，确定储能系统最佳输出功率；步骤3.4，依据储能系统的运行约束对储能系统输出功率进行调整。
10.步骤3.1中确定不考虑储能系统进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失满足以下关系式：其中，为雷击造成负荷损失功率，单位为kw；为损失电量的单价，单位为元/kwh。
11.步骤3.2中储能系统进行功率调控后储能系统由于雷击带来的功率损失满足以下关系式：其中，为储能系统输出功率，单位为kw；为损失电量的单价，单位为元/kwh。
12.在步骤3.3中，储能功率调控前后的损失差值满足以下关系式：当
△
y最小时储能系统最佳输出功率为，通过储能功率调控前后的损失差值确定得到储能系统最佳输出功率为满足以下关系式：在步骤3.4中，所述储能系统的运行约束为：其中，soc
min
、soc
max
分别为储能系统运行所允许的荷电状态最小值和最大值；soc(t)为储能系统实际的荷电状态；p
bamin
和p
bamax
分别为储能系统运行所允许的最小功率和最大功率，p
bamin
<0，p
bamax
>0；为储能系统的实际功率；考虑上述约束后，对储能系统的输出功率的调整方法为：
步骤4包括以下步骤：步骤4.1，确定储能系统参与功率调控，负荷不进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失；步骤4.2，确定储能系统和可控负荷均进行功率调控后储能系统由于雷击带来的可能损失；步骤4.3，确定负荷功率调节量的最佳值；步骤4.4，对可调负荷调节功率进行调控。
13.在步骤4.1中，储能系统参与功率调控，负荷不进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失满足以下关系式：；其中，为雷击造成负荷损失功率，单位为kw；为损失电量的单价，单位为元/kwh；表示储能系统最佳输出功率。
14.在步骤4.2中，储能系统和可控负荷均进行功率调控后储能系统由于雷击带来的可能损失满足以下关系式：其中，是指负荷的功率调节量。
15.在步骤4.3中，可控负荷调控前后由于雷击带来的可能损失差值函数满足以下关系式：其中，为可控负荷降低功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的一次项系数；为可控负荷功率降低时的用户调节负荷的意愿参数；根据可控负荷调控前后由于雷击带来的可能损失差值函数，可以求得负荷功率调节量的最佳值：
在步骤4.4中，可调负荷调节功率进行调控的方法为：设负荷的功率调节量最大为；若，则可调负荷调节功率即为；若，则可调负荷调节功率即为。
16.本发明的有益效果在于，与现有技术相比，在雷击风险存在的情况下，本发明：1，能够调控储能装置、可调负荷的功率等，参与系统调整，进一步提高系统防雷的主动性。
17.2，本发明针对雷电条件下，建立了储能系统及可控负荷功率与雷击概率之间的关系，进而可以根据雷击概率进行储能和负荷功率的实时调整，提高了系统在雷电条件下的主动防御能力，降低雷击事件对不存在雷电区域电网的影响和存在雷电地区的可能损失。
18.3，本发明还在考虑储能调节成本及可调负荷调控的功率补偿成本的基础上，建立了储能输出功率、可调负荷调节功率同区域内雷击概率大小的关系，进而可根据雷击概率的大小对储能系统、可调负荷的功率进行实时调整，降低雷电存在区域电网同外部电网之间的联系，有利于降低雷击事故对系统带来的危害。
附图说明
19.图1是本发明一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法的流程图。
具体实施方式
20.下面结合附图对本技术作进一步描述。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技术的保护范围。
21.图1为本发明一种基于雷击概率的储能与负荷功率协调控制方法的流程图，具体包括以下内容：步骤1，对于当前时间间隔进行雷电概率预报数值的采集，当时，进入步骤2；否则采集下一个时间间隔雷电预报概率，重复本步骤；表示能进行储能及负荷功率调控的最小雷电概率预报数值；时间间隔为雷电概率预报周期，等同于储能调控周期，单位为小时当雷电概率预报数值≤，表示无雷电； <雷电概率预报数值，表示基本无雷电；雷电概率预报数值，表示可能有雷电；雷电概率预报数值，表示有雷电。优选的，为20%，为50%，为70%。
22.步骤2，确定储能系统的短时调度成本损耗与可控负荷的负荷调节功率补偿成本函数。
23.储能的调控成本一方面取决于储能的循环次数，另一方面，放电电流也会增加电
池内阻，在考虑着两方面的条件下，可以用下式来确定储能系统的短时调度成本损耗。
24.其中，为储能系统的短时调度成本损耗，单位为元；为由于充放电电流带来的损耗成本，单价单位为元/(kw)2h，为储能系统的循环次数，单位为次；为储能系统实际功率，单位为kw；为储能系统的投资成本，单位为元/kwh；为雷电概率预报周期，等同于储能调控周期，单位是小时；为储能系统的效率。
25.可控负荷的负荷调节功率补偿成本函数满足以下关系式：可控负荷的负荷调节功率补偿成本函数为：其中，、分别为可控负荷增加功率和降低功率带来的补偿成本，单位为元；为可控负荷增加功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷增加功率带来的补偿成本的一次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的一次项系数；、分别为可控负荷功率增加和降低时的用户调节负荷的意愿参数，两者均大于0、小于1，数值越大，表示用户增加负荷功率和降低负荷功率的意愿越强；本领域的技术人员可根据实际行业特点、用户特点以及用户负荷特性设定意愿参数；对于对系统功率负荷调整无需求的行业和用户，和的值为0，比如钢铁厂等行业，一般情况下不会按照系统调度调整可控负荷功率；对于使用电解铝负荷的行业，因其负荷功率调节容量比正常行业大，和的值为0.5；对于可以随时调节负荷功率的其他行业和用户，和的值大于0.5小于1，在本实施例中，农村居民负荷用电基本为三级负荷，可以进行短时停电，因此和的值为0.8；、分别为可控负荷功率增加和降低时的功率变化量。
26.步骤3，建立基于雷击概率的储能功率控制模型。
27.为了保证用户用电的满意度，优先考虑采用储能设备进行功率调控，承担有雷电概率区域内部分负荷功率。
28.步骤3.1，确定不考虑储能系统进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失。
29.储能不参与调控时，雷击带来的可能损失为：其中，为雷击造成负荷损失功率，单位为kw；为损失电量的单价，单位为元/kwh；为雷击概率；步骤3.2，确定储能系统进行功率调控后系统由于雷击带来的可能功率损失。
30.储能功率调控后，储能系统承担一部分功率，此时雷击带来的可能损失为：其中，为储能系统输出功率，单位为kw；为损失电量的单价，单位为元/kwh。
31.步骤3.3，确定储能系统最佳输出功率。
32.储能功率调控前后的期望差值满足以下关系式：显然，
△
y＜0，即求取能够使
△
y最小，即损失减少量最大，此时储能系统最佳输出功率为，可通过储能功率调控前后的期望差值确定，其满足以下关系式：步骤3.4，依据储能系统的运行约束对储能系统输出功率进行调整。
33.其中，soc
min
、soc
max
分别为储能系统运行所允许的荷电状态最小值和最大值；soc(t)为储能系统实际的荷电状态；p
bamin
和p
bamax
分别为储能系统运行所允许的最小功率和最大功率，p
bamin
<0，p
bamax
>0；为储能系统的实际功率，此文中，因需放电，所以>0。
34.考虑上述约束后，可得到储能系统的输出功率如下式所示。
35.步骤4，建立基于雷击概率的可调负荷功率控制模型并对可调负荷调节功率进行调整，完成后返回步骤1对下一个时间间隔进行雷电概率预报数值采集以及储能与负荷功率协调控制。
36.可调负荷作为一种虚拟储能，也能够起到类似于储能的效果。在储能参与调控的前提下，还可以调控负荷功率，进一步提高系统主动性，降低雷电概率存在区域与外部电网之间的联系，进一步降低雷电带来的可能损失。
37.步骤4.1，确定储能系统参与功率调控，负荷不进行功率调控时，系统由于雷击带来的可能损失。
38.蓄电池参与调控、负荷不参与调控的情况下，由于雷击带来的功率损失可有下式确定：步骤4.2，确定储能系统和可控负荷均进行功率调控后系统由于雷击带来的可能损失。
39.在负荷参与调控后，由于雷击带来的可能损失，可以由下式计算：其中，是指负荷的功率调节量步骤4.3，确定负荷功率调节量的最佳值。
40.可控负荷调控前后由于雷击带来的可能损失差值函数可用下式表示：其中，为可控负荷降低功率带来的补偿成本的二次项系数；为可控负荷降低功率带来的补偿成本的一次项系数；为可控负荷功率降低时的用户调节负荷的意愿参数；显然，根据可控负荷调控前后由于雷击带来的可能损失差值函数，可以求得负荷功率调节量的最佳值，可用下式表示：此时，可调负荷参与调节后可使雷击造成的可能损失进一步降低。
41.步骤4.4，根据负荷功率的调控限值对可调负荷调节功率进行调整。
42.负荷的功率调节量最大为。若，则可调负荷调节功率即为；若，则可调负荷调节功率即为。
43.此时，即可以确定可调负荷调节功率的最优值。
44.在进行完此次调控周期后，转到下一个调控周期，时间t相应增加。
45.本发明申请人结合说明书附图对本发明的实施示例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施示例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。