一种小水电机群组成分布式储能系统的方法
【专利摘要】本发明公开了一种小水电机群组成分布式储能系统的方法。该方法包括：获得一个储能周期T中，第t个时段所有小水电站的总净负荷值PLj(t)；根据优化目标、总净负荷值PLj(t)以及第i个小水电站的计划负荷pi(t)，获得第i个小水电站的实际负荷pfci(t)；根据第i个小水电站的实际负荷pfci(t)，对第i个小水电站的抽水蓄水装置进行最优效率控制，令所述第i个小水电站按照实际负荷pfci(t)在最优效率下运行，所述抽水蓄水装置为水轮机及水泵或者可逆式水轮机。本发明通过对小水电站的改造，并利用能量管理单元对其进行统一管理，使多个小水电站共同组成了能够发电和储能的大型储能系统，解决了小水电站的运行效率和利用率问题，提高电网的调节能力。
【专利说明】
-种小水电机群组成分布式储能系统的方法
技术领域
[0001] 本发明属于新能源发电与电气技术领域，更具体地，设及一种小水电机群组成分 布式储能系统的方法。
【背景技术】
[0002] 随着智能电网发展，可再生能源在电网中的渗透率逐年增加，而大规模可再生能 源出力的不确定性给电网的安全经济运行提出新的挑战。因此，电网必须设置一定容量的 储能设备，W保证电网的安全稳定运行和峰谷差调度，同时提高可再生能源的消纳能力。国 内外成熟的大容量电力储能设施包括大型抽水蓄能电站、压缩空气储能和化学储能。其中， 大型抽水蓄能电站虽然能利用水的势能进行储能，然其建造必须依附特殊地形，建设周期 长，且成本高。
[0003] CN201110048421公开了一种抽水蓄能发电装置，该抽水蓄能发电装置包括下水 库、上水库W及连接该上水库和下水库的管路，在该管路上设置有可逆式水累水轮机，该可 逆式水累水轮机具有将所述的下水库的水抽取到所述的上水库中的第一工况W及将所述 上水库的水下流到下水库用于发电的第二工况。然而该抽水蓄能发电装置，仅用于将单个 水电站与其它储能装置进行联合储能，其容量较小，不能适应电网大规模调配的需求。
【发明内容】
[0004] 针对现有技术的W上缺陷或改进需求，本发明提供了一种小水电机群组成分布式 储能系统的方法，其目的在于利用改造后的具有储能能力的小水电机群，解决小水电站的 运行效率和利用率问题，提高电网的削峰填谷能力和可再生能源消纳能力。
[0005] 为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种基于小水电站的分布式储 能方法，包括W下步骤：
[0006] (1)获得一个储能周期T中，第t个时段所有小水电站的总净负荷值h^t);
[0007] (2)根据优化目标、总净负荷值Pu(t似及第i个小水电站的计划负荷Pi(t)，获得 第i个小水电站的实际负荷Pfci(t);
[000引（3)根据第i个小水电站的实际负荷Pfci(t)，对第i个小水电站的抽水蓄水装置进 行控制，令所述第i个小水电站在最优效率下按照实际负荷Pfu(t)运行，所述抽水蓄水装置 由水轮机或水累组成，或者所述抽水蓄水装置为可逆式水轮机。
最 或 个储能周期T包括的时段数，At为第t个时段持续的时间，且T = CX At, Vi(t)为第i个小水 电站在第t个时段的上水库的库容，Vi,max(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水库库容的 上限;Zi(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水库的水位，Zi,max(t)为第i个小水电站在第 t个时段的上水库水位的上限，A Vi(t)表示第i个小水电站在第t个时段的弃水量。
[0010] 作为更进一步优选地，所述第t个时段持续的时间A t为5min~60min，所述一个储 能周期T包括的时段数C为24~288。
[0011] 作为更进一步优选地，所述优化目标的约束条件为水库库容约束 《Vi,max(t)、水位约束Zi,min(t)《Zi(t)《Zi,max(t)、出库流量约束；ri,min(t)《；ri(t)《；ri,max (t)、水量平衡约束Vi(t)=Vi(t-l) + [Ii(t-1)-；Ti(t-1)] X A tW及电站负荷约束Pi,min (t)《Pfci(t)《Pi,max(t)，且Pfci(t)=9.81 X出（t) X；Ti(t) Xrizi;其中，Vi,max(t)和 Vi,min(t) 为第i个小水电站第t个时段的上水库库容的上下限；Zi,max(t)和Zi,min(t)为第i个小水电站 第t个时段的上水库水位的上下限;ri,max(t)和ri,min(t)为第i个小水电站第t个时段的上水 库出库流量的上下限；li(t-l)为第i个小水电站第t 一 1个时段的上水库的入库流量;Pi,max (t)和Pi,min(t)为第i个小水电站第t个时段实际负荷的上下限;屯功第i个小水电站的总效 率，总效率为动能-电能转换装置效率与抽水蓄水装置效率的乘积。
[0012] 优选地，所述步骤(3)具体包括如下子步骤：
[0013] (3-1)获得第i个小水电站在第t个时段的单位负荷 ；其中，出 (t)为第i个小水电站在第t个时段的水头，Di为第i个小水电站的抽水蓄水装置的转轮的标 称直径，ru为第i个小水电站的动能-电能转换装置的效率;所述动能-电能转换装置由发电 机W及电动机组成，或者所述动能-电能转换装置为可逆式发电电动机；
[0014] (3-2)根据单位负荷Ni'（t)，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装 置的实际转速m(t) W及导叶开度a;
[0015] (3-3)控制所述抽水蓄水装置的导叶开度为a,实际转速为ni(t)，令所述第i个小 水电站在最优效率下按照实际负荷Pfu(t)运行。
[0016] 作为进一步优选地，所述步骤(3-2)具体包括:根据单位负荷Ni'（t) W及所述抽水 蓄水装置的最高出力曲线，获得抽水蓄水装置的单位流量Q'l;根据所述抽水蓄水装置的最 高效率曲线，获得抽水蓄水装置的效率rUmaxi;根据所述单位流量Q'l、抽水蓄水装置的效率 rWaxiW及抽水蓄水装置的效率峰顶曲线，获得抽水蓄水装置的单位转速n'i(t);根据单位 转速n'i(t)，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装置的实际转速
:同时根据所述单位流量Q'lW所述及抽水蓄水装置的导叶开度曲线，获 得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装置的导叶开度曰。
[0017] 作为进一步优选地，所述步骤(3-3)中的控制所述抽水蓄水装置的实际转速的方 法为变速恒频控制方法、与直流输电相结合的方法W及基于电子电力变压器的控制方法。
[0018] 优选地，所述步骤(2)中获得实际负荷的方法包括线性规划算法、动态规划算法、 改进动态规划算法或智能优化求解算法;其中，所述改进动态规划算法包括增量动态规划 算法、逐步优化算法或动态规划逐次逼近算法;所述智能优化求解算法包括遗传算法、改进 遗传算法、蚁群算法、改进蚁群算法、粒子群算法或改进粒子群算法。
[0019] 按照本发明的另一方面，还提供了一种基于小水电站的分布式储能系统，包括小 水电机群、能量管理单元、上水库、压力管道、下水库、控制单元、抽水蓄水装置、动能-电能 转换装置W及信息交互单元;所述压力管道、控制单元、抽水蓄水装置、动能-电能转换装置 W及信息交互单元与所述小水电站一一对应；
[0020] 所述小水电机群包括分散的同一流域或者跨流域的小水电站，所述上水库设置于 小水电站的上游，所述抽水蓄水装置W及下水库设置于小水电站的下游，所述压力管道的 第一端连接所述上水库的出水口，所述压力管道的第二端连接所述抽水蓄水装置的进水 口，所述抽水蓄水装置的出水口连接所述下水库的进水口；
[0021] 所述能量管理单元的信号端连接所述信息交互单元的第一信号端，所述信息交互 单元的第二信号端连接所述控制单元的信号端;所述控制单元的输出端连接所述抽水蓄水 装置的输入端，所述抽水蓄水装置的交互端连接动能-电能转换装置的第一交互端；
[0022] 所述能量管理单元用于获得各小水电站的实际负荷，并分别输出至每个小水电 站;所述信息交互单元用于获得小水电站的运行数据，并输出至所述能量管理单元，同时将 小水电站的实际负荷输出至控制单元;所述控制单元用于根据所述实际负荷控制抽水蓄水 装置的实际转速和导叶开度，使所述小水电站按照实际负荷运行;所述抽水蓄水装置用于 在发电工况下将水的势能转换为机械能，同时用于在蓄能工况下将机械能转换为水的势 能，所述动能-电能转换装置用于在发电工况下将机械能转换为电能，同时用于在蓄能工况 下将电能转换为机械能。
[0023] 优选地，所述动能-电能转换装置的第二交互端连接变压器，所述变压器用于将所 述动能-电能转换装置输出的电能输出至电网，或者将电网输入的电能输出至动能-电能转 换装置。
[0024] 作为进一步优选地，所述变压器为电子电力变压器，所述动能-电能转换装置的第 二交互端连接所述电子电力变压器，所述变压器还用于控制抽水蓄水装置在最优效率下运 行。
[0025] 优选地，所述运行数据包括水头、上水库和下水库的库容、上水库和下水库的水 位、上水库的出库流量W及上水库的入库流量。
[0026] 优选地，所述抽水蓄水装置包括水累和水轮机，所述水轮机用于在发电工况下将 水的势能转换为机械能，所述水累用于在蓄能工况下将机械能转换为水的势能。
[0027] 优选地，所述抽水蓄水装置为可逆式水轮机。
[0028] 优选地，所述动能-电能转换装置包括发电机和电动机，所述发电机用于在发电工 况下将机械能转换为电能，所述电动机用于在蓄能工况下将电能转换为机械能。
[0029] 优选地，所述动能-电能转换装置为可逆式发电电动机。
[0030] 总体而言，通过本发明所构思的W上技术方案与现有技术相比，由于通过对小水 电站的改造使小水电站同时具有发电和蓄水储能功能，并对其进行统一管理利用，能够取 得下列有益效果：
[0031] 1、与利用传统大规模储能装置进行储能相比，本发明利用天然河流、分散小水电 站和已有水库或者新建的小型水库等，只需经过部分改造，便可建成分布式储能系统从而 完成储能功能，与现有技术相比建设难度低、成本小、环境友好，具有显著的经济优势和应 用价值；
[0032] 2、本发明的能量管理系统在小水电站之间进行发电和储能的灵活调配，单个小水 电站出现故障不影响其整体运行，灵活度更高，运行更稳定；
[0033] 3、本发明的系统与电网连接，可与电网中的风电、光伏发电W及火电进行协调调 配，从而提高了清洁能源消纳，降低火力发电，带来能量转化和削峰填谷的经济效益；
[0034] 4、本发明充分利用小水电机群的规模化容量W及协调控制，一方面解决了小水电 运行效率和利用率的问题;另一方面平衡了风电、太阳能发电等可再生能源出力的随机性、 波动性，提高了可再生能源消纳能力和削峰填谷能力，降低了化石燃料的燃烧，同时也降低 了常规电厂由于大幅度调整负荷带来的经济损失和效率损失，具有很好的经济效益和环境 效益；
[0035] 5、优选采用电子电力变压器对抽水蓄能机组中的动能-电能转换装置进行控制W 及并网，通过采用双闭环控制的矢量控制方法，使动能-电能转换装置能够变速运行，同时 实现了有功功率和无功功率的解禪控制，提高了系统运行可靠性;还可W根据需求输出一 定无功功率，保证并网电压的稳定；
[0036] 6、该分布式储能系统可作为电网中灵活可靠的调节频率和稳定电压的电源，有效 地保证和提高电网运行频率、电压稳定性;也可在电力系统中担任紧急事故备用和黑启动 电源，有效提高电力系统安全稳定运行水平。
【附图说明】
[0037] 图1为含小水电机群和其他可再生能源的电网结构；
[0038] 图2为含小水电机群和其他可再生能源的电网协调优化流程图。
[0039] 图3为小水电站改造成的分布式储能系统示意图；
[0040] 图4为基于电子电力变压器的可逆式发电电动机并网示意图；
[0041] 图5为基于电子电力变压器的抽水蓄能机组最优运行效率调节示意图；
【具体实施方式】
[0042] 为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，W下结合附图及实施例，对 本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用W解释本发明，并 不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所设及到的技术特征只要 彼此之间未构成冲突就可W相互组合。
[0043] 本发明提供了一种小水电机群组成分布式储能系统的方法，该分布式储能系统包 括小水电机群、能量管理单元、信息交互单元、控制单元、上水库、压力管道、下水库、抽水蓄 水装置、动能-电能转换装置W及变压器等;所述小水电机群包括同一流域或者不同流域的 小水电站，所述压力管道、控制单元、抽水蓄水装置、动能-电能转换装置W及信息交互单元 与所述小水电站--对应;所述上水库对应一个小水电站或者多个同一流域的小水电站， 所述下水库对应一个小水电站或者多个同一流域的小水电站；
[0044] 所述上水库设置于小水电站的上游，所述抽水蓄水装置W及下水库设置于小水电 站的下游，所述压力管道用于连接所述上水库的出水口W及抽水蓄水装置的进水口，所述 抽水蓄水装置的出水口连接下水库的进水口；
[0045] 所述能量管理单元的信号端连接所述信息交互单元的第一信号端，所述信息交互 单元的第二信号端连接所述控制单元的信号端，所述信息交互单元的第=信号端用于连接 小水电站采集装置，所述控制单元的输出端连接抽水蓄水装置的输入端，所述抽水蓄水装 置的交互端连接动能-电能转换装置的第一交互端;所述动能-电能转换装置的第二交互端 连接变压器的第一交互端，所述变压器的第二交互端连接电网；
[0046] 所述能量管理单元用于获得小水电站的实际负荷，并分别输出至每个小水电站的 信息交互单元;所述信息交互单元用于获得小水电站的运行数据，并输出给所述能量管理 单元，同时将小水电站的实际负荷输出至控制单元;所述控制单元用于根据所述实际负荷 控制抽水蓄水装置的实际转速和导叶开度，使所述小水电站按照实际负荷运行，所述运行 数据包括小水电站计划负荷、水头、上水库和下水库的库容、上水库和下水库的水位、上水 库的出库流量W及上水库的入库流量。
[0047] 所述上水库、压力管道、抽水蓄水装置W及下水库依次相连，用于将水的势能转换 为机械能，或者将机械能转换为水的势能；
[0048] 所述动能-电能转换装置用于将机械能转换为电能，或者将电能转换为机械能；
[0049] 其中所述抽水蓄水装置可W由水轮机和水累组成，其中，水轮机用于在发电工况 下运行，水累用于在蓄能工况下运行;运样可W对原本就有水轮机或水累的小水电站仅增 加一个装置，就能使其同时实现发电W及蓄水功能；或者也可W直接W可逆式水轮机作为 抽水蓄水装置，从而简化了该分布式储能系统的组成；
[0050] 同样的，所述动能-电能转换装置可W由发电机和电动机组成，分别用于在发电和 蓄能工况下运行，运样可对原本就有发电机或电动机的小水电站仅增加一个装置，就能使 其同时实现发电和蓄水功能;或者直接W可逆式发电电动机作为动能-电能转换装置，从而 简化了该分布式储能系统的组成。
[0051] 变压器优选采用电子电力变压器，该变压器一方面用于将所述动能-电能转换装 置所发电能输出到电网，或者将电网的电能输送给动能-电能转换装置用于抽水蓄能；另一 方面用于控制抽水蓄水装置在最优效率下运行。
[0052] 所述分布式储能系统在蓄能工况下运行时，能量管理单元通过信息交互单元向各 小水电站发出蓄能命令:动能-电能转换装置将外部电网输入的电能转换为机械能并输出 给抽水蓄水装置，抽水蓄水装置利用该机械能从下水库中抽水，并通过压力管道输送至上 水库，上水库将水储存，最终将电能转换为水的势能；
[0053] 反之，所述分布式储能系统在发电工况下工作时，能量管理单元通过信息交互单 元向各小水电站发出发电命令:上水库将水通过压力管道输送至抽水蓄水装置，抽水蓄水 装置将水的势能转变为机械能并输出至动能-电能转换装置，并将水输出至下水库，动能- 电能转换装置将机械能转换为电能并输出至电网。
[0054] 该分布式储能系统通过能量管理系统与电网连接，能与电网中的其它电站（如光 伏电站、风电站或火电站)共同实现分布式储能，该分布式储能方法具体包括W下步骤：
[0055] (1)外部电网的调度部口分别将预测获得的一个储能周期T中，第t个时段小水电 站的总净负荷值PLj(t)，火电站出力数据Ph(t)，风电场出力预测数据Pwp(t)W及光伏电站出 力预测数据Ppv( t )，分别发送给能量管理单元；
[0056] (2)能量管理单元根据优化目标、约束条件、总净负荷值Pu(t) W及第i个小水电站 的计划负荷Pi(t)，获得第i个小水电站的实际负荷Pfu(t)，并输出至第i个小水电站的信息 交互单元;如果Pfu(t)>0,则第i个小水电站在第t个时段处于发电工况，如果Pfu(t)<0， 则第i个小水电站在第t个时段处于蓄能工况;其中，计划负荷由每个小水电站的工作人员 根据小水电站的水文数据、发电能力和抽水能力制定，所述水文数据包括来水量，上、下水 库水位，上、下水库库容，水头等；
[0化7]其中，所述优化目标为调峰电量最丈
I ,总发电量最大
?弃水量最/J
或 电网负荷的波动最小
；M为小水电站的数量，C为一个储 能周期T包括的时段数，通常为24~288, At为第t个时段持续的时间，通常为5min~60min， 且T = CX At;在实际应用中，通常W24小时为储能周期T，每小时记为一个时段;Vi(t)为第 i个小水电站在第t个时段的上水库的库容，Vi,max(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水 库库容的上限;Zi(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水库的水位，Zi,max(t)为第i个小水 电站在第t个时段的上水库水位的上限，A Vi(t)表示第i个小水电站在第t个时段的弃水 量；
[005引约束条件为水库库容约束 《21,。3、(*)、出库流量约束町。1。(0《。(*)《。,。3、(0、水量平衡约束￥加）=￥1(*-1) +山 (t-l)-；ri(t-l)]XAtW及电站负荷约束Pi,min(t)《Pfci(t)《pli,max(t)，且Pfci(t)=9.81 X出(t)Xri(t)Xrizi;其中，Vi,min(t)为第i个小水电站第t个时段的上水库的库容的下限； Zi,min(t)为第i个小水电站第t个时段的上水库的水位的下限;ri,min(t)为第i个小水电站第 t个时段的上水库的出库流量的下限，ri,max(t)为第i个小水电站第t个时段的上水库的出库 流量的上限；li(t-l)为第i个小水电站第t-1个时段的上水库的入库流量;Pi,min(t)为第i 个小水电站第t个时段的实际负荷的下限，Pi,max(t)为第i个小水电站第t个时段的实际负荷 的上限，屯1为第i个小水电站抽水蓄水装置效率与动能-电能转换装置效率的乘积；
[0化9] (3-1)获得第i个小水电站在第t个时段的单位负荷
；其中，出 (t)为第i个小水电站在第t个时段的水头，Di为第i个小水电站的抽水蓄水装置的转轮的标 称直径，ru为第i个小水电站的动能-电能转换装置的效率;所述动能-电能转换装置为发电 机或电动机；
[0060] (3-2)根据单位负荷Ni'（t) W及所述抽水蓄水装置的最高出力曲线，获得抽水蓄 水装置的单位流量Q'l;根据所述抽水蓄水装置的最高效率曲线，获得抽水蓄水装置的效率 nsmaxi;根据所述单位流量Q'l、抽水蓄水装置的效率rWaxiW及抽水蓄水装置的效率峰顶曲 线，获得抽水蓄水装置的单位转速n'i(t);根据单位转速n'i(t)，获得第i个小水电站在最优 效率下对应的抽水蓄水装置的实际转31
同时根据所述单位流量Q'lW所 述及抽水蓄水装置的导叶开度曲线，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装 置的导叶开度a;
[0061] (3-3)最优效率下对应的抽水蓄水装置的实际转速m(t) W及导叶开度a,对第i个 小水电站的抽水蓄水装置的实际转速利用变速恒频控制方法、与直流输电相结合方法W及 基于电子电力变压器的方法进行控制，令所述第i个小水电站按照实际负荷Pfu(t)在最优 效率下运行。
[0062] 由于小水电站数量多，通过W上方法对小水电站的发电和蓄能进行统一调配，可 W对电网中的光伏电站、风电站或火电站进行协调调配，从而提高了可再生能源的消纳能 力和削峰填谷能力；同时，单个小水电站出现故障不会对该分布式储能系统产生影响，使得 该分布式储能系统更加可靠，从而带来了能量转化和削峰填谷的经济效益。
[0063] 为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，W下结合附图及实施例1- 9,对本发明进一步详细说明，实施例1-9所采用的电网结构如图1所示。图1所示的电网结构 包括本发明提出的小水电机群、风电场、光伏电站、外部电网W及小水电机群厂内负荷、10 ~35kV变电站所接负荷和外部电网所接负荷；同时如果地区电网接有大型抽水蓄能电站或 者储能装置，图1采用虚线形式表示运些大型抽水蓄能电站或者储能装置的接入。所述小水 电机群的输出端连接10~35kV变电站，用于向10~35kV变电站输出小水电机群所发电能或 者从10~35kV变电站吸收电能用于小水电机群的抽水储能，所述风电场的输出端连接10~ 35kV变电站，用于向10~35kV变电站输出风电场所发电能，所述光伏电站的输出端连接10 ~35kV变电站，用于向10~35kV变电站输出光伏电站所发电能，所述10~35kV变电站通过 常规变压器与外部电网连接。
[0064] 实施例1
[0065] 本实施例为含小水电机群与风力发电、光伏发电的协调优化实施例，图1为利用了 实施例1方法进行协调优化的电网结构;小水电机群连接10~35kV变电站的第一输入端，所 述风电场连接10~35kV变电站的第二输入端，所述光伏电站连接10~35kV变电站的第S输 入端，所述储能装置连接10~35kV变电站的第四输入端，所述10~35kV变电站通过变压器 连接外部电网；图2为含小水电机群和其他可再生能源的电网协调优化流程图，具体包括W 下步骤：
[0066] SI.获得次日第t个时段的所有小水电站的总净负荷值Pu(t) W及每个小水电站的 计划负荷Pi(t)，其中，i为小水电站的序号，为小水电站的数量，t表示时段的序 号；
[0067] 其中，Pu(t)=PL(t)-Ph(t)-Pwp(t)-Ppv(t);PL(t)为负荷预测数据，Ph(t)为外 部电网火电站出力数据，Pwp(t)为风电场出力预测数据，Ppv(t)为光伏电站出力预测数据， 皆通过通信系统从电网调度部口获得，通信系统再将其发送给小水电机群的能量管理系 统；由于总净负荷值Pu(t)与风力发电、光伏发电及负荷相关，因此，所述净负荷充分考虑了 风力发电和光伏发电的消纳，同时也涵盖了电网负荷的峰谷信息和负荷波动信息；
[006引 pi(t)=9.81X出(t)Xri(t)Xrizi;其中，出(t)为第i个小水电站在t时段的水头， ri(t)为该小水电站上水库在t时段的出库流量，Ilzi为小水电站的抽水蓄能机组总效率，皆 通过每个小水电站的智能监控设备采集获得，智能监控设备再将其发送给小水电机群的能 量管理系统；
[0069] S2.能量管理系统W调峰电量最大为优化目标，综合考虑小水电站工作人员上报 的各小水电站计划负荷Pi(t)和约束条件，采用动态规划算法计算得到各小水电站实际负 荷Pfu(t)，然后通过通信系统将Pfu(t)传送给各小水电站抽水蓄能机组控制系统，各小水 电站抽水蓄能机组获得调峰电量最大目标下的抽水任务或发电任务，其中发电任务指Pfu (t)>0时抽水蓄能机组所应发出的有功功率，抽水任务指Pfu(t)<0时抽水蓄能机组抽水 所应消耗的有功功率；
[0070]调峰电量最大目标函数夫，其中，C表 示时段总数，C = 24;
[OOW 约束条件有:a.水库库容约束:￥1如。(0《￥加)《￥1,。3、(0;其中，￥如)为第1个小 水电站t时段上水库的库容，Vi,max(t)和Vi,min(t)分别为第i个小水电站t时段上水库库容的 上下限;b.水位约束:21,。1。(0《21(0《21,。3、(0;其中，21(0为第1个小水电站*时段的上 水库水位，Zi,max(t)和Zi,min(t)分别为第i个小水电站t时段上水库水位的上下限;C.出库流 量约束:rl,mln(t)《rl(t)《rl,max(t);其中，rl(t)为第i个小水电站t时段上水库的出库流 量，ri,max(t)和ri,min(t)分别为第i个小水电站t时段上水库出库流量的上下限；d.水量平衡 约束:Vi(t+l)=Vi(t) + [Ii(t)-ri(t)]X At;其中，Ii(t)为第i个小水电站t时段上水库的 入库流量，A t为一个时段t的时长，一般W5~15min级或者30~60min级为一个时段，本实 施例中At = 60min;e.电站负荷约束：Pi,min(t)《Pfci(t)《Pi,max(t);其中，Pi,max(t)和Pi,min (t)分别表示小水电站工作人员确定的第i个小水电站t时段计划出力的上下限。
[0072] 采用动态规划算法计算各小水电站实际负荷Pfu(t)具体包括W下子步骤：
[0073] S21.确定阶段变量
[0074] 选取调度周期内的计算时段作为决策阶段，时段的序号t作为阶段变量t = l，2---
[0075] 定义第i个小水电站第t个时段的上水库的库容Vi(t)为状态变量;并记ViUWPVi (t+1)分别为第t个时段初和第t+1时段初的上水库的库容；W上水库的出库流量ri(t)为决 策变量；
[0076] S22.当阶段的决策作出后，状态变量就从时段初状态转移到时段末状态，运种转 变称之为状态转移。在给定t时段初的状态变量Vi(t)及决策变量ri(t)后，t时段末的状态变 量Vi(t+1)就能根据状态转移方程确定了。所述的状态转移方程为水量平衡方程Vi(t+1) = Vi(t) + [Ii(t)-ri(t)]XAt，其中初始值Vi(0)，ri(0)，Ii(0)和At为已知量。
[0077] S23.建立阶段效益函数和目标函数
[0078] 本实施例W调峰电量最大作为目标函数，那么阶段效益函数就是某一确定时段的 余荷绝对值，即
，其中F(t)表示t时段的余荷绝对值;将全部C个 时段的阶段效益函数进行比较寻优，找出所有时段中F(t)最大的时段，令该时段的F(t)最 小就形成了调峰电量最大的目标函数，即
[00巧]S24.建立递推方程
[0080]通过递推计算方程，采用顺时序法或者逆时序法逐时段递推计算，确定各时段初 状态变量Vi(t)对应的目标函数值MB,本实施例采用顺时序递推，得到的递推方程为
。根据递推公式确定满足调峰电量最大的 决策变量ri(t)，然后由公式计算得到各个小水电站的实际负荷Pfci(t)=9.81 X出(t) Xri (t) Xrizio
[0081 ] S25 .因为调峰电量最大模型要求抽水蓄能机组能够根据净负荷扣j波动快速启停 实现功率跟踪，所W小水电抽水蓄能机组的发电和抽水控制采用功率双向快速跟踪控制。 各小水电抽水蓄能机组根据能量管理系统下达的发电任务和抽水任务分别运行于发电与 抽水工况，利用电子电力变压器控制抽水蓄能机组双向功率快速跟踪，实现最优效率下调 峰电量最大和负荷尽量平稳的目标。
[0082] 实施例2
[0083] W所述的相同步骤重复实施例1，区别在于，所述优化目标为小水电机群的总发电 量最大，所述目标函数戈
[0084] 实施例3
[0085] W所述的相同步骤重复实施例1，区别在于，所述优化目标为小水电机群的弃水量 最小，所述目标函数为
；其中，I表 示假设条件。AVi(t)表示第i个小水电站t时段的弃水量。
[00化]实施例4
[0087] W所述的相同步骤重复实施例1，区别在于，所述优化目标为火电站的机组耗煤量 最小，所述目标函数戈
，其中，j表示电网中火电站的序号，Mh表示 电网中火电站的数量，Wi(t)表示第j个火电站在第t个时段的发电量。
[0088] 实施例5
[0089] W所述的相同步骤重复实施例1，区别在于，所述优化目标为电网负荷的波动最 小，所述目标函数关
'
[0090] 实施例6
[0091] W所述的相同步骤重复实施例1，区别在于，所述优化目标为电网经济效益和环境 效益最大，所述目标函数为
[0092]
[0093] 其中，q表示电网中风电场的编号，y表示电网中光伏电站的编号，Mf表示电网中风 电场总数，Mg表示电网中光伏电站总数，C^t)表示火电在t时段的电价，Ci(t)表示水电在t 时段的电价，Cq(t)表示风电在t时段的电价，Cy(t)表示光伏发电在t时段的电价，Pw(t)表 示第j个火电机组t时段的负荷，Pwpq(t)表示第q个风电场t时段的负荷，Ppvy表示第y个光伏 电站t时段的负荷，aj、bj、Cj表示第j个火电机组的燃料耗量特性系数，Qj、Pj、丫 j、Aj、Sj表示 第j个火电机组的气体排放特性系数，Ew表示第j个火电机组的额定功率;fl、f2、f3分别表示 水火电系统发电经济效益最大函数、火电系统能耗和污染气体排放最小函数、火电机组负 荷波动最小函数。
[0094] 实施例7
[00M]在实施例1-实施例6的协调优化方法中，如果负荷预测PL(t)和可再生能源出力 (即扣(t)、Pwp(t)和Ppv(t)的实际值之和)预测出现偏差，它们之间会存在功率差额AP，此时 储能装置可对此进行消纳补偿;储能装置可W为飞轮储能、压缩空气储能、化学储能、蓄电 池。
[0096] 实施例8
[0097] 本实施例为小水电站机群组成分布式储能系统的方法实施例，分布式储能系统的 结构如图3所示，图3所示结构包括小水电机群，能量管理系统，电网调度部口、电子电力变 压器和电网。所述的小水电机群包括同一流域或者不同流域的小水电站，每个小水电站包 括电子电力变压器化PT)、设置于上游的上水库、设置于下游的下水库、由可逆式水轮机和 可逆式发电电动机组成的抽水蓄能机组、通信系统W及智能监控设备;上水库通过压力管 道与抽水蓄能机组连接，抽水蓄能机组的出水口与下水库相连;发电时，上水库中的水通过 压力管道输送给抽水蓄能机组发电;发电结束后从抽水蓄能机组出水口排出的水流入下水 库;抽水蓄能时，抽水蓄能机组将下水库中的水抽出至压力管道，通过压力管道再将其输送 到上水库进行蓄水储能。能量管理系统的第一通信端连接电网调度部口，从电网调度部口 获得负荷预测数据、风电场出力预测数据和光伏电站出力预测数据;能量管理系统的第二 通信端连接小水电站的控制系统，获得各个小水电站发送的自身参数;能量管理系统根据 负荷预测数据、风电场出力预测数据和光伏电站出力预测数据，W及通过各小水电站的智 能监控设备获得的每个小水电站的水头、库容量等自身参数计算每个小水电站所应承担的 实际负荷Pfu(t)，再发送给小水电站的控制系统，W此作为目标进行发电或抽水蓄能。抽水 蓄能机组通过电子电力变压器化PT)与电网相连，一方面用于将分布式储能系统发电时各 小水电站抽水蓄能机组所发电能送到电网或者从电网吸收电能用于分布式储能系统中各 小水电站的抽水蓄能；另一方面用于控制小水电站抽水蓄能机组运行在最优效率W及提高 并网电能质量。
[009引实施例9
[0099] 本实施例为利用S相S级结构电子电力变压器巧PT)提高小水电抽水蓄能机组运 行效率和并网电能质量的实施例。
[0100] 基于EPT的可逆式发电电动机并网系统如图4所示，图4所示的并网系统包括由可 逆式水轮机和可逆式发电电动机组成的抽水蓄能机组、EPT和电网，所述的EPT由机侧SPWM 变换器、隔离型全桥DC-DC变换器和网侧SPWM变换器组成;所述的可逆式水轮机与可逆式发 电电动机同轴相连，然后可逆式发电电动机与EPT的机侧SPWM变换器相连，EPT的网侧SPWM 变换器与电网相连。机侧SPWM变换器用于控制机侧电压电流频率跟随可逆式水轮机转速的 变化;网侦化PWM变换器用于控制网侧输出电流频率跟踪电网频率，同时控审化PT低压侦幢流 电压恒定W及EPT网侧电流正弦和功率因数可调；隔离型全桥DC-DC变换器用于隔离机侧 SPWM变换器和网侧SPWMW及实现变压功能。
[0101] 图5给出了基于EPT的最优运行效率调节示意图，包括效率寻优计算单元、调速器、 随动系统、引水系统、可逆式发电电动机、EPT及其控制系统；
[0102] 所述效率寻优计算单元的第一输出端连接调速器，第二输出端连接EPT控制系统， 用于获得优化转速11^并输出，第=输出端连接随动系统的第一输入端，用于获得优化导叶 开度a并输出，所述调速器的输出端连接随动系统的第二输入端，用于获得推动随动系统的 力矩量并输出；所述随动系统根据所述力矩量，调节导叶开度为优化导叶开度a并输出转矩 量；引水系统的输出端连接可逆式发电电动机的输入端，用于输出考虑了水键效应的转矩 量，所述可逆式发电电动机的第一输出端连接调速器的第二输入端，将可逆式发电电动机 的实际转速n输出。可逆式发电电动机通过EPT并网。具体的基于电子电力变压器提高小水 电抽水蓄能机组运行效率和并网电能质量步骤为：
[0103] (1)可逆式水轮机效率寻优。首先可逆式水轮机根据给定的有功负荷N和智能化设 备采集的实时水头H，由公式
[0104]
[0105] 计算得到单位负荷N'，然后由最高效率曲线查得可逆式水轮机的单位流量Q'，根 据单位流量Q'由导叶开度曲线查得可逆式水轮机的优化导叶开度曰，同时根据单位流量Q' 由效率峰顶线查得可逆式水轮机的单位转速n'，利用变换公式
[0106]
[0107] 将单位转速转换为实际优化转速rA最终得到的实际优化转速n勺日优化导叶开度a 即是可逆式水轮机最优效率下对应的转速指令和导叶开度指令。式中：N为给定的有功负 荷;H为水头;％为可逆式发电电动机的效率;Q/为单位流量;r/为单位转速，实际优化转 速;妒为单位负荷;Di为可逆式水轮机转轮标称直径。
[0108] (2)抽水蓄能机组的控制。为了更好的控制水轮机在不同负荷下均能运行于最优 转速附近，实现负荷的优化调节，可逆式水轮机调节器需要承担控制功率和转速的双重作 用;具体的包括将步骤（1 )计算得到的优化转速指令11^与测量得到的实际转速11一同送入可 逆式水轮机的调速器中，控制实际转速n跟踪优化转速同时控制可逆式水轮机随动系统 的导叶开度为步骤（1)计算得到的导叶开度指令〇,实现功率控制。可逆式发电电动机的控 制策略很多，本实施例采用定子电流d轴分量isd = 0的矢量控制策略。
[0109] (3)电子电力变压器的控制。电子电力变压器机侧SPWM变换器需根据水轮机有功 负荷给定值的变化调节有功电流，同时还需跟踪效率寻优计算的转速指令值，所W控制系 统采用基于dq坐标轴的有功功率外环和电流内环的双闭环控制:其中有功功率外环控制将 水轮机实际输出有功功率与水轮机有功负荷给定值求差，差值经过第一比例积分控制器， 其输出作为机侧输入电流q轴分量的参考值；电流内环控制将机侧输入电流d轴分量与d轴 分量的参考值(本实施例设置d轴分量的参考值为0)求差，差值经过第二比例积分控制器， 其输出加上d轴交叉禪合电压的补偿项作为机侧电压d轴分量的控制电压；同时电流内环控 制将机侧输入电流q轴分量与其q轴分量的参考值求差，差值经过第=比例积分控制器，其 输出加上q轴交叉禪合电压的补偿项作为机侧电压q轴分量的控制电压。网侧SPWM变换器需 控制网侧SPmi变换器侧的直流电压恒定，同时为了提高并网质量，还需控制网侧SPmi变换 器输出到电网的电流正弦和功率因数可调，所W控制系统采用基于dq坐标轴的直流电压外 环和电流内环的双闭环控制:直流电压外环控制将EPT网侧直流电压实际值与直流电压给 定值求差，差值经过第四比例积分控制器，其输出作为网侧输出电流d轴分量的参考值；电 流内环控制将网侧输出电流d轴分量与d轴分量的参考值求差，差值经过第五比例积分控制 器，其输出加上d轴交叉禪合电压的补偿项作为网侧电压d轴分量的控制电压；同时为实现 EPT网侧输出无功功率控制，本实施例用网侧输出无功功率给定值除W网侧电压d轴分量求 得网侧输出电流q轴分量参考值，网侧输出电流q轴分量与q轴分量的参考值差值经过第六 比例积分控制器，其输出加上q轴交叉禪合电压的补偿项作为机侧电压q轴分量的控制电 压。电子电力变压器隔离级用于隔离机侧SPWM变换器和网侧SPWMW及实现变压功能，中频 变压器两边的单相全桥变换器采用占空比为50 %的PWM控制。
[0110] 电子电力变压器的机侧变换器能够通过调节定子侧的d轴和q轴电流，控制发电机 的电磁转矩和定子的无功功率，使可逆式发电电动机变速运行；网侧变换器通过调节网侧 的d轴和q轴电流，实现输出有功和无功功率的解禪控制、直流侧电压控制W及并网电能质 量控制。
[0111] 本领域的技术人员容易理解，W上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用W 限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含 在本发明的保护范围之内。
【主权项】
1. 一种基于小水电站的分布式储能方法，其特征在于，包括： (1) 获得一个储能周期T中，第t个时段所有小水电站的总净负荷值Pu(t); (2) 根据优化目标、总净负荷值Pu(t)W及第i个小水电站的计划负荷pi(t)，获得第i个 小水电站的实际负荷Pfc;i(t); (3) 根据第i个小水电站的实际负荷pfu(t)，对第i个小水电站的抽水蓄水装置进行控 审IJ，令所述第i个小水电站在最优效率下按照实际负荷Pfu(t)运行，所述抽水蓄水装置由水 轮机或水累组成，或者所述抽水蓄水装置为可逆式水轮机。2. 如权利要求1所述的分布式储能方法，其特征在于，所述优化目标为调峰电量最大?，弃水量最小)或电网负荷的波动最 小痒中，Μ为小水电站的数量，ξ为一个储能周期T包括 的时段数，A t为第t个时段持续的时间，且Τ = ξ X Δ t，Vi(t)为第i个小水电站第t个时段的 上水库的库容，Vi,max(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水库库容的上限;Zi(t)为第i个 小水电站在第t个时段的上水库的水位，Zi,max(t)为第i个小水电站在第t个时段的上水库水 位的上限，AVi(t)表示第i个小水电站在第t个时段的弃水量。3. 如权利要求2所述的分布式储能方法，其特征在于，所述优化目标的约束条件为水库 库容约束、水位约束、出库流量约束、水量平衡约束W及电站负荷约束。4. 如权利要求2所述的分布式储能方法，其特征在于，所述第t个时段持续的时间Δ t为 5min~60min，所述一个储能周期T包括的时段数ξ为24~288。5. 如权利要求1所述的分布式储能方法，其特征在于，所述步骤(3)具体包括W下子步 骤： (3-1)获得第i个小水电站在第t个时段的单位负宿：其中，出(t)为 第i个小水电站在第t个时段的水头，Di为第i个小水电站的抽水蓄水装置的转轮的标称直 径，ru为第i个小水电站的动能-电能转换装置的效率;所述动能-电能转换装置由发电机W 及电动机组成，或者所述动能-电能转换装置为可逆式发电电动机； (3-2)根据单位负荷Ni'（t)，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装置的 实际转速m(t)W及导叶开度α; (3-3)控制所述抽水蓄水装置的导叶开度为α，实际转速为m(t)，令所述第i个小水电站 在最优效率下按照实际负荷Pfu(t)运行。6. 如权利要求5所述的分布式储能方法，其特征在于，所述步骤(3-2)具体包括:根据单 位负荷Ni'（t)W及所述抽水蓄水装置的最高出力曲线，获得抽水蓄水装置的单位流量Q'l; 根据所述抽水蓄水装置的最高效率曲线，获得抽水蓄水装置的效率rWaxi;根据所述单位流 量Q'l、抽水蓄水装置的效率rWaxiW及抽水蓄水装置的效率峰顶曲线，获得抽水蓄水装置的 单位转速n'i(t);根据单位转速n'i(t)，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水 装置的实际转速同时根据所述单位流量Q'lW及所述抽水蓄水装置的导 叶开度曲线，获得第i个小水电站在最优效率下对应的抽水蓄水装置的导叶开度曰。7. 如权利要求1所述的分布式储能方法，其特征在于，所述步骤(2)中获得实际负荷的 方法包括线性规划算法、动态规划算法、改进动态规划算法或智能优化求解算法;其中，所 述改进动态规划算法包括增量动态规划算法、逐步优化算法或动态规划逐次逼近算法;所 述智能优化求解算法包括遗传算法、改进遗传算法、蚁群算法、改进蚁群算法、粒子群算法 或改进粒子群算法。8. -种利用权利要求1-7中任意一项所述方法的分布式储能系统，其特征在于，包括小 水电机群、能量管理单元、上水库、压力管道、下水库、控制单元、抽水蓄水装置、动能-电能 转换装置W及信息交互单元;所述压力管道、控制单元、抽水蓄水装置、动能-电能转换装置 W及信息交互单元与所述小水电站一一对应； 所述小水电机群包括分散的同一流域或者跨流域的小水电站，所述上水库设置于小水 电站的上游，所述抽水蓄水装置W及下水库设置于小水电站的下游，所述压力管道的第一 端连接所述上水库的出水口，所述压力管道的第二端连接所述抽水蓄水装置的进水口，所 述抽水蓄水装置的出水口连接所述下水库的进水口； 所述能量管理单元的信号端连接所述信息交互单元的第一信号端，所述信息交互单元 的第二信号端连接所述控制单元的信号端;所述控制单元的输出端连接所述抽水蓄水装置 的输入端，所述抽水蓄水装置的交互端连接动能-电能转换装置的第一交互端； 所述能量管理单元用于获得每个小水电站的实际负荷，并输出；所述信息交互单元用 于获得对应的小水电站的运行数据W及实际负荷;所述控制单元用于根据所述实际负荷控 制所述抽水蓄水装置的实际转速W及导叶开度，使所述小水电站按照实际负荷运行;所述 抽水蓄水装置用于在发电工况下将水的势能转换为机械能，同时用于在蓄能工况下将机械 能转换为水的势能，所述动能-电能转换装置用于在发电工况下将机械能转换为电能，同时 用于在蓄能工况下将电能转换为机械能。9. 如权利要求8所述的分布式储能系统，其特征在于，所述运行数据包括水头、上水库 的库容、下水库的库容、上水库的水位、下水库的水位、上水库的出库流量W及上水库的入 库流量。10. 如权利要求8所述的分布式储能系统，其特征在于，所述分布式储能系统还包括电 子电力变压器，所述动能-电能转换装置的第二交互端连接所述电子电力变压器，所述电子 电力变压器用于发电工况下将所述动能-电能转换装置输出的电能输出至外部电网，用于 在在蓄能工况下将外部电网输入的电能输出至动能-电能转换装置，同时用于控制抽水蓄 水装置在最优效率下运行。
【文档编号】H02J3/28GK106099960SQ201610564445
【公开日】2016年11月9日
【申请日】2016年7月18日
【发明人】王丹, 毛承雄, 张高言, 田杰, 陆继明
【申请人】华中科技大学