[发明专利]交直流微电网群协同互供的电压控制方法

权利要求书

1.交直流微电网群协同互供的电压控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

根据多个电压控制方法的优先级建立电压稳定控制优化模型，该模型控制优化目标包括：微电网接入馈线点电压V_i稳定，ILC功率传输的功率损耗最低，电压稳定控制成本最低；

用深度强化学习的算法求解电压稳定控制优化模型，训练得到能够自主决策控制电压稳定并优化控制策略的智能体；

将智能体运用到本地控制器和协调控制器中，向智能体输入监测的电网状态量，智能体输出电压稳定控制优化策略，并根据电压稳定控制优化策略对电压进行控制。

2.根据权利要求1所述的交直流微电网群协同互供的电压控制方法，其特征在于：多个电压控制方法的优先级如下：

(1)优先控制分布式电源的无功输出调压：调节微电网光伏无功Q_pv和风机无功Q_wt；

(2)然后控制储能单元调压：调节储能的有功P_ESS和无功Q_ESS；

(3)然后控制分布式电源的有功输出调压：调节微电网光伏有功出力P_pv和风机有功出力P_wt；

(4)最后控制交直流负荷减载调压：部分负荷p_load减载来应对大的难以调节电压波动。

3.根据权利要求1所述的交直流微电网群协同互供的电压控制方法，其特征在于：电压稳定控制优化模型的目标函数为：

式中，表示n各微电网并网点电压与馈线参考电压的总偏差量，模型中越小，则表示电压越稳定在参考值V_rv处；

表示变流器ILC的功率损耗，其变流功率损耗计算公式为:

式中，η是变流效率，P_ref是变换功率值；

电压稳定控制成本函数为：

α₃(β₁C_Qpv+β₂C_Qwt+β₃C_PESS+β₄C_QESS+β₅C_Pwt+β₆C_Ppv+β₇C_load) (3)

其中，C_Qpv是光伏无功调节成本，C_Qwt是风机无功调节成本，C_PESS是储能有功调节成本，C_QESS是储能无功调节成本，C_Ppv是光伏有功调节成本，C_Pwt是风机有功调节成本，C_load是负荷调节成本；

α₁、α₂、α₃分别表示并网点电压稳定、ILC功率损耗、电压稳定成本三个优化目标的权重系数，α₁＞α₂＞α₃；

β₁、β₂、β₃、β₄、β₅、β₆、β₇分别是光伏无功、风机无功、储能有功、储能无功、风机有功、光伏有功和负载各自参与调压的成本函数的权重系数，该权重系数满足β₁＝β₂＜β₃＝β₄＜β₅＝β₆＜β₇；

光伏的无功调节成本模型为：

C_Qpv＝γ_pvΔQ_pv (4)

其中Q_pv是光伏无功输出，γ_pv是光伏管理运行成本系数；

光伏的有功调节成本模型为：

C_Ppv＝γ_pvΔP_pv+λ_pvΔP_pv (5)

式中P_pv是光伏有功输出，γ_pv是光伏管理运行成本系数，λ_pv是光伏的弃光惩罚因数；

风机的无功调节成本模型为：

C_Qwt＝γ_wtΔQ_wt (6)

其中Q_wt是风机无功输出，γ_wt是风机管理运行成本系数；

风机的有功调节成本模型为：

C_Pwt＝γ_wtΔP_wt+λ_wtΔP_wt (7)

其中P_wt是风机功输出，γ_wt是风机管理运行成本系数，λ_wt是风机的弃风惩罚因数；

储能单元的有功调节的成本模型为：

C_PESS＝(γ_ES.om+γ_z)ΔP_ESS (8)

式中P_ESS是储能单元有功变动，γ_ES.om是管理维护成本系数，γ_z是折旧成本系数；

储能单元的无功调节的成本模型为：

C_QESS＝(γ_ES.om+γ_z)ΔQ_ESS (9)

式中Q_ESS是储能单元有功变动，γ_ES.om是管理维护成本系数，γ_z折旧成本系数；

上述电压稳定控制优化模型的约束为：

上述约束中：

(10)是风机有功功率/无功功率输出的范围约束；

(11)是光伏有功功率/无功功率输出的范围约束；

(12)是储能系统充放电功率范围约束；

(13)是储能系统无功调节能力约束；

(14)和(15)是储能系统的荷电状态约束，其中δ是储能转换效率，R^ES是储能单元总容量；

(16)是负载减载量约束，P_load.s.max是容许最大减载量；

(17)是ILC变流器变流功率范围约束。