一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法与流程

1.本发明属于电力技术领域，更具体的，涉及一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法。


背景技术：

2.近年来，我国新能源产业发展迅速，对改善能源结构、保护生态环境、促进经济发展发挥了重要作用。由于风电、光伏等新能源发电具有间歇性和波动性等特点,新能源发电大规模集约化开发接入引起电网电压及频率波动的问题越来越严重。引入大容量储能系是解决新能源发电并网稳定运行的重要手段。应用储能系统构建风光储系统，协调风光功率输出缓解风光出力波动的控制方案逐渐得到关注。
3.但国内外缺少大规模风光储联合电站建设运营的成熟经验，无论是用户侧、发电侧还是电网侧应用场景都比较单一，缺乏互相协调及系统优化的运行模式；传统的风光储场站运行模式较为单一粗放，严重制约了系统安全高效运行和新能源并网消纳；因此，亟需突破大规模新能源风光储场站的实时协调控制与保护技术；落实风光储场站群的运行模式和并网控制策略，研究风光储场站群的智慧运行调控新方法，为大规模新能源友好并网、保障系统安全稳定运行提供技术支撑。深入研究分析不同场景下风光储多能互补电站的协调控制方案以及优化运行是目前需要解决的关键技术问题。
4.综合上述内容，本发明提出一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法。该协调控制方法通过研究多种运行模式下的风光储场站群协同运行机理和储能荷电状态与场站有功指令响应能力的相关性，通过多种控制模式协调风电集群、光伏集群、储能集群的输出功率，控制算法逐层级细化，实现风光储场站群有功协同优化控制。


技术实现要素：

5.为解决现有技术中存在的不足，本发明的目的在于，为解决现有技术中存在的以上问题，本发明公开了一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法。通过多种控制模式协调风电集群、光伏集群、储能集群的输出功率，实现风光储场站群有功协同优化控制，平滑新能源接入引起的电网电压及频率波动的问题，提高新能源并网的稳定性。
6.本发明采用如下的技术方案。
7.一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法，所述多模式包括比例控制模式、裕度控制模式、风电优先模式、光伏优先模式、指令跟踪模式、功率平滑模式、风光消纳模式和顶峰供电模式；其特征在于，所述多模式协调控制方法包括以下步骤：
8.步骤1：在步骤1中，风光储新能源电站控制系统通过外部规约接入的方式读取风力发电、光伏发电、储能系统的运行数据，包括运行状态、故障状态、实际功率；所述运行状态与所述故障状态用于分析风电系统或光伏系统是否故障；所述实际功率为计算所述多模式所需的各种运行参数；
9.风光储新能源电站控制系统通过定值管理的方式获取风力发电、光伏发电、储能
系统的限定参数，所述限定参数为计算所述多模式所需的各种限定参数；
10.步骤2：风光储新能源电站控制系统读取调度中心下发的风光储场景运行模式标志位，确定风光储系统参与功率控制的方式；根据场景运行模式标志位，当确定风电系统通过单控的方式参与协调控制即单风模式，或光伏系统通过单控的方式参与协调控制即单光模式，则进入步骤3；当确定由风电系统和光伏系统共同参与协调控制即风光模式，则进入步骤4；当确定由储能系统与风电系统和/或光伏系统共同参与协调控制即风储模式、光储模式或风光储模式，则进入步骤5；
11.步骤3：在单风模式或单光模式下，风光储新能源电站控制系统单独控制风电系统或者光伏系统功率输出；
12.步骤4：在风光模式下，选择比例控制、裕度控制、风电优先或光伏优先模式完成风电系统和光伏系统间的功率分配；
13.步骤5：在有储能系统参与控制的情况下，将指令跟踪、功率平滑、风光消纳、顶峰供电控制模式进行融合，利用储能系统的动态充放电特性，对风光储新能源电站并网点处的总有功功率进行平滑调节，平抑风电和光伏输出功率的波动。
14.进一步的，
15.在步骤4中，当采用风光联合控制模式，并且风光预测发电量充足条件下，为了保证风光系统有效的发电效率，系统采用比例控制模式，所述比例控制模式是指按照以下公式计算光伏系统和风电系统的功率指令：
[0016][0017][0018]
其中，p
cmd_wt
为分配给风电系统的功率指令，p
cmd_pv
为分配给光伏系统的功率指令，p
cmd
为调度中心下发的功率指令，δ
pv
为光伏系统可调功率所占总可调功率的比例，δ
wt
为风电系统可调功率所占总可调功率的比例，p
imin_wt
为第i台风机最小可发有功，p
imin_pv
为第i台光伏最小可发有功，m为风机数量，n为光伏数量。
[0019]
进一步的，
[0020]
按照下式将分配给风电系统的功率指令分配给每台风机：
[0021][0022]
按照下式将分配给光伏系统的功率指令在光伏系统分配给每台光伏设备的：
[0023][0024]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，p
cmd_wt
为风电系统有功总指令，p
cmd_pv
为光伏系统有功总指令。
[0025]
进一步的，
[0026]
在步骤4中，当采用风光联合控制模式，并且预测风机系统发电量或者光伏系统发电量充足条件下，为了保证单系统的发电效率，采用裕度控制模式。所述裕度控制模式是指
按照以下公式计算光伏系统和风电系统的功率指令：
[0027]
当系统在升功率的过程中，根据各设备有功可增裕量分配，有功指令计算公式如下：
[0028][0029][0030]
当系统在降功率的过程中，根据各设备有功可减裕量分配，有功指令计算公式如下：
[0031][0032][0033]
其中，p
pv
为光伏系统总实发有功，p
wt
为风机系统总实发有功，p
i_pv
第i台光伏设备实发有功，p
cmd_wt
为风电系统有功总指令，p
cmd_pv
为光伏系统有功总指令，pr为系统实发总功率，p
cmd
为调度中心下发的功率指令。
[0034]
进一步的，
[0035]
按照下式将分配给风电系统的功率指令分配给每台风机，当系统在升功率的过程中，分配给每台风机的有功指令计算公式如下：
[0036][0037]
当系统在降功率的过程中，分配给每台风机的有功指令计算公式如下：
[0038][0039]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，pi为第i台设备实发有功，p
m_wt
为第m台设备实发有功，p
cmd_wt
为风机系统总有功指令，p
wt
为风机系统总实发有功，p
cmd_m
为第m台设备功率指令；
[0040]
按照下式将分配给光伏系统的功率指令在光伏系统分配给每台光伏设备的,当系统在升功率的过程中，分配给每台光伏设备的有功指令计算公式如下：
[0041][0042]
当系统在降功率的过程中，分配给每台光伏设备的有功指令计算公式如下：
[0043][0044]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，pi为第i台设备实发有功，p
m_pv
为第m台设备实发有功，p
cmd_pv
为光伏系统总有功指令，p
pv
为光伏系统总实发有功，p
cmd_m
为第m台设备功率指令。
[0045]
进一步的，
[0046]
在步骤4中，当采用风光联合控制模式，如果光伏系统出现故障，采用风电优先模式；当系统升功率时优先给风电提升风机功率，当系统降功率时优先给光伏系统降功率，优先确保风电系统输出功率。
[0047]
进一步的，
[0048]
在步骤4中，当采用风光联合控制模式，如果风机系统出现故障，采用光伏优先模式；当系统升功率时优先给风电提升光伏功率，当系统降功率时优先给风电系统降功率，优先确保光伏系统输出功率。
[0049]
进一步的，
[0050]
在步骤5中，当储能系统参与协调控制时，如果以跟踪调度功率指令为目标，采用指令跟踪运行模式；在并网点有功满足调度要求的基础上，若风光有多余功率能给储能系统充电，则调节风光系统功率给储能充电；若风光系统出力不足，并网点功率不满足调度要求的情况下，则控制储能系统进行放电。
[0051]
进一步的，
[0052]
在步骤5中，当储能系统参与协调控制时，如果调度要求对风光系统不限电运行，进行风光处理最大化消纳时，采用功率平滑控制模式；利用储能系统保留一定的充放电裕度，用于平滑风光出力的波动，平抑因风光出力不波动对电网造成的影响。
[0053]
进一步的，
[0054]
在步骤5中，当储能系统参与协调控制时，如果要求风光储系统满足调度指令输出，并要求新能源电站参与一次调频时，采用风光消纳模式；风光系统满足调度要求，并以风光最大消纳为前提，通过设置储能soc上下限，使储能留有足够的功率裕量满足电网一次调频等功能要求。
[0055]
进一步的，
[0056]
在步骤5中，当储能系统参与协调控制时，如果调度指令要求新能源电站参与顶峰调峰控制，采用顶峰控制模式；顶峰供电控制模式由功率预测系统提前一天预测到下一天需要顶峰供电时段风光出力情况，如果风光系统自身出力能够满足顶峰供电需求时，控制模块采用自身电量的风光消纳方式；如果风光系统自身出力不能满足顶峰供电需求时，则系统提前为储能系统进行充电操作。
[0057]
本发明的有益效果在于，与现有技术相比，本发明具有以下优点：
[0058]
(1)通过多种控制模式协调风电集群、光伏集群、储能集群的输出功率，实现风光储场站群有功协同优化控制，平滑新能源接入引起的电网电压及频率波动的问题，提高新能源并网的稳定性。
附图说明
[0059]
图1为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的控制流程图。
[0060]
图2为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的指令跟踪控制模式控制流程图。
[0061]
图3为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的功率平滑控制模式控制流程图。
[0062]
图4为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的顶峰供电控制模式控制流程图。
具体实施方式
[0063]
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。
[0064]
下面结合说明附图对本发明的技术方案作进一步详细说明。
[0065]
如图1所示为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的控制流程图。所述风光储多模式控制模块可以根据风光储不同运行场景自主选择合适的控制算法模块，或将其几种模式进行融合。通过协调储能设备出力，对风光发电出力与发电计划之间的偏差进行实时补偿，提升功率跟踪精度和速度。风光储新能源电站控制系统包含比例控制、裕度控制、风电优先、光伏优先、指令跟踪、功率平滑、风光消纳和顶峰供电等多种控制模式。针对复杂工况下风力发电系统和光伏电站的动态调节响应时间以及储能设备动态特性，调整风光储出力实现复杂工况下风光储多目标协同优化调控。风光储新能源电站控制系统首先进行设备初始化工作，包括获取设备运行数据和读取限定参数，风光储新能源电站控制系统通过外部规约接入的方式读取风光储能等系统的数据，包括风光储系统的运行状态、故障状态、实发功率、最大可发功率和最小可发功率等设备运行数据。需要说明的是，运行数据和限定参数主要包括后面各个模式下所需的各种运行参数与限定参数，即下面公式中的各个变量的数值。
[0066]
当风光储系统中设备无故障并且在运行状态时，方可以选择风光储投入单控或者联合控制参与协调控制。在协调控制过程中如果出现运行状态或者设备故障情况，协调控制模块会把故障设备设置为不可调节状态，不再参与控制。风光储新能源电站控制系统通过定值管理的方式获取设备限定参数，包括设备的额定参数、设备最大和最小限值、风光储设备调节时间、功率速率限值等设备限定参数，设备限定参数和设备运行数据直接用于控制算法参与功率分配计算。多模式协调控制需要提前选择风光储、风储、光储、风光、单风、单光等场景运行模式标志位，确定参与的控制对象类型。风光储系统可以通过单控和联控的方式参与系统协调控制，调度中心根据预测信息下发调度指令的同时，可以根据当前风光储设备的运行状态更新风光储系统的控制模式标志位信息。风光储多模式控制模块通过读取标志位信息确定风光储系统参与功率控制的方式。在风电和光伏系统单控情况下，调度系统可以单独控制风电系统或者光伏系统功率输出。风光系统参与控制的情况下，可以选择比例控制、裕度控制、风电优先和光伏优先等控制模式完成风电和光伏系统间的功率分配。在有储能系统参与控制的情况下，可以将指令跟踪、功率平滑、风光消纳、顶峰供电等控制模式和风光系统控制模式进行融合，充分利用储能设备的动态充放电特性，对风光储联合电站并网点处的总有功功率进行平滑调节，平抑风电和光伏输出功率的波动，提升场站输出功率稳定性。在顶峰供电时段控制系统根据预测数据实时调整控制模式，如果风光处理能够满足顶峰供电需求，系统调整控制模式为风光消纳方式，储能系统通过指令跟踪的方式对根据风光处理的情况进行充放电控制，在消除弃风弃光现象的同时，平抑风光系统的功率波动，提高新能源电站的发电效率和发电稳定性。在非顶峰调峰时段，控制系统根据预测数据调整为功率平滑和指令跟踪等控制模式，在满足调度出力目标的同时，如果储
能系统裕量充足通过功率平滑平抑风光系统的功率波动，如果储能系统裕量不足的情况下可以调整指令跟踪的方式对储能系统进行充电控制，满足下一时刻系统顶峰调峰需求。
[0067]
当采用风光联合控制模式，并且风光预测发电量充足条件下，为了保证风光系统有效的发电效率，系统采用比例控制模式。首先光伏系统和风电系统根据单个光伏逆变器和单个风机的控制参数计算出总可发功率最大值p
max
和最小值p
min
，然后算出光伏系统和风机系统可调功率所占总可调功率的比例δ
pv
和δ
wt
。计算公式如下：
[0068][0069][0070][0071][0072]
根据当前的功率指令计算出光伏和风电系统的功率指令，计算公式如下：
[0073][0074][0075]
其中，p
cmd_wt
为分配给风电系统的功率指令，p
cmd_pv
为分配给光伏系统的功率指令，p
cmd
为调度中心下发的功率指令，δ
pv
为光伏系统可调功率所占总可调功率的比例，δ
wt
为风电系统可调功率所占总可调功率的比例，p
imin_wt
为第i台风机最小可发有功，p
imin_pv
为第i台光伏最小可发有功，m为风机数量，n为光伏数量。
[0076]
按照下式将分配给风电系统的功率指令分配给每台风机：
[0077][0078]
按照下式将分配给光伏系统的功率指令在光伏系统分配给每台光伏设备的：
[0079][0080]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，p
cmd_wt
为风电系统有功总指令，p
cmd_pv
为光伏系统有功总指令。
[0081]
所述一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的裕度控制，根据各设备有功可增裕量和可减裕量大小进行分配。当需要升高有功功率的时候，根据各系统可增裕量计算风光系统分配的有功指令计算公式如下：
[0082]
当系统在升功率的过程中，根据各设备有功可增裕量分配，有功指令计算公式如下：
[0083]
[0084][0085]
当系统在降功率的过程中，根据各设备有功可减裕量分配，有功指令计算公式如下：
[0086][0087][0088]
其中，p
pv
为光伏系统总实发有功，p
wt
为风机系统总实发有功，p
i_pv
第i台光伏设备实发有功，p
i_wt
为第i台风机设备实发有功，p
cmd_wt
为风电系统功率指令，p
cmd_pv
为光伏系统功率指令，pr为系统实发总功率，p
cmd
为调度中心下发的功率指令。
[0089]
按照下式将分配给风电系统的功率指令分配给每台风机，当系统在升功率的过程中，分配给每台风机的有功指令计算公式如下：
[0090][0091]
当系统在降功率的过程中，分配给每台风机的有功指令计算公式如下：
[0092][0093]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，pi为第i台设备实发有功，p
m_wt
为第m台设备实发有功，p
cmd_wt
为风机系统总有功指令，p
wt
为风机系统总实发有功，p
cmd_m
为第m台设备功率指令
[0094]
按照下式将分配给光伏系统的功率指令在光伏系统分配给每台光伏设备的，当系统在升功率的过程中，分配给每台光伏设备的有功指令计算公式如下：
[0095][0096]
当系统在降功率的过程中，分配给每台光伏设备的有功指令计算公式如下：
[0097][0098]
其中，p
mmin
为第m台设备最小可发有功，p
mmax
为第m台设备最大可发有功，pi为第i台设备实发有功，p
m_pv
为第m台设备实发有功，p
cmd_pv
为光伏系统总有功指令，p
pv
为光伏系统总实发有功，p
cmd_m
为第m台设备功率指令。
[0099]
所述一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的风电优先模式，在升功率的时候优先把功率指令分配给风机系统，风机系统处理不能满足全部功率指令需求，剩余部分在再分配给光伏系统。在降功率的过程中，先降光伏系统功率指令，优先风电系统功率输出。
[0100]
所述一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的光伏优先模式，在升功率的时候优先把功率指令分配给光伏系统，光伏系统处理不能满足全部功率指令需求，剩余部分在再分配给光伏系统。在降功率的过程中，先降风机系统功率指令，优先光伏系统
功率输出。
[0101]
如图2所示为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的指令跟踪控制模式控制流程图。所述指令跟踪控制模式根据场站的有功功率指令，计算功率指令和场站实际有功功率的偏差，判断有功功率偏差是否大于调节死区。需要说明的是，调节死区就是小的数值范围，在范围内认为没有偏差，大于死区范围才调节，为了减少调节的次数。如果功率偏差大于调节死区，首先计算风光系统可调裕度，结合储能系统当前电量参数，计算出储能系统充放电状态。在储能系统需要充电的情况下，在风光系统的裕度范围内尽量自由发电，满足储能系统的充电需求。在储能系统无需充电的情况下，优先风光系统输出，输出不足由储能系统补充。
[0102]
如图3所示为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的功率平滑控制模式控制流程图。所述功率平滑控制模式根据当前时刻和上一时刻并网点功率实测值p
act
，实测信号经过滤波处理后进行1分钟时间尺度的功率波动率差值αp进行判断，如果功率波动差值αp大于给限定值功率平滑模块启动，通过储能功率计算单元得出储能平滑功率指令p
ess
并输出到储能控制单元。储能控制单元获得功率指令p
ess
后迅速调节储能功率输出，平抑风光系统功率波动，满足新能源并网波动性能要求。
[0103]
如图4所示为一种应用于风光储新能源电站的多模式协调控制方法的顶峰供电控制模式流程图。所述顶峰供电控制模式由功率预测系统提前一天预测到下一天需要顶峰供电时段风光出力情况，如果风光系统自身出力能够满足顶峰供电需求时，无需利用储能为顶峰供电预留容量和电量，控制模块采用自身电量的风光消纳方式。如果风光系统自身出力不能满足顶峰供电需求时，则需要提前为储能系统进行充电操作。控制系统根据电网调度下发的发电计划曲线、风光功率预测曲线执行储能系统的优化控制策略，风光系统有调节裕量的时候提前为储能系统充电操作，在顶峰供电之前储能系统可以实现多充多放。控制系统计算每一时刻的实发功率与有功指令的差值，判断当前指令偏差是否超过指令死区。若大于指令死区，按照指令跟踪控制算法跟踪调度指令。在保障供电约束的前提下，时刻根据当前储能电站电量调整出力指令，最大程度降低风光储电站的弃风弃光情况，以保证储能在用电高峰时段有相应的电量储备。储能系统在处于顶峰供电模式时，本身具有各种约束条件，只有在满足实际约束条件的情况下，储能系统才可以最大程度的发挥其应有作用。在该模式下，主要考虑电池储能单元的容量、功率限制等。储能在顶峰作用下的电量约束的数学表达如下：
[0104][0105]
式中，p
plan
为电网下发的调度计划值,pf为电网下发的调度计划值,t为电网下发的调度计划值,t
peak
为电网下发的调度计划值,e
peak
为顶峰供电电量需求。
[0106]
当采用风光联合控制模式，如果根据系统的运行状态判断风机系统状况明显好于光伏系统时候，可以采用风电优先模式。需要说明的是，此处的明显好于通常指的是光伏系统发生了故障(可以通过风光储系统的运行状态、故障状态分析得到)。当系统升功率时优先给风电提升风机功率，当系统降功率时优先给光伏系统降功率，优先确保风电系统输出功率。
[0107]
当采用风光联合控制模式，如果根据系统的运行状态判断光伏系统状况明显好于风机系统时候，可以采用光伏优先模式。当系统升功率时优先给风电提升光伏功率，当系统降功率时优先给风电系统降功率，优先确保光伏系统输出功率。
[0108]
当储能系统参与协调控制时，如果以跟踪调度功率指令为目标，可以采用指令跟踪运行模式。在并网点有功满足调度要求的基础上，若风光有多余功率能给储能系统充电，则调节风光系统功率给储能充电；若风光系统出力不足，并网点功率不满足调度要求的情况下，则控制储能系统进行放电。
[0109]
当储能系统参与协调控制时，如果调度要求对风光系统不限电运行，进行风光处理最大化消纳时，可以采用功率平滑控制模式。利用储能系统保留一定的充放电裕度，用于平滑风光出力的波动，平抑因风光出力不波动对电网造成的影响。
[0110]
当储能系统参与协调控制时，如果要求风光储系统满足调度指令输出，并要求新能源电站参与一次调频时，可以采用风光消纳模式。风光系统满足调度要求，并以风光最大消纳为前提，通过设置储能soc上下限，使储能留有足够的功率裕量满足电网一次调频等功能要求。
[0111]
当储能系统参与协调控制时，如果调度指令要求新能源电站参与顶峰调峰控制，可以采用顶峰控制模式。顶峰供电控制模式由功率预测系统提前一天预测到下一天需要顶峰供电时段风光出力情况，如果风光系统自身出力能够满足顶峰供电需求时，控制模块采用自身电量的风光消纳方式。如果风光系统自身出力不能满足顶峰供电需求时，则系统提前为储能系统进行充电操作。
[0112]
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。