一种大规模风光储分层控制方法及系统与流程

1.本发明涉及一种大规模风光储分层控制方法及系统，属于自动发电控制技术领域。


背景技术：

2.风光等新能源在改善能源结构、减少碳排放、生态保护等方面发挥重要作用的同时，其固有的间歇性和波动性特点导致其输出功率稳定性差、调节能力低，给电网的安全稳定运行带来了巨大的压力。风能和太阳能在时间上和地域上具有很好的互补特性，在利用这种互补特性的同时，引入规模化的储能发电站，不仅可以解决新能源大规模接入后的电力系统安全稳定运行问题，确保风光储联合送出功率的连续性，还可以通过储能电池的快速响应特性，平滑新能源功率的波动。
3.专利《一种可并网运行的风光储一体微电网》(申请号：cn 104734194 a)，公开了一种可并网运行的风光储一体微电网，该微电网可预测微电网中的风光发电设备的发电功率和微电网中的负载变化，可追踪大电网并网点电压信息，实时获取大电网调度指令，实时检测的蓄电池模块电池容量，设定储能系统放电区间，基千soc分层控制策略，对储能系统能量进行优化管理，实时修正储能系统充放电功率，优化储能系统工作性能，制定和实施最适宜的控制策略，保障发电系统在并网时按照大电网的需求参与大电网电压调节，保障并网运行时的电压稳定。
4.现有大规模风光储联合运行及协调控制中所存在的风电光伏出力调节速度慢、调节精度差、储能调节频繁、风光储联合送出功率波动大等诸多问题。


技术实现要素：

5.本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的缺陷，提供一种大规模风光储分层控制方法及系统。
6.为解决上述技术问题，本发明提供一种大规模风光储分层控制方法，包括：
7.获取预先根据风光储测点容量估算划分得到的发电群划分的协控层、群控层和站控层；
8.在协控层获取风光储总出力设定值、风光储日发电计划，根据风光储总出力设定值、风光储日发电计划按照预设的控制策略对光伏群、风电群和储能群的出力进行分配优化计算，得到光伏群、风电群和储能群的群功率设定值指令；
9.在群控层根据光伏群、风电群和储能群的群功率设定值指令确定光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值；
10.在站控层根据光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值控制光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块的出力。
11.所述控制策略包括：在风光储总出力设定值增加时，优先增加风机出力，再增加光伏出力，最后增加电池放电功率或减少充电功率；在风光储总出力设定值降低时，优先减少
储能电池的放电功率或增加储能电池充电功率，再减少光伏出力，最后减少风电的出力。
12.进一步的，所述根据风光储测点容量估算划分得到的协控层、群控层和站控层，包括：
13.根据光伏站装机容量、风电场装机容量、储能站装机容量分别计算光伏总测点数量、风力总测点数量、储能总测点数量；
14.根据光伏总测点数量、风力总测点数量、储能总测点数量，依据预先设置的测点划分原则进行协控层、群控层和站控层划分；
15.所述测点划分原则为按照固定数量的光伏测点、风力测点以及储能测点以及根据光伏总测点数量、风力总测点数量、储能总测点数量将光伏站、风电场或储能站分别分成若干个光伏发电控制子模块、若干个风力发电控制子模块以及若干个储能发电控制子模块，所有光伏发电控制子模块、风力发电控制子模块以及储能发电控制子模块组成站控层；
16.所有光伏发电控制子模块通过光伏发电群控制模块控制，所有风力发电控制子模块通过风力发电群控制模块控制，所有储能发电控制子模块通过储能发电群控制模块控制，光伏发电群控制模块、风力发电群控制模块和储能发电群控制模块组成群控层；
17.光伏发电群控制模块、风力发电群控制模块和储能发电群控制模块统一通过协控层的控制模块进行协调和调度。
18.进一步的，所述光伏总测点数量、风力总测点数量、储能总测点数量的计算公式为：
19.ci＝ki
·
pi
ꢀꢀ
(1)
20.式中，ci为第i类电站的测点数量；pi为第i类电站装机容量；ki为第i类电站容量系数，第i类电站为光伏电站、风力电站或者储能电站。
21.进一步的，所述控制策略包括：
22.根据采集的每个风力发电控制子模块的风力发电数据计算每个风力发电控制子模块控制的风场群的向上可调功率δupwd，向下可调功率δdnwd；
23.根据采集的每个光伏发电控制子模块的光伏发电数据计算每个光伏发电控制子模块控制的光伏群的向上可调功率δuppv，向下可调功率δdnpv；
24.根据采集的每个储能发电控制子模块的储能发电数据计算每个储能发电控制子模块控制的储能群的正向可放电功率δupbes，反向可充电功率δdnbes；
25.根据当前风光储总出力设定值和前一次风光储总出力设定值计算风光储联合运行控制系统总出力设定值的增量δpset；
26.获取风光储联合运行控制系统设定值死区pset
db
。
27.进一步的，所述控制策略包括：
28.确定abs(δpset)≤pset
db
，闭锁本次功率调节；abs(δpset)表示增量δpset的绝对值。
29.进一步的，所述控制策略包括：
30.确定abs(δpset)＞pset
db
，且abs(δpset)＞δupwd δuppv δupbes，则总出力设定值超出系统设定值上限，取δpset＝δupwd δuppv δupbes，并报警设定值超出系统上限；
31.根据δupwd、δuppv、δupbes分别由群控层的风力发电群控制模块、光伏发电群
控制模块和储能发电群控制模块进行出力调节。
32.进一步的，所述控制策略包括：
33.确定δpset＞pset
db
，且δpset≤δupwd，则全部由群控层的风力发电群控制模块进行出力调节，对所控制的风力发电子模块进行功率分配。
34.进一步的，所述控制策略包括：
35.确定δpset＞pset
db
，且δpset＞δupwd、δpset≤δupwd δuppv，则由群控层的风力发电群控制模块承担全部可用功率δupwd后，再由光伏发电群控制模块承担剩余的(δpset-δupwd)部分功率调节。
36.进一步的，所述控制策略包括：
37.确定δpset＞pset
db
，且δpset＞δupwd δuppv，则由群控层的风力发电群控制模块承担全部可用功率δupwd，光伏发电群控制模块承担全部可用功率δuppv，再由储能群控制模块承担(δpset-δupwd-δuppv)部分功率调节。
38.进一步的，所述控制策略包括：
39.确定δpset＜0，且abs(δpset)＞pset
db
、abs(δpset)≤δdnbes，则δpset全部由群控层的储能群控制模块进行出力调节。
40.进一步的，所述控制策略包括：
41.确定δpset＜0，且abs(δpset)＞pset
db
、abs(δpset)＞δdnbes、abs(δpset)≤δdnbes δdnpv，则由群控层的储能群控制模块承担全部可用功率δdnbes，由群控层的光伏发电群控制模块承担剩余的(abs(δpset)一δdnbes)部分功率调节。
42.进一步的，所述控制策略包括：
43.确定δpset＜0，且abs(δpset)＞pset
db
、abs(δpset)＞δdnbes δdnpv，则由群控层的储能群控制模块承担全部可用功率δdnbes，群控层的光伏发电群控制模块承担全部可用功率δdnpv，群控层的风力发电群控制模块承担剩余的abs(δpset)-δdnbes-δdnpv)部分功率调节。
44.一种大规模风光储分层控制系统，包括：协控层、群控层和站控层；
45.所述协控层，用于获取风光储总出力设定值、风光储日发电计划，根据风光储总出力设定值、风光储日发电计划按照预设的控制策略对光伏、风电和储能的出力设定进行分配优化计算，得到光伏、风电和储能的出力的群功率设定值指令；
46.所述群控层，用于根据光伏、风电和储能的出力的群功率设定值指令确定光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值；
47.所述站控层，用于根据光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值控制光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块的出力；
48.所述控制策略为：在风光储总出力设定值增加时，优先增加风机出力，再增加光伏出力，最后增加电池放电功率或减少充电功率；在风光储总出力设定值降低时，优先减少储能电池的放电功率或增加储能电池充电功率，再减少光伏出力，最后减少风电的出力。
49.进一步的，所述群控层包括光伏群控制模块、风力群控制模块、储能群控制模块；
50.所述光伏群控制模块，用于接收光伏出力的群功率设定值指令确定光伏功率分配值；
51.所述风力群控制模块，用于接收风力出力的群功率设定值指令确定风力功率分配
值；
52.所述储能群控制模块，用于接收储能出力的群功率设定值指令确定储能功率分配值。
53.进一步的，所述站控层包括一个或多个光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块组成，每个光伏发电子模块控制一个或多个光伏逆变器，每个风力发电子模块控制一个或多个风机变流器，每个储能发电子模块控制一个或多个储能变流器。
54.进一步的，如果光伏发电控制子模块、风力发电控制子模块或储能控制子模块中任何模块数量为1时，将对应的控制子模块与群控制模块合并，仅保留群控制模块。
55.进一步的，所述光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块均通过功率采集单元采集实时功率传输给对应的群控制模块。
56.进一步的，所述功率采集单元为功率变送器、测控装置或者交流采集装置。
57.进一步的，所述功率变送器、测控装置或者交流采集装置的采集方式为硬接线采集方式或通信采集方式。
58.一种存储一个或多个程序的计算机可读存储介质，其特征在于，所述一个或多个程序包括指令，所述指令当由计算设备执行时，使得所述计算设备执行所述的方法中的任一方法。
59.一种计算设备，包括，
60.一个或多个处理器、存储器以及一个或多个程序，其中一个或多个程序存储在所述存储器中并被配置为由所述一个或多个处理器执行，所述一个或多个程序包括用于执行所述的方法中的任一方法的指令。
61.本发明所达到的有益效果：
62.采用群控分层方法，将风光储发电群划分为协控层、群控层和站控层，以及利用控制策略进行指导风光储联合发电系统的有功功率控制，从而使得风光储联合发电系统能够实现多种发电能源的功率优化控制，从而减少弃风弃光电量，在实现风光资源的充分利用的同时，也可以有效延长储能电池的使用寿命。
附图说明
63.图1为本发明的流程示意图；
64.图2为风光储联合运行控制系统结构图；
65.图3为风光储联合运行控制系统流程示意图。
具体实施方式
66.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。
67.如图1所示，一种大规模风光储分层控制方法，包括如下步骤：
68.获取预先根据风光储测点容量估算划分得到的发电群划分的协控层、群控层和站控层；
69.在协控层获取电网调度、区域集中控制中心或运行值班人员设定的风光储总出力设定值、风光储日发电计划，根据风光储总出力设定值、风光储日发电计划按照预设的控制
策略对光伏群、风电群和储能群的出力进行分配优化计算，得到光伏群、风电群和储能群的群功率设定值指令；
70.在群控层根据光伏群、风电群和储能群的群功率设定值指令确定光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值；
71.在站控层根据光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值控制光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块的出力；
72.如图2所示，将风光储发电群划分为协控层、群控层和站控层。
73.协控层即风光储协调控制层，是完成风电、光伏和储能多能源协调控制及优化调度的核心层级，由多能协调控制模块和多能优化调度模块构成。其中多能协调控制模块基于风光储出力特性，考虑电力、电池容量以及各发电单元运行约束，以经济最优或效率最优为目标，合理的分配风光储等各发电单元群控制模块的功率，使风光储联合运行在满足电网系统要求的同时，保持风光储联合运行控制系统行的安全稳定高效运行；多能优化调度模块可实现风光储的优化调度。协调控制层可接受电网调度、区域集中控制中心或运行值班人员设定的风光储总出力设定值、风光储日(超短期)发电计划，按照预设的控制策略对风电、光伏和储能的出力设定进行分配优化计算，并下发至群控层执行。
74.群控层是指将大规模光伏发电站(群)、风力发电场(群)及储能站(群)进行联合功率调节的控制层，由光伏发电群控制模块、风力发电群控制模块、储能群控制模块构成，其中光伏发电群控制模块、风力发电群控制模块和储能发电群控制模块可分别控制各自的发电控制子模块组成，从而形成一个多层的分布式控制系统。光伏发电群控制模块完成大规模光伏群的联合发电控制，可控制多个光伏发电子模块；风力发电群控制模块完成大规模风场群的联合发电控制，可控制多个风力发电子模块；储能发电群控制模块完成大规模储能的联合发电控制，可控制多个储能发电子模块。
75.群控层接受协调控制层下发的光伏、风电及储能的群功率设定值指令，并分别由光伏群控制模块、风电群控制模块和储能群控制模块实现光伏群、风电群和储能群的自动发电控制(agc)，并将光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值下发至相应的控制子模块。
76.站控层由多个光伏发电子模块、多个风力发电子模块和多个储能发电子模块组成。每个光伏发电子模块可控制多个光伏逆变器，每个风力发电子模块可控制多个风机变流器，每个储能发电子模块可控制多个储能变流器。
77.站控层可按照通过电站装机容量对测点数量进行估算，并按照一定的容量规模(如百万测点数量)分别将大规模的光伏逆变器、风电变流器或储能变流器划分为一个或多个相应的光伏、风电或储能控制子模块。
78.所述将风光储发电群划分为协控层、群控层和站控层，包括：
79.根据不同类型电站装机容量，对测点数量进行计算，不同电站类型按公式(1)进行计算：
80.ci＝ki
·
pi
81.式中:
82.ci为第i类电站测点数量，单位：万个；
83.pi为第i类电站装机容量，单位：mw；
84.ki为第i类电站容量系数；
85.不同类型电站容量系数建议可按如下计算：
86.光伏电站建议为0.3
–
0.5，风电站建议为0.03
–
0.05，储能电站建议为0.8-1.0。
87.根据上述各电站装机容量估算结果进行发电控制子模块划分，比如：可按照100万光伏测点数量将1000万测点的光伏发电群划分为10个光伏发电控制子模块，按照100万风电测点数量将1000万测点的风力发电群划分为10个风力发电控制子模块，按照100万储能测点数量将500万测点的储能发电群划分为5个储能控制子模块；光伏群控制模块可以控制10个光伏发电子模块，风电群控制模块可以控制10个风力发电子模块，储能群控制模块可以控制5个储能控制子模块，依此类推。
88.特别的，如果光伏发电控制子模块、风力发电控制子模块或储能控制子模块中任何模块数量为1时，可将对应的控制子模块与群控制模块合并，仅保留群控制模块。比如：风力发电群总测点数量为90万，则可以取消风力发电控制子模块，仅保留风力发电群控制模块。
89.站控层的光伏发电控制子模块、风力发电控制子模块及储能控制子模块分别接受光伏发电群控制模块、风力发电群控制模块及储能发电群控制模块下发的各发电子模块功率设定值，实现子模块控制范围内的多个被控对象如光伏逆变器、风电变流器或储能变流器的自动发电控制(agc)。
90.将大规模风光储联合运行控制系统进行群控分层划分控制的原因是由于风光储控制对象中的单个光伏逆变器、风机变流器或储能变流器数量庞大，对于1000mw级别的光伏群、风机群或储能站，被控对象上百甚至几百个，仅使用单个服务器或嵌入式控制器均超出设备的工作能力，采用群控分层可以显著降低运算负载，降低发电企业的运行管理负担，提高发电控制单元的调节精度。
91.风光储实时功率的采集，包括：
92.为保证大规模风光新能源功率调节的准确性，需要通过一定技术手段确定大规模风光功率采集的准确性和实时性。
93.目前，风光新能源实时功率的采集可以通过通信方式采集发电单元如光伏逆变器、风机变流器的实时功率，也可以通过通信方式采集光伏发电子阵功率管理模块或风机监控系统的实时功率，也可以用硬接线采集4-20ma或0-5v的模拟信号，还可以通过通信方式采集风光升压站的实时功率数据。通信的方式可支持iec104、modbus或61850协议。
94.协调控制层的大规模风光储的实时功率，通过通信方式采集控制范围内的所有风电场、光伏站和储能站升压站出口线路的实时功率。
95.群控层的大规模风光储的实时功率，通过通信方式采集群控制模块范围内的所有风电场、光伏站和储能站升压站出口线路的实时功率。
96.对于站控层的风光储的实时功率，可直接采用升压站线路出口的功率，或多个线路出口的功率和，而不采用与各光伏子站、风场风机通过通信所采集的各光伏子阵逆变器或风机的功率和，这是因为由于大规模光伏、风场的光伏逆变器或风机数量庞大，通信采集的功率时延较长，同时单个光伏逆变器或风机功率异常将影响总的功率计算，所以直接采用线路出口的功率一方面消除通信时延对功率调节的影响，同时可以使功率调节更加准确。
97.风光储联合运行控制策略，包括：
98.风光储联合运行控制系统接受电网调度、集中控制中心或运行人员设定的风光储总出力设定值或发电计划曲线，并对总出力设定值有效性进行校验，并按总出力设定值增量匹配原则对风力发电群控制模块、光伏发电群控制模块和储能群控制模块进行功率的分配和调节。
99.本负荷分配的原则是使用尽量少的发电单元来满足风光储总出力的设定值增量δpset(该增量值可以为正实数或负实数)；在风光储总出力设定值增加时，优先增加风机出力，再增加光伏出力，最后是增加电池放电功率(或减少充电功率)；在风光储总出力设定值降低时，优先减少储能电池的放电功率(或增加储能电池充电功率)，再减少光伏出力，最后是减少风电的出力。本策略的优点是减少了风机、储能变流器等设备的动作次数，减少了设备损耗，同时使风电和光伏尽量输出更多的电量，还可以保持风光储联合运行控制系统的总惯量处于较高水平，增加了风光储系统自身的稳定性。
100.如图3所示，为风光储联合运行控制系统功率优化分配流程图，具体实现步骤如下：
101.(1)计算每个风场群的向上可调功率δupwd，向下可调功率δdnwd。
[0102][0103][0104]
式中：n是风力发电子模块i中所有风机变流器的总数量；m是风力发电群中子模块的总数量；pmax是风力发电子模块i中任意1台风机当前运行工况下的最大发电功率；pj是风力发电子模块中任意1台风机当前的实时发电功率；是风力发电子模块i中所有风机的实发功率之和；δupwd是风场群包含的所有风力发电子模块的正向可调功率之和；δdnwd是风场群包含的所有风力发电子模块的反向可调功率之和。
[0105]
(2)计算每个光伏群的向上可调功率δuppv，向下可调功率δdnpv。
[0106][0107][0108]
式中：n是光伏发电子模块i中所有光伏逆变器的总数量；m是光伏发电群中子模块的总数量；pmax是光伏发电子模块i中任意1台逆变器当前运行工况下的最大发电功率；pj是光伏发电子模块中任意1台逆变器当前的实时发电功率；是光伏发电子模块i中所有光伏逆变器的实发功率之和；δuppv是光伏群包含的所有光伏发电子模块的正向可调功率之和；δdnpv是光伏群包含的所有光伏发电子模块的反向可调功率之和。
[0109]
(3)计算每个储能群的正向可放电功率δupbes，反向可充电功率δdnbes。
[0110][0111][0112]
式中：n是储能发电子模块i中所有储能变流器的总数量；m是储能发电群中子模块的总数量；pmax是储能发电子模块i中各任意1台储能变流器的额定最大发电功率；是储能发电子模块i中各任意1台储能变流器的额定最大充电功率；pj是储能发电子模块i中任意1台储能变流器的实时功率，可为放电功率(pj＞0.0)，也可以为充电功率(pj＜0.0)；是储能发电子模块i中所有储能变流器的实时可用发电功率之和；是储能发电子模块i中所有储能变流器的实时可用充电功率之和；δ
upbes是储能群包含的所有储能发电子模块的正向可放电功率之和；δdnbes是储能群包含的所有储能发电子模块的反向可充电功率之和。
[0113]
(4)计算风光储联合运行控制系统总出力设定值的增量。
[0114]
δpset＝pset-p
′
set
[0115]
abs(δpset)＞pset
db
[0116]
式中：pset是风光储联合运行控制系统最新的总出力设定值；p
′
set是风光储联合运行控制系统上次的总出力设定值；δpset是风光储联合运行控制系统总出力设定值的增量，为实数；δpset＞0表示总出力设定值增加，apset＜0表示总出力设定值减少，δpset＝0表示总出力设定值不变；pset
db
是风光储联合运行控制系统设定值死区，当abs(δpset)≤pset
db
时，风光储联合运行控制系统将闭锁本次功率调节，防止系统的频繁调节。
[0117]
(5)如果abs(δpset)＞δupwd δuppv δupbes，则认为总出力设定值超出系统设定值上限，取：
[0118]
δpset＝δupwd δuppv δupbes，同时报警提示。
[0119]
(6)风光储总出力设定值增量为正方向，即δpset＞pset
db
时：
[0120]
如果δpset≤δupwd，则δpset优先由风力发电群控制模块进行出力调节，对所控制的风力发电子模块进行功率分配，从而增加风光储联合运行控制系统中的旋转惯量；
[0121]
pset
wd
＝pset
wd
δpset
[0122]
如果δpset＞δupwd&&δpset≤δupwd δuppv，则由风力发电群控制模块承担全部可用功率δupwd后，再由光伏发电群控制模块承担剩余的(δpset-δupwd)部分功率调节；
[0123]
pset
wd
＝pset
wd
δupwd
[0124]
pset
pv
＝pset
pv
δpset-δupwd
[0125]
如果δpset＞δupwd δuppv，则由风力发电群控制模块承担全部可用功率δupwd，光伏发电群控制模块承担全部可用功率δuppv，再由储能群控制模块承担(δpset-δupwd-δuppv)部分功率调节；
[0126]
pset
wd
＝pset
wd
δupwd
[0127]
pset
pv
＝pset
pv
δuppv
[0128]
pset
bes
＝pset
bes
δpset-δupwd-δuppv
[0129]
(7)风光储总出力设定值增量为负方向，即abs(δpset)＞pset
db
时：
[0130]
如果abs(δpset)≤δdnbes，则δpset优先由储能群控制模块进行出力调节，降低储能群发电功率或增加储能群充电功率，这是为了尽量减少弃风或弃光电量；
[0131]
pset
bes
＝pset
bes
δpset
[0132]
如果abs(δpset)＞δdnbes&&abs(δpset)≤δdnbes δdnpv，则由储能群控制模块承担全部可用功率δdnbes，由光伏发电群控制模块承担剩余的(abs(δpset)-δdnbes)部分功率调节，此时系统对储能群全部充电，同时限制部分光伏出力。
[0133]
pset
bes
＝pset
bes
‑‑
δdnbes
[0134]
pset
pv
＝pset
pv-abs(δpset) δdnbes
[0135]
如果abs(δpset)＞δdnbes δdnpv，则由储能群控制模块承担全部可用功率δdnbes，光伏发电群控制模块承担全部可用功率δdnpv，由风力发电群控制模块承担剩余的
abs(δpset)-δdnbes-δdnpv)部分功率调节，此时系统将对储能群全部充电，同时对风电和光伏进行限电。
[0136]
pset
bes
＝pset
bes-δdnbes
[0137]
pset
pv
＝pset
pv-δdnpv
[0138]
pset
wd
＝pset
wd-abs(δpset) δdnbes δdnpv
[0139]
式中，pset
wd
表示风力发电群功率设定值，pset
pv
光伏发电群功率设定值，pset
bes
表示储能发电群功率设定值，＝表示赋值运算符。
[0140]
相应的本发明还提供一种大规模风光储分层控制系统，包括：协控层、群控层和站控层；
[0141]
所述协控层，用于接受电网调度、区域集中控制中心或运行值班人员设定的风光储总出力设定值、风光储日发电计划，根据风光储总出力设定值、风光储日发电计划按照预设的控制策略对光伏、风电和储能的出力设定进行分配优化计算，得到光伏、风电和储能的出力的群功率设定值指令；
[0142]
所述群控层，用于根据光伏、风电和储能的出力的群功率设定值指令确定光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值；
[0143]
所述站控层，用于根据光伏功率分配值、风电功率分配值及储能功率分配值控制光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块的出力。
[0144]
所述协控层，用于
[0145]
在风光储总出力设定值增加时，优先增加风机出力，再增加光伏出力，最后增加电池放电功率或减少充电功率；
[0146]
在风光储总出力设定值降低时，优先减少储能电池的放电功率或增加储能电池充电功率，再减少光伏出力，最后减少风电的出力。
[0147]
所述群控层包括光伏群控制模块、风力群控制模块、储能群控制模块；
[0148]
所述光伏群控制模块，用于接收光伏出力的群功率设定值指令确定光伏功率分配值；
[0149]
所述风力群控制模块，用于接收风力出力的群功率设定值指令确定风力功率分配值；
[0150]
所述储能群控制模块，用于接收储能出力的群功率设定值指令确定储能功率分配值。
[0151]
所述站控层包括一个或多个光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块组成，每个光伏发电子模块控制一个或多个光伏逆变器，每个风力发电子模块控制一个或多个风机变流器，每个储能发电子模块控制一个或多个储能变流器。
[0152]
如果光伏发电控制子模块、风力发电控制子模块或储能控制子模块中任何模块数量为1时，将对应的控制子模块与群控制模块合并，仅保留群控制模块。
[0153]
所述光伏发电子模块、风力发电子模块和储能发电子模块均通过功率采集单元采集实时功率。
[0154]
所述功率采集单元为功率变送器、测控装置或者交流采集装置。
[0155]
所述功率变送器、测控装置或者交流采集装置的采集方式为硬接线采集方式或通信采集方式。
[0156]
相应的本发明还提供一种存储一个或多个程序的计算机可读存储介质，其特征在于，所述一个或多个程序包括指令，所述指令当由计算设备执行时，使得所述计算设备执行所述的方法中的任一方法。
[0157]
相应的本发明还提供一种计算设备，包括，
[0158]
一个或多个处理器、存储器以及一个或多个程序，其中一个或多个程序存储在所述存储器中并被配置为由所述一个或多个处理器执行，所述一个或多个程序包括用于执行所述的方法中的任一方法的指令。
[0159]
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。
[0160]
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。
[0161]
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。
[0162]
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。
[0163]
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。