CN102368620B - 风光储流新能源孤网稳定运行集成控制系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及新能源分布式发电运行控制，旨在提供一种风光储流新能源孤网稳定运行集成控制系统及方法。该系统中，储能装置、新能源发电机组中通过各自配置的变流并网装置并入交流母线电网；所述各发电机组及储能装置均配置有监控装置，其上设置CAN接口和以太网路接口；各监控装置通过CAN总线与其对应的变流并网装置连接，同时通过以太网络与中央集成控制单元相连以实现信息交互。本发明采用实时以太网现场总线技术将新能源孤立发电变成了分布式集中可调度的有序发电，从而部分解决了间隙式电源的稳定控制问题，将计算机网络控制技术、智能调度控制技术、实时同步通讯技术和现代高效变流并网技术结合起来，具有控制灵活、稳定性和冗余性好等特点。

Description

风光储流新能源孤网稳定运行集成控制系统及方法

技术领域

本发明涉及新能源分布式发电稳定运行控制领域，尤其适合于中小规模的风光储(流)为发电主要来源的新能源孤网稳定运行控制，可克服传统SCADA系统难以满足新能源随机性变化造成的孤网动态实时集中控制难题，是先进的网络控制技术与电网稳定调度控制技术的结合。具体涉及一个网络化集中控制系统、并网监测与控制装置及控制算法。

背景技术

随着电力系统的不断发展壮大，尤其是新能源并入电网的比例增加，依靠传统的SCADA/EMS等基于稳态的监控系统将越来越难以满足实时性的要求。应用传统的以SCADA/EMS及有关应用软件(如状态估计和静态安全分析等)为代表的调度监控系统，其实质上是在潮流水平上的电力系统稳态行为监控系统，从RTU获得数据开始到控制中心获得系统状态估计的结果，其时间是以分钟为单位的，同时各个地区的监测量没有统一的时标，这样的数据采集是无法对系统的暂态甚至动态行为进行实时监控的。

风能、太阳能和海流能等发电具有方便、清洁、不枯竭、无噪声等优点，适合解决海岛、边远缺电地区和大城市用电高峰电力不足的问题，具有巨大的市场潜力和广阔的应用前景。由于这些可再生新能源发电具有间歇式特性，给电网的调度与控制带来很大的困难。按目前电力系统调度控制技术，由于常规电网的主力发电机组是汽轮发电机组，汽轮发电机组的特点是利用机组本身的旋转特性，其负载功率与转速存在反比关系，而汽轮机转速直接对应电网频率。因此常规的电网调度控制技术主要依据P/f下垂控制方法来实现电网自稳定控制。但是由于新能源电网系统的发电装置主要依靠电力电子变流技术与装置，而电力电子变流装置通常是恒压源或恒流源，尤其是负载的变化难以自检测，因此直接采用传统的P/f控制方法难以满足电网快速稳定控制的要求，仅仅依靠电力系统稳态/准稳态调度控制难以满足新能源孤岛电网稳定运行的要求。

本发明在此技术背景下，提出采用现场以太网络技术，将传统新能源变流并网装置通过监控装置实现与中央集成控制单元的信息交互，从而在系统角度出发，采用全闭环新能源孤网稳定运行控制技术，实现分布式电网(孤网)发配电装置的实时动态监测与控制，满足孤网稳定运行要求。

发明内容

本发明要解决的技术问题是，克服传统SCADA系统难以满足新能源发配电系统实时监控和调节要求的缺陷，实现风光储流新能源孤网发配电系统的实时稳定控制。为此，本发明首先提出了基于快速网络通讯技术的风光储流孤网运行的集中控制思想，提出了基于储能系统P/V下垂稳定控制算法和基于实时网络的全局功率平衡控制集中调度控制方法相结合，可满足风光储流孤立电网稳定运行要求。

为了解决上述问题，本发明采取以下技术方案：

提供一种风光储流新能源孤网稳定运行集成控制系统，包括、风力发电机组、太阳能光伏发电机组或海流发电机组中的至少一种，且通过各自配置的变流并网装置并入交流母线电网；该系统还包括储能装置，储能装置通过其配置的变流并网装置并入交流母线电网；所述各发电机组及储能装置均配置有监控装置，用于采集与传递发电机组、储能装置及变流并网装置的运行参数和控制参数，每个监控装置上均设置CAN接口和以太网路接口；各监控装置通过CAN总线与其对应的变流并网装置连接以实现信息交互，同时通过以太网络与中央集成控制单元相连以实现信息交互。

作为一种改进，本发明所述储能装置由蓄电池储能装置和超级电容储能装置组成，蓄电池储能装置和超级电容储能装置分别配置监控装置；所述蓄电池储能装置由若干组相同的蓄电池并联而组成。超级电容储能装置则主要负责快速瞬变的负载补偿控制，其控制原理与蓄电池储能装置类同。

作为一种改进，本发明还包括连接至可控负荷的监控装置，用于采集和传递可控负荷的运行参数与控制参数，该监控装置上设置CAN接口和以太网路接口，通过以太网络总线直接将可控负荷与中央集成控制单元相连以实现信息交互。

作为一种改进，本发明还包括柴油发电机和与之连接的监控装置，监控装置用于采集和传递柴油发电机的运行参数与控制参数，该监控装置上设置CAN接口和以太网络接口，同时通过以太网络与中央集成控制单元相连以实现信息交互。

作为一种改进，本发明由各发电机组所组成的电网的总容量为10KW～10MW，电网内发电机组数量在20套之内。

作为一种改进，本发明所述交流母线电网为10KV的交流母线电网。

作为一种改进，本发明所述监控装置采用ARM 9核心CPU技术，其操作系统采用Linux技术，4路模拟输入通道和4路模拟输出通道采用高速A/D、D/A芯片技术，转换速度控制在10us之内。

更进一步地，本发明还提供了一种基于前述集成控制系统的风光储流新能源孤网稳定运行集成控制方法，是将原先各自独立的可再生能源发电机组作为受控对象，通过实时以太网络构建集成控制系统，通过冗余的中央集成控制单元实现对电能输入输出的调度控制，以储能装置满足短时可再生电能的补偿控制，以可控负荷和备用的柴油发电机满足长时电网的稳定控制；具体包括：

分别为各可再生能源发电机组、储能装置、柴油发电机和可控负荷配置监控装置，通过各监控装置采集与传递可再生能源发电机组、储能装置及变流并网装置的运行参数和控制参数；各监控装置通过其CAN总线与其对应的变流并网装置进行信息交互，同时通过以太网络与中央集成控制单元进行信息交互；

在储能装置设备可承受范围内的微小负荷变化，利用功率/电压的闭环调节技术实现以牺牲电压来获取功率平衡的控制：

以储能装置直流侧电压Udc对应于电网功率P来评估电网电能的不平衡现象，当母线直流电压降低时，说明储能装置的电能补给难以满足电网负荷需求，应降低电网电压Uac以求电网稳定运行；反之，当母线直流电压上升时，说明储能装置的电能储存已经超过储能容量，应提升电网电压Uac以求电网稳定运行；当电网电压Uac小于电压低限Umin或者大于电压高限Umax时，已经影响到整个电网的电能质量，此时电网负荷变化量超过储能装置可控范围，单靠储能装置已经无法满足电网稳定运行要求，应立即启动中央集成控制单元进行各发电机组或可控负荷的调度；

当负荷变化量超过储能装置可控范围时，应采用中央集成控制的调度方法进行控制：当可再生能源发电机组发出的总功率大于负荷总需求功率时，首先将可控负荷投入运行，然后再根据需要对可再生能源发电出力进行调节；当可再生能源发电机组发出的总功率小于负荷总需求功率时：首先将可控负荷切除，然后再根据需要启动柴油发电机。

本发明中，对于储能装置中蓄电池储能装置的运行控制，采用P/V下垂控制方法，具体内容为：

将蓄电池储能装置按照模块化设计思想分解为若干个更低功率等级的蓄电池模块，各蓄电池模块的投切由中央集成控制单元控制；由于蓄电池储能装置的直流母线电压Udc大小变化直接反映其功率输出能力，因此直接将直流母线电压Udc对应到功率P、电网电压Uac直接对应控制电压U；通过采集电网电压Uac和直流母线侧电压Udc，考虑到电网负荷变化或可再生能源出力变化对储能装置功率需求的影响，获取间接可测参量即直流母线电压Udc来控制Uac的给定，达到局部稳定控制的目的；当Umin＜Uac＜Umax时，即满足电网供电质量要求，此时单个蓄电池模块能够起到电网稳定控制作用；一旦Uac≤Umin，中央集成控制单元将启动下一个蓄电池模块的开关，通过其他蓄电池模块的电能输出来平衡电网的功率需求，依此类推一直到所有蓄电池模块全部启动；如此时电网电压Uac还不能满足要求，则应由中央中央集成控制的调度方法进行控制；与前述控制方法相应地，反向的控制方法采用相同的控制逻辑。

本发明中，各监控装置通过以太网络与中央集成控制单元进行信息交互，所传递的信息数据采用如下通讯规约：帧头、长度、长度、功能码、装置编码、参数编码、数据、时标、校验码、结束码，其中帧头为58H，结束码为E7H。

本发明针对的孤网包括风力发电机组、太阳光伏发电机组、锂电池储能装置、超级电容储能装置或还包含海流能发电机组，备用的柴油发电机也在孤立电网的发电机组之内，一些孤网内的可控负荷也在控制之列。针对这样一个新能源发电机组组成的孤立电网运行系统，本发明提出了孤网稳定运行的控制思想和控制方法，主要涉及孤立电网控制系统的网络结构、孤网稳定运行控制的实时采集与通讯系统、稳定运行调节的控制手段。本发明控制目标是采用最少的柴油发电量、最大可利用再生能源发电来满足孤网用户安全稳定的用电需求。适用电网容量为10KW-10MW，独立发电机组数量控制在20套机组之内。

本发明系统中的风机发电机组为AC-DC-AC并网变流装置，光伏发电机组为DC-DC-AC并网变流装置，储能装置为DC-DC-AC并网变流装置，海流能发电机组为AC-DC-AC并网变流装置，交流母线为10KV。其中风能、光伏、海流能发电机组可采用传统IGBT驱动的4象限矢量控制方法，也可以采用其他相关变流并网装置的发明技术。

本发明中的并网变流装置可采用现有的通用设备，例如ABB公司生产的ACS800-67型号等产品。当然，具体选型需根据发电机组或储能装置的具体技术参数进行匹配。

为适应本发明需求，并网变流装置应提供必要的输入输出接口，包括CAN总线通讯接口、有功给定和无功给定模入通道接口、运行模式选择的数入通道接口。

本发明对孤网内的任意发电机组、可控负荷全部实现网络互连，为了达到互连目的，本发明针对孤网发电机组的特性提出了基于以太网络的实时监控装置的使用。监测装置采用ARM9技术，通过实时采集三相电压、电流及相位、频率，实时计算有功和无功功率，备有4路D/A输出、4路A/D输入、8路I/O输出、8路I/O输入，用于各新能源发电装备的控制信号输入和状态信号监测。此外，本发明监控装置还配有实时以太网络和CAN总线通讯网络。如图2所示。CAN总线主要负责与各发电机组变流装置的信息交互，实时以太网络负责与中央集成控制单元信息交互。

由于监控装置的实现方式多种多样，在了解上述基本技术参数和性能后，本领域的技术人员可根据系统的实际需要，通过其掌握的基本技能轻易完成监控装置的设计。只要能够实现相应功能的监控装置均可用于本发明具体应用，因此，本发明对于监控装置的具体实现方式不再赘述。

本发明中的监控装置可采用自定义的通讯规约，此规约可满足新能源孤网稳定集成控制的要求，其通讯规约为：

帧头 长度 长度 功能码 装置编码 参数编码 数据 时标 校验码  结束码

其中，帧头为58H，结束码为E7H。

数据段的最大长度为18字节，时标为2字节，其他都为1个字节。此规约的物理层满足工业以太网络通讯标准，链路层满足以上规约要求的协议帧。数据根据发电机组的性质不同，有不同定义，基本参数包括三相电压和电流、发电机组状态等，也包括中央集成控制单元向发电机组发出的控制命令，包括有功功率给定、无功功率给定、电网电压给定、下垂参数给定等。

本发明系统是一个新能源孤网发配电装备的实时网络集中调度控制系统(见图1)。本发明提出将孤网新能源发电装备作为受控对象，通过实时以太网络构建一个分布式集中控制系统，通过冗余的中央集成控制单元实现对电网能量输入输出的调度控制，根据实时控制要求，网络规模控制在20个节点之内，单帧控制参数在18个数据之内，实时数据交换要求最大循环时间在20ms之内。

本发明的中央集成控制单元是一个内置于工控机或嵌入式控制器的软件功能模块，主要功能是通过以太网络与各监控装置实现信息交互和调度决策。该中央集成控制单元能够根据收集到的电网的各类运行数据和预设的控制方案作出响应，并通过对各机组的功率和切换控制最终实现电网平衡控制。由于中央集成控制单元的实现方式多种多样，本领域的技术人员可根据电网系统的实际需要，通过其掌握的基本编程技能以及本发明提供的调度算法就可以轻易完成中央集成控制单元的设计。只要能够实现相应功能的中央集成控制单元均可用于本发明具体应用，因此，本发明对于中央集成控制单元的具体实现方式不再赘述。

本发明的储能装置具有功率平衡控制的微调节能力，针对微小负荷变化，采用储能装置的变流控制技术，利用功率/电压的闭环调节技术，实现以牺牲电压来获取功率平衡的控制方法，达到孤网的稳定运行要求，见图6。基本思想是通过储能单元直流侧电压Udc的变化来评价电网电能的不平衡现象，Udc对应于电网功率P。当母线直流电压降低时，说明储能单元的电能补给难以满足电网负荷需求，此时，应该降低电网电压Uac以求电网稳定运行。当电网电压Uac小于电压低限Umin时，说明已经影响整个电网的电能质量，此时单靠储能单元已经无法满足电网稳定运行要求，本发明将采用中央集中控制手段解决。反之，当母线直流电压上升时，说明储能单元的电能储存已经超过储能容量，此时，应该提升电网电压Uac以求电网稳定运行。当电网电压Uac大于Umax时，应关闭储能装置的充电过程或开启可控负荷。因此，基于如上考虑，本发明提出了基于直流侧母线电压多电储能模块的P/V下垂智能调度方法(见图5)。当负荷增加时，直流母线电压下降，此外为了保持功率平衡，控制要求其储能装置AC输出电压也相应下降，维持功率平衡和电网稳定。当电压下降到影响电网供电质量时，应利用中央集成控制单元启动备用储能装置或减少可控负荷来维持电网稳定。控制的基本思路参见图5所示。

一旦仅靠储能装置无法满足孤网稳定控制要求时，尤其是大用户负载启动或关闭时，拟采用中央集中控制的调度控制方法进行，通过将可控负荷、风力机组的有功出力、太阳能光伏的无功出力等有机结合，按照一定的控制流程控制各发电装备的输出，见图3。基本控制思想是以最大的可再生能源发电出力为目标，以最少启动柴油机组次数为优化指标，将储能装置的循环时间次数作为考核指标，提出的孤网稳定运行的最优调节方案。中央集成控制单元通过各发电机组的监控装置获取相应的发电功率，风力发电机组的输出功率为Pw、太阳能光伏机组的输出功率为Ps、海流能发电机组的输出功率为Po，则，可再生能源总共的发电输出功率为Pn＝Pw+Ps+Po。当新能源发出的总功率大于此时的负荷总需求功率Pl，首先考虑对蓄电池储能装置充电，其次考虑可控负荷的投入，最后考虑弃风和弃光的可再能源出力调节。当新能源发出的总功率小于此时的负荷总需求功率Pl，首先考虑对蓄电池储能装置能否放电，其次考虑可控负荷是否可以切除，最后考虑启动柴油等备用机组。蓄电池储能装置的调节控制采用P/V模式。

本发明的有益效果在于：

本发明采用实时以太网现场总线技术将新能源孤立发电变成了分布式集中可调度的有序发电，从而部分解决了间隙式电源的稳定控制问题，将计算机网络控制技术、智能调度控制技术、实时同步通讯技术和现代高效变流并网技术结合起来，具有控制灵活、稳定性和冗余性好等特点。

附图说明

图1为风光储流新能源孤网发配电稳定运行集成控制系统结构图；

图2为发电机组监控装置功能图；

图3为风光储流新能源孤网稳定运行集成控制流程图；

图4为多蓄电池机组储能装置调度控制系统结构图；

图5为基于直流母线电压的P/V下垂闭环控制原理图；

图6为P/V下垂曲线示意图。

具体实施方式

参见图1。本发明由风力发电机组、太阳能光伏发电机组、海流能发电机组以及蓄(锂)电池和超级电容组成的储能单元构建的一个分布式新能源混合发电系统，系统还配备备用的柴油发电机组，配电网的负荷由可控负荷和不可控负荷组成。系统的状态监测采用快速以太网络技术实现发电机组之间、发电机组与可控负荷之间的互联。各发电机组通过交流10KV实现并网。风力发电机组和海流能发电机组采用AC-DC-AC变流技术，同时采用变浆叶控制技术实现输出功率可调。光伏发电机组、蓄电池储能装置和超级电容机组采用DC-DC-AC变流技术实现并网控制。为了保证新能源孤立电网的稳定运行，本发明采用集中调度控制和分散并网控制相结合的调度方法实现孤网频率和电压的稳定控制，本发明提出的各发电机组有功和无功中央集中调度方法和P/V下垂调节控制是保持孤网稳定运行的重要手段。

为了满足孤网运行稳定控制目的，本发明首先设计一套快速的新能源发电装置状态监控装置，如图2所示。该监控装置除了满足采集并网侧三相电压和电流之外，还具备采集变流装置的直流侧电压、风光等环境参数，包括：风力发电机组、太阳能发电机组、海流能发电机组、储能装置电压、电流、功率、风速、照明度、海流速、储能容量等可供调度用的系统状态。该装备采用ARM 9核心CPU技术，操作系统采用Linux技术，4路模拟输入通道和4路模拟输出通道采用高速A/D、D/A芯片技术，转换速度控制在10us之内。该装备设计两路现场总线通讯接口：实时以太网络通讯接口和CAN通讯接口。实时以太网络通讯接口速率为10M/100M自适应，通讯协议满足本发明的通讯规约。CAN总线通讯速率为1M，通讯规约满足各新能源发电装置并网变流机组的通讯规约，根据新能源的来源不同，其规约有一定的差异性。主要控制任务包括：以太网络和CAN总线数据的收发和处理、模拟量数字量的采集和输出、链路协议栈的建立、紧急控制命令的发出等。中央集中控制的行为全部依靠该装置实现分布式控制的目的。整个孤网电力系统通过实时以太网络实现互联和集中控制。本发明采用总线式网络结构，通讯协议采用高效可靠的协议方式，本发明采用如下通讯规约：

帧头 长度 长度 功能码 装置编码 参数编码 数据 时标 校验码 结束码

帧头为58H，结束码为E7H

孤网稳定运行调度的总体思想是尽量利用可再生能源实现电力供应，并在此条件下保障储能装置最大效率的充电模式状态。蓄电池储能装置主要满足短时可再生电能的补偿控制，可控负荷和备用柴油机组主要满足长时电网的稳定控制。控制命令全部通过集中控制系统发出，控制调节全部通过各自发电机组的变流装置完成。新能源孤网电力系统稳定运行的主要思路见如图3所示。具体说明：

通过安装在发电侧和用电侧以及可控负荷侧的监控装置得到的系统总负载功率为Pl，再根据当前风速、太阳光照以及海流速度等资源数据，计算出下一周期的可再生能源发出的总功率Pn＝Pw+Ps+Po，其中：Pw为所有风电机组发出功率之和、Ps为所有太阳能机组发出功率之和、Po为所有海流能机组发出功率之和。按照发电机组发出功率与用户使用功率的平衡原则决定蓄电池储能装置的充放电工作状态。当Pn＞Pl时，当新能源发出的总功率大于此时的负荷总需求功率Pl，首先考虑对蓄电池储能装置充电，如果蓄电池组某个模块的电量小于最小持有量时，开始对其进行充电控制，否则考虑投入可控负荷来稳定电网频率和电压，如果还难以控制电网稳定运行，则采取弃风和弃光的可再能源出力调节或直接关掉部分新能源发电机组。当新能源发出的总功率小于此时的负荷总需求功率Pl，首先考虑对蓄电池储能装置能否放电。如果储能装置的电量充裕，开启储能装置开始功率输出，关闭部分可控负载，直至所有储能单元的电量接近最少保留量时，考虑启动柴油等备用机组，同时需要对蓄电池组进行充电控制。本发明还要求在蓄电池储能装置的容量最少保留量为总容量的25％。针对小功率波动，即|Pn-Pl|＜δ时(δ为15％最大储能输出功率)，蓄电池储能装置的调节控制采用P/V模式。

本发明蓄电池储能装置调节控制采用的P/V下垂控制方法原理见图6所示。对于大容量蓄电池储能装置，按照模块化设计思想，将MW级的蓄电池储能装置分解为数个百KW级的并联的蓄电池组。各蓄电池的投切控制由中央集成控制单元发出，见图4所示。各储能装置的调节控制采用P/V下垂控制法，见图5所示。由于储能单元的直流母线电压Udc大小变化直接反映该装置的功率输出能力，因此根据图6的P/V下垂控制法原理，直接将Udc对应到功率P、Uac直接对应控制电压U。通过采集电网电压Uac和直流母线侧电压Udc，考虑到电网负荷变化或可再生能源出力变化对储能装置功率需求的影响，获取间接可测参量即直流母线电压Udc来控制Uac的给定，达到局部稳定控制的目的。当Umin＜Uac＜Umax时，即满足电网供电质量要求，此时单一模块的储能装置起主要电网稳定控制作用。一旦Uac≤Umin时，中央集成控制单元将启动下一个储能模块(通过开关K1-Kn的启闭动作来实现)，通过其他蓄电池机组的电能输出来平衡电网的功率需求，按此进行，一直到所有蓄电池储能单元全部启动，电网电压Uac还不能满足要求时，必须通过切断可控负荷来稳定电源，如果孤网电源质量继续恶化，必须启动其他发电装置(含柴油发电机组)。事实上可控负荷的切除可以提前进行，当储能装置的各模块连续投入还无法满足电网稳定要求时，应及时切断可控负荷。(该判断过程由中央集成控制单元完成)。一旦Uac大于某个电网电压极限值时，中央集成控制单元将及时将储能装置的输出模式转换为充电模式或增加可控负荷等措施来保障孤网稳定运行。但蓄电池储能装置充电饱满，且可控负荷全部投入的条件下，电网电压Uac还在上升，则须通过调节风电机组的出力，包括弃风和弃光等调节手段实现电网的平衡控制。极端情况下，可以关闭相关的发电机组。

Claims (3)

1.风光储流新能源孤网稳定运行集成控制方法，其特征在于，该方法是将原先各自独立的可再生能源发电机组作为受控对象，通过实时以太网络构建集成控制系统，通过冗余的中央集成控制单元实现对电能输入输出的调度控制，以储能装置满足短时可再生电能的补偿控制，以可控负荷和备用的柴油发电机满足长时电网的稳定控制；具体包括：

该方法基于风光储流新能源孤网稳定运行集成控制系统运行，而该系统包括风力发电机组、太阳能光伏发电机组或海流能发电机组中的至少一种，且通过各自配置的变流并网装置并入交流母线电网；该系统还包括储能装置，储能装置通过其配置的变流并网装置并入交流母线电网；所述各发电机组及储能装置均配置有监控装置，用于采集与传递发电机组、储能装置及变流并网装置的运行参数和控制参数，每个监控装置上均设置CAN接口和以太网络接口；各监控装置通过CAN总线与其对应的变流并网装置连接以实现信息交互，同时通过以太网络与中央集成控制单元相连以实现信息交互；

分别为各可再生能源发电机组、储能装置、柴油发电机和可控负荷配置监控装置，通过各监控装置采集与传递可再生能源发电机组、储能装置及变流并网装置的运行参数和控制参数；各监控装置通过CAN总线与其对应的变流并网装置进行信息交互，同时通过以太网络与中央集成控制单元进行信息交互；

在储能装置设备可承受范围内的微小负荷变化，利用功率/电压的闭环调节技术实现以牺牲电压来获取功率平衡的控制：

以储能装置直流母线电压Udc对应于电网功率P来评估电网电能的不平衡现象，当母线直流电压降低时，说明储能装置的电能补给难以满足电网负荷需求，应降低电网电压Uac以求电网稳定运行；反之，当母线直流电压上升时，说明储能装置的电能储存已经超过储能容量，应提升电网电压Uac以求电网稳定运行；当电网电压Uac 小于电压低限Umin或者大于电压高限Umax时，已经影响到整个电网的电能质量，此时电网负荷变化量超过储能装置可控范围，单靠储能装置已经无法满足电网稳定运行要求，应立即启动中央集成控制单元进行各发电机组或可控负荷的调度；

当负荷变化量超过储能装置可控范围时，应采用中央集成控制的调度方法进行控制：当可再生能源发电机组发出的总功率大于负荷总需求功率时，首先将可控负荷投入运行，然后再根据需要对可再生能源发电出力进行调节；当可再生能源发电机组发出的总功率小于负荷总需求功率时：首先将可控负荷切除，然后再根据需要启动柴油发电机。

2.根据权利要求1所述的集成控制方法，其特征在于，对于储能装置中蓄电池储能装置的运行控制，采用P/V下垂控制方法，具体内容为：

将蓄电池储能装置按照模块化设计思想分解为若干个更低功率等级的蓄电池模块，各蓄电池模块的投切由中央集成控制单元控制；由于蓄电池储能装置的直流母线电压Udc大小变化直接反映其功率输出能力，因此直接将直流母线电压Udc对应到功率P、电网电压Uac直接对应控制电压U；通过采集电网电压Uac和直流母线电压 Udc，考虑到电网负荷变化或可再生能源出力变化对储能装置功率需求的影响，获取间接可测参量即直流母线电压Udc来控制Uac的给定，达到局部稳定控制的目的；当Umin<Uac<Umax时，即满足电网供电质量要求，此时单个蓄电池模块能够起到电网稳定控制作用；一旦Uac≤Umin，中央集成控制单元将启动下一个蓄电池模块的开关,通过其他蓄电池模块的电能输出来平衡电网的功率需求，依此类推一直到所有蓄电池模块全部启动；如此时电网电压Uac还不能满足要求，则应由中央集成控制的调度方法进行控制；与前述控制方法相应地，反向的控制方法采用相同的控制逻辑。

3.根据权利要求1所述的集成控制方法，其特征在于，各监控装置通过以太网络与中央集成控制单元进行信息交互，所传递的信息数据采用如下通讯规约：帧头、长度、长度、功能码、装置编码、参数编码、数据、时标、校验码、结束码，其中帧头为58H，结束码为E7H。

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