CN102780236A - 一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统及方法，所述有功优化控制系统包含风光储联合发电系统控制中心站、风光储联合发电系统控制子站。所述方法根据计划出力曲线，考虑风电场、光伏电站和储能电站的相关状态，制定风电场、光伏电站和储能电站出力计划，并将相关计划下发到各控制子站；各控制子站根据控制中心站下发的出力计划，制定相应的控制单元发电计划，控制单元最终执行控制子站下发的出力计划。通过这种控制过程，既保证了风光储联合发电系统能够按照计划出力曲线运行，又能够减少储能电池的充放电次数，同时避免了储能电站的小电流充放电，充分利用了储能电站的短时过载能力，延长了储能电站的使用寿命。

Description

一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统及方法

技术领域

本发明涉及新能源发电领域，尤其涉及一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统及方法。

背景技术

风力发电和光伏发电本身具有很大的波动性和不确定性，但是两者又具有一定的互补性。白天光照比较强烈，光伏发电出力较大，夜晚风速相对较高，风力发电较多，这种天然的互补性减小风力发电和光伏发电总的输出功率波动。随着风力发电和光伏发电技术的发展，风力发电和光伏发电的输出功率在最大功率点以下是可控的，这为协调控制风力发电和光伏发电奠定了基础。

电池储能电站的应用进一步减弱了风力发电和光伏发电出力的波动性，增强了功率输出的可控性，但是由于风力发电和光伏发电的出力实时变化，使得储能电站需要实时调整功率输出。这导致了目前储能电站存在着充放电次数过多的问题，降低了储能电站的使用寿命，同时由于储能电站没有考虑电池的短时过载能力，使得储能电站平抑功率波动的能力受到了限制。

中国专利（申请号：201110154373.0）《一种风光储输综合发电站有功功率分配方法》进行的风光储输系统有功功率优化是基于动态目标，对风、光和储三部分进行了协调控制，但是没有考虑储能电池单元的短时充放电能力等因素，相比较而言，本发明考虑电池储能电站的短时充放电能力，避免小电流充放电，优化了储能电站的工作区间，使得储能电站尽可能运行在最优区间上，提高储能电站的运行寿命。

中国专利（申请号：201110426307.4）《用于分布式微网孤岛运行风光储联合调度的方法及系统》给出的是一种适用于微网的风光储调度方法，该方法没有考虑储能的运行性能，有可能造成储能电池过放电次数过多，同时可能造成小电流充放电的发生。

中国专利（申请号：201210021356.4）《一种风光储联合发电系统参与电力系统频率的控制方法》提供了一种参与系统调频的方法，但是该方法也没有考虑储能的运行性能，有可能造成储能电池过放电次数过多，同时可能造成小电流充放电的发生。

综上所述，上述专利虽然涉及到了有功优化控制方法，但是这三种专利均没有考虑储能电站的充放电次数，没把充放电次数作为一种优化目标，这样会导致储能电站出现过多的充放电次数，降低储能电站的运行寿命；同时已有专利均没有考虑电池储能电站的短时过载能力，这样限制了储能电站性能的发挥，降低了储能电站跟踪联合系统输出功率变化的能力。

发明内容

本发明的目的就是为了解决上述问题，提供一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统及方法，它具有通过风光储联合发电系统的有功优化控制系统实现风光储系统有功优化控制方法，从而保证联合发电系统在能够按照计划发电的前提下，降低储能的充放电次数，避免储能电站的小电流充放电情况的发生，提高储能系统的使用寿命优点。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统，包括风光储联合发电系统控制中心站、风光储联合发电系统控制子站和风光储联合发电系统控制单元；所述风光储联合发电系统控制子站包括风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站；所述风光储联合发电系统控制单元包括若干个风机控制单元、若干个光伏阵列控制单元和若干个储能电池控制单元；所述风光储联合发电系统控制中心站分别与风电场控制子站、光伏发电控制子站、储能控制子站通过通信光纤实现相互通信；所述风电场控制子站与风机控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述光伏发电控制子站和光伏阵列控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述储能控制子站和储能电池控制单元之间通过通信电缆实现相互通信。

所述风光储联合发电系统控制中心站接收对电网控制指令，实现风功率和光功率预测，监控整个风光储联合发电系统的状态，制定并下发风电场、光伏电站和储能电站的发电计划，接收风电场和光伏电站的升出力和降出力计划申请，并自动处理升出力和降出力申请。

所述风电场控制子站主要实现风场风速、气压、风向气象数据的收集，并实时采集风场内各风机的电压、电流、有功功率、无功功率、频率、桨距角、风轮转速以及发电机转速信息；计算当前和未来一段时间的风电场升出力和降出力潜力，制定风电场升出力和降出力计划；向风光储联合发电系统控制中心站提交升出力和降出力申请，根据风光储联合发电系统控制中心站批准的升出力和降出力申请制定每台风机的出力调整计划，并将风机的出力调整计划下发给每台风机。

所述光伏发电控制子站主要实现环境温度、辐照度和气象条件的收集，并实时采集光伏阵列电压、电流、有功功率、无功功率和逆变器控制角度信息；计算当前和未来一段时间的光伏阵列的升出力和降出力潜力，制定光伏电站的升出力和降出力计划；向风光储联合发电系统控制中心站提交升出力和降出力申请，根据风光储联合发电系统控制中心站批准的升出力和降出力申请制定光伏阵列的出力调整计划，并将光伏阵列的出力调整计划下发给各光伏阵列。

所述储能控制子站主要是收集各电池组的电压、电流、荷电状态信息，接受风光储联合发电系统控制中心站的调度指令，调整其出力变化，制定各电池组的发电计划，协调电池组的充放电次数和充放电功率。

所述风机控制单元根据风机上的风速仪测量当前的风速、风向信息，测量风机本身的电压、电流、有功功率、无功功率、频率、桨距角、风轮转速和发电机转速信息，并将测得的数据上传到风电场控制子站，同时接收风电场控制子站的出力调整计划，调整风机自身的出力大小。

所述光伏阵列控制单元主要实现测量其所在处的温度、辐照度信息，测量光伏阵列的电压、电流、有功功率、无功功率以及变流器控制角信息，同时将这些数据上传给光伏发电控制子站，并接收光伏发电控制子站的出力调整计划，调整光伏阵列的出力大小。

所述储能电池控制单元主要实现测量电池组当前的充放电状态、充放电电压和电流、当前的充放电功率、荷电状态信息，将这些数据上传给储能控制子站，接收储能控制子站的出力调整计划，调整电池组的出力大小。

所述风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，风光储联合发电系统控制中心站根据计划出力曲线，考虑风电场、光伏电站和储能电站的相关状态，制定风电场、光伏电站和储能电站出力计划，并将相关计划下发到各控制子站；各控制子站根据控制中心站下发的出力计划，制定相应的控制单元发电计划，控制单元最终执行控制子站下发的出力计划。

所述风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，具体工作步骤如下：

步骤一：电网根据风功率和光功率预测并结合负荷情况制定出力计划曲线，将出力计划曲线下发给风光储联合发电系统控制中心站，风光储联合发电系统控制中心站根据风电场当前出力、光伏电站当前出力和储能电站当前出力以及风功率和光功率预测制定风电场、光伏电站和储能电站的出力计划；

步骤二：风电场控制子站和光伏发电控制子站接收风光储联合发电系统控制中心站下发的出力计划，并结合当前控制子站收集得到的有功出力情况，制定各子站的出力调整计划，结合子站内各机组单元的出力状态，制定各机组单元的出力调整计划，并下发给各机组单元；

步骤三：储能控制子站根据风光储联合发电系统控制中心站下发的发电计划，调整电池组的发电出力大小，同时上传储能控制子站的功率偏差；

步骤四：风机控制单元接收风电场控制子站下发的出力调整计划，对风机单元进行功率调整，计算功率调整偏差，若功率调整偏差不为零，则反馈调整偏差，将调整偏差上传给风电场控制子站；光伏阵列控制单元接收光伏发电控制子站下发的出力调整计划，对光伏阵列单元进行功率调整，计算功率调整偏差，并反馈调整偏差，将功率偏差上传给光伏发电控制子站；

步骤五：风电场控制子站根据风机控制单元上传的功率调整偏差，结合所有风机控制单元的出力计划执行情况，判断风机控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为风功率预测得到的最大值。若达到出力限值，将该风机剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的风机控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的风机，同时计算风电场控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站；光伏发电控制子站根据光伏阵列控制单元上传的功率调整偏差，结合所有光伏阵列控制单元的出力计划执行情况，判断光伏阵列控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为光功率预测得到的最大值，；若达到出力限值，该光伏阵列剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的光伏阵列控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的光伏阵列，同时计算光伏发电控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站。

步骤六：风光储联合发电系统控制中心站根据风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站上传的功率调整偏差形成新的发电出力计划，并下发给控制子站。在此过程中，风电场和光伏电站运行到限值，最小限值为零，最大限值为风功率和光功率预测得到的最大值，或是功率调整偏差为零，则本次调整结束。

所述步骤一中，风电场的出力计划为P_windplan，光伏电站的出力计划为P_PVplan，储能电站的出力计划为P_BESSplan。

所述步骤二中，风电场的出力调整计划为ΔP_wind=P_windplan-P_windcurrent，光伏电站的出力调整计划为ΔP_PV=P_PVplan-P_PVcurrent，其中P_windplan为风电场当前的出力大小，P_PVcurrent为光伏电站当前的出力大小。风机控制单元i的出力调整计划ΔP_{i_windturbine}，光伏阵列控制单元i的出力调整计划为ΔP_{i_PVarray}，计算公式如下：

ΔP_{i_windturbine}=ΔP_wind/∑ΔP_{i_windpotential}

ΔP_{i_PVarray}=ΔP_PV/∑ΔP_{i_PVpotential}

其中，∑ΔP_{i_windpotential}为所有风机潜在调整量之和，ΔP_{i_windpotential}=P_{i_w_pred}-P_{i_w_cur}，而P_{i_w_pred}为风电控制机组i的预测功率，P_{i_w_cur}为风电控制机组i的当前出力大小。∑ΔP_{i_PVpotential}为所有光伏阵列潜在调整量之和，ΔP_{i_PVpotential}=P_{i_PV_pred}-P_{i_PV_cur}，而P_{i_PV_pred}为光伏阵列i的预测功率，P_{i_PV_cur}为光伏阵列i的当前出力大小，i的取值为正整数。

所述步骤三中，储能电站的出力计划调整量为ΔP_BESSplan，储能电站的功率偏差量ΔP_BESS=P_{BESS_cur}-P_BESSplan，其中P_{BESS_cur}为储能电站当前的出力大小，储能电站所存储的电量用荷电状态SOC来表示，电站的最优电量运行区间为[SOC_low，SOC_high]，SOC_low、SOC_high储能电站运行在小电流充放电状态时所对应的功率为P_min，联合发电系统的功率偏差量为ΔP，储能电站的出力计划的制定主要分为四种情形，SOClow是最优电量运行空间所对应的荷电状态的下限，SOChigh是最优电量运行空间所对应的荷电状态的上限。具体如下：

情形一：ΔP_BESS大于0且SOC大于SOC_high

ΔP_BESS小于P_min时，ΔP_BESSplan置为零；并将ΔP_BESS上传到风光储联合发电系统中心站，将其作为风电场控制子站功率调整偏差或光伏发电控制子站控制偏差。

ΔP_BESS大于P_min时，ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

$f\left(\mathrm{SOC}\right)=1-(2\mathrm{SOC}-1)\frac{P_{\min }}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{BESS}}}$

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率，K为比例系数，此处定义为储能电站的功率波动补偿因子，ΔP为风光储联合发电系统的有功功率变化量，其值大小为Δt时间段内联合发电系统计划出力平均值与实际出力平均值之差，Δt为采样时间间隔，T为储能电站耐受的最长过载时间。

t为时间。f(SOC)为功率波动补偿函数，g(ΔP/Δt)为过载能力函数。

情形二：ΔP_BESS大于0且SOC小于SOC_low

ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS+P_min

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

f(SOC)＝1

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

情形三：ΔP_BESS小于0且SOC小于SOC_low

ΔP_BESS小于P_min时，ΔP_BESSplan置为零；并将ΔP_BESS上传到风光储联合发电系统中心站，将其作为风电场控制子站功率调整偏差或光伏发电控制子站控制偏差。

ΔP_BESS大于P_min时，ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

$f\left(\mathrm{SOC}\right)=1+(2\mathrm{SOC}-1)\frac{P_{\min }}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{BESS}}}$

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

情形四：ΔP_BESS小于0且SOC大于SOC_high

ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS+P_min

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

f(SOC)＝1

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

本发明具有的有益效果：

第一、本发明设计的风光储联合发电系统有优化控制系统能够合理优化三种发电方式的功率输出。

第二、本发明能够保证风光储联合发电系统能够按照计划出力曲线运行，并使得风光储联合发电系统的功率输出曲线与计划出力曲线的偏差维持在较小的水平上。

第三、本发明能够有效的减少储能电站的充放电次数，以较小的充放电次数实现最好的补偿效果。

第四、本发明能够有效的避免小电流充放电，减轻对储能电池的不利影响，提高储能电站的使用寿命。

第五、本发明考虑了储能电站的短时过载能力，一定程度上提高了储能电站跟踪联合发电系统功率波动的能力，能够有效的减小联合发电系统的爬坡率。

第六、考虑了储能电站的充放电次数，将充放电次数作为一种优化目标，限制储能电站的充放电次数，从而提高了储能电站的运行寿命。

第七、考虑储能电站的小电流充放电，本发明能够有效的避免储能电站的小电流充放电，减轻小电流充放电对储能电站的损害。

第八、考虑储能电站的短时过载能力，提高了储能电站跟踪风光储系统功率变化的能力，尤其是能够跟踪风光储系统出力的过大过快的功率变化，保证风光储系统的功率输出更加平稳，减小联合发电系统的爬坡率。

第九、本发明能够使得储能电站运行在最优工作区间，保证储能电站能够实时发挥最佳的性能。

附图说明

图1为风光储联合发电系统有优化控制系统的结构示意图；

图2为风光储联合发电系统有功优化控制方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

如图1所示，一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统，包括风光储联合发电系统控制中心站、风光储联合发电系统控制子站和风光储联合发电系统控制单元；所述风光储联合发电系统控制子站包括风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站；所述风光储联合发电系统控制单元包括若干个风机控制单元、若干个光伏阵列控制单元和若干个储能电池控制单元；所述风光储联合发电系统控制中心站分别与风电场控制子站、光伏发电控制子站、储能控制子站通过通信光纤实现相互通信；所述风电场控制子站与风机控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述光伏发电控制子站和光伏阵列控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述储能控制子站和储能电池电池控制单元之间通过通信电缆实现相互通信。

如图2所示，所述风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，具体工作步骤如下：

步骤一：电网根据风功率和光功率预测并结合负荷情况制定出力计划曲线，将出力计划曲线下发给风光储联合发电系统控制中心站，风光储联合发电系统控制中心站根据风电场当前出力、光伏电站当前出力和储能电站当前出力以及风功率和光功率预测制定风电场、光伏电站和储能电站的出力计划；所述步骤一中，风电场的出力计划为P_windplan，光伏电站的出力计划为P_PVplan，储能电站的出力计划为P_BESSplan。

步骤二：风电场控制子站和光伏发电控制子站接收风光储联合发电系统控制中心站下发的出力计划，并结合当前控制子站收集得到的有功出力情况，制定各子站的出力调整计划，结合子站内各机组单元的出力状态，制定各机组单元的出力调整计划，并下发给各机组单元；

所述步骤二中，风电场的出力调整计划为ΔP_wind＝P_windplan-P_windcurrent，光伏电站的出力调整计划为ΔP_PV=P_PVplan-P_PVcurrent，其中P_windplan为风电场当前的出力大小，P_PVcurrent为光伏电站当前的出力大小。风机控制单元i的出力调整计划ΔP_{i_windturbine}，光伏阵列控制单元i的出力调整计划为ΔP_{i_PVarray}，计算公式如下：

ΔP_{i_windturbine}=ΔP_wind/∑ΔP_{i_windpotential}

ΔP_{i_PVarray}=ΔP_PV/∑ΔP_{i_PVpotential}

其中，∑ΔP_{i_windpotential}为所有风机潜在调整量之和，ΔP_{i_windpotential}=P_{i_w_pred}-P_{i_w_cur}，而P_{i_w_pred}为风电控制机组i的预测功率，P_{i_w_cur}为风电控制机组i的当前出力大小。∑ΔP_{i_PVpotential}为所有光伏阵列潜在调整量之和，ΔP_{i_PVpotential}=P_{i_PV_pred}-P_{i_PV_cur}，而P_{i_PV_pred}为光伏阵列i的预测功率，P_{i_PV_cur}为光伏阵列i的当前出力大小。

步骤三：储能控制子站根据风光储联合发电系统控制中心站下发的发电计划，调整电池组的发电出力大小，同时上传储能控制子站的功率偏差；

所述步骤三中，储能电站的出力计划调整量为ΔP_BESSplan，储能电站的功率偏差量ΔP_BESS=P_{BESS_cur}-P_BESSplan，其中P_{BESS_cur}为储能电站当前的出力大小，储能电站所存储的电量用荷电状态SOC来表示，电站的最优电量运行区间为[SOC_low，SOC_high]，储能电站运行在小电流充放电状态时所对应的功率为P_min，联合发电系统的功率偏差量为ΔP，储能电站的出力计划的制定主要分为四种情形，具体如下：

情形一：ΔP_BESS大于0且SOC大于SOC_high

ΔP_BESS小于P_min时，ΔP_BESSplan置为零；并将ΔP_BESS上传到风光储联合发电系统中心站，将其作为风电场控制子站功率调整偏差或光伏发电控制子站控制偏差。

ΔP_BESS大于P_min时，ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

$f\left(\mathrm{SOC}\right)=1-(2\mathrm{SOC}-1)\frac{P_{\min }}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{BESS}}}$

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

情形二：ΔP_BESS大于0且SOC小于SOC_low

ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS+P_min

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

f(SOC)＝1

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

情形三：ΔP_BESS小于0且SOC小于SOC_low

ΔP_BESS小于P_min时，ΔP_BESSplan置为零；并将ΔP_BESS上传到风光储联合发电系统中心站，将其作为风电场控制子站功率调整偏差或光伏发电控制子站控制偏差。

ΔP_BESS大于P_min时，ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

$f\left(\mathrm{SOC}\right)=1+(2\mathrm{SOC}-1)\frac{P_{\min }}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{BESS}}}$

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

情形四：ΔP_BESS小于0且SOC大于SOC_high

ΔP_BESSplan=K·ΔP_BESS+P_min

其中，K=f(SOC)·g(ΔP/Δt)

f(SOC)＝1

$g(\mathrm{\ΔP}/\mathrm{\Δt})=\left\{\begin{array}{cc}1+\mathrm{\α}{e}^{-t/T},& \mathrm{\ΔP}>P_{\max }\mathrm{and\ΔP}/\mathrm{\Δt}>\mathrm{\β}\\ 1,& \mathrm{others}\end{array}\right.,$ α为储能电站的短时过载能力系数，β为风光储联合发电系统允许的爬坡率。

步骤四：风机控制单元接收风电场控制子站下发的出力调整计划，对风机单元进行功率调整，计算功率调整偏差，若功率调整偏差不为零，则反馈调整偏差，将调整偏差上传给风电场控制子站；光伏阵列控制单元接收光伏发电控制子站下发的出力调整计划，对光伏阵列单元进行功率调整，计算功率调整偏差，并反馈调整偏差，将功率偏差上传给光伏发电控制子站；

步骤五：风电场控制子站根据风机控制单元上传的功率调整偏差，结合所有风机控制单元的出力计划执行情况，判断风机控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为风功率预测得到的最大值。若达到出力限值，将该风机剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的风机控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的风机，同时计算风电场控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站；光伏发电控制子站根据光伏阵列控制单元上传的功率调整偏差，结合所有光伏阵列控制单元的出力计划执行情况，判断光伏阵列控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为光功率预测得到的最大值，；若达到出力限值，该光伏阵列剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的光伏阵列控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的光伏阵列，同时计算光伏发电控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站。

步骤六：风光储联合发电系统控制中心站根据风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站上传的功率调整偏差形成新的发电出力计划，并下发给控制子站。在此过程中，风电场和光伏电站运行到限值，最小限值为零，最大限值为风功率和光功率预测得到的最大值，或是功率调整偏差为零，则本次调整结束。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1. 一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统，其特征是，包括风光储联合发电系统控制中心站、风光储联合发电系统控制子站和风光储联合发电系统控制单元；所述风光储联合发电系统控制子站包括风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站；所述风光储联合发电系统控制单元包括若干个风机控制单元、若干个光伏阵列控制单元和若干个储能电池控制单元；所述风光储联合发电系统控制中心站分别与风电场控制子站、光伏发电控制子站、储能控制子站通过通信光纤实现相互通信；所述风电场控制子站与风机控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述光伏发电控制子站和光伏阵列控制单元之间通过通信电缆实现相互通信；所述储能控制子站和储能电池控制单元之间通过通信电缆实现相互通信。

2.一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，风光储联合发电系统控制中心站根据计划出力曲线，考虑风电场、光伏电站和储能电站的相关状态，制定风电场、光伏电站和储能电站出力计划，并将相关计划下发到各控制子站；各控制子站根据控制中心站下发的出力计划，制定相应的控制单元发电计划，控制单元最终执行控制子站下发的出力计划。

3.如权利要求2所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，具体工作步骤如下：

步骤一：电网根据风功率和光功率预测并结合负荷情况制定出力计划曲线，将出力计划曲线下发给风光储联合发电系统控制中心站，风光储联合发电系统控制中心站根据风电场当前出力、光伏电站当前出力和储能电站当前出力以及风功率和光功率预测制定风电场、光伏电站和储能电站的出力计划；

步骤二：风电场控制子站和光伏发电控制子站接收风光储联合发电系统控制中心站下发的出力计划，并结合当前控制子站收集得到的有功出力情况，制定各子站的出力调整计划，结合子站内各机组单元的出力状态，制定各机组单元的出力调整计划，并下发给各机组单元；

步骤三：储能控制子站根据风光储联合发电系统控制中心站下发的发电计划，调整电池组的发电出力大小，同时上传储能控制子站的功率偏差；

步骤四：风机控制单元接收风电场控制子站下发的出力调整计划，对风机单元进行功率调整，计算功率调整偏差，若功率调整偏差不为零，则反馈调整偏差，将调整偏差上传给风电场控制子站；光伏阵列控制单元接收光伏发电控制子站下发的出力调整计划，对光伏阵列单元进行功率调整，计算功率调整偏差，并反馈调整偏差，将功率偏差上传给光伏发电控制子站；

步骤五：风电场控制子站根据风机控制单元上传的功率调整偏差，结合所有风机控制单元的出力计划执行情况，判断风机控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为风功率预测得到的最大值；若达到出力限值，将该风机剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的风机控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的风机，同时计算风电场控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站；光伏发电控制子站根据光伏阵列控制单元上传的功率调整偏差，结合所有光伏阵列控制单元的出力计划执行情况，判断光伏阵列控制单元是否达到出力限值，最低限值为零，最高限值为光功率预测得到的最大值，；若达到出力限值，该光伏阵列剔除掉本轮次的出力调整计划；对于未达到限值的光伏阵列控制单元，形成出力调整计划，将出力计划下发到相应的光伏阵列，同时计算光伏发电控制子站的功率偏差，并上传到风光储联合发电系统控制中心站；

步骤六：风光储联合发电系统控制中心站根据风电场控制子站、光伏发电控制子站和储能控制子站上传的功率调整偏差形成新的发电出力计划，并下发给控制子站；在此过程中，风电场和光伏电站运行到限值，最小限值为零，最大限值为风功率和光功率预测得到的最大值，或是功率调整偏差为零，则本次调整结束。

4. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤一中的风光储联合发电系统控制中心站接收对电网控制指令，实现风功率和光功率预测，监控整个风光储联合发电系统的状态，制定并下发风电场、光伏电站和储能电站的发电计划，接收风电场和光伏电站的升出力和降出力计划申请，并自动处理升出力和降出力申请。

5. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤二中的风电场控制子站主要实现风场风速、气压、风向气象数据的收集，并实时采集风场内各风机的电压、电流、有功功率、无功功率、频率、桨距角、风轮转速以及发电机转速信息；计算当前和未来一段时间的风电场升出力和降出力潜力，制定风电场升出力和降出力计划；向风光储联合发电系统控制中心站提交升出力和降出力申请，根据风光储联合发电系统控制中心站批准的升出力和降出力申请制定每台风机的出力调整计划，并将风机的出力调整计划下发给每台风机。

6. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤二中的光伏发电控制子站主要实现环境温度、辐照度和气象条件的收集，并实时采集光伏阵列电压、电流、有功功率、无功功率和逆变器控制角度信息；计算当前和未来一段时间的光伏阵列的升出力和降出力潜力，制定光伏电站的升出力和降出力计划；向风光储联合发电系统控制中心站提交升出力和降出力申请，根据风光储联合发电系统控制中心站批准的升出力和降出力申请制定光伏阵列的出力调整计划，并将光伏阵列的出力调整计划下发给各光伏阵列。

7. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤三中的储能控制子站主要是收集各电池组的电压、电流、荷电状态信息，接受风光储联合发电系统控制中心站的调度指令，调整其出力变化，制定各电池组的发电计划，协调电池组的充放电次数和充放电功率。

8. 如权利要求3所述的一一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤四中的风机控制单元根据风机上的风速仪测量当前的风速、风向信息，测量风机本身的电压、电流、有功功率、无功功率、频率、桨距角、风轮转速和发电机转速信息，并将测得的数据上传到风电场控制子站，同时接收风电场控制子站的出力调整计划，调整风机自身的出力大小。

9. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤四中的光伏阵列控制单元主要实现测量其所在处的温度、辐照度信息，测量光伏阵列的电压、电流、有功功率、无功功率以及变流器控制角信息，同时将这些数据上传给光伏发电控制子站，并接收光伏发电控制子站的出力调整计划，调整光伏阵列的出力大小。

10. 如权利要求3所述的一种风光储联合发电系统的有功优化控制系统所应用的控制方法，其特征是，所述步骤六中的储能电池控制单元主要实现测量电池组当前的充放电状态、充放电电压和电流、当前的充放电功率、荷电状态信息，将这些数据上传给储能控制子站，接收储能控制子站的出力调整计划，调整电池组的出力大小。

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