CN103746403A - 基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法。本发明采用电池储能对由近海风电、波浪能发电和潮流能发电组成的近海可再生能源综合发电系统的输出功率进行平滑。考虑电池的荷电状态，提出了在防止电池过充过放的同时尽可能保持系统输出功率平稳的协调控制方法。当荷电状态维持在正常水平时，通过电池充放电控制平抑功率波动；当电池过充电时，通过风机和潮流能机组的超速-变桨距控制，降低发电机侧输出功率，抑制电池过充；当电池过放电时，通过降低电网侧输出功率设定值使其恢复到正常状态。本发明既能够提高综合发电系统输出的电能质量，又可以有效延长电池使用寿命从而节省运行成本。

Description

基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法

技术领域

本发明属于可再生能源发电技术领域，特别涉及了基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法。

背景技术

近海可再生能源综合发电系统融合了近海风电、波浪能发电和潮流能发电，其输出功率具有较大的随机波动特性。因此，如何平抑综合发电系统输出功率波动，成为综合发电系统并网运行的重要问题。储能作为解决大规模可再生能源发电接入电网的一种有效技术而备受关注。储能设备多种多样，其中电池储能经济性较优，工程应用技术最成熟。然而，对于并网运行的近海可再生能源综合发电系统而言，电池储能的容量是预先配置好的。在实际情况中，可再生能源发电系统实际功率波动可能会超过电池的最大调节范围，从而一方面导致储能系统不能正常工作，另一方面导致电池的频繁过充电过放电从而缩短电池使用寿命。

发明内容

为了解决上述背景技术存在的技术问题，本发明旨在提供基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法，从而提高综合发电系统输出的电能质量，有效延长电池使用寿命，节省运行成本。

为了实现上述的技术目的，本发明的技术方案为：

基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法，应用于包括风力发电装置、波浪能发电装置和潮流能发电装置的近海可再生能源综合发电系统，根据电池的荷电状态将控制策略分为三种控制模式：当荷电状态在0.2～0.8之间时，触发正常控制模式；当荷电状态大于0.8时，触发电池过充控制模式；当荷电状态小于0.2时触发电池过放控制模式；在触发正常控制模式时，综合发电系统的3个发电机侧控制器的目标是功率最大跟踪控制；电网侧控制器的目标是维持电网侧输出功率平稳；电池储能控制器的目标是维持直流电容电压恒定；在触发电池过充控制模式时，综合发电系统中的风电机组和潮流能机组的发电机侧控制器通过超速-变桨距控制实现功率减载，使电池恢复到正常工作状态；在触发电池过放控制模式时，通过减小综合发电系统电网侧控制器的功率设定值使电池恢复到正常工作状态，电网侧控制器功率设定值的减小量由当前荷电状态与最小荷电状态的差值经过比例积分控制器后给定。

其中，上述的超速-变桨距控制在实施时优先启用超速法，当超速法无法满足减载需求时再启用变桨距法，其步骤如下：

步骤1：根据如下公式计算综合发电系统机侧功率减载量：

ΔP(k)＝2·P_{g_ref}(k-1)-2·[P_wind(k-1)+P_wave(k-1)+P_tidal(k-1)]

其中，k为当前采样时刻，ΔP(k)为功率减载量，P_{g_ref}(k-1)为上一个采样时刻电网侧控制器的功率设定值，P_wind(k-1)、P_wave(k-1)、P_tidal(k-1)分别为上一个采样时刻风力发电装置、波浪能发电装置以及潮流能发电装置机侧功率值；

步骤2：根据功率特性曲线，分别计算风机和潮流能机组有功功率减载ΔP(k)所对应的发电机转速ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)；

步骤3：将ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)与风机和潮流能机组对应的最大转速ω_{rwind_max}和ω_{rtidal_max}相比较，得到：

Δω_wind(k)＝ω_{rwind_max}-ω_{rwind_d}(k)，

Δω_tidal(k)＝ω_{rtidal_max}-ω_{rtidal_d}(k)；

步骤4：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)都大于0，则仅对两者中值较大的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)；

步骤5：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)中一个大于0，另外一个小于0，则对大于0的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)；

步骤6：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)均小于0，则根据功率特性曲线计算风机和潮流机组超速到最大转速ω_{rwind_max}、ω_{rtidal_max}时能够减载的最大功率ΔP_windmax(k)、ΔP_tidalmax(k)；

步骤7：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＞＝ΔP(k)，则对风机和潮流能机组均实施超速控制，使两者超速减载的总功率为ΔP(k)；

步骤8：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＜ΔP(k)，此时超速控制无法满足减载需求，则风机超速减载ΔP_windmax(k)，潮流能机组超速减载ΔP_tidalmax(k)，并通过桨距角控制减载剩余的功率ΔP(k)-ΔP_windmax(k)-ΔP_tidalmax(k)。

采用上述技术方案带来的有益效果是：

本发明在利用电池储能平抑近海可再生能源综合发电装置输出功率波动的前提下，考虑电池的荷电状态，在防止电池过充过放的同时尽可能保持系统输出功率平稳。一方面能够提高综合发电系统输出的电能质量，提高含近海可再生能源综合发电系统电网的运行性能；另一方面有效延长电池使用寿命从而节省运行成本。

附图说明

图1为本发明的基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制框图。

图2为本发明的综合发电系统电网侧控制器框图。

图3为本发明的电池储能控制器框图。

图4为直驱永磁发电机转速—功率特性曲线图。

图5为本发明的电池过放控制模式时电网侧控制器功率设定值控制框图。

具体实施方式

以下将结合附图，对本发明的技术方案进行详细说明。

如图1所示的本发明的基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制框图，直驱永磁风力发电装置、直驱式阿基米德波浪能发电装置、直驱永磁潮流能发电装置分别通过三个整流器并联至综合发电系统内部直流母线，直流母线通过海底电缆连接至岸上的逆变器，最后经升压变压器并入电网。电池储能通过直流-直流变换器连接到综合发电系统内部直流母线以平抑功率波动。系统的控制器包含三个发电机侧控制器、一个电网侧控制器以及一个电池储能控制器组成，这些控制器均采用解耦控制策略。

根据电池的荷电状态将综合发电系统的协调控制策略分为三种控制模式：

1、当荷电状态在0.2～0.8之间时，触发正常控制模式。此时，综合发电系统的3个发电机侧控制器的目标是功率最大跟踪控制；如图2所示的本发明的综合发电系统电网侧控制器框图，其控制目标是维持电网侧输出功率平稳以及维持网侧端口电压恒定。在图2中，v_{l_ref}是端电压的参考值，通常设为1pu；v_l为端电压；i_{qg_ref}为电网侧逆变器q轴电流的参考值i_{qg_ref}；i_qg为实际电网侧逆变器q轴电流；P_g为电网侧逆变器交流端的实际有功功率，P_{g_ref}为电网侧功率参考值；i_{dg_ref}为电网侧逆变器d轴电流的参考值i_{dg_ref}；i_dg为实际电网侧逆变器d轴电流；U_dg、U_qg分别为电网侧逆变器d轴和q轴的电压；X_c为电网侧升压变压器电抗。电网侧功率参考值P_{g_ref}由以下公式确定：

$P_{g\_\mathrm{ref}}\left(k\right)=\mathrm{\α}\frac{P_{g\_\mathrm{ref}}(k-n)+...+P_{g\_\mathrm{ref}}(k-1)}{n}+(1-\mathrm{\α})[P_{\mathrm{wind}}\left(k\right)+P_{\mathrm{wave}}\left(k\right)+P_{\mathrm{tidal}}\left(k\right)]---\left(1\right)$

其中，k为当前采样时刻，P_{g_ref}(k)为当前时刻的电网侧控制器的目标功率，P_{g_ref}(k-n)为k-n时刻的目标功率，α为一阶滤波器的滤波常数，P_wind(k)、P_wave(k)、P_tidal(k)分别为当前时刻风力发电装置、波浪能发电装置以及潮流能发电装置机侧功率值。

如图3所示的本发明的电池储能控制器框图，其控制目标是维持直流电容电压恒定。直流侧电压的参考值直流侧电压作差后经比例积分器后得到电池电流参考值，电池电流参考值再与实际电池的电流值作差后经比例积分器得到电池电压。在图3中，V_{dc_ref}是直流侧电压的参考值，通常设为直流电容电压额定值；V_dc为直流侧电压；i_{b_ref}为电池电流参考值；i_b为实际电池的电流；v_b是电池电压。

2、当荷电状态大于0.8时，触发电池过充控制模式。此时，综合发电系统中的风电机组和潮流能机组的发电机侧控制器通过超速-变桨距控制实现功率减载，使电池恢复到正常工作状态。电网侧控制器和电池储能控制器的控制目标与正常控制模式中相同。

实施超速-变桨距控制时优先启用超速法，当超速法无法满足减载需求时再启用变桨距法，其步骤如下：

步骤1：根据如下公式计算综合发电系统机侧功率减载量：

ΔP(k)＝2·P_{g_ref}(k-1)-2·[P_wind(k-1)+P_wave(k-1)+P_tidal(k-1)]   （2）

其中，k为当前采样时刻，ΔP(k)为功率减载量，P_{g_ref}(k-1)为上一个采样时刻电网侧控制器的功率设定值，P_wind(k-1)、P_wave(k-1)、P_tidal(k-1)分别为上一个采样时刻风力发电装置、波浪能发电装置以及潮流能发电装置机侧功率值。

步骤2：如图4所示的直驱永磁发电机转速—功率特性曲线图，根据实际风速或者潮流流速和桨距角可以计算出风机和潮流能机组有功功率减载ΔP(k)所对应的发电机转速ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)。在图4中，P_opt为当前风速或者潮流流速下的最优功率；P_opt-ΔP为超速减载ΔP后的功率；ω_{r_d}为超速减载ΔP所对应的发电机转速；ω_{r_max}为发电机能够达到的最大转速，实际工程中一般设为1.2pu，转速和功率都采用电力电子归一化单位pu。

步骤3：实际运行时，直驱永磁发电机的转速不能超过最大转速。因此将ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)与风机和潮流能机组对应的最大转速ω_{rwind_max}和ω_{rtidal_max}相比较，得到：

Δω_wind(k)＝ω_{rwind_max}-ω_{rwind_d}(k)

Δω_tidal(k)＝ω_{rtidal_max}-ω_{rtidal_d}(k)

步骤4：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)都大于0，则仅对两者中值较大的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)。

步骤5：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)中一个大于0，另外一个小于0，则对大于0的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)。

步骤6：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)均小于0，则根据功率特性曲线计算风机和潮流机组超速到最大转速ω_{rwind_max}、ω_{rtidal_max}时能够减载的最大功率ΔP_windmax(k)、ΔP_tidalmax(k)。

步骤7：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＞＝ΔP(k)，则对风机和潮流能机组均实施超速控制，使两者超速减载的总功率为ΔP(k)。

步骤8：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＜ΔP(k)，则风机超速减载ΔP_windmax(k)，潮流能机组超速减载ΔP_tidalmax(k)，并通过桨距角控制减载剩余的功率ΔP(k)-ΔP_windmax(k)-ΔP_tidalmax(k)。

3、当荷电状态小于0.2时，触发电池过放控制模式。此时通过减小综合发电系统电网侧控制器的功率设定值使电池恢复到正常工作状态。如图5所示的本发明的电池过放控制模式时电网侧控制器功率设定值控制框图，电网侧控制器功率设定值的减小量由当前荷电状态与正常荷电状态最小值0.2的差值经过比例积分控制器后给定，电网侧功率参考值与电网侧控制器功率设定值的减小量相加得到

。在图5中，S_OC为电池的实际荷电状态；S_{OC_min}为电池正常荷电状态最小值，设为0.2；P_{g_ref}为由式（1）计算得到的网侧功率参考值，ΔP_g为电网侧控制器功率设定值的减小量，为实际的电网侧功率参考值。在电池过放控制模式下，综合发电系统机侧控制器和电池储能控制器的控制目标与正常控制模式中相同。

以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内。

Claims (2)

1.基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法，应用于包括风力发电装置、波浪能发电装置和潮流能发电装置的近海可再生能源综合发电系统，其特征在于：根据电池的荷电状态将控制策略分为三种控制模式：当荷电状态在0.2～0.8之间时，触发正常控制模式；当荷电状态大于0.8时，触发电池过充控制模式；当荷电状态小于0.2时触发电池过放控制模式；在触发正常控制模式时，综合发电系统的3个发电机侧控制器的目标是功率最大跟踪控制；电网侧控制器的目标是维持电网侧输出功率平稳；电池储能控制器的目标是维持直流电容电压恒定；在触发电池过充控制模式时，综合发电系统中的风电机组和潮流能机组的发电机侧控制器通过超速-变桨距控制实现功率减载，使电池恢复到正常工作状态；在触发电池过放控制模式时，通过减小综合发电系统电网侧控制器的功率设定值使电池恢复到正常工作状态，电网侧控制器功率设定值的减小量由当前荷电状态与最小荷电状态的差值经过比例积分控制器后给定。

2.根据权利要求1所述的基于电池储能的近海可再生能源综合发电协调控制方法，其特征在于：所述的超速-变桨距控制在实施时优先启用超速控制，当超速控制无法满足减载需求时再启用变桨距控制，其步骤如下：

步骤1：根据如下公式计算综合发电系统机侧功率减载量：

ΔP(k)＝2·P_{g_ref}(k-1)-2·[P_wind(k-1)+P_wave(k-1)+P_tidal(k-1)]

其中，k为当前采样时刻，ΔP(k)为功率减载量，P_{g_ref}(k-1)为上一个采样时刻电网侧控制器的功率设定值，P_wind(k-1)、P_wave(k-1)、P_tidal(k-1)分别为上一个采样时刻风力发电装置、波浪能发电装置以及潮流能发电装置机侧功率值；

步骤2：根据功率特性曲线，分别计算风机和潮流能机组有功功率减载ΔP(k)所对应的发电机转速为ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)；

步骤3：将ω_{rwind_d}(k)和ω_{rtidal_d}(k)与风机和潮流能机组对应的最大转速ω_{rwind_max}和ω_{rtidal_max}相比较，得到：

Δω_wind(k)＝ω_{rwind_max}-ω_{rwind_d}(k)，

Δω_tidal(k)＝ω_{rtidal_max}-ω_{rtidal_d}(k)；

步骤4：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)都大于0，则仅对两者中值较大的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)；

步骤5：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)中一个大于0，另外一个小于0，则对大于0的发电机组实施超速控制，使其减载ΔP(k)；

步骤6：若Δω_wind(k)和Δω_tidal(k)均小于0，则根据功率特性曲线计算风机和潮流机组超速到最大转速ω_{rwind_max}、ω_{rtidal_max}时能够减载的最大功率为ΔP_windmax(k)、ΔP_tidalmax(k)；

步骤7：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＞＝ΔP(k)，则对风机和潮流能机组均实施超速控制，使两者超速减载的总功率为ΔP(k)；

步骤8：若ΔP_windmax(k)+ΔP_tidalmax(k)＜ΔP(k)，此时超速控制无法满足减载需求，则风机超速减载ΔP_windmax(k)，潮流能机组超速减载ΔP_tidalmax(k)，并通过桨距角控制减载剩余的功率为ΔP(k)-ΔP_windmax(k)-ΔP_tidalmax(k)。

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