CN104734190A - 一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法 - Google Patents

Abstract

一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法，该方法包括如下步骤包括：S1.风力发电设备和光伏发电设备监控模块实时获取风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，并存储数据，对未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率进行预测；S2.形成微电网系统调频、调压备用容量需求；S3.实时检测获取蓄电池模块的SOC，实时获取微电网内负载功率需求情况；S4.确定大电网目前的调频需求；根据大电网实时的电压偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调压需求；S5.将大电网的调频需求和调压需求、当前蓄电池储能的SOC、当前为电网内负载功率需求、未来风力发电设备和光伏发电设备输出功率作为约束条件，实现微电网的优化运行。

Description

一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法

所属技术领域

本发明涉一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法。

背景技术

微电网(Micro-Grid)也译为微网，是一种新型网络结构，是一组微电源、负荷、储能系统和控制装置构成的系统单元，能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以孤立运行。

以风电和光伏发电为主的微电网作为超高压、远距离、大电网供电模式的补充，代表着电力系统新的发展方向。风电机组的原动力为风能，风能由于风的间歇性和随机波动性使得风电机组的发出的功率是间歇和波动的，这些波动性的风能接入系统会给电力系统带来冲击。同时，由于风电机组为异步机，若不加以控制，在发出有功功率的同时，需要吸收一定的无功功率，不利用系统的电压稳定。当风电渗透率较低时，这些影响不明显，随着风电渗透率的提高，风能对电力系统的影响逐渐增大，在给电力系统带来经济效益的同时也给电网的运行造成了一定的困难。

在风电并网比重较大的电力系统中，由于风电场输出功率具有不完全可控性和预期性，会在一定程度上改变原有电力系统潮流分布、线路输送功率及整个系统的惯量，从而对电网的有功、无功功率平衡、频率及电压稳定产生了影响。当风电并网运行时，特别是独立运行的小电网，电网建设相对薄弱，电网有功功率调节能力较小，风电并网带来的电网稳定性问题更加明显。为了减少这种冲击，可以在风电机组和光伏电站联合发电的系统中配置大规模储能系统联合运行。

储能技术对微电网的实现有重要作用，其应用在很大程度上解决新能源发电的波动性和随机性问题，有效提高间歇性微源的可预测性、确定性和经济性。此外，储能技术在调频调压和改善系统有功、无功平衡水平，提高微电网稳定运行能力方面的作用也获得了广泛研究和证明。在风电渗透率较高的电力系统中，电力系统出现频率及电压变化时，要求风储集群对电力系统稳定性和电能质量的实时性较强，必须根据电力系统的实时状态，充分考虑到风储集群的调节能力，才能保证电力系统的可靠与经济运行。

发明内容

本发明提供一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法，该微电网系统的监控方法可预测微电网中的发电设备的发电功率和微电网中的负载变化，可追踪大电网频率、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，能制定和实施最适宜的控制策略，保障微电网在并网时按照大电网的需求参与大电网的频率调节和电压调节，并尽量提升储能系统的安全性和使用寿命。

为了实现上述目的，本发明提供一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法，该方法包括如下步骤包括：

S1.风力发电设备和光伏发电设备监控模块实时获取风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，并存储数据；根据风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，对未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率进行预测；

S2.采集大电网频率、电压信息，同时根据大电网调度指令和未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率，形成微电网系统调频、调压备用容量需求；

S3.实时检测获取蓄电池模块的SOC，实时获取微电网内负载功率需求情况；

S4.根据大电网实时的频率偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调频需求；根据大电网实时的电压偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调压需求；

S5.将大电网的调频需求和调压需求、当前蓄电池储能的SOC、当前为电网内负载功率需求、未来风力发电设备和光伏发电设备输出功率作为约束条件，实现微电网的优化运行。

优选的，光伏发电设备包括光伏组件，所述在步骤S1中，采用如下方式预测光伏发电设备的输出功率：

S21.建立光伏组件的出力模型：P_pv(t)＝η_invη_pv(t)G(t)S_pv   (1)

式中S_pv为光伏面板接收太阳光照辐射的面积(m²)，G(t)光照辐射数值(W/m²)，η_pv(t)为光伏组件能量转换效率，η_inv为逆变器转换效率；

其中，光伏组件的能量转换效率与环境的温度有关，环境温度对光伏组件能量转换效率的影响为：

${\mathrm{\η}}_{\mathrm{pv}}\left(t\right)={\mathrm{\η}}_r[1-\mathrm{\β}(T_C\left(t\right)-T_{C_r})]---\left(2\right)$

式中η_r为光伏组件标准温度下测试的参考能量转换效率，β为温度对能量转换效率的影响系数，T_C(t)为t时刻光伏组件的温度值，T_Cr为光伏组件参考标准温度值；光伏组件吸收太阳辐射，会与环境温度一起作用引起光伏组件温度发生变化，其表达式如下：

$T_C\left(t\right)-T=\frac{T_{\mathrm{rat}}}{800}G\left(t\right)---\left(3\right)$

式中T为周围的环境温度，T_rat光伏组件运行的额定温度；

S22.实时检测和收集光伏组件的周边的日照信息和环境温度，根据历史日照信息和环境温度，预测未来一段时间内的日照强度和环境温度；

S23.根据未来一段时间内的日照强度和环境温度，利用上述光伏组件的出力模型计算未来时间内的光伏发电设备的发电功率。

优选的，在S2后还有如下步骤，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力及初始转速、初始桨距角。

优选的，各台风电机组的初始转速的确定与风速有关，根据风电机组有功功率输出能力与电力系统调频备用需求，将风速划分为启动风速段、低风速段、中风速段和高风速段4部分。其中，启动风速段为切入风速到门槛风速，启动风速段风电机组有功功率输出能力较小，转速变化对风电机组有功功率输出影响不大；低风速段上限为利用超速控制可提供全部电力系统调频备用需求的风速；高风速段下限为采用最大功率点跟踪时，风电机组转速达到最大转速时的风速；对应不同风速，风电机组的初始转速不同，初始转速ω与风速关系满足：

式(4)中，R_W为风电机组半径，λ为风电机组按照最大功率点跟踪控制时得到的叶尖速比，λ'为风电机组按照预留d％的有功功率作为调频备用容量需求时得到的叶尖速比，v_风速为检测到的风电机组风速，v_门槛风速为启动风速段的最大风速，v_mid.in为中风速段的最小风速。

优选的，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力、初始转速、初始桨距角，以及储能装置的荷电状态；其中风电场的调频备用容量需求与各台风电机组的初始有功功率出力、初始转速、初始桨距角以及储能装置荷电状态有关，风电场的调压备用容量需求与各台风电机组的初始无功功率出力有关。

风电场调频备用容量需求由各台风电机组的超速控制与桨距角控制共同提供。在确定风电机组的超速控制和桨距角控制分别承担多少风电场调频备用容量需求后，可得到对应于该风电场调频备用容量需求的初始转速和初始桨距角，并由初始转速和初始桨距角控制风电机组发出初始有功功率。当风速处于启动风速段时，风电机组采用最大功率点跟踪控制，忽略风电场调频备用容量需求；在低风速段时，电力系统调度要求风电机组预留的风电场调频备用功率全部由风电机组的超速控制提供；在中风速段，调频备用功率优先由风电机组的超速控制提供，不足部分利用风电机组的桨距角控制提供；在高风速段，风电机组采用恒转速控制，调频备用功率均由风电机组的桨距角控制提供。

优选的，在步骤S5中采用如下方式实现优化运行：

S51.根据风电机组出力预测状况和光伏发电设备处理预测状况，确定风电机组、光伏发电设备和储能系统需要发出的有功功率与无功功率大小；

S52.结合风电机组容量、励磁电流限制及大电网实时电气状态，确定风电机组有功功率与无功功率出力参考值；

S53.结合储能系统SOC限制及大电网实时电气状态，确定储能系统的有功功率与无功功率出力参考值；

S54.将风电机组有功功率及无功功率出力参考值转换为风电机组转速、桨距角、励磁电流等参数输入给风电机组，使风电机组参与对电力系统频率及电压的调节；

S55.将光伏发电设备和储能系统的有功功率及无功功率出力参考值输入给光伏发电设备和储能系统，使光伏发电设备和储能装置参与对电力系统频率及电压的调节。

本发明的微电网的监控方法具有如下优点：(1)准确预测风力发电设备和光伏发电设备的输出功率变化情况；(2)自动追踪大电网的频率变化和电压变化，实时确定大电网对微电网系统参与调频调压的需求；(3)控制策略兼顾配大电网调度要求和微电网系统运行情况，可同时为大电网提供有功功率和无功功率，满足大电网的调度需求和微电网内部负载需求的同时，可有效抑制微电网对大电网造成的电压和频率的冲击，兼顾了供电可靠性，保障微电网的安全性，延长了微电网内设备的使用寿命。

附图说明

图1示出了本发明的一种可自动实现频率控制的微电网系统及其监控装置的框图；

图2示出了本发明的微电网系统的运行及监控方法。

具体实施方式

图1是示出了本发明的一种具有可平抑功率波动的储能系统的微电网10，该微电网10包括：光伏发电设备12、储能系统13、风力发电设备14、用于将微电网10与大电网20连接和隔离的AC/DC双向换流模块一16、直流母线、用于连接光伏发电设备12和直流母线的AC/DC双向换流模块二15、负载17以及监控装置11。

参见图1，该储能系统13包括蓄电池模块131、与上述直流母线连接的双向DC/DC变换器132。

该监控装置11包括：光伏发电设备监控模块114，用于实时监控电池储能系统10中的光伏发电设备12，并对光伏发电设备12的发电功率进行预测；储能系统监控模块115，用于实时监控储能系统131中的蓄电池模块131和DC/DC双向换能器132；大电网联络模块112，用于实时从大电网20调控中心获知大电网20的运行情况以及相关调度信息；调频调压模块116，用于控制微电网系统10参与大电网20的频率和电压调整，包括调频模块、调压模块与协同控制模块；中控模块117，用于确定微电网10的运行策略，并向上述各模块发出指令，以执行该供电策略；风力发电设备监控模块113，用于实时监控风力发电设备14；负载监控模块118，用于实时微电网10内的负载17；总线模块111，用于该监控装置11的各个模块的通信联络。

通信模块111，用于上述各个模块之间的通信，所述总线通信模块111通过冗余双CAN总线与其他模块相连。

调频模块包括风电机组功率备用模块、调频需求功率判定部分及调频功率分配模块；调压模块包括调压需求功率判定部分及调压功率分配模块；协同控制模块包括风电机组有功功率和无功功率输出参考值确定模块、光伏发电设备功率输出参考值确定模块及储能系统有功功率、无功功率输出参考值确定模块。

所述的调频模块和调压模块分别用于确定电力系统的频率及电压需求，判断风储集群进行电力系统电能质量调节时需求的有功功率及无功功率数值，考虑到风储集群容量限制及风电机组励磁限制，根据实际工况，通过协同控制模块最终确定风电机组及储能装置的有功功率和无功功率的实际输出

光伏发电设备12包括多个光伏发电模块，光伏发电设备监控模块114至少包括光伏发电设备的电压、电流、频率检测设备、光强检测设备。

所述风力发电设备监控模块113实时获取风力发电设备12的运行数据，并存储数据。

储能系统监控模块116至少包括蓄电池端电压、电流、SOC获取设备以及温度检测设备，可实时监控蓄电池模块的SOC。

所述SOC获取设备包括：第一获取模块，用于获取电池的工作状态；第一确定模块，用于根据电池的工作状态确定用于估算电池荷电状态的估算方法；计算模块，用于按照估算方法计算电池处于不同的工作状态下的电池荷电状态值。

第一确定模块包括：第一确定子模块，用于在获取到的工作状态为静止状态的情况下，确定估算方法为第一估算方法，其中，第一估算方法包括开路电压法；第二确定子模块，用于在获取到的工作状态为恢复状态的情况下，确定估算方法为第二估算方法；第三确定子模块，用于在获取到的工作状态为充放电状态的情况下，确定估算方法为第三估算方法，其中，第三估算方法包括卡尔曼滤波法。

进一步的，估算方法为第三估算方法，计算模块包括：建立模块，用于利用三阶等效电路建立电池的电池模型；第二确定模块，用于确定电池模型的状态方程和测量方程；第一计算子模块，用于使用状态方程和测量方程计算电池的电池荷电状态值。

进一步地，估算方法为第二估算方法，计算模块包括：第二获取模块，用于获取电池在进入恢复状态之前的工作状态；第二计算子模块，用于在电池在进入恢复状态之前的工作状态为放电状态的情况下，按照第一公式计算电池荷电状态值，其中，第一公式为SOC_t为恢复状态下的电池荷电状态值，SOC_d为放电状态终止时的电池荷电状态值，M为在电池放电过程中的累积电量，t为电池在恢复状态下经历的时间，h为预设的恢复状态的持续时间，Q为电池的实际容量；第三计算子模块，用于在电池在进入恢复状态之前的工作状态为充电状态的情况下，按照第二公式计算电池荷电状态值，其中，第二公式为SOC_t＝SOC_c+M×h×100％，SOC_c为充电状态终止时的电池荷电状态值。

进一步地，估算方法为第一估算方法，计算模块包括：第三获取模块，用于获取电池的开路电压；读取模块，用于读取开路电压对应的电池荷电状态值。

优选的，蓄电池模块131采用锂电池作为电能存储的基础单元。

优选的，所述蓄电池模块131，包括n个电池组，所述DC/DC双向变换器132具有n个DC/DC变流器，n大于等于3，每个电池组均由一个DC/DC变流器控制器充放电，该n个DC/DC变流器均由储能系统监控模块控制。

中控模块117至少包括CPU单元、数据存储单元和显示单元。

大电网联络模块112至少包括无线通信设备。

并网监控模块116至少包括用于检测大电网20和微电网10电压、电流和频率的检测设备、数据采集单元和数据处理单元。数据采集单元包含采集预处理和A/D转换模块，采集八路遥测信号量，包含电网侧A相电压、电流，储能电站侧的三相电压、电流。遥测量可通过终端内的高精度电流和电压互感器将强交流电信号(5A/110V)不失真地转变为内部弱电信号，经滤波处理后进入A/D芯片进行模数转换，经转换后的数字信号经数据处理单元计算，获得风电场储能系统10侧的三相电压电流值和大电网20侧相电压电流值。本遥测信号量处理采用了高速高密度同步采样、频率自动跟踪技术还有改进的FFT算法，所以精度得到充分保证，能够完成风电场储能系统10侧有功、无功和电能从基波到高次谐波分量的测量和处理。

参见附图2，本发明的方法包括如下步骤：

S1.风力发电设备和光伏发电设备监控模块实时获取风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，并存储数据；根据风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，对未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率进行预测；

S2.采集大电网频率、电压信息，同时根据大电网调度指令和未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率，形成微电网系统调频、调压备用容量需求；

S3.实时检测获取蓄电池模块的SOC，实时获取微电网内负载功率需求情况；

S4.根据大电网实时的频率偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调频需求；根据大电网实时的电压偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调压需求；

S5.将大电网的调频需求和调压需求、当前蓄电池储能的SOC、当前为电网内负载功率需求、未来风力发电设备和光伏发电设备输出功率作为约束条件，实现微电网的优化运行。

优选的，光伏发电设备包括光伏组件，所述在步骤S1中，采用如下方式预测光伏发电设备的输出功率：

S21.建立光伏组件的出力模型：P_pv(t)＝η_invη_pv(t)G(t)S_pv   (1)

式中S_pv为光伏面板接收太阳光照辐射的面积(m²)，G(t)光照辐射数值(W/m²)，η_pv(t)为光伏组件能量转换效率，η_inv为逆变器转换效率；

其中，光伏组件的能量转换效率与环境的温度有关，环境温度对光伏组件能量转换效率的影响为：

${\mathrm{\η}}_{\mathrm{pv}}\left(t\right)={\mathrm{\η}}_r[1-\mathrm{\β}(T_C\left(t\right)-T_{C_r})]---\left(2\right)$

式中η_r为光伏组件标准温度下测试的参考能量转换效率，β为温度对能量转换效率的影响系数，T_C(t)为t时刻光伏组件的温度值，T_Cr为光伏组件参考标准温度值；光伏组件吸收太阳辐射，会与环境温度一起作用引起光伏组件温度发生变化，其表达式如下：

$T_C\left(t\right)-T=\frac{T_{\mathrm{rat}}}{800}G\left(t\right)---\left(3\right)$

式中T为周围的环境温度，T_rat光伏组件运行的额定温度；

S22.实时检测和收集光伏组件的周边的日照信息和环境温度，根据历史日照信息和环境温度，预测未来一段时间内的日照强度和环境温度；

S23.根据未来一段时间内的日照强度和环境温度，利用上述光伏组件的出力模型计算未来时间内的光伏发电设备的发电功率。

优选的，在S2后还有如下步骤，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力及初始转速、初始桨距角。

优选的，各台风电机组的初始转速的确定与风速有关，根据风电机组有功功率输出能力与电力系统调频备用需求，将风速划分为启动风速段、低风速段、中风速段和高风速段4部分。其中，启动风速段为切入风速到门槛风速，启动风速段风电机组有功功率输出能力较小，转速变化对风电机组有功功率输出影响不大；低风速段上限为利用超速控制可提供全部电力系统调频备用需求的风速；高风速段下限为采用最大功率点跟踪时，风电机组转速达到最大转速时的风速；对应不同风速，风电机组的初始转速不同，初始转速ω与风速关系满足：

式(4)中，R_W为风电机组半径，λ为风电机组按照最大功率点跟踪控制时得到的叶尖速比，λ'为风电机组按照预留d％的有功功率作为调频备用容量需求时得到的叶尖速比，v_风速为检测到的风电机组风速，v_门槛风速为启动风速段的最大风速，v_mid.in为中风速段的最小风速。

优选的，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力、初始转速、初始桨距角，以及储能装置的荷电状态；其中风电场的调频备用容量需求与各台风电机组的初始有功功率出力、初始转速、初始桨距角以及储能装置荷电状态有关，风电场的调压备用容量需求与各台风电机组的初始无功功率出力有关。

风电场调频备用容量需求由各台风电机组的超速控制与桨距角控制共同提供。在确定风电机组的超速控制和桨距角控制分别承担多少风电场调频备用容量需求后，可得到对应于该风电场调频备用容量需求的初始转速和初始桨距角，并由初始转速和初始桨距角控制风电机组发出初始有功功率。当风速处于启动风速段时，风电机组采用最大功率点跟踪控制，忽略风电场调频备用容量需求；在低风速段时，电力系统调度要求风电机组预留的风电场调频备用功率全部由风电机组的超速控制提供；在中风速段，调频备用功率优先由风电机组的超速控制提供，不足部分利用风电机组的桨距角控制提供；在高风速段，风电机组采用恒转速控制，调频备用功率均由风电机组的桨距角控制提供。

在步骤S4中，大电网的频率偏差划分为F1-F4四种情况，分别为：

F1:f≥50.5Hz，F2:50Hz≤f＜50.5Hz，F3:48.5Hz≤f＜50Hz，F4:f＜48.5Hz

式中，变量f指检测到的电力系统实时频率；

大电网的电压偏差划分为U1-U4四种情况，分别为：

U1:U≥1.3U_ref，U2:1.0U_ref≤U＜1.3U_ref,U3:0.8U_ref≤U＜1.0U_ref,U4:U＜0.8U_ref

式中，变量U_ref指大电网额定电压，U指检测到的大电网实时电压。

优选的，在步骤S5中采用如下方式实现优化运行：

S51.根据风电机组出力预测状况和光伏发电设备处理预测状况，确定风电机组、光伏发电设备和储能系统需要发出的有功功率与无功功率大小；

S52.结合风电机组容量、励磁电流限制及大电网实时电气状态，确定风电机组有功功率与无功功率出力参考值；

S53.结合储能系统SOC限制及大电网实时电气状态，确定储能系统的有功功率与无功功率出力参考值；

S54.将风电机组有功功率及无功功率出力参考值转换为风电机组转速、桨距角、励磁电流等参数输入给风电机组，使风电机组参与对电力系统频率及电压的调节；

S55.将光伏发电设备和储能系统的有功功率及无功功率出力参考值输入给光伏发电设备和储能系统，使光伏发电设备和储能装置参与对电力系统频率及电压的调节。

根据所述的大电网的频率偏差与电压偏差，将大电网的实时电气状态分为以下16种：

对上述各种大电网实时电气状态，所确定的有功功率与无功功率调节方法如下：

对于电气状态T1-T4，优先利用微电网系统进行电力系统有功功率调节；对于电气状态T5-T12，在满足微电网系统容量限制情况下，根据电力系统对有功功率和无功功率的需求，按比例完成电力系统有功功率与无功功率调节；对于电气状态T13-T16，优先利用微电网系统进行电力系统无功功率调节。

对于微电网系统有功功率的分配，优先利用风电机组和光伏发电设备自身的有功备用容量，当风电机组和光伏发电设备自身的有功备用容量不足时，再利用储能系统弥补有功功率出力的不足；对于微电网系统无功功率的分配，优先利用风电机组自身的无功备用容量，当风电机组自身的无功备用容量不足时，再利用储能系统弥补无功功率出力的不足。

以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，做出若干等同替代或明显变型，而且性能或用途相同，都应当视为属于本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种可自动实现频率控制的微电网系统的监控方法，该方法包括如下步骤包括：

S1.风力发电设备和光伏发电设备监控模块实时获取风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，并存储数据；根据风力发电设备和光伏发电设备的运行数据，对未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率进行预测；

S2.采集大电网频率、电压信息，同时根据大电网调度指令和未来预定时刻内的风力发电设备和光伏发电设备的输出功率，形成微电网系统调频、调压备用容量需求；

S3.实时检测获取蓄电池模块的SOC，实时获取微电网内负载功率需求情况；

S4.根据大电网实时的频率偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调频需求；根据大电网实时的电压偏差及其变化率信息，确定大电网目前的调压需求；

S5.将大电网的调频需求和调压需求、当前蓄电池储能的SOC、当前为电网内负载功率需求、未来风力发电设备和光伏发电设备输出功率作为约束条件，实现微电网的优化运行。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述光伏发电设备包括光伏组件，所述在步骤S1中，采用如下方式预测光伏发电设备的输出功率：

S21.建立光伏组件的出力模型：P_pv(t)＝η_invη_pv(t)G(t)S_pv      (1)

式中S_pv为光伏面板接收太阳光照辐射的面积(m²)，G(t)光照辐射数值(W/m²)，η_pv(t)为光伏组件能量转换效率，η_inv为逆变器转换效率；

其中，光伏组件的能量转换效率与环境的温度有关，环境温度对光伏组件能量转换效率的影响为：

${\mathrm{\η}}_{\mathrm{pv}}\left(t\right)={\mathrm{\η}}_r[1-\mathrm{\β}(T_C\left(t\right)-T_{C_r})]---\left(2\right)$

式中η_r为光伏组件标准温度下测试的参考能量转换效率，β为温度对能量转换效率的影响系数，T_C(t)为t时刻光伏组件的温度值，T_Cr为光伏组件参考标准温度值；光伏组件吸收太阳辐射，会与环境温度一起作用引起光伏组件温度发生变化，其表达式如下：

$T_C\left(t\right)-T=\frac{T_{\mathrm{rat}}}{800}G\left(t\right)---\left(3\right)$

式中T为周围的环境温度，T_rat光伏组件运行的额定温度；

S22.实时检测和收集光伏组件的周边的日照信息和环境温度，根据历史日照信息和环境温度，预测未来一段时间内的日照强度和环境温度；

S23.根据未来一段时间内的日照强度和环境温度，利用上述光伏组件的出力模型计算未来时间内的光伏发电设备的发电功率。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，在S2后还有如下步骤，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力及初始转速、初始桨距角。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，各台风电机组的初始转速的确定与风速有关，根据风电机组有功功率输出能力与电力系统调频备用需求，将风速划分为启动风速段、低风速段、中风速段和高风速段4部分。其中，启动风速段为切入风速到门槛风速，启动风速段风电机组有功功率输出能力较小，转速变化对风电机组有功功率输出影响不大；低风速段上限为利用超速控制可提供全部电力系统调频备用需求的风速；高风速段下限为采用最大功率点跟踪时，风电机组转速达到最大转速时的风速；对应不同风速，风电机组的初始转速不同，初始转速ω与风速关系满足：

式(4)中，RW为风电机组半径，λ为风电机组按照最大功率点跟踪控制时得到的叶尖速比，λ'为风电机组按照预留d％的有功功率作为调频备用容量需求时得到的叶尖速比，v_风速为检测到的风电机组风速，v_门槛风速为启动风速段的最大风速，v_mid.in为中风速段的最小风速。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力、初始转速、初始桨距角，以及储能装置的荷电状态；其中风电场的调频备用容量需求与各台风电机组的初始有功功率出力、初始转速、初始桨距角以及储能装置荷电状态有关，风电场的调压备用容量需求与各台风电机组的初始无功功率出力有关。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤S5中采用如下方式实现优化运行：

S51.根据风电机组出力预测状况和光伏发电设备处理预测状况，确定风电机组、光伏发电设备和储能系统需要发出的有功功率与无功功率大小；

S52.结合风电机组容量、励磁电流限制及大电网实时电气状态，确定风电机组有功功率与无功功率出力参考值；

S53.结合储能系统SOC限制及大电网实时电气状态，确定储能系统的有功功率与无功功率出力参考值；

S54.将风电机组有功功率及无功功率出力参考值转换为风电机组转速、桨距角、励磁电流等参数输入给风电机组，使风电机组参与对电力系统频率及电压的调节；

S55.将光伏发电设备和储能系统的有功功率及无功功率出力参考值输入给光伏发电设备和储能系统，使光伏发电设备和储能装置参与对电力系统频率及电压的调节。