CN105262126A - 一种用于风储系统的协调控制策略方法 - Google Patents

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柳劲松
张宇
时珊珊
刘舒
雷珽
朴红艳
袁加妍
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Abstract

本发明公开了一种用于风储系统的协调控制策略方法，通过定时采集输入电网功率值、风场输出功率值，从而计算风储系统的滤波输出值，并且采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法，从而采用相应的方法计算储能功率指令；最终实现通过控制风储系统功率输入/输出以平抑风力发电的有功功率波动，提高平抑风力发电的有功功率波动的工作效率，并根据不同情况采用相应方法进行处理，大大的提高了协调控制效率。

Description

一种用于风储系统的协调控制策略方法
技术领域
本发明涉及风电储能系统的控制方法，具体涉及一种用于风储系统的协调控制策略方法。
背景技术
可再生能源是在顺应能源、经济可持续发展的需求下出现的，且世界各地得到了大力发展，成为现代社会能源的重要来源。风能作为一种清洁、无污染、分布广泛和随处可得的能源，目前在新能源发展中占据主导地方。为了避免高风能注入时，造成的能源浪费，风电储能系统通常用于吸收多余电脑，并在发电功率不足的情况下可以释放电能供负荷使用。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于风储系统的协调控制策略方法，通过定时采集输入电网功率值、风场输出功率值，从而计算风储系统的滤波输出值，并且采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法，从而采用相应的方法计算储能功率指令；最终实现通过控制风储系统功率输入/输出以平抑风力发电的有功功率波动，提高平抑风力发电的有功功率波动的工作效率，并根据不同情况采用相应方法进行处理，大大的提高了协调控制效率。
为了达到上述目的，本发明通过以下技术方案实现：
一种用于风储系统的协调控制策略方法，该协调控制策略方法包含：
S1，定时采集输入电网功率值，并将输入电网功率值存入电网功率寄存器中；
S2，定时采集风场输出功率值，并将风场输出功率值存入风场功率寄存器中；
S3，根据所述步骤S1获取的输入电网功率值、所述步骤S2获取的风场输出功率值，计算风储系统的滤波输出值，并将该滤波输出值存入滤波输出寄存器中；
S4，采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法；
S5，根据所述步骤S4的判断，以及所述步骤S1-S3采集、计算的数值，采用相应的方法计算储能功率指令。
优选地，所述步骤S1包含：
定时采集所述输入电网功率值PG(n)，并将多次获取的所述输入电网功率值存入电网功率寄存器中；所述电网功率寄存器中至少包含PG(n)、PG(n-1)；
其中，n—进行第n次采集输入电网功率；n-1—进行第n-1次采集输入电网功率。
优选地，所述步骤S2包含：
定时采集所述风场输出功率值PW(n)，并将多个获取的所述风场输出功率值存入风场功率寄存器中；所述风场功率寄存器中至少包含PW(n)、PW(n-k)；
其中，k—所要求的风场输出功率的波动率。
优选地，所述步骤S3包含：
采用如下公式计算风储系统的滤波输出值P′G(n)：
P G ′ ( n ) = τ τ + Δ t P G ′ ( n - 1 ) + Δ t τ + Δ t P W ( n ) ;
其中，P'G(n-1)--第n-1次计算获取的滤波输出值，Δt--第n次采集输入电网功率与第n-1次采集输入电网功率之间的时间差，τ--时间常数；
将获取的滤波输出值P'G(n)存入所述滤波输出寄存器中。
优选地，所述步骤S4包含：
根据采集到的风储系统的电池荷电状态值SOC(n)，判断SOC(n)值是否处于25％<SOC(n)<75％范围内；当处于该范围值时，跳转至步骤S5.1；当SOC(n)<25％时，跳转至步骤S5.2；当SOC(n)>75％时，跳转步骤S5.3。
优选地，所述步骤S5包含：
S5.1，当算出的SOC(n)值处于25％<SOC(n)<75％范围内时，根据所述步骤S3计算获取的滤波输出值P'G(n)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，储能功率指令值PB(n)计算如下：
PB(n)＝P'G(n)-PW(n)；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束；
S5.2，当SOC(n)<25％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束；
S5.3，当SOC(n)>75％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束。
优选地，所述步骤S5.2包含：
S5.2.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
S5.2.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.2.3；当KW>K时，跳转至所述步骤S5.1，结束；
S5.2.3，根据所述步骤S1中所述电网功率寄存器存储的PG(n-1)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)-KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
优选地，所述步骤S5.3包含：
S5.3.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
S5.3.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.3.3；当KW>K时，跳转至所述步骤S5.1，结束；
S5.3.3，根据所述步骤S1中所述电网功率寄存器存储的PG(n-1)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)+KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
本发明与现有技术相比具有以下优点：
本发明公开的一种用于风储系统的协调控制策略方法，通过定时采集输入电网功率值、风场输出功率值，从而计算风储系统的滤波输出值，并且采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法，从而采用相应的方法计算储能功率指令，最终根据不同的储能功率指令进行相应的控制；最终实现通过控制风储系统功率输入/输出以平抑风力发电的有功功率波动，提高平抑风力发电的有功功率波动的工作效率，并根据不同情况采用相应方法进行处理，大大的提高了协调控制效率。
附图说明
图1为本发明一种用于风储系统的协调控制策略方法的整体结构示意图。
具体实施方式
以下结合附图，通过详细说明一个较佳的具体实施例，对本发明做进一步阐述。
本发明公开的一种用于风储系统的协调控制策略方法，是指当风储系统的电池荷电状态值SOC(n)达到某个阈值后，为了不让其进一步向着该方向增大或减小，控制风储系统通过对电池进行相应的放电/充电控制操作来将电池荷电状态值SOC(n)进行限制。但是上述方法会导致风储系统不能够再安装平滑算法也即低通滤波算法的要求进行运行，从而影响到风功率的平滑效果。但是在风功率波动较小等情况下，上述影响并不会产生任何不良效果，因此，只要能够最终保持风功率波动满足固定的标准，即能做上述提到的情况下合理调节风储系统的电池荷电状态值SOC(n)。
如图1所示，一种用于风储系统的协调控制策略方法，该协调控制策略方法包含：
S1，定时采集输入电网功率值，并将输入电网功率值存入电网功率寄存器中。该步骤S1包含：
定时采集输入电网功率值PG(n)，并将多次获取的输入电网功率值存入电网功率寄存器中；电网功率寄存器中至少包含PG(n)、PG(n-1)。
其中，n—进行第n次采集输入电网功率；n-1—进行第n-1次采集输入电网功率。
S2，定时采集风场输出功率值，并将风场输出功率值存入风场功率寄存器中。该步骤S2包含：
定时采集风场输出功率值PW(n)，并将多个获取的风场输出功率值存入风场功率寄存器中；风场功率寄存器中至少包含PW(n)、PW(n-k)；
其中，k—所要求的风场输出功率的波动率。
k值可根据2009年2月中国国家电网公司颁布的《风电场接入电力系统技术规定》确定。
S3，根据步骤S1获取的输入电网功率值、步骤S2获取的风场输出功率值，计算风储系统的滤波输出值，并将该滤波输出值存入滤波输出寄存器中。该步骤S3包含：
采用如下公式计算风储系统的滤波输出值P'G(n)：
P G &prime; ( n ) = &tau; &tau; + &Delta; t P G &prime; ( n - 1 ) + &Delta; t &tau; + &Delta; t P W ( n ) ;
其中，P'G(n-1)--第n-1次计算获取的滤波输出值，Δt--第n次采集输入电网功率与第n-1次采集输入电网功率之间的时间差，τ--时间常数。
将获取的滤波输出值P'G(n)存入滤波输出寄存器中。
S4，采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法。该步骤S4包含：
根据采集到的风储系统的电池荷电状态值SOC(n)，判断SOC(n)值是否处于25％<SOC(n)<75％范围内；当处于该范围值时，跳转至步骤S5.1；当SOC(n)<25％时，跳转至步骤S5.2；当SOC(n)>75％时，跳转步骤S5.3。
S5，根据步骤S4的判断，以及步骤S1-S3采集、计算的数值，采用相应的方法计算储能功率指令。该步骤S5包含：
S5.1，当算出的SOC(n)值处于25％<SOC(n)<75％范围内时，根据步骤S3计算获取的滤波输出值P'G(n)、步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，储能功率指令值PB(n)计算如下：
PB(n)＝P'G(n)-PW(n)；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
S5.2，当SOC(n)<25％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束。该步骤S5.2包含：
S5.2.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
S5.2.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.2.3；当KW>K时，跳转至步骤S5.1，结束；
S5.2.3，根据步骤S1中电网功率寄存器存储的PG(n-1)、步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)-KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
S5.3，当SOC(n)>75％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束。该步骤S5.3包含：
S5.3.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
对于风功率而言其波动在短时间尺度内的变化率非常快，而在较长时间内，则相对平缓很多。因此，上式中k值越大，计算出KW的值就越小，那么系统执行时将更多的切向SOC控制，其控制效果就越好。《风电场接入电力系统技术规定》中规定的计量风机波动尺度最短时间尺度为1min，因此在秒级的采样数据中，k最大可以取到60。
S5.3.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.3.3；当KW>K时，跳转至步骤S5.1，结束。
S5.3.3，根据步骤S1中电网功率寄存器存储的PG(n-1)、步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)+KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
尽管本发明的内容已经通过上述优选实施例作了详细介绍，但应当认识到上述的描述不应被认为是对本发明的限制。在本领域技术人员阅读了上述内容后，对于本发明的多种修改和替代都将是显而易见的。因此，本发明的保护范围应由所附的权利要求来限定。

Claims (8)

1.一种用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，该协调控制策略方法包含：
S1，定时采集输入电网功率值，并将输入电网功率值存入电网功率寄存器中；
S2，定时采集风场输出功率值，并将风场输出功率值存入风场功率寄存器中；
S3，根据所述步骤S1获取的输入电网功率值、所述步骤S2获取的风场输出功率值，计算风储系统的滤波输出值，并将该滤波输出值存入滤波输出寄存器中；
S4，采集风储系统的电池荷电状态值，并根据该电池荷电状态值判断风储能系统的储能功率指令的计算方法；
S5，根据所述步骤S4的判断，以及所述步骤S1-S3采集、计算的数值，采用相应的方法计算储能功率指令。
2.如权利要求1所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S1包含：
定时采集所述输入电网功率值PG(n)，并将多次获取的所述输入电网功率值存入电网功率寄存器中；所述电网功率寄存器中至少包含PG(n)、PG(n-1)；
其中，n—进行第n次采集输入电网功率；n-1—进行第n-1次采集输入电网功率。
3.如权利要求2所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S2包含：
定时采集所述风场输出功率值PW(n)，并将多个获取的所述风场输出功率值存入风场功率寄存器中；所述风场功率寄存器中至少包含PW(n)、PW(n-k)；
其中，k—所要求的风场输出功率的波动率。
4.如权利要求3所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S3包含：
采用如下公式计算风储系统的滤波输出值P′G(n)：
其中，P′G(n-1)--第n-1次计算获取的滤波输出值，Δt--第n次采集输入电网功率与第n-1次采集输入电网功率之间的时间差，τ--时间常数；
将获取的滤波输出值P′G(n)存入所述滤波输出寄存器中。
5.如权利要求4所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S4包含：
根据采集到的风储系统的电池荷电状态值SOC(n)，判断SOC(n)值是否处于25％<SOC(n)<75％范围内；当处于该范围值时，跳转至步骤S5.1；当SOC(n)<25％时，跳转至步骤S5.2；当SOC(n)>75％时，跳转步骤S5.3。
6.如权利要求5所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S5包含：
S5.1，当算出的SOC(n)值处于25％<SOC(n)<75％范围内时，根据所述步骤S3计算获取的滤波输出值P′G(n)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，储能功率指令值PB(n)计算如下：
PB(n)＝P′G(n)-PW(n)；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束；
S5.2，当SOC(n)<25％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束；
S5.3，当SOC(n)>75％时，计算风功率波动值KW，根据KW绝对值的大小进行相应的储能功率指令值PB(n)计算，结束。
7.如权利要求6所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S5.2包含：
S5.2.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
S5.2.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.2.3；当KW>K时，跳转至所述步骤S5.1，结束；
S5.2.3，根据所述步骤S1中所述电网功率寄存器存储的PG(n-1)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)-KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
8.如权利要求6所述的用于风储系统的协调控制策略方法，其特征在于，所述步骤S5.3包含：
S5.3.1，计算风功率波动值KW：
KW＝(PW(n)-PW(n-k))/kΔt；
S5.3.2，判断KW绝对值是否大于设定的阈值K；当KW≤K时，跳转至步骤S5.3.3；当KW>K时，跳转至所述步骤S5.1，结束；
S5.3.3，根据所述步骤S1中所述电网功率寄存器存储的PG(n-1)、所述步骤S2计算获取的风场输出功率值PW(n)，计算储能功率指令值PB(n)：
PB(n)＝PG(n-1)-PW(n)+KΔt；
根据上述储能功率指令值PB(n)对风储系统进行储能控制，结束。
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