CN112803445A - 一种风储系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种风储系统及其控制方法，该风储系统包括：控制柜和至少一个共直流母线子系统；该共直流母线子系统包括：至少两个储能变流系统，和，至少两个风机系统及其风电变流器；各个风机系统分别通过各自的风电变流器连接风储系统的并网点；各个风电变流器的直流侧与各储能变流系统的电能端口均相连，进而使每个共直流母线子系统内部均能够实现各个储能变流系统的共享，当某个储能变流系统的储能容量被用完后，能够通过控制柜调度其他储能变流系统继续为风机系统储能，实现多个储能变流系统之间的联动，进而降低了系统的弃电率，提高了系统的供电可靠性和灵活性。

Description

一种风储系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及风电技术领域，具体涉及一种风储系统及其控制方法。

背景技术

绿色、清洁是能源发展的主要趋势，在新能源中风电是主要构成部分。风电主要是将风的动能转化为风机的机械能，再由风电变流器转化为电能馈入电网。

和大多数新能源一样，风电同样存在出力不稳定的情况，而传统的火电、水电机组就不存在该问题。但是，随着新能源不断的发展，其在能源比例中所占比重越来越高，化石能源所占比重不断下降，导致采用传统机组调峰调调频的压力越来越大。

为了缓解传统机组调峰调频的压力，在新能源发电站中配备了储能，以用来平滑新能源出力、调峰调频、降低弃电。目前，在新能源发电站中配备储能的方式包括：在升压站内集中式配置，即将储能配置在如图1所示的交流侧，以及，在各个风机处分散配置，即将储能配置在如图2所示的直流侧。其中，集中式配置存在用地面积过大，且需配置储能专用变压器的问题；而分散配置虽然可以将储能配置在风塔内，节约占地，还能在运维检修时给风塔提供电力、故障时充当EPS电源，但是其在各个风机处分散配置的储能容量较小，且储能利用率低，一旦某一台风机把相应的储能容量用完后，则无法对后续风机产能进行存储，弃电率高、供电可靠性低。

发明内容

对此，本申请提供一种风储系统及其控制方法，以解决现有储能配置方式在某一台风机用完相应的储能容量后，无法对后续风机产能进行存储，造成弃电率高、供电可靠性低的问题。

为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

本发明第一方面公开了一种风储系统，包括：控制柜和至少一个共直流母线子系统；所述共直流母线子系统包括：至少两个储能变流系统，和，至少两个风机系统及其风电变流器；所述共直流母线子系统中：

各所述风机系统分别通过各自的所述风电变流器连接所述风储系统的并网点；

各所述风电变流器的直流侧与各所述储能变流系统的电能端口均相连；

各所述风机系统、各所述风电变流器及各所述储能变流系统分别与所述控制柜通信连接。

可选地，在上述的风储系统中，至少一个所述风电变流器的直流侧，和/或，至少一个所述储能变流系统的电能端口，连接至相同电位线缆的支路上还分别设置有相应的开关。

可选地，在上述的风储系统中，至少一个所述风电变流器，还通过其直流侧与其预设距离范围内所述储能变流系统的电能端口相连。

可选地，在上述的风储系统中，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统之间，通过线形连接或环状连接实现直流侧耦合。

可选地，在上述的风储系统中，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统之间相连的支路上还设置有相应的开关。

可选地，在上述的风储系统中，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统构成一个单元，各所述单元之间采用直流母线环路连接或分布式连接。

可选地，在上述的风储系统中，所述储能变流系统，包括：一个直流变换器和至少一个储能装置；

各所述储能装置通过所述直流变换器与所述储能变流系统的电能接口相连；

各所述储能装置及所述直流变换器均与所述控制柜通信连接。

可选地，在上述的风储系统中，还包括：至少一个光伏阵列及其逆变器；

所述光伏阵列分别通过各自的所述逆变器连接所述风储系统的并网点；

所述逆变器的直流侧与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述逆变器与所述控制柜通信连接。

可选地，在上述的风储系统中，还包括：至少一个制氢系统及其制氢变换器；

所述制氢系统通过各自的所述制氢变换器与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述制氢变换器与所述控制柜通信连接。

可选地，在上述的风储系统中，所述制氢变换器包括：第一直流侧和第二直流侧；或者，第一直流侧、第二直流侧及交流侧；

所述第一直流侧连接对应的所述制氢系统；

所述第二直流侧连接相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口；

所述交流侧连接所述风储系统的并网点。

可选地，在上述的风储系统中，还包括：至少一个充电桩及其充电变换器；

所述充电桩通过各自的所述充电变换器与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述充电变换器与所述控制柜通信连接。

本申请第二方面公开了一种风储系统的控制方法，应用于如第一方面公开的任一项所述的风储系统中的控制柜；所述控制方法包括：

接收调整功率指令；

根据所述调整功率指令，控制所述风储系统中各储能变流系统的功率，并决定所述风储系统的能量流向。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，所述调整功率指令来源于：

所述风储系统中风电变流器、一次调频装置、AGC(Automatic GenerationControl，自动发电控制)及AVC(Automatic Voltage Control，自动电压控制)中的至少一个。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，所述决定所述风储系统的能量流向，包括：

对所述风储系统中的各风电变流器，分别判断其预设距离范围内所述储能变流系统是否满足其所需功率或能量；

对于判断结果为是的所述风电变流器，控制其预设距离范围内所述储能变流系统为其提供充放电额度；

对于判断结果为否的所述风电变流器，控制其他所述风电变流器和/或其他所述储能变流系统为其提供充放电额度。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，控制其他所述储能变流系统为其提供充放电额度，包括：

针对每一所述储能变流系统的SOC，分别进行所述充放电额度分配。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，所述决定所述风储系统的能量流向之后，还包括：

向在预设时间阈值内未接收到调度指令的所述储能变流系统，下发容量恢复指令，使所述储能变流系统中储能装置的容量恢复至预设值。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，在接收调整功率指令之后，还包括：

根据所述调整功率指令，控制所述风储系统中各风机系统以最大化功率输出。

可选地，在上述的风储系统的控制方法中，所述风电变流器与所述储能变流系统之间设置有相应开关时，在任意步骤前后，还包括：

监测到所述风储系统出现异常时，向所述风储系统中相应开关下发断开指令。

基于上述本发明提供的风储系统，该风储系统包括：控制柜和至少一个共直流母线子系统；共直流母线子系统包括：至少两个储能变流系统，和，至少两个风机系统及其风电变流器；共直流母线子系统中，各个风机系统分别通过各自的风电变流器连接风储系统的并网点；各个风电变流器的直流侧与各储能变流系统的电能端口均相连；各个风机系统、各个风电变流器及各储能变流系统分别与控制柜通信连接；也即，本申请提供的风储系统中各个共直流母线子系统内部均能够实现各个储能变流系统的共享，当某个储能变流系统的储能容量被用完后，能够通过控制柜调度其他储能变流系统继续为风机系统储能，实现多个储能变流系统之间的联动，进而降低了系统的弃电率，提高了系统的供电可靠性和灵活性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1至图2为现有的两种风储系统的结构示意图；

图3至图6为本申请实施例提供的四种风储系统的结构示意图；

图7为本申请实施例提供的一种风储系统的控制方法的流程图；

图8为本申请实施例提供的一种决定风储系统的能量流向的流程图；

图9为本申请实施例提供的另一种风储系统的控制方法的流程图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本申请实施例提供了一种风储系统，以解决现有储能配置方式在某一台风机用完相应的储能容量后，无法对后续风机产能进行存储，造成弃电率高、供电可靠性低的问题。

请参见图3，该风储系统主要包括：控制柜101和至少一个共直流母线子系统102。其中，图3仅以一个共直流母线子系统102为例，但在实际应用中，共直流母线子系统102个数可根据具体应用情况或者用户需求自行确定，本申请不作限定，无论风储系统中包括多少共直流母线子系统102均属于本申请的保护范围。

同样参见图3，该共直流母线子系统102包括：至少两个储能变流系统1021，和，至少两个风机系统1022及其风电变流器1023。共直流母线子系统102中：

各风机系统1022分别通过各自的风电变流器1023连接风储系统的并网点。

在风储系统的运行过程中，风机系统1022在将风能转换为机械能后，由各自的风电变流器1023通过变压器馈入电网。

各风电变流器1023的直流侧与各储能变流系统1021的电能端口均相连。

实际应用中，同样如图3所示，储能变流系统1021主要包括：一个直流变换器201和至少一个储能装置202。

各储能装置202通过直流变换器201与储能变流系统1021的电能接口相连。

各储能装置202与控制柜101通信连接。

需要说明的是，该储能装置202输出的电流为直流电。实际应用中，该储能装置202可以是磷酸铁锂电池、三元锂电池或者是液流电池，当然，还可以是其他电储能装置，本申请对储能装置202的具体类型不作限定，均属于本申请的保护范围。

还需要说明的是，除了上述电池的具体类型外，该储能装置202还应该是一个包括了如通信、监控等功能的整套储能装置，而非单个电芯；其他部分与现有技术相同，不再一一赘述。

需要说明的是，储能变流系统1021中储能装置202的个数和直流变换器201的个数可以是1:1配置，也可以n:1配置，n为大于2的正整数，视其具体应用环境和用户需求自行确定即可，无论储能装置202的个数和直流变换器201的个数具体取何值，均属于本申请的保护范围内。

各风机系统1022、各风电变流器1023及各储能变流系统1021分别与控制柜101通信连接。

其中，控制柜101主要检测各风机系统1022和风电变流器1023的运行状态，并与储能变流系统1021中的直流变换器201通信，控制直流变换器201的工作状态。

实际应用中，至少一个风电变流器1023的直流侧，和/或，至少一个储能变流系统1021的电能端口，连接至相同电位线缆的支路上还分别设置有相应的开关。通过每个风电变流器1023与储能变流系统1021连接至直流母线之间的开关，就可以控制各个风电变流器1023和各个储能变流系统1021与直流母线之间回路的通断，从而能够利用多个储能变流系统1021实现对各个风机系统1022产能的存储。

需要说明的是，可视具体应用环境和用户需求，将开关设置于风电变流器1023与储能变流系统1021之间的全部支路上，或者部分回路上，本申请对开关设置的具体位置和数量不作限定，均属于本申请的保护范围。

还需要说明的是，该风储系统中，储能变流系统1021和风机系统1022的数量可视具体应用环境和用户需求确定，本申请不作具体限定，均属于本申请的保护范围。

基于上述原理，在本实施例提供的风储系统中各个共直流母线子系统102内部均能够实现各个储能变流系统1021的共享，当某个储能变流系统1021的储能容量被用完后，能够通过控制柜101调度其他储能变流系统1021继续为风机系统1022储能，实现多个储能变流系统1021之间的联动，进而降低了系统的弃电率，相对于简单的单机耦合，提高了系统的供电可靠性和灵活性。

另外，相对于交流耦合，本实施例提供的风储系统，采用储能直流耦合还可以适当降低成本。

实际应用中，风机系统1022的选址需要考虑到众多因素，各个风机系统位置可能相距较远，尽管风储系统中各个风电变流器1023与各个储能变流系统1021的电能端口均相连，能够使得风储系统中各个风电变流器1023实现能量共享，但由于有些储能变流系统1021距离风电变流器1023距离较远，远距离的能量传输损耗较大。

对此，在本申请提供的另一实施例中，该风储系统中至少一个风电变流器1023，还通过其直流侧与其预设距离范围内储能变流系统1021的电能端口相连。

需要说明的是，在预设距离范围内与风电变流器1023的直流侧相连的各个储能变流系统1021可视为该风电变流器1023的本地储能变流系统，因此，风电变流器1023通过其直流侧与在预设距离内储能变流系统1021的电能端口相连后，能够提供单独本地能量传输支路，在实际运行过程中，可以优先通过本地能量传输支路实现充放电功能，从而能够避免远距离传输损耗。

还需要说明的是，预设距离范围的具体取值，可视具体应该环境和用户需求自行确定，本申请对其不作具体限定，只要保证风电变流器1023与预设范围内的储能变流系统1021进行能量传输时所产生的损耗较小即可。

实际应用中，可根据具体应用环境和用户需求的不同，在风电变流器1023与其预设距离范围内储能变流系统1021之间，选择通过线形连接，或者环状连接实现直流侧耦合。本申请对风电变流器1023与预设距离范围内的储能变流系统1021之间的具体直流侧耦合方式不作限定，均属于本申请的保护范围。

可选地，在具体应用过程中，风电变流器1023与其预设距离范围内储能变流系统1021之间相连的支路上还设置有相应的开关。通过相应的开关，能够控制风电变流器1023与各个储能变流系统1021之间的能量传输回路的通断，进而能够控制风能变流器1023为其本地储能变流系统充放电，或者，断开储能变流系统1021与其本地风电变流器之间的连接，甚至能够控制风能变流器1023向指定的储能变流系统1021充放电，更进一步降低了系统的弃电率，以及提高了系统的供电可靠性和灵活性。

在上述内容的基础之上，优选的，每一风电变流器1023与其预设距离范围内储能变流系统1021构成一个单元，也即分布式系统的一个组成单元，各单元之间采用直流母线环路连接或分布式连接。

在上述的基础之上，请参见图4，本申请另一实施例提供的风储系统还包括：至少一个光伏阵列301及其逆变器302。图4仅以一个光伏阵列301及其逆变器302为例，但在实际应用中，光伏阵列301及其逆变器302的个数可根据具体应用情况或者用户需求自行确定，本申请不作限定，均属于本申请的保护范围。

光伏阵列301分别通过各自的逆变器302连接风储系统的并网点。

逆变器302的直流侧与相应共直流母线子系统102中各风电变流器1023的直流侧及各储能变流系统1021的电能端口相连。

其中，逆变器302的直流侧指代逆变器302的直流母线，根据实际应用需求，其前级可以设置有相应的DCDC变换器。

逆变器302与控制柜101通信连接。

实际应用中，增设了光伏阵列301及其逆变器302之后的风储系统，可同时利用太阳能和风能进行发电，增加了系统发电量。

需要说明的是，关于光伏阵列301和逆变器302为现有设备，相关说明参见现有技术即可，此处不再赘述。

在上述的基础之上，本申请提供的另一实施例中，请参见图5，该风储系统还包括：至少一个制氢系统401及其制氢变换器402，图5仅以一个制氢系统401及其制氢变换器402为例。但在实际应用中，制氢系统401及其制氢变换器402的个数可根据具体应用情况或者用户需求自行确定，本申请不作限定，均属于本申请的保护范围。

制氢系统401通过各自的制氢变换器402与相应共直流母线子系统102中各风电变流器1023的直流侧及各储能变流系统1021的电能端口相连。

实际应用中，若制氢变换器402仅为DCDC变换器时，其端口包括：第一直流侧和第二直流侧，也即图5示出的情况；其中，第一直流侧连接对应的制氢系统401；第二直流侧连接相应共直流母线子系统中各个风电变流器1023的直流侧及各储能变流系统1021的电能端口。

若制氢变换器402包括DCDC变换器及DCAC变换器时，其端口包括第一直流侧、第二直流侧及交流侧(未进行图示)。其中，第一直流侧连接对应的制氢系统401；第二直流侧连接相应共直流母线子系统中各个风电变流器1023的直流侧及各储能变流系统1021的电能端口；交流侧连接风储系统的并网点。也即，制氢系统401通过DCDC变换器与相应共直流母线子系统共享直流母线，并进一步通过DCAC变换器实现并网连接。

制氢变换器402与控制柜101通信连接。

实际应用中，增设了制氢系统401及其制氢变换器402之后的风储系统，可同时利用氢能和风能进行发电，不仅增加了系统发电量，还能在风能输出不足时，通过氢能发电进行补充，更进一步提高了系统的稳定性。

需要说明的是，制氢系统401和制氢变换器402为现有设备，相关说明参见现有技术即可，此处不再赘述。

在上述的基础之上，本申请提供的另一实施例中，请参见图6，该风储系统还包括：至少一个充电桩501及其充电变换器502，图6仅以一个充电桩501及其充电变换器502为例。但在实际应用中，充电桩501及其充电变换器502的个数可根据具体应用情况或者用户需求自行确定，本申请不作限定，均属于本申请的保护范围。

充电桩501通过各自的充电变换器502与相应共直流母线子系统102中各风电变流器1023的直流侧及各储能变流系统1021的电能端口相连。

充电变换器502与控制柜101通信连接。

实际应用中，增设了充电桩501及其充电变换器502之后的风储系统，可以为电动汽车进行充电。

需要说明的是，充电桩501和充电变换器502为现有设备，相关说明参见现有技术即可，此处不再赘述。

在上述实施例提供的风储系统的基础之上，本申请另一实施例还提供了一种风储系统的控制方法，请参见图7，该控制方法应用于上述任一实施例所述风储系统中的控制柜，主要包括以下步骤：

S101、接收调整功率指令。

实际应用中，调整功率指令来源于：风储系统中风电变流器、一次调频装置、AGC及AVC中的至少一个。

当然，调整功率指令的来源还可视具体应用环境和用户需求确定，本申请不作具体限定，均属于本申请的保护范围。

S102、根据调整功率指令，控制风储系统中各储能变流系统的功率，并决定风储系统的能量流向。

实际应用中，控制柜可以根据不同类型的调整功率指令，自行决定相应指令的优先级，然后控制各个储能变流系统中直流变换器的工作状态，使得相应的各个储能装置输出或存储满足需求的功率。

若风储系统中各个共直流母线子系统中的储能变流系统和风电变流器与直流母线之间无相应开关，则共直流母线子系统中的各个储能变流系统和各个风电变流器均直接连接至直流母线。当风储系统并网存在剩余功率时，会通过直流母线对各个储能变流系统进行充电；当风储系统并网功率不足时，各个储能变流系统将通过直流母线进行放电。各个储能变流系统进行充放电时，其具体功率可以是根据各自内部储能装置的SOC进行分配的，也可以是按照固定的预设顺序进行分配，例如，按照各个储能装置的新旧程度等，当然，还能够采用平均分配的方式，此处不做限定，视其具体应用环境而定即可，均在本申请的保护范围内。

若共直流母线子系统中的各个储能变流系统和各个风电变流器分别通过相应的开关连接至直流母线，且各个风电变流器还通过其直流侧与其预设距离范围内储能变流系统的电能端口相连，则步骤S102中决定风储系统的能量流向的具体过程可以如图8所示，包括：

S201、对风储系统中的各风电变流器，分别判断其预设距离范围内储能变流系统是否满足其所需功率或能量。

若判断结果为是，也即预设距离范围内储能变流系统满足其所需功率或能量，则执行步骤S202；若判断结果为否，也即预设距离范围内储能变流系统不满足其所需功率或能量，则执行步骤S203。

S202、控制其预设距离范围内储能变流系统为其提供充放电额度。

实际应用中，由于在预设范围内的储能变流系统为风电变流器的本地储能变流系统，其与风电变流器之间具有单独的本地能量传输支路，通过该本地能量传输支路能够避免远距离传输产生的损耗，此时可以断开其与直流母线连接，仅保留其与本地储能变流系统的连接。

S203、控制其他风电变流器和/或其他储能变流系统为其提供充放电额度。

实际应用中，由于在预设范围内为风电变流器的本地储能变流系统的储能变流系统的充放电额度已经无法满足风电变流器所需功率或能量，此时为了满足风电变流器的输出需求，需要控制其他风电变流器和/或其他储能变流系统提供相应的充放电额度，此时将同时控制这些设备的开关及本地储能变流系统的开关闭合。

需要说明的是，在控制其他储能变流系统为风电变流器提供充放电额度的过程中，可以针对每个储能变流系统中储能装置的SOC，对各个储能变流系统的充放电额度进行分配，也可以是按照预设顺序固定的进行分配，或者进行平均分配。本申请对分配的方式不作限定，均属于本申请的的保护范围。

也即，当本风电变流器所需功率或能量由其本地储能可以满足时，由本地储能提供充放电额度，断开对外的开关；当本风电变流器所需功率和能量本地储能不能满足时，会从其他风电变流器及储能变流系统处充放电。

基于上述原理，在本实施例中，控制柜可以根据调整功率指令，控制风储系统中各储能变流系统的功率，并决定风储系统的能量流向，不仅能够协调储能变流系统的能量输出，提高风储系统的供电可靠性和灵活性，还能灵活利用风储系统中各个储能变流系统的存储容量，减少风储系统的弃电率。

可选地，在本申请提供的另一实施例中，请参见图9，在执行步骤S102中决定风储系统的能量流向之后，还包括：

S301、向在预设时间阈值内未接收到调度指令的储能变流系统，下发容量恢复指令，使储能变流系统中储能装置的容量恢复至预设值。

其中，预设时间阈值的具体取值，可视具体应用环境和用户需求自行确定，例如，可以是几十分钟，或者是几小时，甚至几天，无论其具体取何值，均属于本申请的保护范围。

需要说明的是，由于储能变流系统在预设时间阈值内未接收到调度指令，可视为无需该储能变流系统提供充放电额度，此时，为了保证储能变流系统的存储容量得到最大利用，可以将未接收到调度指令的储能变流系统中的储能装置的容量恢复至预设值。

可选地，在本申请提供的另一实施例中，在执行步骤S101、接收调整功率指令之后，还包括：

S401、根据调整功率指令，控制风储系统中各风机系统以最大化功率输出。

实际应用中，分别针对风储系统并网功率超限或者不足的情况，控制柜能够根据调整功率指令，协调风储系统中各个储能变流系统进行充放电，以使得风储系统的发电量最大化。

可选地，在本申请提供的另一实施例中，若风储系统中风电变流器与储能变流系统之间设置有相应开关，在任意步骤前后，还包括步骤S501：

S501、监测到风储系统出现异常时，向风储系统中相应开关下发断开指令。

需要说明的是，由于风储系统中风电变流器与储能变流系统之间设置有相应开关，所以监测到风储系统出现异常时，可以向风储系统中相应开关下发断开指令，以避免异常导致故障对风储系统中相关设备的危害。

本说明书中的各个实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

Claims (18)

1.一种风储系统，其特征在于，包括：控制柜和至少一个共直流母线子系统；所述共直流母线子系统包括：至少两个储能变流系统，和，至少两个风机系统及其风电变流器；所述共直流母线子系统中：

各所述风机系统分别通过各自的所述风电变流器连接所述风储系统的并网点；

各所述风电变流器的直流侧与各所述储能变流系统的电能端口均相连；

各所述风机系统、各所述风电变流器及各所述储能变流系统分别与所述控制柜通信连接。

2.根据权利要求1所述的风储系统，其特征在于，至少一个所述风电变流器的直流侧，和/或，至少一个所述储能变流系统的电能端口，连接至相同电位线缆的支路上还分别设置有相应的开关。

3.根据权利要求1所述的风储系统，其特征在于，至少一个所述风电变流器，还通过其直流侧与其预设距离范围内所述储能变流系统的电能端口相连。

4.根据权利要求3所述的风储系统，其特征在于，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统之间，通过线形连接或环状连接实现直流侧耦合。

5.根据权利要求3所述的风储系统，其特征在于，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统之间相连的支路上还设置有相应的开关。

6.根据权利要求3所述的风储系统，其特征在于，所述风电变流器与其预设距离范围内所述储能变流系统构成一个单元，各所述单元之间采用直流母线环路连接或分布式连接。

7.根据权利要求1-6任一项所述的风储系统，其特征在于，所述储能变流系统，包括：一个直流变换器和至少一个储能装置；

各所述储能装置通过所述直流变换器与所述储能变流系统的电能接口相连；

各所述储能装置及所述直流变换器均与所述控制柜通信连接。

8.根据权利要求1-6任一项所述的风储系统，其特征在于，还包括：至少一个光伏阵列及其逆变器；

所述光伏阵列分别通过各自的所述逆变器连接所述风储系统的并网点；

所述逆变器的直流侧与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述逆变器与所述控制柜通信连接。

9.根据权利要求1-6任一项所述的风储系统，其特征在于，还包括：至少一个制氢系统及其制氢变换器；

所述制氢系统通过各自的所述制氢变换器与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述制氢变换器与所述控制柜通信连接。

10.根据权利要求9所述的风储系统，其特征在于，所述制氢变换器包括：第一直流侧和第二直流侧；或者，第一直流侧、第二直流侧及交流侧；

所述第一直流侧连接对应的所述制氢系统；

所述第二直流侧连接相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口；

所述交流侧连接所述风储系统的并网点。

11.根据权利要求1-6任一项所述的风储系统，其特征在于，还包括：至少一个充电桩及其充电变换器；

所述充电桩通过各自的所述充电变换器与相应所述共直流母线子系统中各所述风电变流器的直流侧及各所述储能变流系统的电能端口相连；

所述充电变换器与所述控制柜通信连接。

12.一种风储系统的控制方法，其特征在于，应用于如权利要求1-11任一项所述的风储系统中的控制柜；所述控制方法包括：

接收调整功率指令；

根据所述调整功率指令，控制所述风储系统中各储能变流系统的功率，并决定所述风储系统的能量流向。

13.根据权利要求12所述的风储系统的控制方法，其特征在于，所述调整功率指令来源于：

所述风储系统中风电变流器、一次调频装置、自动发电控制AGC及自动电压控制AVC中的至少一个。

14.根据权利要求12所述的风储系统的控制方法，其特征在于，所述决定所述风储系统的能量流向，包括：

对所述风储系统中的各风电变流器，分别判断其预设距离范围内所述储能变流系统是否满足其所需功率或能量；

对于判断结果为是的所述风电变流器，控制其预设距离范围内所述储能变流系统为其提供充放电额度；

对于判断结果为否的所述风电变流器，控制其他所述风电变流器和/或其他所述储能变流系统为其提供充放电额度。

15.根据权利要求14所述的风储系统的控制方法，其特征在于，控制其他所述储能变流系统为其提供充放电额度，包括：

针对每一所述储能变流系统的SOC，分别进行所述充放电额度分配。

16.根据权利要求12所述的风储系统的控制方法，其特征在于，所述决定所述风储系统的能量流向之后，还包括：

向在预设时间阈值内未接收到调度指令的所述储能变流系统，下发容量恢复指令，使所述储能变流系统中储能装置的容量恢复至预设值。

17.根据权利要求12-16任一项所述的风储系统的控制方法，其特征在于，在接收调整功率指令之后，还包括：

根据所述调整功率指令，控制所述风储系统中各风机系统以最大化功率输出。

18.根据权利要求12-16任一项所述的风储系统的控制方法，其特征在于，所述风电变流器与所述储能变流系统之间设置有相应开关时，在任意步骤前后，还包括：

监测到所述风储系统出现异常时，向所述风储系统中相应开关下发断开指令。

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