CN112928765A - 风光储变流系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种风光储变流系统及其控制方法，通过控制单元协调控制风力发电机组、光伏逆变系统以及储能系统，完成风光储变流系统稳定功率输出，优化了系统的拓扑结构。当风力发电机组和光伏逆变系统中的任意一个运行于满发功率时，还可以通过储能系统中的双向DC/DC变换器，由另外一个进行并网输出，确保风光储变流系统实现并网功率最大化。

Description

风光储变流系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及电力电子技术领域，特别涉及一种风光储变流系统及其控制方法。

背景技术

随着化石能源日渐枯竭以及生态环境污染问题日益严重，风能、太阳能等清洁可再生能源的开发利用得到大力发展。但是，风力、太阳能发电具有不稳定性和间歇性等特点，其发电量受到天气等因素的影响，因此单独的风电场和光伏电站很难维持连续稳定的能量输出，对电网的安全稳定带来较大的隐患。

风光互补发电很大程度上能进行能量互补，如果再加入储能装置组成风光储发电系统，可以极大的缓解风力发电、太阳能发电等可再生清洁能源的波动问题，使得不稳定的能源变成稳定的高品质的能源。

然而，现有技术中的风光储发电系统，其风力发电支路和太阳能发电支路，或者独立运行，或者共同通过风力发电支路中的网侧变流器进行并网输出，如果独立运行的两条支路中的任意一条或者共同输出的网侧变流器运行于满发功率，则将导致系统的功率浪费。

发明内容

本发明实提供一种风光储变流系统及其控制方法，以避免系统的功率浪费问题。

为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

本发明第一方面提供了一种风光储变流系统，包括：风力发电机组、光伏逆变系统、储能系统以及控制单元；其中：

所述风力发电机组与所述光伏逆变系统均与电网相连；

所述光伏逆变系统中光伏阵列的输出端，通过所述储能系统中的双向DC/DC变换器，连接所述风力发电机组中的公共直流母线；

所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统均受控于所述控制单元。

优选的，所述储能系统包括：电池单元、所述双向DC/DC变换器、第五开关、第六开关、第七开关及第八开关；其中：

所述电池单元分别与所述第六开关的第一端及所述第八开关的第一端相连；

所述第六开关的第二端分别与所述双向DC/DC变换器的一侧以及所述第七开关的第一端相连；

所述第七开关的第二端与所述光伏阵列的输出端以及所述逆变器的直流侧相连；

所述第八开关的第二端分别与所述双向DC/DC变换器的另一侧以及所述第五开关的第一端相连；

所述第五开关的第二端与所述公共直流母线相连；

所述双向DC/DC变换器的通信端、所述第五开关的控制端、所述第六开关的控制端、所述第七开关的控制端及所述第八开关的控制端，均与所述控制单元相连。

优选的，所述光伏逆变系统包括：所述光伏阵列、逆变器、第三开关、变压器以及第四开关；其中：

所述光伏阵列的输出端，依次通过所述逆变器、所述第三开关、所述变压器以及所述第四开关，连接电网；

并且，所述光伏阵列的输出端，还依次通过所述逆变器和所述第三开关，为所述风力发电机组的风机配电系统供电；

所述逆变器的通信端、所述第三开关的控制端以及所述第四开关的控制端，均与所述控制单元相连。

优选的，所述风力发电机组包括：风机、发电机、风机变流器以及所述风机配电系统；

所述风机依次通过所述发电机和所述风机变流器连接电网；

所述风机变流器的通信端和控制端均与所述控制单元相连。

优选的，所述风机变流器为：全功率变换器或者双馈变流器。

优选的，所述风机变流器至少包括：第一开关、第二开关、机侧变流器及网侧变流器；其中：

所述第一开关的第一端与所述发电机相连；

所述第一开关的第二端与所述机侧变流器的交流侧相连；

所述机侧变流器的直流侧和所述网侧变流器的直流侧均与所述公共直流母线相连；

所述网侧变流器的交流侧通过所述第二开关连接电网；

所述机侧变流器的通信端、所述网侧变流器的通信端、所述第一开关的控制端以及所述第二开关的控制端，均与所述控制单元相连。

本发明第二方面提供了一种风光储变流系统的控制方法，应用于上述任一所述的风光储变流系统的控制单元；所述风光储变流系统的控制方法包括：

根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式；

分别控制所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统进入相应的工作模式，以使所述风光储变流系统实现并网功率最大化。

优选的，根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式，包括：

若所述发电机的输出功率小于等于所述风力发电机组中风机变流器的满发功率，则确定所述风力发电机组的工作模式为所述风机变流器并网输出；

若所述光伏阵列的输出功率小于等于所述光伏逆变系统中逆变器的满发功率，则确定所述光伏逆变系统的工作模式为所述逆变器并网输出；

若所述发电机的输出功率小于等于所述风机变流器的额定功率，且，所述光伏阵列的输出功率大于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述储能系统中双向DC/DC变换器向所述风机变流器中公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率大于所述风机变流器的满发功率，且，所述光伏阵列的输出功率小于等于所述逆变器的额定功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述发电机依次通过所述风机变流器中的机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率大于所述风机变流器的满发功率，且，所述光伏阵列的输出功率大于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述双向DC/DC变换器向所述储能系统中的电池单元输出电能或者所述发电机依次通过所述机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述电池单元输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率小于等于所述风机变流器的额定功率，且，所述光伏阵列的输出功率小于等于所述逆变器的额定功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述电池单元通过所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧或者所述公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率与所述光伏阵列的输出功率之和小于等于所述风机变流器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述双向DC/DC变换器向所述公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器并网输出；

若所述发电机的输出功率与所述光伏阵列的输出功率之和小于等于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述发电机依次通过所述机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述逆变器并网输出。

优选的，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

判断是否接收到限电指令；

若接收到所述限电指令，则在所述光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统为所述风力发电机组中的风机配电系统供电。

优选的，在确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统为所述风力发电机组中的风机配电系统供电的同时，还包括：

若所述光伏阵列的输出功率大于所述光伏逆变系统中逆变器的满发功率，或者，若接收到充电指令，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述储能系统接收所述光伏阵列的输出电能。

优选的，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

判断所述光伏逆变系统中的逆变器或所述风力发电机组中风机变流器的网侧变流器是否出现故障；

若所述逆变器出现故障，则在所述光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏阵列通过所述储能系统中的双向DC/DC变换器向所述公共直流母线输出电能，并且所述风力发电机组中的风机变流器并网输出；

若所述网侧变流器出现故障，则在所述发电机的输出功率满足风力发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述风力发电机组中的发电机依次通过所述风力发电机组内风机变流器中的机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述逆变器并网输出。

优选的，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

在需要净化电网时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统中的逆变器接收光伏阵列或者所述储能系统的输出电能，并进行逆变后输出至电网。

本发明实施例提供的风光储变流系统，通过控制单元协调控制风力发电机组、光伏逆变系统以及储能系统，完成风光储变流系统稳定功率输出，优化了系统的拓扑结构。当风力发电机组和光伏逆变系统中的任意一个运行于满发功率时，还可以通过储能系统中的双向DC/DC变换器，由另外一个进行并网输出，确保风光储变流系统实现并网功率最大化。

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为本发明实施例提供的风光储变流系统的结构示意图；

图2为本发明实施例提供的风光储变流系统的储能系统的结构示意图；

图3为本发明实施例提供的风光储变流系统的光伏逆变系统的结构示意图；

图4为本发明实施例提供的风光储变流系统的风力发电机组的结构示意图；

图5为本发明实施例提供的风力发电机组中的风机变流器的结构示意图；

图6为本发明实施例提供的风光储变流系统的连接示意图；

图7为本发明另一实施例提供的风光储变流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。

本发明提供一种风光储变流系统，以降低限电时风电场风机设备配电系统的功率损耗。

该风光储变流系统中，其结构示意图如图1所示，包括：风力发电机组101、光伏逆变系统103、储能系统102以及控制单元104；其中：

风力发电机组101与光伏逆变系统103均与电网相连。

具体的，风力发电机组101如图4和图6所示，包括：风机、发电机、风机变流器以及风机配电系统(图4中未显示)；其中，风机变流器可以是全功率变流器或者双馈变流器，视具体应用情况而定，均在本发明保护范围之内。风机依次通过发电机和风机变流器连接电网，构成全功率风机并网系统或者双馈风机并网系统，向电网输送能量。以如图5和图6为例进行展示，该风机变流器至少包括第一开关K1、第二开关K2、机侧变流器A1及网侧变流器A2，第一开关K1的第一端与发电机相连；第一开关K1的第二端与机侧变流器A1的交流侧相连；机侧变流器A1的直流侧和网侧变流器A2的直流侧均与公共直流母线相连；网侧变流器A2的交流侧通过第二开关K2连接电网。

光伏逆变系统103如图3和图6所示，包括光伏阵列PV、逆变器A3、第三开关K3、变压器A5以及第四开关K4，光伏阵列PV的输出端依次通过逆变器A3、第三开关K3、变压器A5以及第四开关K4，连接电网，构成并网型光伏逆变器系统，向电网输送能量。

光伏逆变系统中光伏阵列PV的输出端，通过储能系统中的双向DC/DC变换器A4，连接风力发电机组中的公共直流母线；如图6所示。

其中，储能系统102如图2和图6所示，包括电池单元A6、双向DC/DC变换器A4、第五开关K5、第六开关K6、第七开关K7及第八开关K8。电池单元A6分别与第六开关K6的第一端及第八开关K8的第一端相连；第六开关K6的第二端分别与双向DC/DC变换器A4的一侧以及第七开关K7的第一端相连；第七开关K7的第二端与光伏阵列PV的输出端以及逆变器A3的直流侧相连；第八开关K8的第二端分别与双向DC/DC变换器A4的另一侧以及第五开关K5的第一端相连；第五开关K5的第二端与公共直流母线相连。通过控制第六开关K6和第八开关K8的通断来选择充电储能系统或者放电储能系统。

如图6所示，光伏阵列PV的输出端，不仅可以通过逆变器A3通过第三开关K3、变压器A5以及第四开关K4向电网输送能量，而且还可以依次经过第七开关K7、双向DC/DC变换器A4以及第五开关K5连接至公共直流母线，通过网侧变流器A2及第二开关K2向电网输送能量。风力发电机组101中机侧变流器A1的能量，不仅可以通过网侧变流器A2及第二开关K2向电网输送，而且还可以依次经过公共直流母线、第五开关K5、双向DC/DC变换器A4以及第七开关K7，由逆变器A3通过第三开关K3、变压器A5以及第四开关K4输向电网。

参见图6，当网侧变流器A2运行于满发功率而逆变器A3未运行于满发功率时，机侧变流器A1的能量还可以依次经过公共直流母线、第五开关K5、双向DC/DC变换器A4以及第七开关K7，与光伏阵列PV输出的能量一起由逆变器A3通过第三开关K3、变压器A5以及第四开关K4输向电网；而当逆变器A3运行于满发功率而网侧变流器A2未运行于满发功率时，光伏阵列PV输出的能量还可以依次经过第七开关K7、双向DC/DC变换器A4以及第五开关K5连接至公共直流母线，与机侧变流器A1输出的能量一起通过网侧变流器A2及第二开关K2向电网输送。

风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统均受控于控制单元。

风力发电机组的风机变流器的通信端和控制端均与控制单元相连，具体为机侧变流器A1的通信端、网侧变流器A2的通信端、第一开关K1的控制端以及第二开关K2的控制端均与控制单元相连。光伏逆变系统的逆变器A3的通信端、第三开关K3的控制端以及第四开关K4的控制端均与控制单元相连。储能系统的双向DC/DC变换器A4的通信端、第五开关K5的控制端、第六开关K6的控制端、第七开关K7的控制端以及第八开关K8的控制端均与控制单元相连。

本实施例提供的风光储变流系统完整的连接示意图如图6所示，但这仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，本领域技术人员在无需付出创造性劳动得到系统拓扑结构均属于本发明的保护范围。

本实施例提供的风光储变流系统，通过控制单元协调控制风力发电机组、光伏逆变系统以及储能系统，完成风光储变流系统稳定功率输出，优化了系统的拓扑结构。当风力发电机组和光伏逆变系统中的任意一个运行于满发功率时，还可以通过储能系统中的双向DC/DC变换器，由另外一个进行并网输出，进而确保风光储变流系统实现并网功率最大化。

另外，该双向DC/DC变换器A4的设置，不仅能够确保风光储变流系统实现并网功率最大化，而且，还能够在网侧变流器A2和逆变器A3中的任意一个出现故障时，将风力发电机组和光伏逆变系统输出的能量通过另外一个正常器件进行并网输出，进而避免故障时的能源浪费。同时，在需要净化电网时，该风光储变流系统还能够通过逆变器A3接收光伏阵列PV或者储能系统的输出电能，并进行逆变后输出至电网；从而实现风光储变流系统的控制性能提升。

值得说明的是，由于风光资源富集地区就地消纳难，外送通道建设滞后，因此新能源会出现不同程度的限电困局；并且新能源开发速度与电网建设速度不同步，弃风弃光率连续攀升。当出现新能源限电情况时，新能源设备系统内部的功率损耗不容忽视，尤其是大型的风电场风机设备配电系统的功率损耗。现有技术仅是简单的集成风电场、光伏电站和储能系统，形成的风光储发电系统显然无法解决上述问题。

而本实施例提供的风光储变流系统，所述光伏阵列PV的输出端，还通过光伏逆变系统中的逆变器A3，为风力发电机组101的风机配电系统供电。

具体应用中，风机配电系统可以连接至光伏逆变系统103的变压器A5的低压侧。若发生限电情况，且光伏阵列PV的输出功率满足光伏发电的要求时，通过控制第二开关K2和第四开关K4关断，光伏阵列PV依次经逆变器A3、开关K3、建立频率和电压可控的模拟电网，以支持风力发电机组的前期的静态调试，或控制光伏逆变系统中的逆变器A3为风力发电机组的风机配电系统供电，降低了风场风电机组的配电损耗。

因此，本实施例提供的风光储变流系统，当出现新能源限电情况时，可以通过光伏逆变系统中的逆变器向风力发电机组的风机配电系统供电，降低风场风电机组的配电损耗，进而降低限电时风电场风机设备配电系统的功率损耗。

本发明另一实施例还提供了一种风光储变流系统的控制方法，应用于上述的风光储变流系统的控制单元，其流程图如图7所示。该风光储变流系统的控制方法包括：

S101、根据风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定风力发电机组、光伏逆变系统及风光储变流系统内储能系统的工作模式。

由于风力发电机组中发电机的输出功率和光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率的大小受诸多因素影响，例如光照条件和风况等，因此，具体应用中需要根据当下的光照条件和风况来选择一种适应当时环境的工作模式，以便优化电能利用方案，提高风能和太阳能的利用率。结合图6进行解释，其中，确定风力发电机组、光伏逆变系统及风光储变流系统内储能系统的工作模式，具体为：

若发电机的输出功率小于等于风力发电机组中风机变流器的满发功率，则确定风力发电机组的工作模式为风机变流器并网输出。

若光伏阵列的输出功率小于等于光伏逆变系统中逆变器的满发功率，则确定光伏逆变系统的工作模式为逆变器A3并网输出。

具体来说，风力发电机组的发电机和光伏逆变系统的逆变器的输出功率能满足分别能满足发电条件时，则双向DC/DC变换器A4不工作，控制第五开关K5、第七开关K7断开，逆变器A3和风机变流器分别并网输出。

若发电机的输出功率小于等于风机变流器的额定功率，且，光伏阵列PV的输出功率大于逆变器A3的满发功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为光伏阵列PV通过储能系统中双向DC/DC变换器A4向风机变流器中公共直流母线输出电能，并且风机变流器和逆变器A3同时并网输出。

当光照较强时，或者光伏阵列的输出功率大于逆变器A3的满发功率，如果发电机的输出功率小于或等于风机变流器的额定功率，则控制光伏阵列PV通过向风机变流器中公共直流母线输出电能，具体为：光伏阵列PV的输出端依次经第七开关K7、双向DC/DC变换器A4、第五开关K5至公共直流母线，通过网侧变流器A2向电网输送能量，最大限度输出风能和太阳能转换的电能到电网中，避免风机配电系统的功率损耗。当网侧变流器A2实现额定功率运行或者双向DC/DC变换器A4实现额定功率运行后，双向DC/DC变换器A4开始实现对光伏阵列的限功率或者恒功率发电运行。

若发电机的输出功率大于风机变流器的满发功率，且，光伏阵列的输出功率小于等于逆变器的额定功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为发电机依次通过风机变流器中的机侧变流器A1和双向DC/DC变换器A4向逆变器A3的直流侧输出电能，并且风机变流器和逆变器A3同时并网输出。

反之，如果风况较好时，发电机的输出功率大于风机变流器的满发功率，而光伏阵列的输出功率小于或等于光伏逆变器的额定功率时，则需要发电机依次通过机侧变流器A1、第五开关K5、双向DC/DC变换器A4以及第七开关K7向逆变器A3的直流侧输出电能，避免光伏逆变系统的逆变器的配电损耗。

若发电机的输出功率大于风机变流器的满发功率，且，光伏阵列的输出功率大于逆变器的满发功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为光伏阵列通过双向DC/DC变换器A4向储能系统中的电池单元A6输出电能或者发电机依次通过机侧变流器A1和双向DC/DC变换器A4向电池单元A6输出电能，并且风机变流器和逆变器A3同时并网输出。

在光照条件和风况都很好的情况下，发电机的输出功率和光伏阵列的输出功率都很大，此时风机变流器和逆变器并网输出必然超过电网所需，则控制光伏阵列通过双向DC/DC变换器A4向储能系统中的电池单元A6输出电能或者发电机依次通过机侧变流器A1和双向DC/DC变换器A4向电池单元A6输出电能，此时，电池单元A6依次经过第六开关K6、双向DC/DC变换器A4、第五开关K5连接至公共直流母线，构成充电或者放电储能系统，或者，电池单元A6经过第八开关K8、双向DC/DC变换器A4、第七开关K7，由光伏组件PV提供能量，构成充电储能系统。以上两种充电储能系统为选配互补方案，在光照条件强和风况好的情况下，电池单元A6进行储能，以便在无风无光照的情况为光伏逆变系统和风力发电机提供电能，解决了风力发电和太阳能发电不稳定的问题。

若发电机的输出功率小于等于风机变流器的额定功率，且，光伏阵列的输出功率小于等于逆变器的额定功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为电池单元A6通过双向DC/DC变换器A4向逆变器A3的直流侧或者公共直流母线输出电能，并且风机变流器和逆变器A3同时并网输出。

在光照条件不充足，风况也不好的情况下，发电机和光伏阵列的输出功率尚不能满足自身需求，更不用说给电网提供能量，此时，则控制电池单元A6向逆变器A3的直流侧或公共母线输出电能，控制风机变流器和逆变器A3同时并网输出，有效的缓解了风力发电、太阳能发电等可再生能源固有的由于受天气影响而产生的波动问题，避免了风力发电机组和光伏逆变系统内部的功率损耗。

若发电机的输出功率与光伏阵列的输出功率之和小于等于风机变流器的满发功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为光伏阵列通过双向DC/DC变换器A4向公共直流母线输出电能，并且风机变流器并网输出。

若发电机的输出功率与光伏阵列的输出功率之和小于等于逆变器A3的满发功率，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式分别为发电机依次通过机侧变流器A1和双向DC/DC变换器A4向逆变器A3的直流侧输出电能，并且逆变器A3并网输出。

以上仅为一些具体示例，并未穷举，利用本申请上述实施例所述的风光储变流系统的结构，能够实现的各种工作模式均在本申请的保护范围内。

在执行步骤S101的同时，还执行步骤S102、判断是否接收到限电指令。

若接收到限电指令，则执行步骤S103、在光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括光伏逆变系统为风力发电机组中的风机配电系统供电。

值得说明的是，在确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括光伏逆变系统为风力发电机组中的风机配电系统供电的同时，如果光伏阵列的输出功率大于光伏逆变系统中逆变器的满发功率，或者，若接收到充电指令，即，光伏阵列的输出功率超出电网所需或者电池单元A6需要充电时，则确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括储能系统的电池单元A6接收光伏阵列的输出电能。

此外，根据发电机的输出功率和光伏阵列的输出功率除了上述选择工作模式外，还可以判断光伏系统中的逆变器A3或风力发电机组中风机变流器的网测变流器A2是否发生故障；即在执行步骤S101的同时，还执行步骤S104、判断光伏逆变系统中的逆变器或风力发电机组中风机变流器的网侧变流器是否出现故障。若逆变器A3出现故障，则执行步骤S105、在光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括光伏阵列通过储能系统中的双向DC/DC变换器A4向公共直流母线输出电能，并且风力发电机组中的风机变流器并网输出。若网侧变流器A2出现故障，则执行步骤S106、在发电机的输出功率满足风力发电要求时，确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括风力发电机组中的发电机依次通过风力发电机组内风机变流器中的机侧变流器A1和双向DC/DC变换器A4向逆变器的直流侧输出电能，并且逆变器并网输出。

即便光伏逆变系统或风力发电机有一个发生故障，另一个亦能完成电能输出，可以最大限度的满足机组运行的需要，降低故障时间，提高了能源的利用率。

同时，在需要净化电网时，确定风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式还包括光伏逆变系统中的逆变器接收光伏阵列或者储能系统的输出电能，并进行逆变后输出至电网；从而实现风光储变流系统的控制性能提升。

由于电网工作具有复杂性等特性，在具体应用时，可以灵活控制逆变器A3识别电网阻抗，抑制电网的背景谐波，此时，逆变器A3则以净化电网为首要工作目标，以满足发电功率为次要目标，进而实现风光储变流系统控制性能的提升。并且，针对电网的复杂需求，可以利用逆变器A3增加控制策略，实现对电网的多层次的控制策略。

如图7所示，在确定得到风力发电机组、光伏逆变系统及储能系统的工作模式之后，执行步骤S107、分别控制风力发电机组、光伏逆变系统及风光储变流系统内储能系统进入相应的工作模式，以使风光储变流系统实现并网功率最大化。

控制风力发电机组、光伏逆变系统及风光储变流系统内储能系统进入相应的工作模式，主要是通过控制单元对该风光储变流系统内各个开关(如图6中的K1至K8)及变换器(如图6中的A1至A4)的控制来实现，其具体控制方式视其具体应用环境而定即可，此处不再一一赘述。

本实施例提供的风光储变流系统的控制方法，通过风力发电机组中发电机的输出功率和光伏逆变系统中逆变器的输出功率，确定当前适用于风力发电机组、光伏逆变系统及风光储变流系统内储能系统的工作模式，可多模式运行，灵活控制能量，能够及时满足机组运行的需要，提高了能源的利用率。同时，在逆变器或网侧变流器发生故障时，能自动灵活择优输出能量，降低故障时间。最后，当出现新能源限电情况时，可以通过光伏逆变系统中的逆变器为风机配电系统供电，进而降低限电时风电场风机设备配电系统的功率损耗。

具体的原理与上述实施例相同，此处不再一一赘述。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，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。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制。虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明。任何熟悉本领域的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围情况下，都可利用上述揭示的方法和技术内容对本发明技术方案做出许多可能的变动和修饰，或修改为等同变化的等效实施例。因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化及修饰，均仍属于本发明技术方案保护的范围内。

Claims (12)

1.一种风光储变流系统，其特征在于，包括：风力发电机组、光伏逆变系统、储能系统以及控制单元；其中：

所述风力发电机组与所述光伏逆变系统均与电网相连；

所述光伏逆变系统中光伏阵列的输出端，通过所述储能系统中的双向DC/DC变换器，连接所述风力发电机组中的公共直流母线；

所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统均受控于所述控制单元。

2.根据权利要求1所述的风光储变流系统，其特征在于，所述储能系统包括：电池单元、所述双向DC/DC变换器、第五开关、第六开关、第七开关及第八开关；其中：

所述电池单元分别与所述第六开关的第一端及所述第八开关的第一端相连；

所述第六开关的第二端分别与所述双向DC/DC变换器的一侧以及所述第七开关的第一端相连；

所述第七开关的第二端与所述光伏阵列的输出端以及所述逆变器的直流侧相连；

所述第八开关的第二端分别与所述双向DC/DC变换器的另一侧以及所述第五开关的第一端相连；

所述第五开关的第二端与所述公共直流母线相连；

所述双向DC/DC变换器的通信端、所述第五开关的控制端、所述第六开关的控制端、所述第七开关的控制端及所述第八开关的控制端，均与所述控制单元相连。

3.根据权利要求1所述的风光储变流系统，其特征在于，所述光伏逆变系统包括：所述光伏阵列、逆变器、第三开关、变压器以及第四开关；其中：

所述光伏阵列的输出端，依次通过所述逆变器、所述第三开关、所述变压器以及所述第四开关，连接电网；

并且，所述光伏阵列的输出端，还依次通过所述逆变器和所述第三开关，为所述风力发电机组的风机配电系统供电；

所述逆变器的通信端、所述第三开关的控制端以及所述第四开关的控制端，均与所述控制单元相连。

4.根据权利要求1所述的风光储变流系统，其特征在于，所述风力发电机组包括：风机、发电机、风机变流器以及所述风机配电系统；

所述风机依次通过所述发电机和所述风机变流器连接电网；

所述风机变流器的通信端和控制端均与所述控制单元相连。

5.根据权利要求4所述的风光储变流系统，其特征在于，所述风机变流器为：全功率变换器或者双馈变流器。

6.根据权利要求5所述的风光储变流系统，其特征在于，所述风机变流器至少包括：第一开关、第二开关、机侧变流器及网侧变流器；其中：

所述第一开关的第一端与所述发电机相连；

所述第一开关的第二端与所述机侧变流器的交流侧相连；

所述机侧变流器的直流侧和所述网侧变流器的直流侧均与所述公共直流母线相连；

所述网侧变流器的交流侧通过所述第二开关连接电网；

所述机侧变流器的通信端、所述网侧变流器的通信端、所述第一开关的控制端以及所述第二开关的控制端，均与所述控制单元相连。

7.一种风光储变流系统的控制方法，其特征在于，应用于如权利要求1-6任一所述的风光储变流系统的控制单元；所述风光储变流系统的控制方法包括：

根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式；

分别控制所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统进入相应的工作模式，以使所述风光储变流系统实现并网功率最大化。

8.根据权利要求7所述的风光储变流系统的控制方法，其特征在于，根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式，包括：

若所述发电机的输出功率小于等于所述风力发电机组中风机变流器的满发功率，则确定所述风力发电机组的工作模式为所述风机变流器并网输出；

若所述光伏阵列的输出功率小于等于所述光伏逆变系统中逆变器的满发功率，则确定所述光伏逆变系统的工作模式为所述逆变器并网输出；

若所述发电机的输出功率小于等于所述风机变流器的额定功率，且，所述光伏阵列的输出功率大于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述储能系统中双向DC/DC变换器向所述风机变流器中公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率大于所述风机变流器的满发功率，且，所述光伏阵列的输出功率小于等于所述逆变器的额定功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述发电机依次通过所述风机变流器中的机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率大于所述风机变流器的满发功率，且，所述光伏阵列的输出功率大于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述双向DC/DC变换器向所述储能系统中的电池单元输出电能或者所述发电机依次通过所述机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述电池单元输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率小于等于所述风机变流器的额定功率，且，所述光伏阵列的输出功率小于等于所述逆变器的额定功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述电池单元通过所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧或者所述公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器和所述逆变器同时并网输出；

若所述发电机的输出功率与所述光伏阵列的输出功率之和小于等于所述风机变流器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述光伏阵列通过所述双向DC/DC变换器向所述公共直流母线输出电能，并且所述风机变流器并网输出；

若所述发电机的输出功率与所述光伏阵列的输出功率之和小于等于所述逆变器的满发功率，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式分别为所述发电机依次通过所述机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述逆变器并网输出。

9.根据权利要求7或8所述的风光储变流系统的控制方法，其特征在于，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

判断是否接收到限电指令；

若接收到所述限电指令，则在所述光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统为所述风力发电机组中的风机配电系统供电。

10.根据权利要求9所述的风光储变流系统的控制方法，其特征在于，在确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统为所述风力发电机组中的风机配电系统供电的同时，还包括：

若所述光伏阵列的输出功率大于所述光伏逆变系统中逆变器的满发功率，或者，若接收到充电指令，则确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述储能系统接收所述光伏阵列的输出电能。

11.根据权利要求7或8所述的风光储变流系统的控制方法，其特征在于，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

判断所述光伏逆变系统中的逆变器或所述风力发电机组中风机变流器的网侧变流器是否出现故障；

若所述逆变器出现故障，则在所述光伏阵列的输出功率满足光伏发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏阵列通过所述储能系统中的双向DC/DC变换器向所述公共直流母线输出电能，并且所述风力发电机组中的风机变流器并网输出；

若所述网侧变流器出现故障，则在所述发电机的输出功率满足风力发电要求时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述风力发电机组中的发电机依次通过所述风力发电机组内风机变流器中的机侧变流器和所述双向DC/DC变换器向所述逆变器的直流侧输出电能，并且所述逆变器并网输出。

12.根据权利要求7或8所述的风光储变流系统的控制方法，其特征在于，在根据所述风光储变流系统内风力发电机组中发电机的输出功率，以及，所述风光储变流系统内光伏逆变系统中光伏阵列的输出功率，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述风光储变流系统内储能系统的工作模式的同时，还包括：

在需要净化电网时，确定所述风力发电机组、所述光伏逆变系统及所述储能系统的工作模式还包括所述光伏逆变系统中的逆变器接收光伏阵列或者所述储能系统的输出电能，并进行逆变后输出至电网。

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