CN113949103A - 一种级联型风储发电系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种级联型风储发电系统及其控制方法，该系统中各相输出均由多个风力发电单元级联构成，进而能够使各级联支路的电压大于等于预设值，可以直接进行高压交流电的输出，节省了对各个风力发电单元分别进行升压变换的变压器，降低了系统损耗；同时，其各风力发电单元中风电变流器的直流母线上分别挂接有相应的储能单元，进而实现了储能系统的分布式设置，避免了风电场升压站集中设置的大容量电池堆，降低了管理成本。

Description

一种级联型风储发电系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及光伏发电技术领域，特别涉及一种级联型风储发电系统及其控制方法。

背景技术

当前新能源在能源比例中所占比例越来越高，但是新能源系统的出力存在波动性和间歇性，所以，为了提升新能源场站的网源协调控制能力，目前新能源场站多采取新能源发电系统配置储能系统的风储联合或者光储联合方案。

如图1所示，现有的风电场一般采用单台风力发电机组经风电变流器转换成低电压，再经低压线路连接至就地升压变压器，以将电压升至35kV或者更高电压等级，然后再经高压线路汇流至风电场升压站，实现风电场电能的汇集送出。即单个风力发电机组经风电变流器的能量转换和变压器的升压后实现能量送出，导致了大量风电升压变压器的存在，增加了系统损耗，同时储能系统在风电场升压站集中设置大容量的电池堆，管理成本较高。

发明内容

有鉴于此，本发明提供一种级联型风储发电系统及其控制方法，以降低损耗和成本。

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级联型风储发电系统，包括：多个风力发电单元；所述风力发电单元包括：风力发电机组、风电变流器及储能单元；其中：

所述风力发电单元中，所述风力发电机组的输出端与所述风电变流器的三相输入侧相连，所述储能单元与所述风电变流器的直流母线相连，所述风电变流器的单相输出侧作为所述风力发电单元的输出端；

至少两个所述风力单元通过自身的输出端级联，构成一个级联支路；所述级联支路的电压大于等于预设值；

三个所述级联支路用于连接三相交流电网。

可选的，所述风电变流器包括：发电变换单元和并网变换单元；

所述发电变换单元的三相输入侧作为所述风电变流器的三相输入侧；

所述发电变换单元的直流侧与所述并网变换单元的直流侧相连，连接点作为所述直流母线；所述直流母线的正负极之间设置有母线电容；

所述并网变换单元的单相输出侧作为所述风电变流器的单相输出侧。

可选的，所述风力发电机组包括双馈异步发电机，所述发电变换单元包括：三相AC/DC变换器及三相整流器；

所述双馈异步发电机的转子连接所述三相AC/DC变换器的交流侧；

所述双馈异步发电机的定子连接所述三相整流器的交流侧；

所述三相AC/DC变换器的直流侧及所述三相整流器的直流侧，均与所述直流母线相连。

可选的，所述风力发电机组包括同步发电机或异步发电机，所述发电变换单元包括三相AC/DC变换器；

所述同步发电机或所述异步发电机的定子连接所述三相AC/DC变换器的交流侧；

所述三相AC/DC变换器的直流侧与所述直流母线相连。

可选的，所述储能单元包括：储能介质，或者，储能介质及其连接所述直流母线的DC/DC变换器。

可选的，还包括控制系统：所述控制系统包括：主控制器以及设置于各所述风力发电单元中的协控制器；

各所述协控制器用于实现对于相应所述风力发电机组、所述风电变流器及所述储能单元的控制，并与所述主控制器通信连接；

所述主控制器用于接收上级调度指令。

本发明第二方面还提供了一种级联型风储发电系统的控制方法，应用于如上述第一方面任一段落所述的级联型风储发电系统；所述控制方法包括：

根据并网功率目标，确定所述级联型风储发电系统各相级联支路中风力发电单元的输出功率参考值；

以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制各所述风力发电单元运行。

可选的，以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制各所述风力发电单元运行，包括对于各所述风力发电单元执行的：

以预设电压作为输出电压的控制目标，控制所述风力发电单元中的发电变换单元进行功率输出；

控制所述风力发电单元中的储能单元充放电，使其功率与所述发电变换单元的输出功率之和为所述输出功率参考值；

以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制所述风力发电单元中的并网变换单元运行。

可选的，以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制所述风力发电单元中的并网变换单元运行的同时，还包括：

根据电网次/超同步振荡和谐波抑制中的至少一个控制目标，调整所述并网变换单元的运行状态。

可选的，所述并网功率目标，为：预测的风电场可用功率，或者，上级调度指令中的指令功率；

且所述指令功率的优先级高于所述预测的风电场可用功率。

可选的，在根据并网功率目标，确定所述级联型风储发电系统各相级联支路中风力发电单元的输出功率参考值之前，还包括：

控制各所述风力发电单元中的储能单元，为所述风力发电单元的直流侧提供启动电能，以实现黑启动功能。

本发明提供的级联型风储发电系统，其各相输出均由多个风力发电单元级联构成，进而能够使各级联支路的电压大于等于预设值，可以直接进行高压交流电的输出，节省了对各个风力发电单元分别进行升压变换的变压器，降低了系统损耗；同时，其各风力发电单元中风电变流器的直流母线上分别挂接有相应的储能单元，进而实现了储能系统的分布式设置，避免了风电场升压站集中设置的大容量电池堆，降低了管理成本。

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为现有技术提供的风储发电系统的结构示意图；

图2为本发明实施例提供的级联型风储发电系统的结构示意图；

图3为本发明实施例提供的风力发电单元的结构示意图；

图4a和图4b分别为本发明实施例提供的风电变流器的两种电路图；

图5为本发明实施例提供的级联型风储发电系统的控制方法的流程图；

图6和图7分别为本发明实施例提供的风力发电单元的两种负反馈环路控制框图。

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。

在本申请中，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。

本发明提供一种级联型风储发电系统，以降低损耗和成本。

参见图2，该级联型风储发电系统，包括：多个风力发电单元(如图2中所示的风力发电单元A1、风力发电单元A2…风力发电单元An、风力发电单元B1、风力发电单元B2…风力发电单元Bn、风力发电单元C1、风力发电单元C2…风力发电单元Cn)。

至少两个风力单元通过自身的输出端级联，构成一个级联支路；具体如图2中所示，风力发电单元A1、风力发电单元A2…风力发电单元An，分别通过自身的输出端级联，构成A相级联支路；风力发电单元B1、风力发电单元B2…风力发电单元Bn，分别通过自身的输出端级联，构成B相级联支路；风力发电单元C1、风力发电单元C2…风力发电单元Cn，分别通过自身的输出端级联，构成C相级联支路。这三个级联支路用于连接三相交流电网，如图2所示，这三个级联支路的一端相互连接，而另一端可以分别通过相应的滤波电感实现并网连接。

由于每个风力发电单元不再单独通过各自相应的变压器进行升压变换，而是通过自身输出端与其他风力发电单元级联，进而使得每个级联支路的电压成为其所含各个风力发电单元的输出电压之和，所以其值会大于等于一定的预设值，可以直接进行高压交流电的输出，节省了图1中所示的各个变压器，甚至实际应用中，可以根据风力发电单元的输出电压，设置一定数量(n个)的风力发电单元进行级联，来匹配电网电压，进而还可以节省图1中所示的升压站，降低了系统损耗和相应的成本。

各风力发电单元的结构，均如图3中所示，具体包括：风力发电机组10、风电变流器20及储能单元30。其中，风力发电机组10的输出端与风电变流器20的三相输入侧相连，储能单元30与风电变流器20的直流母线(如图3中所示的①)相连，风电变流器20的单相输出侧(如图3中所示的②)作为风力发电单元的输出端。

如图3所示，该风电变流器20中具体包括：发电变换单元201和并网变换单元202；其中，发电变换单元201的三相输入侧作为风电变流器20的三相输入侧；发电变换单元201的直流侧与并网变换单元202的直流侧相连，连接点作为该直流母线；而且，该直流母线的正负极之间设置有母线电容(如图4a和图4b中所示的C1)；并网变换单元202的单相输出侧作为风电变流器20的单相输出侧。

各风电变流器20内，其发电变换单元201用于实现相应风力发电机组10的三相交流电能到直流电能的变换，储能单元30在直流母线与单个风力发电机组10耦合，然后统一由并网变换单元202来实现直流到单相交流电能的变换。若干个各风电变流器20单相交流输出的串联能够实现单相交流电压的提升，三组单相交流串联升压后直接接入10kV/35kV或者更高电压等级的三相交流电网。

本实施例提供的级联型风储发电系统，不仅可以节省对各个风力发电单元分别进行升压变换的变压器，降低系统损耗；同时，其各风力发电单元中风电变流器20的直流母线上分别挂接有相应的储能单元30，进而实现了储能系统的分布式设置，避免了风电场升压站集中设置的大容量电池堆，降低了管理成本。

实际应用中，对于不同类型的风力发电机组10，其配备的风电变流器20结构有所不同，具体的：

对于采用双馈异步发电机的风力发电机组10，其发电变换单元201的电路拓扑如图4a所示，具体包括：三相AC/DC变换器211(包括图中所示的开关管Q1至Q6)及三相整流器212(包括图中所示的二极管D1至D6、电感L1和开关管A13及Q14)；其中，双馈异步发电机的转子端口Ai、Bi、Ci连接三相AC/DC变换器211的交流侧；双馈异步发电机的定子端口Ui、Vi、Wi连接三相整流器212的交流侧；三相AC/DC变换器211的直流侧及三相整流器212的直流侧，均与直流母线相连。

对于采用同步发电机或异步发电机的风力发电机组10，其发电变换单元201包括三相AC/DC变换器(包括图中所示的开关管Q1至Q6)；该同步发电机或异步发电机的定子端口Ai、Bi、Ci连接三相AC/DC变换器的交流侧；该三相AC/DC变换器的直流侧与直流母线相连。

不论风力发电机组10的类型如何，其储能单元30均在直流母线上与发电变换单元201并联连接，以实现直流电能的双向流动。而且，该储能单元30可以仅包括储能介质，该储能介质的电压与直流母线上的电压大小关系变化时，会改变自身的充放电状态。或者，该储能单元30也可以如图4a和图4b中所示，即同时包括：储能介质301，以及，该储能介质301与直流母线之间的DC/DC变换器302(包括图中所示的开关管Q7和Q8、电感L2及电容C2)；此时，DC/DC变换器302可以实现对于储能介质301的充放电控制，进而能够在发电变换单元201输出预设电压至直流母线时，抑制直流母线上电压Vdc的波动，辅助发电变换单元201来使并网变换单元202的输出功率能够满足并网功率目标的要求，比如使系统输出功率为短时预测的风电场可用功率；并且，若系统接收到上级发送的电网调度指令，则DC/DC变换器302也能够存储发电变换单元201的剩余电能、以参与缓解限发，或者通过放电来对发电变换单元201的输出电能进行补充，又或者还可以根据相应的控制来参与电网调频等；而且，在此过程中，DC/DC变换器302还能适时自行进行电量优化，以将储能介质301的SOC(StateofCharge，荷电状态，也称剩余电量)维持在预设范围内；当然，当发电变换单元201足以满足并网需求且其自身也无需进行电量优化时，其将处于待机状态。另外，DC/DC变换器302的存在，还可以实现风电变流器20直流侧启动，从而实现风电场黑启动功能；

也即，发电变换单元201与储能单元30会共同承担直流电压和功率平衡控制功能，而并网变换单元202(包括图4a和图4b中所示的开关管Q9至Q12)用于实现单相输出端口(以A相内风力发电单元为例，如图4a和图4b中所示的Ai1和Ai2)的电压控制，使得系统能够输出符合并网电能质量的功率输出。并且，由于每相中的各个风力发电单元会均分电网的该相电压，所以每相级联的风力发电单元的个数是由并网变换单元202的输出电压决定的；当根据短时风电场预测的可用功率或者优先级更高的上级调度指令确定系统的并网功率目标P之后，根据P＝∑P_i，i＝A、B、C，即可得到单相级联支路的输出功率P_i；该输出功率P_i除以级联支路的电压，就能得到各相级联支路的输出电流，对其进行闭环控制即可实现对于各并网变换单元202的控制。对于各并网变换单元202控制，具体可以是基于载波调整策略的并网正负零序电流控制，以通过电流控制实现风电场并网有功功率、无功功率的传输和电能质量管理。另外，对于各个单相级联支路，其P_i＝P_iw+P_is，其中P_iw为单相级联支路输出的风电总功率，P_is为单相级联支路中储能单元的总功率控制目标；进而，在单相级联支路中的共n个储能单元，为了实现该级联支路的功率平衡，其进行实时充放电调节的总功率P_is＝P/3–P_iw。

本实施例提供的级联型风储发电系统，可以无变压器实现任意交流电压等级的风电场电网接入，采用全电力电子装置并网控制运行，实现高电能转换效率、高电能质量风电场并网。

实际应用中，该级联型风储发电系统还会包括控制系统，以实现对于各个设备的控制；具体的，该控制系统可以包括：主控制器以及设置于各风力发电单元中的协控制器；其中，各协控制器用于实现对于相应风力发电机组10、风电变流器20及储能单元30的控制，并与主控制器通信连接；主控制器用于接收上级调度指令。

值得说明的是，现有技术中的风电场储能控制架构，多为风电场升压站集中式储能控制，储能与新能源发电系统的控制融合度低，风机与风机之间、风机与储能之间都缺少直接的控制联系，从而存在储能系统利用度低、调度控制难度大的问题。

而本实施例提供的级联型风储发电系统，各风力发电单元的协控制器是集总控制模式，整个级联型风储发电系统采用主控制器统一调度；每个协控制器完成相应储能单元30的功率控制和能量调度，实现储能电量的最优控制，同时实时与主控制器进行信息交互，参与风电场与电网的网源协调控制。其具体的控制过程可以参见下述实施例。

而且，本实施例提供的级联型风储发电系统，不仅通过全新的变流器控制架构，能够实现风电和储能能量的深度融合、一体化控制。另外，其稀释了集中式储能系统的“海量”电池堆，实现了储能系统的分布式布置，储能利用率高，参与风储联合多场景网源协调控制，提升风电场的并网友好性。

本发明另一实施例还提供了一种级联型风储发电系统的控制方法，应用于如上述任一实施例所述的级联型风储发电系统；该级联型风储发电系统的结构及工作原理参见上述实施例即可，此处不再一一赘述。

参见图5，该控制方法包括：

S101、根据并网功率目标，确定级联型风储发电系统各相级联支路中风力发电单元的输出功率参考值。

该步骤具体可以由系统中的主控制器来执行，其根据并网功率目标P，通过P_i＝P/3，i＝A、B、C，计算得到单相级联支路的输出功率P_i；假设单相级联支路中共有n个风力发电单元，则各个风力发电单元的输出功率参考值P_ij＝P_i/n，其中，j＝1、2…n。然后主控制器即可将该输出功率参考值P_ij下发给各个协控制器。

S102、以输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制各风力发电单元运行。

该步骤具体可以由各个协控制器来执行，具体可以是基于载波调整策略的并网正负零序电流控制，以通过电流控制实现风电场并网有功功率、无功功率的传输和电能质量管理。

而且，该步骤S102具体可以包括对于各风力发电单元执行的：

(1)以预设电压作为输出电压的控制目标，控制风力发电单元中的发电变换单元进行功率输出。

(2)控制风力发电单元中的储能单元充放电，使其功率与发电变换单元的输出功率之和为输出功率参考值。

(3)以输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制风力发电单元中的并网变换单元运行。

该并网功率目标P具体可以是指上述预测的风电场可用功率，或者，当存在上级调度指令时，该并网功率目标P将会是指该上级调度指令中的指令功率；也即，该指令功率的优先级高于预测的风电场可用功率。

若该并网功率目标P是预测的风电场可用功率，则发电变换单元向直流母线输出预设电压的同时，储能单元会通过放电来补充发电变换单元不足的功率，或者通过充电来存储发电变换单元多余的功率，以使并网变换单元按照该输出功率参考值P_ij进行输出。

另外，若上级调度指令要求减少系统输出功率，则各个协控制器将会对相应并网变换单元的输出电流进行限幅控制，同时控制相应储能单元进行充电，以缓解限发。而若上级调度指令要求增加系统输出功率，则各个协控制器将会控制相应储能单元进行放电，以对相应发电变换单元进行功率输出补充、实现上级调度指令。

也即，发电变换单元与储能单元是共同承担直流电压和功率平衡控制功能的，储能单元能够通过实时充放电来抑制直流母线上电压的波动等，当无指令下发时可自行进行电量优化或待机，使得系统能够输出符合并网电能质量的功率输出。

实际应用中，各协控制器可以分别采用图6所示的负反馈环路控制框图对各风力发电单元进行调度控制，其依据相应的目标对各拓扑的输出电压(其参考值为图中所示的Vref)进行控制，如控制发电变换单元按照预设电压进行输出，以及对并网变换单元的负序电压控制，都可以采用如图6所示的电压外环电流内环的双环控制，来实现相应的功率传输。

而且，在控制并网变换单元输出该输出功率参考值P_ij时，也即在执行上述步骤(3)的同时，还可以同时依据其他控制目标，如电网次/超同步振荡、谐波抑制等目标控制环路输出叠加电流环输出，再通过载波调制和桥臂控制后，调整并网变换单元的运行状态，实现相应的目标控制。其控制框图在图6的基础上，如图7所示。

另外，在系统启动阶段，也即步骤S101之前，该控制方法还可以包括如图5中所示的：

S100、控制各风力发电单元中的储能单元，为风力发电单元的直流侧提供启动电能，以实现黑启动功能。

通过上述控制方法，该级联型风储发电系统不仅能够实现风电和储能能量的深度融合、一体化控制，而且风储联合运行，还能够实现风功率预测的准确性；另外，风力发电机组无需功率预留，通过储能单元能够实时快速提供惯量响应和调频功率。再者，通过储能单元的运行，还能够实现系统黑启动功能。

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，本说明书中各实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，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。

Claims (11)

1.一种级联型风储发电系统，其特征在于，包括：多个风力发电单元；所述风力发电单元包括：风力发电机组、风电变流器及储能单元；其中：

所述风力发电单元中，所述风力发电机组的输出端与所述风电变流器的三相输入侧相连，所述储能单元与所述风电变流器的直流母线相连，所述风电变流器的单相输出侧作为所述风力发电单元的输出端；

至少两个所述风力单元通过自身的输出端级联，构成一个级联支路；所述级联支路的电压大于等于预设值；

三个所述级联支路用于连接三相交流电网。

2.根据权利要求1所述的级联型风储发电系统，其特征在于，所述风电变流器包括：发电变换单元和并网变换单元；

所述发电变换单元的三相输入侧作为所述风电变流器的三相输入侧；

所述发电变换单元的直流侧与所述并网变换单元的直流侧相连，连接点作为所述直流母线；所述直流母线的正负极之间设置有母线电容；

所述并网变换单元的单相输出侧作为所述风电变流器的单相输出侧。

3.根据权利要求2所述的级联型风储发电系统，其特征在于，所述风力发电机组包括双馈异步发电机，所述发电变换单元包括：三相AC/DC变换器及三相整流器；

所述双馈异步发电机的转子连接所述三相AC/DC变换器的交流侧；

所述双馈异步发电机的定子连接所述三相整流器的交流侧；

所述三相AC/DC变换器的直流侧及所述三相整流器的直流侧，均与所述直流母线相连。

4.根据权利要求2所述的级联型风储发电系统，其特征在于，所述风力发电机组包括同步发电机或异步发电机，所述发电变换单元包括三相AC/DC变换器；

所述同步发电机或所述异步发电机的定子连接所述三相AC/DC变换器的交流侧；

所述三相AC/DC变换器的直流侧与所述直流母线相连。

5.根据权利要求1至4任一项所述的级联型风储发电系统，其特征在于，所述储能单元包括：储能介质，或者，储能介质及其连接所述直流母线的DC/DC变换器。

6.根据权利要求1至4任一项所述的级联型风储发电系统，其特征在于，还包括控制系统：所述控制系统包括：主控制器以及设置于各所述风力发电单元中的协控制器；

各所述协控制器用于实现对于相应所述风力发电机组、所述风电变流器及所述储能单元的控制，并与所述主控制器通信连接；

所述主控制器用于接收上级调度指令。

7.一种级联型风储发电系统的控制方法，其特征在于，应用于如权利要求1至6中任一项所述的级联型风储发电系统；所述控制方法包括：

根据并网功率目标，确定所述级联型风储发电系统各相级联支路中风力发电单元的输出功率参考值；

以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制各所述风力发电单元运行。

8.根据权利要求7所述的级联型风储发电系统的控制方法，其特征在于，以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制各所述风力发电单元运行，包括对于各所述风力发电单元执行的：

以预设电压作为输出电压的控制目标，控制所述风力发电单元中的发电变换单元进行功率输出；

控制所述风力发电单元中的储能单元充放电，使其功率与所述发电变换单元的输出功率之和为所述输出功率参考值；

以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制所述风力发电单元中的并网变换单元运行。

9.根据权利要求8所述的级联型风储发电系统的控制方法，其特征在于，以所述输出功率参考值作为输出功率的控制目标，控制所述风力发电单元中的并网变换单元运行的同时，还包括：

根据电网次/超同步振荡和谐波抑制中的至少一个控制目标，调整所述并网变换单元的运行状态。

10.根据权利要求7至9中任一项所述的级联型风储发电系统的控制方法，其特征在于，所述并网功率目标，为：预测的风电场可用功率，或者，上级调度指令中的指令功率；

且所述指令功率的优先级高于所述预测的风电场可用功率。

11.根据权利要求7至9中任一项所述的级联型风储发电系统的控制方法，其特征在于，在根据并网功率目标，确定所述级联型风储发电系统各相级联支路中风力发电单元的输出功率参考值之前，还包括：

控制各所述风力发电单元中的储能单元，为所述风力发电单元的直流侧提供启动电能，以实现黑启动功能。

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