CN114726004B - 新型储能光伏电站系统及其控制方法 - Google Patents

新型储能光伏电站系统及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种新型储能光伏电站系统及其控制方法，所述系统包括光伏电站、至少一个飞轮储能单元、至少一个锂离子电池储能单元、氢能储能单元、光功率预测单元、储能监测控制单元和第一升压变压器。本发明结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子电池储能单元和氢能储能单元进行监测和控制，可以解决光伏电站在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，提高光伏电站的有功功率支撑能力，平衡供电的峰谷状态，保障电力系统的频率稳定。

Description

新型储能光伏电站系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及新能源发电技术领域，尤其是涉及一种新型储能光伏电站系统及其控制方法。
背景技术
2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议上提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统，首次明确了新能源在未来电力系统中的主体地位，充分说明新型电力系统将在我国实现碳达峰、碳中和目标的过程中发挥至关重要的作用。
随着以新能源为主体的新型电力系统建设的深入推进，接入电网的规模将越来越大，与现有电力系统相比，从内部电气特征方面来看，新型电力系统将由高碳电力系统向深度低碳或零碳电力系统转变，由以机械电磁系统为主向以电力电子器件为主转变，由确定性可控连续电源向不确定性随机波动电源转变，由高转动惯量系统向弱转动惯量系统转变，新型电力系统必须做到供需实时平衡和瞬间响应，从有功调节角度看，光伏电站必须解决在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等各时间尺度上面临的安全性和灵活性的挑战，以保安全、保供应、保消纳。
光伏发电的波动性、随机性及不确定性，会导致调频次数越来越频繁，调频时间越来越短，光伏电站完全不具备机械惯性，虽然依靠自身预留备用容量可以提供毫秒级惯量响应和秒级一次调频主动支撑，但从经济角度，依靠光伏电站长期限发电量参与毫秒级惯量响应和秒级一次调频，损失的电量效益远远大于配置储能成本，技术上可行，经济上并不合理。
光伏电站也可以通过配置锂离子电池储能系统等参与二次调频及调峰，但从技术角度，锂离子电池储能系统无法同时兼具毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的调节功能，且锂离子电池储能系统满功率充放电次数无法满足毫秒级惯量响应和秒级一次调频频繁的调节要求。
发明内容
本发明旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一。为此，本发明的目的在于提出一种新型储能光伏电站系统及其控制方法。
本发明提出的一种新型储能光伏电站系统，包括：光伏电站，用于将光伏组件产生的直流电压转换为交流电网所需的电压，并输出至所述交流电网，以及，将其运行状态和数据信息通过储能监测控制单元上传至电力调度机构；至少一个飞轮储能单元，用于当接收到一次调频、惯量响应或二次调频控制指令时，进行充电或放电；以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；至少一个锂离子电池储能单元，用于当接收到所述二次调频控制指令时，进行充电或放电，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；氢能储能单元，用于在区域交流电网处于负荷用电高峰或低谷时段，以及所述光伏电站处于发电高峰或低谷时段，进行小时级日内调峰，以及，根据所述光伏电站的实际发电功率和次日调度发电计划功率，进行调度发电计划跟踪，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；光功率预测单元，与储能监测控制单元连接，用于预测所述光伏电站的次日短期光伏发电功率，生成所述光伏电站的次日发电功率预测曲线，并经所述储能监测控制单元上报至所述电力调度机构，以及，将光伏电站日间超短期发电功率预测数据实时通过所述储能监测控制单元上报至所述电力调度机构；所述储能监测控制单元，分别与所述区域交流电网、所述光伏电站、所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元、所述氢能储能单元、所述光功率预测单元连接，用于将所述光伏电站的次日发电功率预测曲线和所述光伏电站日间超短期发电功率预测数据上报至所述电力调度机构，以及，获取所述电力调度机构下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令，并在日间修正日前下发的所述次日调度发电计划曲线，以及，通过并网点电流、电压和频率信号计算所述光伏电站的实时发电功率、新型储能系统的一次调频和惯量响应的有功功率，以对所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元、所述氢能储能单元进行监测和控制，其中，所述氢能储能单元、至少一个所述飞轮储能单元和至少一个所述锂离子电池储能单元构成所述新型储能系统；第一升压变压器，分别与所述光伏电站和所述区域交流电网连接，用于将所述光伏电站站内交流电升压后，并入所述区域交流电网。
另外，根据本发明实施例的新型储能光伏电站系统，还可以具有如下附加的技术特征：
进一步地，所述光伏电站，包括：至少一个光伏组件，用于将光能转换成电能；直流汇流箱，与至少一个所述光伏组件连接，用于保证至少一个所述光伏组件的有序连接和汇流；直流配电柜，与所述直流汇流箱连接，用于接收所述直流汇流箱输出的直流电能，并对所述直流电能进行分配、监控和保护；光伏逆变器，与所述直流配电柜连接，用于将所述直流配电柜输出的直流电压转换为市电频率电压；升压箱变，与所述光伏逆变器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；光伏电站能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于进行所述光伏电站与所述储能监测控制单元之间的信息交互、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
进一步地，所述飞轮储能单元，包括：飞轮储能模块，用于输出直流电压；第一储能变流器，与所述飞轮储能模块连接，用于将所述直流电压转换为市电频率电压；第二升压变压器，与所述第一储能变流器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；飞轮储能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述飞轮储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
进一步地，所述锂离子电池储能单元，包括：锂离子电池模块，用于输出直流电压；第二储能变流器，与所述锂离子电池模块连接，用于将所述直流电压转换为市电频率电压；第三升压变压器，与所述第二储能变流器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；锂离子电池储能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述锂离子电池储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
进一步地，所述氢能储能单元，包括：第四升压变压器，与所述交流电网连接，用于将所述交流电网的多余电量降压后输出至第三储能变流器；所述第三储能变流器，与所述第四升压变压器连接，用于将市电频率电压转换为直流电压；电解槽，与所述第三储能变流器连接，用于接收所述第三储能变流器输出的所述直流电压，以电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐和储氧罐中；燃料电池，与所述储氢罐和所述储氧罐连接，用于产生电能，并经所述第三储能变流器、所述第四升压变压器后，输出至所述交流电网；储水罐，用于储存所述燃料电池产生电能过程中产生的水；氢能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述氢能储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发，以及控制氢能电解水制氢和所述燃料电池发电。
进一步地，所述储能监测控制单元，包括：采集模块，用于采集所述光功率预测单元生成的所述光伏电站次日发电功率预测曲线和所述日间超短期发电功率预测数据，并通过监测通信网络上报至所述电力调度机构，以及，获取所述电力调度机构下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令；计划模块，与所述采集模块连接，用于根据所述次日调度发电计划曲线生成次日发电计划，并下发至所述光伏电站，以及，将所述次日调度发电计划曲线、所述二次调频和调峰控制指令、所述日间超短期发电功率预测数据转发至修正模块；修正模块，与所述计划模块连接，用于所述日间超短期发电功率预测数据，对所述次日调度发电计划曲线进行修正，并将修正后的次日调度发电计划曲线通过所述采集模块上报至所述电力调度机构，以在所述电力调度机构确定所述修正后的次日调度发电计划曲线后通过所述计划模块将所述修正后的次日调度发电计划曲线下发至所述光伏电站和计算模块，以及，将所述二次调频和调峰控制指令转发至计算模块；计算模块，与所述修正模块连接，用于通过并网点电流、电压和频率信号，实时计算所述光伏电站的实时发电功率，并将所述实时发电功率和所述次日调度发电计划曲线的差值下发至判断模块，使所述光伏电站实时跟踪修正后的所述次日调度发电计划曲线，以及，计算所述一次调频和所述惯量响应的有功功率，并将所述有功功率下发至所述判断模块；判断模块，分别与所述计算模块连接，用于根据所述差值判断所述氢能储能单元是否需要跟踪所述次日调度发电计划曲线，并判断所述氢能储能单元是否需要协调配合进行充电或放电，以及，根据所述一次调频、所述惯量响应、所述二次调频和调峰有功功率及新型储能系统的运行状态判断所述新型储能系统之间是否需要协调配合进行充电或放电，并将判断结果下发至控制模块；监测模块，分别与所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元连接，用于监测所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元的运行状态；控制模块，分别与所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元和所述判断模块连接，用于根据所述判断结果生成控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元进行充电或放电的控制策略；或者，当出现报警或警告状态时，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元停机；执行模块，与所述控制模块连接，用于下发所述控制策略至至少一个所述飞轮储能单元、至少一个所述锂离子电池储能单元或所述氢能储能单元，以进行功率分配、充电或放电控制。
根据本发明实施例的新型储能光伏电站系统，结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子电池储能单元和氢能储能单元进行监测和控制，以使光伏电站实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站的有功功率支撑能力，提升光伏电站并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
针对上述存在的问题，本发明还提出一种新型储能光伏电站的控制方法，用于如上述任一实施例所述的新型储能光伏电站系统，所述方法包括：光功率预测单元预测光伏电站的次日短期光伏发电功率，生成光伏电站的次日发电功率预测曲线并经储能监测控制单元上报至电力调度机构；所述电力调度机构根据所述次日发电功率预测曲线确定次日调度发电计划曲线，并经所述储能监测控制单元将所述次日调度发电计划曲线下发至所述光伏电站；所述储能监测控制单元根据所述光伏电站的日间超短期光伏发电功率预测数据对所述次日调度发电计划曲线进行修正，并根据计算的光伏电站实时发电功率，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元实时跟踪修正后的所述次日调度发电计划曲线。
另外，根据本发明实施例的新型储能光伏电站的控制方法，还可以具有如下附加的技术特征：
进一步地，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：所述电力调度机构依据区域交流电网的次日总负荷功率预测曲线和所述次日调度发电计划曲线，确定所述区域交流电网的次日调峰时段，并根据区域交流电网的日间超短期总负荷功率预测数据和在日间修正的日前下发的所述次日调度发电计划曲线，修正所述区域交流电网的调峰时段及调峰功率控制指令，控制所述氢能储能单元参与电网调峰。
进一步地，控制所述氢能储能单元参与电网调峰，包括：当所述区域交流电网的负荷用电处于波峰时段，且所述光伏电站的发电处于波谷时段，则控制所述氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；当所述区域交流电网的负荷用电处于波谷时段，且所述光伏电站的发电处于波峰时段，则控制所述氢能储能单元进行电解制氢，以吸收有功功率。
进一步地，根据计算的光伏电站实时发电功率，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元实时跟踪次日调度发电计划曲线，包括：当所述光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段时，则控制所述氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；当所述光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于移峰时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于移峰时段时，则控制所述氢能储能单元进行电解制氢，以吸收有功功率。
进一步地，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：当接收到所述电力调度机构下发的二次调频控制指令，且惯量响应或一次调频的功率与所述二次调频控制指令同向时，根据所述二次调频控制指令的目标功率和目标电量、所述飞轮储能单元的额定功率和额定电量、所述飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、所述飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行二次调频。
进一步地，根据所述二次调频控制指令的目标功率和目标电量、所述飞轮储能单元的额定功率和额定电量、所述飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、所述飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行二次调频，包括：当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制所述锂离子电池储能单元进行所述二次调频；当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元进行所述二次调频；当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差，或者，当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元和所述锂离子电池储能单元联合进行所述二次调频；其中，所述第三输出功率为所述第一输出功率和所述第二输出功率之和，所述第三输出电量为所述第一输出电量和所述第二输出电量之和。
进一步地，在控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行所述二次调频之后，还包括：判断所述二次调频的调节速率、调节精度和响应时间是否合格，若是，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行待机，否则，发出二次调频失败的提示信息。
进一步地，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：当所述区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元对应进行所述惯量响应和/或所述一次调频。
进一步地，当所述区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元对应进行所述惯量响应和/或所述一次调频，包括：判断所述区域交流电网的所述频率变化率是否偏离额定值，若是，控制所述飞轮储能单元进行所述惯量响应，否则，当所述区域交流电网的所述频率变化值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元进行一次调频；当所述飞轮储能单元在进行所述惯量响应和/或所述一次调频时，若所述惯量响应和/或所述一次调频的功率与所述二次调频控制指令的功率反向，则闭锁二次调频控制指令，优先控制所述飞轮储能单元进行所述惯量响应和/或所述一次调频。
根据本发明实施例的新型储能光伏电站的控制方法，结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子电池储能单元和氢能储能单元进行监测和控制，以使光伏电站实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站的有功功率支撑能力，提升光伏电站并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
本发明的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明的上述或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站系统的结构示意图；
图2是根据本发明一个实施例的储能监测控制单元的结构示意图；
图3是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站系统的控制方法的流程图；
图4是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站系统控制的流程图；
图5是根据本发明另一个实施例的新型储能光伏电站系统控制的流程图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，参考附图描述的实施例是示例性的，下面详细描述本发明的实施例。
下面参考图1-图5描述根据本发明实施例的新型储能光伏电站系统及其控制方法。
图1是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站系统的结构示意图。如图1所示，该新型储能光伏电站系统包括光伏电站10、至少一个飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40、氢能储能单元50、光功率预测单元60、储能监测控制单元90和第一升压变压器100。其中，光伏电站10用于将光伏组件产生的直流电压转换为交流电网所需的电压，并输出至交流电网，以及，将其运行状态和数据信息通过储能监测控制单元上传至电力调度机构；二次调频控制指令至少一个飞轮储能单元30用于当接收到一次调频、惯量响应或二次调频控制指令时，进行充电或放电；以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；至少一个锂离子电池储能单元40用于当接收到二次调频控制指令时，进行充电或放电，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；氢能储能单元50用于在区域交流电网处于负荷用电高峰或低谷时段，以及光伏电站10处于发电高峰或低谷时段，进行小时级日内调峰，以及，根据光伏电站10的实际发电功率和次日调度发电计划功率，进行调度发电计划跟踪，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；光功率预测单元60与储能监测控制单元90连接，用于预测光伏电站10的次日短期光伏发电功率，生成光伏电站的次日发电功率预测曲线，并经储能监测控制单元90上报至电力调度机构，以及，将光伏电站日间超短期发电功率预测数据实时通过储能监测控制单元上报至电力调度机构；储能监测控制单元90分别与光伏电站10、飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40、氢能储能单元50和光功率预测单元60连接，用于将光伏电站的次日发电功率预测曲线和光伏电站日间超短期发电功率预测数据上报至电力调度机构，以及，获取电力调度机构下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令，并在日间修正日前下发的次日调度发电计划曲线，以及，通过并网点电流、电压和频率信号20计算所述光伏电站的实时发电功率、新型储能系统的一次调频和惯量响应的有功功率，以对飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40、氢能储能单元50进行监测和控制，其中，所述氢能储能单元、至少一个所述飞轮储能单元和至少一个所述锂离子电池储能单元构成所述新型储能系统；第一升压变压器100分别与光伏电站10和所述区域交流电网110连接，用于将光伏电站10站内交流电升压后，并入区域交流电网110。
具体而言，如图1所示，光功率预测单元60可实现对光伏电站10的短期（0～24h）光伏发电功率预测以及超短期（15min～4h）光伏发电功率预测功能，负荷功率预测单元70可实现短期（0～24h）日负荷功率预测和超短期（1h以内）负荷功率预测，以使电力调度机构80结合次日调度发电计划曲线确定电网时段。光伏电站10将光伏组件产生的直流电压转换为交流电网所需的电压，并输出至交流电网，第一升压变压器100将交流电网的电压升压后输出至区域交流电网110。其中，交流电网的电压为35kV，区域交流电网110的电压为110kV或220kV。
本发明实施例的新型储能光伏电站系统结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40、氢能储能单元50进行监测和控制，以使光伏电站10实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站10在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站10的有功功率支撑能力，提升光伏电站10并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，光伏电站，包括：至少一个光伏组件11、直流汇流箱12、直流配电柜13、光伏逆变器14、升压箱变15和光伏电站能量管理系统16。其中，至少一个光伏组件11用于将光能转换成电能；直流汇流箱12与至少一个光伏组件11连接，用于保证至少一个光伏组件11的有序连接和汇流；直流配电柜13与直流汇流箱12连接，用于接收直流汇流箱12输出的直流电能，并对直流电能进行分配、监控和保护；光伏逆变器14与直流配电柜13连接，用于将直流配电柜13输出的直流电压转换为市电频率电压；升压箱变15与光伏逆变器14连接，用于将市电频率电压升压后连接至交流电网；光伏电站能量管理系统16与储能监测控制单元90连接，用于进行光伏电站10与储能监测控制单元90之间的信息交互、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
具体而言，根据光伏电站10接入电力系统技术规定，光伏电站10与光功率预测单元60连接，光功率预测单元60可实现对光伏电站10的短期（0～24h）光伏发电功率预测以及超短期（15min～4h）光伏发电功率预测功能，预测时间分辨率为15min，光功率预测单元60每天按照电力调度机构80的规定，将数据经储能监测控制单元上传至电力调度机构80，用于电力调度机构80结合负荷用电功率确定次日调度发电计划曲线。
在具体实施例中，储能监测控制单元90经监控通信网络接收电力调度机构80的控制命令，若当前光伏电站10发出的有功功率值和调度下发的目标值差值较大，储能监测控制单元90将自动调节光伏逆变器14的有功功率限值，实时将当前光伏电站10发出的有功功率值调整到目标值附近。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，飞轮储能单元30，包括：飞轮储能模块31、第一储能变流器32、第二升压变压器33和飞轮储能能量管理系统34。其中，飞轮储能模块31用于输出直流电压；第一储能变流器32与飞轮储能模块31连接，用于将直流电压转换为市电频率电压；第二升压变压器33与第一储能变流器32连接，用于将市电频率电压升压后连接至交流电网；飞轮储能能量管理系统34与储能监测控制单元90连接，用于监控飞轮储能单元31的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
具体而言，飞轮储能单元30具有储能功率密度高、响应速度快、可短时频繁充放电的特性，可主动支撑电网毫秒级惯量响应和秒级一次调频，同时可配合锂离子电池储能单元参40与电网二次调频，以结合光伏发电功率预测及负荷功率预测，使光伏电站10实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，锂离子电池储能单元40，包括：锂离子电池模块41、第二储能变流器42、第三升压变压器43和锂离子电池储能能量管理系统44。其中，锂离子电池模块41用于输出直流电压；第二储能变流器42与锂离子电池模块41连接，用于将直流电压转换为市电频率电压；第三升压变压器43与第二储能变流器42连接，用于将市电频率电压升压后连接至交流电网；锂离子电池储能能量管理系统44与储能监测控制单元90连接，用于监控锂离子电池储能单元40的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，氢能储能单元50，包括：第四升压变压器51、第三储能变流器52、电解槽53、燃料电池54、储水罐55和氢能能量管理系统56。其中，第四升压变压器51与交流电网连接，用于将交流电网的多余电量降压后输出至第三储能变流器52；第三储能变流器52与第四升压变压器51连接，用于将市电频率电压转换为直流电压；电解槽53与第三储能变流器52连接，用于接收第三储能变流器52输出的直流电压，以电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐58和储氧罐59中；燃料电池54分别与储氢罐58和储氧罐59连接，用于产生电能，并经第三储能变流器52、第四升压变压器51后，输出至交流电网；储水罐55用于储存燃料电池54产生电能过程中产生的水；氢能能量管理系统56与储能监测控制单元90连接，用于监控氢能储能单元50的运行状态、运行数据采集、控制指令下发，以及控制氢能电解水制氢和燃料电池54发电。
具体而言，氢能具有较好的扩展性和运行灵活性，开展制氢利用，可将电网富余的电力转化为氢能并存储，提升光伏发电的利用效率。同时氢供应环节的内置存储容量可发挥缓冲作用，根据电网的需求，通过实时调节氢气产量调节电力消耗，以削峰填谷，缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，并可长时间消纳波动性可再生能源。
在本发明的一个实施例中，如图2所示，储能监测控制单元90，包括：采集模块91、计划模块92、修正模块93、计算模块94、判断模块95、监测模块96、控制模块97和执行模块98。其中，采集模块91与光功率预测单元60连接，用于采集光功率预测单元60生成的光伏电站次日发电功率预测曲线和日间超短期发电功率预测数据，并通过监测通信网络上报至电力调度机构80，以及，获取电力调度机构80下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令；计划模块92，与采集模块91连接，用于根据次日调度发电计划曲线生成次日发电计划，并下发至光伏电站10，以及，将次日调度发电计划曲线、二次调频和调峰控制指令、日间超短期发电功率预测数据转发至修正模块92；修正模块93与计划模块92连接，用于根据日间超短期发电功率预测数据，对次日调度发电计划曲线进行修正，并将修正后的次日调度发电计划曲线通过采集模块91上报至电力调度机构80，以在电力调度机构80确定修正后的次日调度发电计划曲线后通过计划模块92将修正后的次日调度发电计划曲线下发至光伏电站10和计算模块94，以及，将二次调频和调峰控制指令转发至计算模块94；计算模块94与修正模块93连接，通过并网点电流、电压和频率信号20，实时计算光伏电站10的实时发电功率，并将实时发电功率和次日调度发电计划曲线的差值下发至判断模块95，使光伏电站10实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，以及，计算一次调频和惯量响应的有功功率，并将有功功率下发至判断模块95；判断模块95与计算模块94连接，用于根据差值判断氢能储能单元50是否需要跟踪次日调度发电计划曲线，并判断氢能储能单元50是否需要协调配合进行充电或放电，以及，根据一次调频、惯量响应、二次调频和调峰有功功率及新型储能系统的运行状态判断新型储能系统之间是否需要协调配合进行充电或放电，并将判断结果下发至控制模块97；监测模块96分别与飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50连接，用于监测飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50的运行状态；控制模块97分别与飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50和判断模块95连接，用于根据判断结果生成控制飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50进行充电或放电的控制策略；或者，当出现报警或警告状态时，控制飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50停机；执行模块98与控制模块97连接，用于下发控制策略至至少一个飞轮储能单元30、至少一个锂离子电池储能单元40、氢能储能单元50，以进行功率分配、充电或放电控制。
具体而言，由于光伏电站10的发电功率与次日调度发电计划曲线存在偏差，采集模块91日内通过超短期发电功率预测，修正模块93对比次日调度发电计划曲线并修正次日调度发电计划曲线，可以提高光伏发电功率预测的准确度。判断模块95基于修正后的次日调度发电计划曲线，根据光伏电站10的发电功率与次日调度发电计划曲线的差值判断氢能储能单元50是否需要跟踪次日调度发电计划曲线并判断氢能储能单元50是否需要协调配合进行充电或放电，以及，根据一次调频、惯量响应、二次调频和调峰有功功率及新型储能系统的运行状态判断新型储能系统之间是否需要协调配合进行充电或放电，并将判断结果下发至控制模块97，以进行功率分配、充电或放电控制，以使光伏电站10实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站10在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题。
根据本发明实施例的新型储能光伏电站系统，结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元30、锂离子电池储能单元40和氢能储能单元50进行监测和控制，以使光伏电站实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站10在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站10的有功功率支撑能力，提升光伏电站10并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
本发明的进一步实施例还公开了一种新型储能光伏电站的控制方法，用于如上述任一实施例所述的新型储能光伏电站系统。图3是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站的控制方法的流程图。如图3所示，所述方法包括以下步骤：
步骤S1:光功率预测单元预测光伏电站的次日短期光伏发电功率，生成光伏电站的次日发电功率预测曲线并经储能监测控制单元上报至电力调度机构。
步骤S2:电力调度机构根据光伏发电功率预测曲线，确定次日调度发电计划曲线，并经储能监测控制单元，将次日调度发电计划曲线下发至光伏电站。
步骤S3:储能监测控制单元根据光伏电站的日间超短期光伏发电功率预测数据对次日调度发电计划曲线进行修正，并根据计算的光伏电站实时发电功率，控制飞轮储能单元、锂离子电池储能单元和氢能储能单元、实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线。
具体而言，当区域交流电网的频率变化值偏离预设值例如50Hz±0.033Hz后，光伏电站需要具备自发的进行一次调频的调节能力，响应速度要求在1s以内，此时采用飞轮储能单元来解决一次调频的问题；当区域交流电网的频率变化值偏离预设值例如±0.2Hz/s后，光伏电站需要具备自发的进行惯量响应的调节能力，要求响应速度非常快，约500ms以内，此时采用飞轮储能的技术特性，用飞轮储能单元来解决惯量响应的问题；当区域交流电网的频率出差偏差且一次调频和/或惯量响应没有将电网的频率值或者电网的频率变化率重新拉回到死区范围内时，由电力调度机构直接下发二次调频控制指令，以控制光伏电站按目标功率进行输出，并将指令下发至光伏电站的能量管理系统，再由光伏电站的能量管理系统分配到各光伏逆变器单元，以达到调节光伏电站有功功率输出的目标，由于二次调频调节的时间较长，几分钟至几十分钟级，每天几十次或上百次，可以通过锂电池储能单元这种能量型的储能设备来完成，或者通过飞轮储能单元和锂电池储能单元相互配合来完成，即利用飞轮储能单元和锂离子电池储能单元去解决一次调频、二次调频和惯量响应的问题。
具体地，当区域交流电网负荷处于高峰期时，需要控制调峰资源向区域交流电网发电，或者，当电网负荷处于低谷时，控制调峰资源吸收区域交流电网多余的电，由于调峰是小时级或者更长周期的调节，所以氢储能这种容量型的储能设备可以实现调峰；调度发电计划跟踪是指光伏电站必须具备光功率预测的功能，并将光伏发电的预测情况上报给电力调度机构，电力调度机构以此为依据，生成次日调度发电计划曲线，由于光伏发电的波动性、随机性和不确定性，导致实际的发电计划曲线不可能与次日调度发电计划曲线一致，因此需要氢能储能单元进行偏差调节，即氢能储能单元的一部分功率去参与调峰，保留一部分功率去参与调度发电计划跟踪，即采用氢能储能单元同时解决小时级日内调峰和调度发电计划跟踪的问题。
综上所述，本发明实施例的新型储能光伏电站的控制方法可以解决光伏电站在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站的有功功率支撑能力，提升光伏电站并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
在本发明的一个实施例中，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：电力调度机构依据区域交流电网的次日总负荷功率预测曲线和次日调度发电计划曲线，确定区域交流电网的次日调峰时段，并根据区域交流电网的日间超短期总负荷功率预测数据和在日间修正的日前下发的次日调度发电计划曲线，修正区域交流电网的调峰时段及调峰功率控制指令，控制氢能储能单元参与电网调峰。
在本发明的一个实施例中，控制氢能储能单元参与电网调峰，包括：当区域交流电网的负荷用电处于波峰时段，且光伏电站的发电处于波谷时段，则控制氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；当区域交流电网的负荷用电处于波谷时段，且光伏电站的发电处于波峰时段，则控制氢能储能单元进行电解制氢，以吸收有功功率。
具体而言，在区域交流电网的负荷用电高峰或低谷时段，以及所述光伏电站的发电高峰或低谷时段，当电网发电多而负荷用电少时，通过电解制氢消耗电网多余的电量并将氢气储存起来，当电网发电少而负荷用电多时，通过氢燃料电池发电提供补充，即通过电解制氢和氢燃料电池发电进行电网长时间的调峰。
在本发明的一个实施例中，当光伏电站的实际的发电计划曲线与次日调度发电计划曲线不一致时，采用氢能储能单元进行偏差调节，以进行调度发电计划跟踪，即，根据计算的光伏电站实时发电功率，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元实时跟踪次日调度发电计划曲线，包括：当光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段时，则控制氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；当光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于移峰时段，或者，当光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段，或者，当光伏电站的实际发电功率小于次日调度发电计划功率，且区域交流电网的负荷用电处于移峰时段时，则控制氢能储能单元进行电解制氢，以吸收有功功率。
下面参考图4对本发明实施例的新型储能光伏电站的控制进行举例说明，如图4所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站控制的流程图。
步骤S40，根据实时采集的并网点发电功率，对比修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子储能单元和氢能储能单元进行控制。
步骤S501，根据预测区域交流电网负荷用电高峰和低谷时段及光伏发电高峰和低谷时段，判断光伏电站是否需要调峰，若是，则执行步骤S502或步骤S503，否则，执行步骤S504。
步骤S502，若是填谷时段，控制氢能储能单元进行填谷调节，由于填谷需要小时级以上的长周期储能，因此优先利用氢能进行调节，氢燃料电池发电，填谷最大功率|△P填谷max|≤|PH发电max×η%|，其中，PH发电max为氢燃料电池发电的最大功率，η%为光功率预测准确率，氢能预留容量用于实时跟踪次日调度发电计划曲线。
步骤S503，若是移峰时段，控制氢能储能单元进行移峰调节，由于移峰需要小时级以上的长周期储能，因此优先利用氢能进行调节，氢能电解，移峰最大功率|△P移峰max|≤|PH制氢max×η%|，|PH制氢max×η%|＝|△PH填谷|，其中，PH制氢max为氢能电解制氢的最大功率，η%为光功率预测准确率，氢能预留容量用于实时跟踪次日调度发电计划曲线。
步骤S504，光伏电站在电网峰谷时段或非峰谷时段均判断光伏实际发电功率与次日调度发电计划曲线的误差值，若电网峰谷时段光伏电站实际发电功率大于次日调度发电计划曲线，则执行步骤S505或步骤S506，若非电网峰谷时段光伏电站实际发电功率大于次日调度发电计划曲线，则执行步骤S507。
步骤S505，电网填谷时段，氢燃料电池发电释放有功功率|△PH填谷|，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＞次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P1|＝PPV实际功率－Pd计划功率，调度发电计划跟踪功率PH填谷跟踪＝|△PH填谷|－|△P1|。
步骤S506，电网移峰时段，电解制氢吸收有功功率|△PH移峰|，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＞次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P1|＝PPV实际功率－Pd计划功率，调度发电计划跟踪功率PH移峰跟踪＝|△PH移峰|＋|△P1|。
步骤S507，非电网峰谷时段，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＞次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P1|＝PPV实际功率－Pd计划功率，电解制氢吸收有功功率，调度发电计划跟踪功率PH非峰谷跟踪＝|△P1|。
步骤S508，光伏电站在电网峰谷时段或非峰谷时段均判断光伏实际发电功率与次日调度发电计划曲线的误差值，若电网峰谷时段光伏电站实际发电功率小于次日调度发电计划曲线，则执行步骤S510或步骤S511，若非电网峰谷时段光伏电站实际发电功率小于次日调度发电计划曲线，则执行步骤S509。
步骤S509，非电网峰谷时段，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＜次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P2|＝PPV实际功率－Pd计划功率，氢燃料电池发电释放有功功率PH非峰谷发电＝|△P2|。
步骤S510，电网填谷时段，氢燃料电池发电释放有功功率|△PH填谷|，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＜次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P2|＝PPV实际功率－Pd计划功率，调度发电计划跟踪功率PH填谷跟踪＝|△PH填谷|＋|△P2|。
步骤S511，电网移峰时段，电解制氢吸收有功功率|△PH移峰|，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＜次日调度发电计划功率Pd计划功率，误差值|△P2|＝PPV实际功率－Pd计划功率，调度发电计划跟踪功率PH移峰跟踪＝|△PH移峰|－|△P1|。
步骤S512：电网峰谷时段或非电网峰谷时段，光伏电站实际发电功率PPV实际功率＝次日调度发电计划功率Pd计划功率，则辅助光伏电站完成次日调度发电计划曲线跟踪，控制氢能储能单元完成电网调峰控制指令和调度发电计划跟踪。
在本发明的一个实施例中，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：二次调频控制指令当接收到电力调度机构下发的二次调频控制指令，且惯量响应或一次调频的功率与二次调频控制指令同向时，根据二次调频控制指令的目标功率和目标电量、飞轮储能单元的额定功率和额定电量、飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元进行二次调频。
在本发明的一个实施例中，当区域交流电网的频率出差偏差且一次调频或惯量响应没有将电网的频率值或者电网的频率变化率重新拉回到死区范围内时，由电力调度机构直接下发二次调频控制指令，根据二次调频控制指令的目标功率和目标电量、飞轮储能单元的额定功率和额定电量、飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元进行二次调频，具体包括：当二次调频控制指令的目标功率大于飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且二次调频控制指令的目标电量大于飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制锂离子电池储能单元进行所述二次调频；当二次调频控制指令的目标功率不大于飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且二次调频控制指令的目标电量不大于飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制飞轮储能单元进行二次调频；当二次调频控制指令的目标功率大于飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且二次调频控制指令的目标电量不大于飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差，或者，当二次调频控制指令的目标功率不大于飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且二次调频控制指令的目标电量大于飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制飞轮储能单元和锂离子电池储能单元联合进行二次调频；其中，第三输出功率为第一输出功率和第二输出功率之和，第三输出电量为第一输出电量和第二输出电量之和。
在本发明的一个实施例中，在控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元进行二次调频之后，还包括：判断二次调频的调节速率、调节精度和响应时间是否合格，若是，控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元进行待机，否则，发出二次调频失败的提示信息。
在本发明的一个实施例中，新型储能光伏电站的控制方法，还包括：当区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制飞轮储能单元对应进行惯量响应和/或一次调频。
在本发明的一个实施例中，当区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制飞轮储能单元对应进行惯量响应和/或一次调频，包括：判断区域交流电网的频率变化率是否偏离额定值，若是，控制飞轮储能单元进行惯量响应，否则，当区域交流电网的频率变化值偏离额定值时，控制飞轮储能单元进行一次调频；当飞轮储能单元在进行惯量响应和/或一次调频时，若惯量响应和/或一次调频的功率与二次调频控制指令的功率反向，则闭锁二次调频控制指令，优先控制飞轮储能单元进行惯量响应和/或一次调频。
下面参考图5对本发明实施例的新型储能光伏电站的控制进行举例说明，如图5所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站控制的流程图，其中，在图5中，（a）展示了新型储能光伏电站控制的流程图的一部分，（b）展示了新型储能光伏电站控制的流程图的另一部分，图（a）和图（b）通过其中的A和B标识来衔接。
新型储能光伏电站系统实时跟踪发电计划曲线期间，当接收到二次调频控制指令时，控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元进行二次调频，或者，当电网的频率值或频率变化率偏离额定值时，控制飞轮储能单元进行一次调频和/或惯量响应。
步骤S30，根据实时采集的并网点发电功率，对比修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子储能单元和氢能储能单元进行控制。
步骤S601，判断电网的频率变化率|△f|是否越过死区，若是，执行步骤S602，若否；判断频率的变化值|fd|是否越过死区，若是，执行步骤S604，若否，执行步骤S608。
步骤S602，飞轮储能单元进入惯量响应模式，惯量响应功率|P惯量响应|＝|PF惯量响应|，其中，|PF惯量响应|为飞轮储能单元输出的惯量响应功率。
步骤S603，判断电网频率的变化值|fd|是否越过死区，若是，执行步骤S604，若否，执行步骤S608。
步骤S604，飞轮储能单元进入一次调频模式，一次调频功率|P一次调频|＝|PF一次调频|，其中，|PF一次调频|为飞轮储能单元输出的一次调频功率。
步骤S605，判断一次调频和惯量响应功率与二次调频功率控制指令的功率是否反向，若是，执行步骤S606，若否，执行步骤S607。
步骤S606，闭锁二次调频控制指令，优先执行一次调频和/或惯量响应控制指令。
步骤S607，判断电网频率变化率|△f|及电网频率变化值|fd|是否回到死区，若是，执行步骤S608，若否，重新执行步骤S601开始判断。
步骤S608，一次调频和惯量响应调节结束，飞轮储能单元进入待机状态。
步骤S609，一次调频和惯量响应调节结束后，飞轮储能单元进入待机状态并解锁二次调频控制指令，电网频率变化率|△f|及电网频率变化值|fd|未越过死区，则执行二次调频控制指令。
步骤S610，判断电力调度机构是否下发二次调频控制指令，若是，执行步骤S611，若否，执行步骤S622。
步骤S611，判断二次调频功率控制指令与一次调频和惯量响应功率控制指令的功率是否反向，若是，执行步骤S606，若否，执行步骤S612。
步骤S612，根据二次调频功率控制指令和时长判断飞轮储能和锂离子电池储能调频模式。
步骤S613，判断|△P调度AGC|＞PFN－PF一次调频－PF惯量响应且SOC调度AGC＞SOCFN－SOCF一次调频－SOCF惯量响应，若是，执行步骤S614，若否，执行步骤S616。其中，△P调度AGC为二次调频功率控制指令功率，PFN为飞轮储能单元的额定功率，PF一次调频为飞轮参与一次调频功率，PF惯量响应为飞轮参与惯量响应功率，SOC调度AGC为二次调频控制指令需求电量，SOCFN为飞轮储能单元的额定电量，SOCF一次调频为飞轮参与一次调频需求电量，SOCF惯量响应为飞轮参与惯量响应需求电量。
步骤S614，控制锂离子电池储能进入独立二次调频模式。
步骤S615，判断|△P调度AGC|＞PFN－PF一次调频－PF惯量响应且SOC调度AGC≤SOCFN－SOCF一次调频－SOCF惯量响应，若是，执行步骤S616，若否，执行步骤S617。
步骤S616，控制飞轮储能单元和锂离子电池储能单元进入联合二次调频模式。
步骤S617，判断|△P调度AGC|≤PFN－PF一次调频－PF惯量响应且SOC调度AGC＞SOCFN－SOCF一次调频－SOCF惯量响应，若是，执行步骤S616，若否，执行步骤S618。
步骤S618，判断|△P调度AGC|≤PFN－PF一次调频－PF惯量响应且SOC调度AGC≤SOCFN－SOCF一次调频－SOCF惯量响应，执行步骤S619。
步骤S619，控制飞轮储能进入独立二次调频模式。
步骤S620，判断二次调频调节速率、二次调频调节精度合格、二次调频响应时间是否合格，若是，执行步骤S622，若否，执行步骤S621。
步骤S621，二次调频调节失败，执行步骤S622。
步骤S622，本轮二次调频调节结束，飞轮储能单元和锂离子电池储能单元进入待机状态。
步骤S80，辅助光伏电站完成次日调度发电计划曲线跟踪，控制飞轮储能单元和/或锂离子电池储能单元完成一次调频、二次调频和惯量响应。
根据本发明实施例的新型储能光伏电站的控制方法，结合光功率预测及负荷功率预测，实时采集的并网点发电功率，并根据修正后的次日调度发电计划曲线，对飞轮储能单元、锂离子电池储能单元和氢能储能单元进行监测和控制，以使光伏电站实时跟踪修正后的次日调度发电计划曲线，可以解决光伏电站在毫秒级惯量响应、秒级一次调频、分钟级二次调频、小时级日内调峰等多时间尺度上的有功功率调节不足的问题，实时跟踪次日调度发电计划曲线，平抑光功率波动，提高光伏电站的有功功率支撑能力，提升光伏电站并网的安全性和稳定性，从而缓解电网调峰调频压力，平衡供电的峰谷状态，减少弃光率，保障电力系统的频率稳定。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示意性实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由权利要求及其等同物限定。

Claims (10)

1.一种新型储能光伏电站系统，其特征在于，包括：
光伏电站，用于将光伏组件产生的直流电压转换为交流电网所需的电压，并输出至所述交流电网，以及，将其运行状态和数据信息通过储能监测控制单元上传至电力调度机构；
至少一个飞轮储能单元，用于当接收到一次调频、惯量响应或二次调频控制指令时，进行充电或放电，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；
至少一个锂离子电池储能单元，用于当接收到所述二次调频控制指令时，进行充电或放电，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；
氢能储能单元，用于在区域交流电网处于负荷用电高峰或低谷时段，以及所述光伏电站处于发电高峰或低谷时段，进行小时级日内调峰，以及，根据所述光伏电站的实际发电功率和次日调度发电计划功率，进行调度发电计划跟踪，以及，将其运行状态和数据信息上传至所述储能监测控制单元；
光功率预测单元，与所述储能监测控制单元连接，用于预测所述光伏电站的次日短期光伏发电功率，生成所述光伏电站的次日发电功率预测曲线，并经所述储能监测控制单元上报至所述电力调度机构，以及，将光伏电站日间超短期发电功率预测数据实时通过所述储能监测控制单元上报至所述电力调度机构；
所述储能监测控制单元，分别与所述光伏电站、所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元、所述氢能储能单元和所述光功率预测单元连接，用于将所述光伏电站的次日发电功率预测曲线和所述光伏电站日间超短期发电功率预测数据上报至所述电力调度机构，以及，获取所述电力调度机构下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令，并在日间修正日前下发的所述次日调度发电计划曲线，以及，通过并网点电流、电压和频率信号计算所述光伏电站的实时发电功率、新型储能系统的一次调频和惯量响应的有功功率，以对所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元进行监测和控制，其中，所述新型储能系统包括至少一个所述飞轮储能单元、至少一个所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元；所述储能监测控制单元，包括：采集模块，与所述光功率预测单元连接，用于采集所述光功率预测单元生成的所述光伏电站次日发电功率预测曲线和所述日间超短期发电功率预测数据，并通过监测通信网络上报至所述电力调度机构，以及，获取所述电力调度机构下发的次日调度发电计划曲线和二次调频和调峰控制指令；计划模块，与所述采集模块连接，用于根据所述次日调度发电计划曲线生成次日发电计划，并下发至所述光伏电站，以及，将所述次日调度发电计划曲线、所述二次调频和调峰控制指令、所述日间超短期发电功率预测数据转发至修正模块；修正模块，与所述计划模块连接，用于根据所述日间超短期发电功率预测数据，对所述次日调度发电计划曲线进行修正，并将修正后的次日调度发电计划曲线通过所述采集模块上报至所述电力调度机构，以在所述电力调度机构确定所述修正后的次日调度发电计划曲线后通过所述计划模块将所述修正后的次日调度发电计划曲线下发至所述光伏电站和计算模块，以及，将所述二次调频和调峰控制指令转发至计算模块；计算模块，与所述修正模块连接，用于通过并网点电流、电压和频率信号，实时计算所述光伏电站的实时发电功率，并将所述实时发电功率和所述次日调度发电计划曲线的差值下发至判断模块，使所述光伏电站实时跟踪修正后的所述次日调度发电计划曲线，以及，计算所述一次调频和所述惯量响应的有功功率，并将所述有功功率下发至所述判断模块；判断模块，与所述计算模块连接，用于根据所述差值判断所述氢能储能单元是否需要跟踪所述次日调度发电计划曲线，并判断所述氢能储能单元是否需要协调配合进行充电或放电，以及，根据所述一次调频、所述惯量响应、所述二次调频和调峰有功功率及新型储能系统的运行状态判断所述新型储能系统之间是否需要协调配合进行充电或放电，并将判断结果下发至控制模块；监测模块，分别与所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元连接，用于监测所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元的运行状态；控制模块，分别与所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元和所述判断模块连接，用于根据所述判断结果生成控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元进行充电或放电的控制策略；或者，当出现报警或警告状态时，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元停机；执行模块，与所述控制模块连接，用于下发所述控制策略至至少一个所述飞轮储能单元、至少一个所述锂离子电池储能单元或所述氢能储能单元，以进行功率分配、充电或放电控制；第一升压变压器，分别与所述光伏电站和所述区域交流电网连接，用于将所述光伏电站站内交流电升压后，并入所述区域交流电网，其中，
根据区域交流电网的次日总负荷功率预测曲线和所述次日调度发电计划曲线，确定所述区域交流电网的次日调峰时段，并根据区域交流电网的日间超短期总负荷功率预测数据和在日间修正的日前下发的所述次日调度发电计划曲线，修正所述区域交流电网的调峰时段及调峰功率控制指令，当所述区域交流电网的负荷用电处于波峰时段，且所述光伏电站的发电处于波谷时段，则控制所述氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；
当所述区域交流电网的负荷用电处于波谷时段，且所述光伏电站的发电处于波峰时段，则控制所述氢能储能单元进行电解制氢，以吸收所述有功功率；
当接收到所述电力调度机构下发的二次调频控制指令，且惯量响应或一次调频的功率与所述二次调频控制指令同向时，根据所述二次调频控制指令的目标功率和目标电量、所述飞轮储能单元的额定功率和额定电量、所述飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、所述飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行二次调，具体包括：
当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制所述锂离子电池储能单元进行所述二次调频；
当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元进行所述二次调频；
当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差，或者，当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元和所述锂离子电池储能单元联合进行所述二次调频；
其中，所述第三输出功率为所述第一输出功率和所述第二输出功率之和，所述第三输出电量为所述第一输出电量和所述第二输出电量之和。
2.根据权利要求1所述的新型储能光伏电站系统，其特征在于，所述光伏电站，包括：
至少一个光伏组件，用于将光能转换成电能；
直流汇流箱，与至少一个所述光伏组件连接，用于保证至少一个所述光伏组件的有序连接和汇流；
直流配电柜，与所述直流汇流箱连接，用于接收所述直流汇流箱输出的直流电能，并对所述直流电能进行分配、监控和保护；
光伏逆变器，与所述直流配电柜连接，用于将所述直流配电柜输出的直流电压转换为市电频率电压；
升压箱变，与所述光伏逆变器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；
光伏电站能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于进行所述光伏电站与所述储能监测控制单元之间的信息交互、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
3.根据权利要求1所述的新型储能光伏电站系统，其特征在于，所述飞轮储能单元，包括：
飞轮储能模块，用于输出直流电压；
第一储能变流器，与所述飞轮储能模块连接，用于将所述直流电压转换为市电频率电压；
第二升压变压器，与所述第一储能变流器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；
飞轮储能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述飞轮储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
4.根据权利要求1所述的新型储能光伏电站系统，其特征在于，所述锂离子电池储能单元，包括：
锂离子电池模块，用于输出直流电压；
第二储能变流器，与所述锂离子电池模块连接，用于将所述直流电压转换为市电频率电压；
第三升压变压器，与所述第二储能变流器连接，用于将所述市电频率电压升压后连接至所述交流电网；
锂离子电池储能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述锂离子电池储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发及功率分配。
5.根据权利要求1所述的新型储能光伏电站系统，其特征在于，所述氢能储能单元，包括：
第四升压变压器，与所述交流电网连接，用于将所述交流电网的多余电量降压后输出至第三储能变流器；
所述第三储能变流器，与所述第四升压变压器连接，用于将市电频率电压转换为直流电压；
电解槽，与所述第三储能变流器连接，用于接收所述第三储能变流器输出的所述直流电压，以电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐和储氧罐中；
燃料电池，分别与所述储氢罐和所述储氧罐连接，用于产生电能，并经所述第三储能变流器、所述第四升压变压器后，输出至所述交流电网；
储水罐，用于储存所述燃料电池产生电能过程中产生的水；
氢能能量管理系统，与所述储能监测控制单元连接，用于监控所述氢能储能单元的运行状态、运行数据采集、控制指令下发，以及控制氢能电解水制氢和所述燃料电池发电。
6.一种新型储能光伏电站的控制方法，其特征在于，用于如权利要求1-5任一项所述的新型储能光伏电站系统，所述方法包括：
光功率预测单元预测光伏电站的次日短期光伏发电功率，生成光伏电站的次日发电功率预测曲线并经储能监测控制单元上报至电力调度机构；
所述电力调度机构根据所述次日发电功率预测曲线确定次日调度发电计划曲线，并经所述储能监测控制单元将所述次日调度发电计划曲线下发至所述光伏电站；
所述储能监测控制单元根据所述光伏电站的日间超短期光伏发电功率预测数据对所述次日调度发电计划曲线进行修正，并根据计算的光伏电站实时发电功率，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元实时跟踪次日调度发电计划曲线；
所述电力调度机构根据区域交流电网的次日总负荷功率预测曲线和所述次日调度发电计划曲线，确定所述区域交流电网的次日调峰时段，并根据区域交流电网的日间超短期总负荷功率预测数据和在日间修正的日前下发的所述次日调度发电计划曲线，修正所述区域交流电网的调峰时段及调峰功率控制指令，当所述区域交流电网的负荷用电处于波峰时段，且所述光伏电站的发电处于波谷时段，则控制所述氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；
当所述区域交流电网的负荷用电处于波谷时段，且所述光伏电站的发电处于波峰时段，则控制所述氢能储能单元进行电解制氢，以吸收所述有功功率；
当接收到所述电力调度机构下发的二次调频控制指令，且惯量响应或一次调频的功率与所述二次调频控制指令同向时，根据所述二次调频控制指令的目标功率和目标电量、所述飞轮储能单元的额定功率和额定电量、所述飞轮储能单元进行一次调频时的第一输出功率和第一输出电量、所述飞轮储能单元进行惯量响应时的第二输出功率和第二输出电量，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行二次调，具体包括：
当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与第三输出电量之差时，控制所述锂离子电池储能单元进行所述二次调频；
当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元进行所述二次调频；
当所述二次调频控制指令的目标功率大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量不大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差，或者，当所述二次调频控制指令的目标功率不大于所述飞轮储能单元的额定功率与所述第三输出功率之差，且所述二次调频控制指令的目标电量大于所述飞轮储能单元的额定电量与所述第三输出电量之差时，控制所述飞轮储能单元和所述锂离子电池储能单元联合进行所述二次调频；
其中，所述第三输出功率为所述第一输出功率和所述第二输出功率之和，所述第三输出电量为所述第一输出电量和所述第二输出电量之和。
7.根据权利要求6所述的新型储能光伏电站的控制方法，其特征在于，根据计算的光伏电站实时发电功率，控制所述飞轮储能单元、所述锂离子电池储能单元和所述氢能储能单元实时跟踪次日调度发电计划曲线，包括：
当所述光伏电站的实际发电功率大于次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于所述次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于填谷时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于所述次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段时，则控制所述氢能储能单元进行发电，以释放有功功率；
当所述光伏电站的实际发电功率大于所述次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于移峰时段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率大于所述次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于非峰谷阶段，或者，当所述光伏电站的实际发电功率小于所述次日调度发电计划功率，且所述区域交流电网的负荷用电处于移峰时段时，则控制所述氢能储能单元进行电解制氢，以吸收所述有功功率。
8.根据权利要求6所述的新型储能光伏电站的控制方法，其特征在于，在控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行所述二次调频之后，还包括：
判断所述二次调频的调节速率、调节精度和响应时间是否合格，若是，控制所述飞轮储能单元和/或所述锂离子电池储能单元进行待机，否则，发出二次调频失败的提示信息。
9.根据权利要求6所述的新型储能光伏电站的控制方法，其特征在于，还包括：
当所述区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元对应进行所述惯量响应和/或所述一次调频。
10.根据权利要求9所述的新型储能光伏电站的控制方法，其特征在于，当所述区域交流电网的频率变化率或频率值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元对应进行所述惯量响应和/或所述一次调频，包括：
判断所述区域交流电网的所述频率变化率是否偏离额定值，若是，控制所述飞轮储能单元进行所述惯量响应，否则，当所述区域交流电网的所述频率变化值偏离额定值时，控制所述飞轮储能单元进行一次调频；
当所述飞轮储能单元在进行所述惯量响应和/或所述一次调频时，若所述惯量响应和/或所述一次调频的功率与所述二次调频控制指令的功率反向，则闭锁所述二次调频控制指令，优先控制所述飞轮储能单元进行所述惯量响应和/或所述一次调频。
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