CN115800311B - 一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法 - Google Patents

一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法。该海岛供电系统包括能量管理单元、协调控制器、分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元、集中式储能单元、柴油发电单元。为了提高海岛供电系统一次调频和平抑风机/光伏输出功率波动的能力和响应速率，针对不同幅度功率偏差量提出阶梯式功率输出控制方法。依据分布式储能系统存在的能量差额不同成分特性，提出储能电池多种充放电模式切换方式。本发明技术方案能够有效平抑风机/光伏输出功率波动与交流母线电压频率波动，降低交流侧集中式储能单元一次调频电流瞬态应力、过流故障发生概率、储能电池充放电转换次数，提高整个供电系统的稳定性、可再生能源利用率和储能电池使用寿命。

Description

一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及海岛供电系统能量管理技术领域，具体涉及一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法。
背景技术
在海岛风光柴储供电系统中风光互补发电及负载用电均具有波动性和间歇性特点，由于海岛供电系统输出端没有大电网作为支撑，一次调频负担全部有供电系统本身完成，为维持最大功率输出以获取最大收益和能源效益，风光发电机组通常设计为在最大功率点下运行，不响应系统频率变化，无提供一次调频服务的能力。而传统的柴油发电机组存在瞬时电能输出能力不足，持续输出电能质量不满足要求的缺点，不具备独立承担供电系统稳频稳压的能力。因此需要储能系统来管理功率潮流，并及时响应任何变化，调节供电系统功率平衡，最大限度的保持风光发电机组维持最大功率输出。
现有技术中，一方面，通过集中式储能系统提供一次调频所需的有功功率调节量，基于修正的光伏电站有功功率参考值对光伏发电与集中式储能系统各自的有功功率分别进行调节，集中式储能系统和光伏发电系统通过协调控制共同承担整个光伏电站参与电网一次调频的任务，这种方法在现有风光发电系统的交流侧外挂一个集中式储能装置，不具备平抑直流母线侧光伏输出功率波动的能力，此外海岛特种负荷启动冲击电流大，负载功率波动剧烈，这种方案导致储能单元频繁的瞬间高强度充放电可能导致过载或者逆流问题，严重影响储能系统的寿命和可靠性，并且交流耦合电能转化效率会大大降低。另一方面，通过对储能单元荷电状态和端电压的监控，补偿光伏电池和逆变器之间的功率差值，平滑逆变输出曲线，但不主动参与系统的频率调节和无功功率平衡，仅仅保持直流母线电压的稳定，负载功率波动时，柴油发电机仅为储能系统保持足够放电能量，海岛供电系统的频率调节和无功功率平衡由风机和光伏发电机组出力，影响了风机和光伏的正常发电。
中国专利公开号CN103595044A，公开了一种应用于孤立海岛微电网的柴油发电系统，通过对传统柴油机发电机组控制器、开关装置、保护监测装置以及通信网络进行改造，结合柴油发电机监控系统和通讯工作站实现了与微电网的信息交互，保证了海岛电网的稳定；以上可随时对供电系统进行了补偿和调整，但该项专利针对柴油机内部进行改造，与本发明对供电系统进行调整的方式不同。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法，能够平抑风机/光伏输出波动与交流母线电压频率波动，分担交流侧集中式储能系统一次调频电流瞬态应力，降低过流故障发生的概率和储能电池充放电转换次数，提高整个系统的稳定性、可再生能源利用率和储能电池使用寿命；一种海岛风光柴储供电系统，包括能量管理单元、协调控制器、直流侧储能系统、交流侧储能系统以及柴油发电单元，所述直流侧储能系统包括分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元，交流侧储能系统为集中式储能单元；所述能量管理单元与协调控制器信号连接；所述分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元、集中式储能单元和柴油发电单元的一端与协调控制器信号连接；另一端并联构成交流母线。
优选的，所述协调控制器检测直流侧储能系统中的分布式储能风力发电单元和分布式储能光伏发电单元、交流侧储能系统中的集中式储能单元以及柴油发电单元的电气参数，用于协调控制第一、第二和第三功率阶梯式输出；
所述分布式储能风力发电单元包括风机、MPPT控制器、储能电池一、储能电池二、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、风力逆变器和功率平衡及一次调频单元，所述MPPT控制器与风力逆变器连接线构成直流母线；
所述分布式储能光伏发电单元包括光伏板、MPPT控制器、储能电池三、储能电池四、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、光伏逆变器和功率平衡及一次调频单元，所述MPPT控制器与光伏逆变器连接线构成直流母线；
所述集中式储能单元包括储能单元、ACBMS模块、储能变流器；所述ACBMS模块计算交流侧储能系统调节能力，用以实施集中式储能系统充放电，为一次调频提供第二功率；
所述柴油发电单元包括柴油发电机、柴发电源；所述柴油发电机与柴发电源信号连接，为一次调频提供第三功率。
优选的，所述DCBMS模块用于设置风机/光伏有功频率系数、储能电池电量值上下限限制值、计算储能系统调节能力和实施储能电池多种充放电模式切换方法；
所述功率平衡及一次调频单元用于控制风力/光伏逆变器和主备型DCDC模块为平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频提供第一功率。
一种海岛风光柴储供电系统的控制方法，一种海岛风光柴储供电系统实现，其控制方法包括以下具体步骤：
步骤1：能量管理单元预测日内风机、光伏输出功率计划曲线；
步骤2：协调控制器根据步骤1预设当日风力、光伏逆变器发电功率计划曲线，并设置海岛风光柴储供电系统交流母线允许功率偏差量上下限限制值△Pac-up、△Pac-low，直流母线允许功率偏差量上下限限制值△Pdc-up、△Pdc-low；
步骤3：采样实际风机、光伏输出功率和负载功率与预设风机、光伏发电功率，统计分析所需补偿的功率差额△P＝△Pdc-wt+△Pdc-pv+△Pac-wt+△Pac-pv；定义：△Pdc＝△Pdc-wt+△Pdc-pv、△Pac＝△Pac-wt+△Pac-pv；
△Pdc-wt为风力逆变器直流侧的预测风机输出功率计划曲线与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pdc-pv为光伏逆变器直流侧的预测光伏输出功率计划曲线与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-wt为风力逆变器交流侧负荷突变功率与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-pv为光伏逆变器交流侧负荷突变功率与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
步骤4：实际功率差额满足步骤3所设交/直流母线允许功率偏差量上下限范围执行步骤5，否则执行步骤6；
步骤5：不执行功率调节操作；
步骤6：功率平衡及一次调频单元以步骤3所设交/直流母线允许功率偏差量为控制目标，DCBMS模块分别设置有功频率系数Kdcfp-wt、Kdcfp-pv；
步骤7：DCBMS模块判断功率差额△P是否处于直流侧储能系统调节能力内，即满足以下条件：△PDCBMS-wt≥0、△PDCBMS-pv≥0且SOCdc-low＜SOCdc-t＜SOCdc-up，则执行步骤8，否则同步执行步骤8和步骤9，风机直流侧储能系统调节能力△PDCBMS-wt＝Pt-DCBMS-wt-(PN-wt-Pt-wt)-Kdcfp-wt×(fn-ft)，光伏直流侧储能系统调节能力△PDCBMS-pv＝Pt-DCBMS-pv-(PN-pv-Pt-pv)-Kdcfp-pv×(fn-ft)；
式中：
PN-wt为风机预测输出功率；Pt-wt为风机实际输出功率；
PN-pv为光伏预测输出功率；Pt-pv为光伏实际输出功率；
fn为海岛风光柴储供电系统额定输出频率；
ft为海岛风光柴储供电系统实时工作频率；
Pt-DCBMS-wt为风机直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
Pt-DCBMS-pv为光伏直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCdc-t为直流侧储能系统实时电池电量值；
SOCdc-up、SOCdc-low为直流侧储能电池电量上下限限制值；
步骤8：主备型双向DC/DC模块接收一次调频和平抑风机/光伏输出功率波动指令，实施直流侧储能系统充放控制，提供第一功率；
步骤9：根据交流侧储能系统ACBMS模块计算超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′，
△P′＝△Pac-wt+△Pac-pv-Kdcfp-wt×(fn-ft)-Kdcfp-pv×(fn-ft)，并判断△P′是否超过交流侧储能系统调节能力△PACBMS＝Pt-ACBMS-△P′，若处于交流侧储能系统调节能力范围内△PACBMS≥0且SOCac-low＜SOCac-t＜SOCac-up，同步执行步骤8和步骤10，否则同步执行步骤8、步骤10和步骤11；
Pt-ACBMS为交流侧集中式储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCac-t为交流侧集中式储能系统实时电池电量值；
SOCac-low为交流侧储能系统电池电量值下限值；
SOCac-up为交流侧储能系统电池电量值上限值；
步骤10：集中式储能单元接收一次调频指令，补偿超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′，实施集中式储能单元充放电，提供第二功率；
步骤11：柴油发电单元启动，补偿超过交流侧储能系统调节能力的功率差额△P″，提供第三功率；
步骤12：更新直流侧储能系统实时有功功率输出能力和交流侧储能系统实时有功功率输出能力至协调控制器；
步骤13：能量管理单元执行风机、光伏日内输出功率预测更新返回步骤1，并循环执行步骤1至步骤13。
优选的，所述步骤7和步骤8实施直流侧储能系统充放控制时，还应包括以下直流侧储能系统充放电执行条件：
执行条件1，当直流侧储能系统处于放电模式时：
若
Figure BDA0003948540440000041
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure BDA0003948540440000042
则直流侧储能系统执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的输出功率；
执行条件2，当直流侧储能系统处于充电模式时：
若
Figure BDA0003948540440000043
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure BDA0003948540440000044
则直流侧储能系统执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的吸收功率。
优选的，依据所述功率差额△P的成分特性，实施储能电池多种充放电模式切换方式，其中包括轮循充放电模式和同时充放电模式，轮循充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别仅经过对应主备型双向DCDC模块的主模块；同时充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别经过对应主备型双向DCDC模块的主模块和备模块。
优选的，所述功率差额△P仅存在△Pdc或△Pdc+△Pac两种类型功率差额时，根据风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的电池电量和实际能量差额对比，采用轮循充放电模式或同时充放电模式。
优选的，所述储能电池多种充放电模式切换方式中的功率差额△P只存在△Pac类型功率差额时，储能电池一、储能电池二采用轮循充放电模式，用以减少储能电池充放电次数。
优选的，所述轮循充放电模式，执行功率差额调节时，应满足储能电池一、储能电池二电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系式任一一项：
Figure BDA0003948540440000051
Figure BDA0003948540440000052
其中：SOC1dc-t为直流侧储能系统储能电池一实时电量值；
SOC2dc-t为直流侧储能系统储能电池二实时电量值
光伏发电单元执行功率差额调节时，采用轮循充放电模式，储能电池三、储能电池四电池电量和实际能量差额的能量大小关系与风力发电单元相同。
优选的，一种海岛风光柴储供电系统的控制方法，所述同时充放电模式，执行功率差额调节时，应满足储能电池一、储能电池二的电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系式任意一项：
Figure BDA0003948540440000053
Figure BDA0003948540440000054
Figure BDA0003948540440000055
Figure BDA0003948540440000061
光伏发电单元执行功率差额调节时，采用同时充放电模式时，储能电池三、储能电池四电池电量和实际能量差额的能量大小关系与风力发电单元相同。
上述技术方案可以看出，本发明一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法，根据不同幅度功率偏差量，通过控制分布式风力/光伏储能发电单元、集中式储能单元、柴油发电单元按阶梯式输出第一、第二、第三功率，提高了海岛供电系统一次调频和平抑风机/光伏输出功率波动的能力和响应速率，同时分担交流侧集中式储能系统一次调频电流瞬态应力，风机/光伏发电机组可始终运行在MPPT模式以达到最大发电效益，针对海岛风光柴储供电系统中存在的能量差额成分特性，制定了多种充放电控制模式，通过主备型双向DC/DC模块减少储能电池充放电转换次数，储能电池使用寿命得到提升。
附图说明
图1是本发明的海岛风光柴储供电系统控制方法流程图；
图2是本发明的海岛风光柴储供电系统实施例结构示意图；
图3是本发明的柴储协调运行流程图。
本发明目的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
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作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
如图2所示，一种海岛风光柴储供电系统实施例结构，包括能量管理系统单元、协调控制器、分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元、集中式储能单元、柴油发电单元、交流母线、海岛负载；
能量管理系统单元与协调控制器信号连接；分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元、集中式储能单元和柴油发电单元的一端与协调控制器信号连接；另一端并联构成交流母线，交流母线另一端与海岛负载电连接，协调控制器用于协调各储能单元和发电单元功率输出，保持供电系统内各部分功率、电压、频率稳定；
分布式储能风机发电单元包括风机、MPPT控制器、储能电池一、储能电池二、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、风力逆变器和功率平衡及一次调频单元；
分布式储能光伏发电单元包括光伏板、MPPT控制器、储能电池一、储能电池二、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、光伏逆变器和功率平衡及一次调频单元；
其中储能电池一、储能电池二、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块和功率平衡及一次调频单元构成直流侧储能系统；
其中储能电池一和储能电池二，均采用锂电池或大容量电池，而不采用超级电容，因此夜间光伏储能发电单元也可以参与一次调频。其中在经济性、支撑时间、调频策略等方面，锂电池优于超级电容，锂电池储能系统与超级电容在响应时间、控制精度方面均可胜任一次调频需求，由于储能电池充放电通过双向DCDC模块，因此对供电系统内部的功率支撑和功率响应速率的限制环节在于双向DCDC模块。
功率平衡及一次调频单元用于控制风力/光伏逆变器和主备型DCDC模块实施平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频功能；
集中式储能单元包括储能单元、ACBMS模块、储能变流器；
柴油发电单元包括柴油发电机、柴发电源；
分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元始终运行在最大功率点。
基于以上海岛风光柴储供电系统电路结构，为了便于理解本发明的控制方法，结合图1和图3对本发明的控制方法进行阐述，一种海岛风光柴储供电系统控制方法，包括以下步骤：
步骤1：能量管理单元向协调控制器下发当日预测风机、光伏输出功率计划曲线；
步骤2：协调控制器根据预测风机、光伏输出功率计划曲线，向风力、光伏逆变器预设当日发电功率计划曲线，并设置海岛风光柴储供电系统交流侧允许的功率偏差量上限△Pac-up、功率偏差量下限△Pac-low，直流侧允许的功率偏差量上限△Pdc-up、功率偏差量下限△Pdc-low；
步骤3：采样实际风机、光伏输出功率和负载功率与预设风机、光伏发电功率，统计分析所需补偿的功率差额△P＝△Pdc-wt+△Pdc-pv+△Pac-wt+△Pac-pv；
定义：△Pdc＝△Pdc-wt+△Pdc-pv、△Pac＝△Pac-wt+△Pac-pv；
其中：△Pdc-wt为风力逆变器直流侧的预测风机输出功率计划曲线与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pdc-pv为光伏逆变器直流侧的预测光伏输出功率计划曲线与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-wt为风力逆变器交流侧负荷突变功率与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-pv为光伏逆变器交流侧负荷突变功率与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
步骤4：判断实际功率差额是否满足以下功率差额允许条件△Pdc-low≤△Pdc-wt≤△Pdc-up、△Pdc-low≤△Pdc-pv≤△Pdc-up、△Pac-low≤△Pac-wt≤△Pac-up和△Pac-low≤△Pac-pv≤△Pac-up。若满足，执行步骤5，否则执行步骤6；
步骤5：不执行功率差额调节操作；
步骤6：功率平衡及一次调频单元以步骤3所设交/直流母线允许功率偏差量为控制目标，直流侧风机、光伏电池储能系统的DCBMS模块分别设置有功频率系数Kdcfp-wt、Kdcfp-pv，电池电量值下限值SOCdc-low和电池电量值上限值SOCdc-up，防止储能电池过冲过放和确保储能电池拥有稳定的有功功率吸收和补充能力；
步骤7：根据直流侧风机、光伏电池储能系统的DCBMS模块，判断功率差额△P是否处于直流侧储能系统调节能力内，即满足一下条件：△PDCBMS-wt≥0、△PDCBMS-pv≥0且SOCdc-low＜SOCdc-t＜SOCdc-up，则执行步骤8，否则同步执行步骤8和步骤9；
风机直流侧储能系统调节能力：
△PDCBMS-wt＝Pt-DCBMS-wt-(PN-wt-Pt-wt)-Kdcfp-wt×(fn-ft)；
光伏直流侧储能系统调节能力：
△PDCBMS-pv＝Pt-DCBMS-pv-(PN-pv-Pt-pv)-Kdcfp-pv×(fn-ft)；
式中：
PN-wt为风机预测输出功率；Pt-wt为风机实际输出功率；
PN-pv为光伏预测输出功率；Pt-pv为光伏实际输出功率；
fn为海岛风光柴储供电系统额定输出频率；
ft为海岛风光柴储供电系统实时工作频率；
Pt-DCBMS-wt为风机直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
Pt-DCBMS-pv为光伏直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCdc-t为直流侧储能系统实时电池电量值；
步骤8：主备型双向DC/DC模块接收一次调频、平抑风机/光伏输出功率波动指令，实施直流侧储能系统充放控制，提供第一功率进行一次调频和平抑风机/光伏输出功率波动，迅速平抑风机、光伏逆变器直流侧功率波动，响应电网频率波动；
步骤9：根据交流侧储能系统ACBMS模块计算超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′，△P′＝△Pac-wt+△Pac-pv-Kdcfp-wt×(fn-ft)-Kdcfp-pv×(fn-ft)，并判断△P′是否超过交流侧储能系统调节能力△PACBMS＝Pt-ACBMS-△P′，若处于交流侧储能系统调节能力范围内△PACBMS≥0且SOCac-low＜SOCac-t＜SOCac-up，同步执行步骤8和步骤10，否则同步执行步骤8、步骤10和步骤11；
Pt-ACBMS为交流侧集中式储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCac-t为交流侧集中式储能系统实时电池电量值；
SOCac-low为交流侧储能系统电池电量值下限值；
SOCac-up为交流侧储能系统电池电量值上限值；
步骤10：集中式交流侧储能系统接收一次调频指令，实施集中式交流侧储能系统充放电，提供第二功率进行一次调频，补偿超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′；
步骤11：柴油发电单元启动，提供第三功率进行一次调频，补偿超过交流侧储能系统调节能力的功率差额△P″；
步骤12：更新直流侧储能系统实时有功功率输出能力和交流侧储能系统实时有功功率输出能力至协调控制器；
步骤13：能量管理单元执行风机、光伏日内输出功率预测更新返回步骤1，并循环执行步骤1至步骤13。
主备型双向DC/DC模块包含主模块和备模块，主模块和备模块功能上完全一致。
其控制方法中，步骤7和步骤8中满足直流侧储能系统调节能力范围且实施直流侧储能系统充放控制时，还应包括以下直流侧储能系统电池电量执行条件：
执行条件1，当直流侧储能系统处于放电模式时：
若
Figure BDA0003948540440000091
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure BDA0003948540440000092
则直流侧储能系统优先执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的输出功率。
执行条件2，当直流侧储能系统处于充电模式时：
若
Figure BDA0003948540440000093
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure BDA0003948540440000094
则直流侧储能系统优先执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的吸收功率。
执行条件1或2，用以优先保证直流侧储能系统拥有足够的能量平抑风机/光伏输出功率波动。
实施直流侧储能系统充放控制，还包括根据采样实际风机、光伏输出功率和负载功率与预设风机、光伏发电功率统计分析所需补偿的功率差额△P，制定轮循充放电模式、同时充放电模式。轮循充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别仅经过对应主备型双向DCDC模块的主模块；同时充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别经过对应主备型双向DCDC模块的主模块和备模块，同时充放电模式用以确保储能电池始终拥有足够能量执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务，轮循充放电模式用以减少储能电池充放电次数，增加储能电池使用寿命。
其中，若功率差额△P存在△Pdc或△Pdc+△Pac两种类型功率差额时，根据风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的电池电量和实际能量差额对比，采用轮循充放电模式或同时充放电模式；
风力发电单元执行功率差额调节时，储能电池一、储能电池二电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系，采用轮循充放电模式，
Figure BDA0003948540440000101
Figure BDA0003948540440000102
其中：SOC1dc-t为直流侧储能系统储能电池一实时电量值；
SOC2dc-t为直流侧储能系统储能电池二实时电量值；
储能电池一、储能电池二电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系，采用同时充放电模式，
Figure BDA0003948540440000103
Figure BDA0003948540440000104
Figure BDA0003948540440000105
Figure BDA0003948540440000106
若功率差额△P只存在△Pac-wt+△Pac-pv类型功率差额时，储能电池一、储能电池二仅采用轮循充放电模式，用以减少储能电池充放电次数。
光伏发电单元执行功率差额调节时，采用轮循充放电模式或同时充放电模式时，储能电池三、储能电池四电池电量和实际能量差额的能量大小关系与风力发电单元相同。
需要说明的是，上述装置和系统内的各单元之间的信息交互、执行过程等内容，由于与本发明方法实施例基于同一构思，具体内容可参见本发明方法实施例中的叙述，此处不再赘述。
本领域普通技术人员可以理解上述实施例的各种方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序可以存储于一计算机可读存储介质中，存储介质可以包括：只读存储器(ROM，Read Only Memory)、随机存取存储器(RAM，RandomAccess Memory)、磁盘或光盘等。
以上对本发明实施例所提供的一种海岛风光柴储供电系统及其控制方法，进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (8)

1.一种海岛风光柴储供电系统的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括以下具体步骤：
步骤1：能量管理单元预测日内风机、光伏输出功率计划曲线；
步骤2：协调控制器根据步骤1预设当日风力、光伏逆变器发电功率计划曲线，并设置海岛风光柴储供电系统交流母线允许功率偏差量上下限限制值△Pac-up、△Pac-low，直流母线允许功率偏差量上下限限制值△Pdc-up、△Pdc-low；
步骤3：采样实际风机、光伏输出功率和负载功率与预设风机、光伏发电功率，统计分析所需补偿的功率差额△P＝△Pdc-wt+△Pdc-pv+△Pac-wt+△Pac-pv；定义：△Pdc＝△Pdc-wt+△Pdc-pv、△Pac＝△Pac-wt+△Pac-pv；
△Pdc-wt为风力逆变器直流侧的预测风机输出功率计划曲线与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pdc-pv为光伏逆变器直流侧的预测光伏输出功率计划曲线与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-wt为风力逆变器交流侧负荷突变功率与预设风力逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
△Pac-pv为光伏逆变器交流侧负荷突变功率与预设光伏逆变器发电功率计划曲线的实际功率差额；
步骤4：实际功率差额满足步骤3所设交/直流母线允许功率偏差量上下限范围执行步骤5，否则执行步骤6；
步骤5：不执行功率调节操作；
步骤6：功率平衡及一次调频单元以步骤3所设交/直流母线允许功率偏差量为控制目标，DCBMS模块分别设置有功频率系数Kdcfp-wt、Kdcfp-pv；
步骤7：DCBMS模块判断实际的功率差额△P是否处于直流侧储能系统调节能力内，即满足以下条件：△PDCBMS-wt≥0、△PDCBMS-pv≥0且SOCdc-low＜SOCdc-t＜SOCdc-up，则执行步骤8，否则同步执行步骤8和步骤9，风机直流侧储能系统调节能力△PDCBMS-wt＝Pt-DCBMS-wt-(PN-wt-Pt-wt)-Kdcfp-wt×(fn-ft)，光伏直流侧储能系统调节能力△PDCBMS-pv＝Pt-DCBMS-pv-(PN-pv-Pt-pv)-Kdcfp-pv×(fn-ft)；
式中：
PN-wt为风机预测输出功率；Pt-wt为风机实际输出功率；
PN-pv为光伏预测输出功率；Pt-pv为光伏实际输出功率；
fn为海岛风光柴储供电系统额定输出频率；
ft为海岛风光柴储供电系统实时工作频率；
Pt-DCBMS-wt为风机直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
Pt-DCBMS-pv为光伏直流侧储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCdc-t为直流侧储能系统实时电池电量值；
SOCdc-up、SOCdc-low为直流侧储能电池电量上下限限制值；
步骤8：主备型双向DC/DC模块接收一次调频和平抑风机/光伏输出功率波动指令，实施直流侧储能系统充放控制，提供第一功率；
步骤9：根据交流侧储能系统ACBMS模块计算超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′，
△P′＝△Pac-wt+△Pac-pv-Kdcfp-wt×(fn-ft)-Kdcfp-pv×(fn-ft)，并判断△P′是否超过交流侧储能系统调节能力△PACBMS＝Pt-ACBMS-△P′，若处于交流侧储能系统调节能力范围内△PACBMS≥0且SOCac-low＜SOCac-t＜SOCac-up，同步执行步骤8和步骤10，否则同步执行步骤8、步骤10和步骤11；
Pt-ACBMS为交流侧集中式储能系统实时有功功率吸收和输出能力；
SOCac-t为交流侧集中式储能系统实时电池电量值；
SOCac-low为交流侧储能系统电池电量值下限值；
SOCac-up为交流侧储能系统电池电量值上限值；
步骤10：集中式储能单元接收一次调频指令，补偿超过直流侧储能系统调节能力的功率差额△P′，实施集中式储能单元充放电，提供第二功率；
步骤11：柴油发电单元启动，补偿超过交流侧储能系统调节能力的功率差额△P″，提供第三功率；
步骤12：更新直流侧储能系统实时有功功率输出能力和交流侧储能系统实时有功功率输出能力至协调控制器；
步骤13：能量管理单元执行风机、光伏日内输出功率预测更新返回步骤1，并循环执行步骤1至步骤13；
与方法对应的一种海岛风光柴储供电系统，包括能量管理单元、协调控制器、直流侧储能系统、交流侧储能系统以及柴油发电单元，所述直流侧储能系统包括分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元，交流侧储能系统为集中式储能单元；所述能量管理单元与协调控制器信号连接；所述分布式储能风力发电单元、分布式储能光伏发电单元、集中式储能单元和柴油发电单元的一端与协调控制器信号连接；另一端并联构成交流母线；
所述协调控制器检测直流侧储能系统中的分布式储能风力发电单元和分布式储能光伏发电单元、交流侧储能系统中的集中式储能单元以及柴油发电单元的电气参数，用于协调控制第一、第二和第三功率阶梯式输出；
所述分布式储能风力发电单元包括风机、MPPT控制器、储能电池一、储能电池二、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、风力逆变器和功率平衡及一次调频单元，所述MPPT控制器与风力逆变器连接线构成直流母线；
所述分布式储能光伏发电单元包括光伏板、MPPT控制器、储能电池三、储能电池四、DCBMS模块、主备型双向DC/DC模块、光伏逆变器和功率平衡及一次调频单元，所述MPPT控制器与光伏逆变器连接线构成直流母线；
所述集中式储能单元包括储能单元、ACBMS模块、储能变流器；所述ACBMS模块计算交流侧储能系统调节能力，用以实施集中式储能系统充放电，为一次调频提供第二功率；
所述柴油发电单元包括柴油发电机、柴发电源；所述柴油发电机与柴发电源信号连接，为一次调频提供第三功率。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述DCBMS模块用于设置风机/光伏有功频率系数、储能电池电量值上下限限制值、计算储能系统调节能力和实施储能电池多种充放电模式切换方法；
所述功率平衡及一次调频单元用于控制风力/光伏逆变器和主备型DCDC模块为平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频提供第一功率。
3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述步骤7和步骤8实施直流侧储能系统充放控制时，还应包括以下直流侧储能系统充放电执行条件：
执行条件1，当直流侧储能系统处于放电模式时：
若
Figure FDA0004214862550000031
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure FDA0004214862550000032
则直流侧储能系统执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的输出功率；
执行条件2，当直流侧储能系统处于充电模式时：
若
Figure FDA0004214862550000033
则直流侧储能系统同时执行平抑风机/光伏输出功率波动和一次调频任务；
若
Figure FDA0004214862550000034
则直流侧储能系统执行平抑风机/光伏输出功率波动任务，降低参与一次调频的吸收功率。
4.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，依据所述功率差额△P的成分特性，实施储能电池多种充放电模式切换方式，其中包括轮循充放电模式和同时充放电模式，轮循充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别仅经过对应主备型双向DCDC模块的主模块；同时充放电模式，风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的充放电分别经过对应主备型双向DCDC模块的主模块和备模块。
5.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述功率差额△P仅存在△Pdc或△Pdc+△Pac两种类型功率差额时，根据风力发电单元的储能电池一和储能电池二以及光伏发电单元的储能电池三和储能电池四的电池电量和实际能量差额对比，采用轮循充放电模式或同时充放电模式。
6.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述储能电池多种充放电模式切换方式中的功率差额△P只存在△Pac类型功率差额时，储能电池一、储能电池二采用轮循充放电模式，用以减少储能电池充放电次数。
7.根据权利要求4-6任一项所述的控制方法，其特征在于，所述轮循充放电模式，风力发电单元执行功率差额调节时，应满足储能电池一、储能电池二电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系式任一一项：
Figure FDA0004214862550000041
Figure FDA0004214862550000042
其中：SOC1dc-t为直流侧储能系统储能电池一实时电量值；
SOC2dc-t为直流侧储能系统储能电池二实时电量值；
光伏发电单元执行功率差额调节时，采用轮循充放电模式，储能电池三、储能电池四电池电量和实际能量差额的能量大小关系与风力发电单元相同。
8.根据权利要求4-5任一项所述的控制方法，其特征在于，所述同时充放电模式，执行功率差额调节时，应满足储能电池一、储能电池二的电池电量和实际能量差额为以下能量大小关系式任意一项：
Figure FDA0004214862550000043
Figure FDA0004214862550000044
Figure FDA0004214862550000045
Figure FDA0004214862550000046
光伏发电单元执行功率差额调节时，采用同时充放电模式时，储能电池三、储能电池四电池电量和实际能量差额的能量大小关系与风力发电单元相同。
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