CN116613797A - 一种含储能的新能源发电系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种含储能的新能源发电系统及其控制方法，属于风力发电技术领域。当含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行，当发电系统处于稳定运行后，根据储能电池SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，其中稳定运行模式包括最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式中的至少两个，该发电系统根据储能电量运行，减少了风机的波动对电网稳定运行的影响，提高了供电可靠性。

Description

一种含储能的新能源发电系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及一种含储能的新能源发电系统及其控制方法，属于风力发电技术领域。

背景技术

当前人们用电需求不断增大，且可持续发展、节能减排的呼声越来越高，而传统的供电模式无法支持当前用电负荷，且传统供电模式能耗较高、不利于节能减排任务，因此新能源发电系统得以迅速发展，现如今风力发电与光伏发电发展较快。而风力发电具有随机性，会受到风速、气压温度等因素的影响，导致单风力发电的功率具有不稳定性，且单风力发电系统在接弱电网或孤岛运行时，无法稳定可靠地支撑电网，运行具有不稳定性。

针对上述的问题现有技术的解决方式为：以现有直驱型风力发电系统为基础，对双侧变流器的控制系统进行改造，使其具有虚拟同步发电机的特性。控制系统框图如图1所示：机侧变流器采用直流电压控制器，负责维持直流电压的稳定，网侧变流器采用虚拟同步控制，虚拟同步控制下的换流器可以主动生成电网电压，模拟同步电机的旋转惯量，实现与电网自同步。但该方法采用虚拟同步控制下，发电系统对外特性为电压源，其功率受系统频率影响，无法实现真正的最大功率跟踪，造成风力资源浪费。

另一种策略是在风力发电系统中增加储能系统，风电系统中的稳定控制方式与传统电网控制方式相比有很大不同，常规电池储能系统在孤岛运行时作为主要的直流电源，与风力发电系统经交流电网耦合，实现电网的动态平衡，储能系统连接到交流侧，与风力发电系统经交流电网耦合，当风机功率波动，需经历两级变流器反应到交流侧，必引起电网的频率波动，从而引发储能系统的功率变化。而每一级的控制器都要参与调节，在调节过程中都需要一定的响应时间，才能真实反应功率变化的情况，导致储能系统进行调节时感受到的功率变化会有滞后因此在控制上有一定的滞后性，导致储能在控制上具有不稳定性，进而难以达到电网之间的平衡，难以实现系统长期稳定运行。

发明内容

本发明的目的是提供一种含储能的新能源发电系统及其控制方法，用以解决现有含储能的发电系统在控制上存在滞后性，导致电网运行不平衡的问题。

为实现上述目的，本发明的方案包括：

本发明的一种含储能的新能源发电系统控制方法，包括以下步骤：

1)含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行；

2)当发电系统处于稳定运行后，根据储能电池SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，所述稳定运行模式包括最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式中的至少两个。

有益效果：本发明的新能源发电系统控制方法，在发电系统稳定运行后，主要根据电池电量SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，不会因为短时的风机功率波动，改变储能系统的控制方式，控制更加稳定，在本发明中，储能电池接入直流侧，并与风机的电气距离仅一级变流器，变化响应环节减少，相对应的响应速度更快，而且在直流侧耦合的端口少，互相调节的干扰元素减少，更易于到达稳态，进而使该发电系统达到长期稳定运行的目的。

进一步地，当储能电池SOC满足：SOC_L-limit1≤SOC≤SOC_H-limit1，对应的稳定运行模式为最大功率支撑模式，SOC_H-limit1≤SOC≤SOC_H-limit2，对应的稳定运行模式为第一限功率支撑模式，SOC_L-limit2≤SOC≤SOC_L-limit1，对应的稳定运行模式为第二限功率支撑模式，SOC≤SOC_L-limit2或SOC_H-limit2≤SOC，对应的稳定运行模式为储能充放电模式；SOC_L-limit2≤SOC_L-limit1≤SOC_H-limit1≤SOC_H-limit2。

有益效果：本发明的稳定运行模式根据储能电池电量SOC的范围分为最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式，通过四个稳定运行模式控制该发电系统，不会随意切换控制模式，实现了该发电系统达到长期稳定运行。

进一步地，当稳定运行模式为第一限功率支撑模式时，储能电池处于直流电压控制模式，机侧变流器处于定功率控制模式，根据入网功率确定功率，网侧变流器处于虚拟同步控制模式，且根据当前风速下风机最小出力功率确定入网功率基准值。

进一步地，当稳定运行模式处于第二限功率支撑模式时，储能电池处于直流电压模式，机侧变流器处于最大功率跟踪模式，网侧变流器运行虚拟同步控制模式，且根据当前风速下最大发电功率确定入网功率基准值。

进一步地，当稳定运行模式处于储能充放电模式时，网侧变流器处于定直流电压控制模式，机侧变流器处于定功率控制模式，储能电池处于定功率模式，并根据SOC，确定储能电池充电功率、放电功率。

进一步地，当稳定运行模式处于最大功率追踪模式时，网侧变流器运行于虚拟同步控制模式，根据电网需求设置入网功率基准值，机侧变压器处于最大功率跟踪模式，储能电池处于直流电压控制模式。

进一步地，新能源发电系统启动时，根据所接入的电网情况采用对应的启动模式，当该发电系统接入有源交流网络时，则采用交流启动模式，当该发电系统接入无源交流网络时，则采用直流启动模式。

有益效果：本发明的发电系统启动时，可根据所接入的电网情况采用对应的启动模式，其中启动模式包括交流启动模式和直流启动模式，在启动时根据实际情况选择，保证启动过程中系统的稳定性。

进一步地，交流启动模式运行过程为：闭合网侧的入网开关，将网侧变流器控制模式设置为定直流电压模式；待网侧变流器的直流电压稳定后，储能电池设置为定功率模式；启动机侧变流器，通过调整储能功率，保持入网功率为0，至机侧风机进入最大发电模式。

进一步地，直流启动模式运行过程为：储能电池的控制模式设置为定直流电压模式，当直流电压稳定时，启动机侧变流器，抬升风机功率至最大功率，启动网侧变流器，并将网侧变流器控制模式设置为虚拟同步控制模式，将入网功率基准值至发电系统频率稳定运行死区范围。

本发明的一种含储能的新能源发电系统，包括机侧发电单元、网侧入网单元和储能单元，机侧发电单元用于连接到网侧入网单元，网侧入网单元用于接入交流网络和负荷网络，储能单元并接在机侧发电单元与网侧入网单元之间的线路上，通过发电系统采用如上述任一项所述的含储能的新能源发电系统控制方法进行控制。

有益效果：本发明的新能源发电系统，包括机侧发电单元、网侧入网单元和储能单元，本发明在未改变现有的发电系统基础上对系统的控制方式进行改进，在发电系统稳定运行后，主要根据电池电量SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，不会因为短时的功率波动，改变储能系统的控制方式，控制更加稳定，且储能电池接入直流侧，并与风机的电气距离仅一级变流器，变化响应环节减少，相对应的响应速度更快，而且在直流侧耦合的端口少，互相调节的干扰元素减少，更易于到达稳态，进而使该发电系统达到长期稳定运行的目的。

附图说明

图1是现有技术中发电系统的工作原理图；

图2是本发明的系统实施例中含储能的新能源发电系统结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。

含储能的新能源发电系统实施例：

如图2所示的一种含储能的新能源发电系统，该发电系统一次系统主要包括机侧发电单元，网侧入网单元和储能单元。机侧发电单元连接到网侧入网单元，网侧入网单元接入交流网络和负荷网络，储能单元并接在机侧发电单元与网侧入网单元之间的线路上。其中机侧发电单元主要包括机侧变流器、发电机、风力机以及机械传输结构；网侧入网单元主要包括网侧变流器和并网升压器；储能单元主要包括储能电池以及电力电子升压器。其中机侧变流器的控制系统具备最大功率跟踪控制功能及定功率控制功能，网侧变流器的控制系统具备虚拟同步控制功能、直流电压控制功能及有功功率控制功能，储能单元中的电力电子升压器具备直流电压控制功能及定功率控制功能。

本实施例中采用的是风力发电系统。在本实施例中，含储能的新能源发电系统具备以下运行原理：

首先根据风力发电系统接入的交流网络是否有源，确定启动模式，根据确定的启动模式运行发电系统，含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行。

具体地，当风力发电系统接入的交流网络为有源交流电时，则选择启动模式为交流启动模式，交流启动模式的工作过程包括：

首先闭合网侧变流器的入网开关，将网侧变流器充电，网侧变流器的控制模式设置为定直流电压模式。待网侧变流器建立的直流电压稳定后，开启储能单元中的电力电子升压器，将运行储能单元中升压器的控制模式设置为定功率模式，功率参考值设置为0。此时启动机侧变流器，风机逐步抬升功率，当风机逐步抬升功率的同时，储能电池的吸收功率也同步抬升，此时保持网侧入网功率为0。当风机进入最大功率发电模式后，储能电池侧控制模式切换为直流电压控制模式，网侧变流器切换至虚拟同步控制模式，机侧变流器保持最大功率跟踪控制模式不变，发电系统进行稳定运行状态。

当风力发电系统接入的交流网络为无源交流电时，则选择启动模式为直流启动模式，直流启动模式的工作过程包括：

首先解锁(启动)储能单元中的电力电子升压器，将运行储能单元的控制模式设置为定直流电压模式，将储能单元的电压参考值设置为1PU。当储能单元建立的直流电压稳定后，启动机侧变流器，初步抬升风机功率直至当前最大功率，当风机功率最大时，启动网侧变流器，将运行网侧变流器的控制模式设置为虚拟同步控制模式，并按照实际电网的需求，逐步提高功率基准值P0至发电系统的频率进入稳定运行死区范围，系统进入稳定运行状态。

当风力发电系统进入稳定运行状态后，根据储能电池电量SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式。其中，发电系统的稳定运行模式包括最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式。

当储能电池电量SOC处于第一阈值SOC_L-limit1和第二阈值SOC_H-limit1之间时，控制当前发电系统则处于最大功率支撑模式，即储能电池电量SOC满足：SOC_L-limit1≤SOC≤SOC_H-limit1。当该模式运行时，网侧变流器运行模式处于虚拟同步控制模式，此时，根据电网需求对入网功率基准值进行配置，配置功率基准值无限制；机侧变流器的运行模式处于最大功率跟踪模式，储能电池处于直流电压控制模式。具体地，本实施例中的第一阈值SOC_L-limit1取20％，第二阈值SOC_H-limit1取80％。当储能电池电量处于0.2-0.8(假设储能电池电量满时为100％即1.0)，说明此时的储能电池电量可进行储能，也可提供给负荷网络，此时储能电池不主动充电、放电，此时为满足网侧负荷以及并网的需求，因此机侧变流器为最大功率跟踪模式，即风机调整为最大发电功率，以满足网侧负荷及并网的需求。此时网侧变流器运行为虚拟同步控制模式，此时根据电网容量需求，对功率基准值进行配置。

储能电池电量SOC处于第二阈值SOC_H-limit1和第三阈值SOC_H-limit2之间，控制当前发电系统则处于第一限功率支撑模式，即储能电池电量SOC满足：SOC_H-limit1≤SOC≤SOC_H-limit2。当该模式运行时，网侧变流器运行模式处于虚拟同步控制模式，机侧变流器运行处于定功率控制模式，储能电池处于直流电压控制模式。具体地，此时网侧的入网功率基准值P0需满足：

P0≥P_Gmin+10％P_N

式中，P_Gmin为当前风速下的风力机端最小出力功率，P_N为系统额定功率。

而机侧的风机功率参考值P_Gref满足：

P_Gref＝P_mean-10％P_N

其中，P_mean为入网实时功率，P_N为系统额定功率。

其中，本实施例中的第二阈值SOC_H-limit1取80％，第三阈值SOC_H-limit2取90％，若当前储能电池电量处于80％～90％，则说明此时储能电池处于高电量状态(可为电量即将充满时状态或满电后初步放电状态)，网侧变流器入网功率进行限制防止储能电池过度充电造成系统退出运行，此时无需机侧的风机以最大功率跟踪模式运行，机侧变流器运行定功率控制模式，功率发电根据入网实时功率进行调整，实现电网动态平衡，避免此时风机冗余功率过高储能无法容纳。

储能电池电量SOC处于第四阈值SOC_L-limit2和第一阈值SOC_L-limit1之间时，控制当前发电系统则处于第二限功率支撑模式，即储能电池电量SOC满足：SOC_L-limit2≤SOC≤SOC_L-limit1。当该模式运行时，网侧变流器运行模式处于虚拟同步控制模式，机侧变流器运行处于最大功率跟踪模式，储能电池处于直流电压控制模式。具体地，此时网侧的入网功率基准值P0需满足：

P0≤P_Gmax-10％P_N

其中，P_Gmax为当前风速下的风力机端最大出力功率，P_N为系统额定功率。

具体地，本实施例中第四阈值SOC_L-limit2设置为10％，第一阈值SOC_L-limit1为20％，若当前储能电池电量处于10％～20％，则说明此时储能电池处于低电量状态，此时储能电池储能电池需进行储能，因此机侧变流器为最大功率跟踪模式，即风机调整为最大发电功率，风机发电一部分用于储能电池，一部分满足网侧负荷网络即并网的需求，此时网侧的入网功率基准值根据风机的最大发电功率对应限制。

储能电池电量SOC在第四阈值SOC_L-limit2以下或在第三阈值SOC_H-limit2以上时，控制当前发电系统则处于储能充放电模式，即储能电池电量SOC满足：SOC≤SOC_L-limit2或SOC_H-limit2≤SOC。当该模式运行时，网侧变流器运行模式处于定直流电压控制模式，机侧的风机运行处于定功率控制模式，储能电池处于定功率控制模式。具体地，根据储能电池电量SOC的情况，选择充放电功率的大小。当储能电池电量SOC在90％以上时，储能电池进行放电，此时，储能电池以一设定功率进行放电，机侧的风机以一设定功率进行发电。当储能电池电量SOC在10％以下时，储能电池进行充电，此时，储能电池以一设定功率进行充电，机侧的风机以一设定功率进行发电。

含储能的新能源发电系统控制方法实施例：

如图2所示的一种含储能的新能源发电系统的控制方法：

首先含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行，当发电系统处于稳定运行后，根据储能电池SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，其中稳定运行模式包括最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式。具体实施方式已在含储能的新能源发电系统实施例中详细描述，这里不再赘述。

Claims (10)

1.一种含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行；

2)当发电系统处于稳定运行后，根据储能电池SOC的状态，调整机侧变流器、网侧变流器和储能电池的控制方式，使该发电系统处于对应的稳定运行模式，所述稳定运行模式包括最大功率支撑模式、第一限功率支撑模式、第二限功率支撑模式和储能充放电模式中的至少两个。

2.根据权利要求1所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，当储能电池SOC满足：SOC_L-limit1≤SOC≤SOC_H-limit1，对应的稳定运行模式为最大功率支撑模式，SOC_H-limit1≤SOC≤SOC_H-limit2，对应的稳定运行模式为第一限功率支撑模式，SOC_L-limit2≤SOC≤SOC_L-limit1，对应的稳定运行模式为第二限功率支撑模式，SOC≤SOC_L-limit2或SOC_H-limit2≤SOC，对应的稳定运行模式为储能充放电模式；SOC_L-limit2≤SOC_L-limit1≤SOC_H-limit1≤SOC_H-limit2。

3.根据权利要求2所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，当稳定运行模式为第一限功率支撑模式时，储能电池处于直流电压控制模式，机侧变流器处于定功率控制模式，根据入网功率确定功率，网侧变流器处于虚拟同步控制模式，且根据当前风速下风机最小出力功率确定入网功率基准值。

4.根据权利要求2所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，当稳定运行模式处于第二限功率支撑模式时，储能电池处于直流电压模式，机侧变流器处于最大功率跟踪模式，网侧变流器运行虚拟同步控制模式，且根据当前风速下最大发电功率确定入网功率基准值。

5.根据权利要求2所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，当稳定运行模式处于储能充放电模式时，网侧变流器处于定直流电压控制模式，机侧变流器处于定功率控制模式，储能电池处于定功率模式，并根据SOC，确定储能电池充电功率、放电功率。

6.根据权利要求2所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，当稳定运行模式处于最大功率追踪模式时，网侧变流器运行于虚拟同步控制模式，根据电网需求设置入网功率基准值，机侧变压器处于最大功率跟踪模式，储能电池处于直流电压控制模式。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，新能源发电系统启动时，根据所接入的电网情况采用对应的启动模式，当该发电系统接入有源交流网络时，则采用交流启动模式，当该发电系统接入无源交流网络时，则采用直流启动模式。

8.根据权利要求7所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，交流启动模式运行过程为：闭合网侧的入网开关，将网侧变流器控制模式设置为定直流电压模式；待网侧变流器的直流电压稳定后，储能电池设置为定功率模式；启动机侧变流器，通过调整储能功率参考值，保持入网功率为0，至机侧风机进入最大发电模式。

9.根据权利要求7所述的含储能的新能源发电系统控制方法，其特征在于，直流启动模式运行过程为：储能电池的控制模式设置为定直流电压模式，当直流电压稳定时，启动机侧变流器，抬升风机功率至最大功率，启动网侧变流器，并将网侧变流器控制模式设置为虚拟同步控制模式，将入网功率基准值至发电系统频率稳定运行死区范围。

10.一种含储能的新能源发电系统，包括机侧发电单元、网侧入网单元和储能单元，机侧发电单元用于连接到网侧入网单元，网侧入网单元用于接入交流网络和负荷网络，储能单元并接在机侧发电单元与网侧入网单元之间的线路上，其特征在于，通过发电系统采用权利要求1-9项任一项所述的含储能的新能源发电系统控制方法进行控制。