专利名称：一种风储集群的协调控制方法
技术领域：
本发明涉及一种储能电站与风电场集群的协调控制方法。
背景技术：
目前，世界范围内的能源短缺、温室效应严重困扰着人类发展，为解决上述问题， 世界各国从技术、政策和财政扶持可再生能源大规模开发和应用。风力发电以其技术成熟 度高，成本低，可大规模开发应用的优点已在国内外得到快速发展。
受天气变化、机组特性、尾流效应等因素的影响，风电功率具有波动性、随机性和 间歇性。大规模风电并网对电网规划、电压调节、频率控制、调度运行模式等方面提出了新 的挑战。为保证电力系统的可靠安全经济运行，国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电 力系统技术规定》对并网运行风电场的有功功率调节能力提出了要求
(a)风电场应符合DL/T 1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰和备用的要 求。
(b)风电场应配置有功率控制系统，具备有功功率调节能力。
(c)当风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，对于场内有功出力超过额定 容量的20%的所有发电机组，能够实现有功功率的连续平滑调节，并参与有功功率控制。
(d)风电场应能够接收并自动执行电力系统调度结构下达的有功功率及有功功率 变化的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化应于电力系统调度结构下达的给定值一 致。
风电场有功功率控制技术主要有风电机组的转子控制和变桨距控制两种方式。转 子控制通过控制转子速度变化，短时释放/吸收部分能量，以快速响应系统功率瞬时变化， 提供类似于传统机组的转动惯量；但由于转子转速随后的恢复过程会吸收/释放部分能 量，因而这种方式的调节能力有限。变桨距控制通过控制风机的桨距角，使其处于最大功率 点之下的某一运行点，以留出一定的备用容量；这种方式调节能力较强，调节范围较大，但 会使发电效益下降。上述两种风电机组的功率调节方式不可避免地要受制于风机的运行状 态，在响应时间、功率爬坡率和备用容量有效性上受到限制，并存在一定的盲区。此外，机组 频繁参与系统功率调节也会导致机械磨损增加、机组寿命降低等问题。
将储能系统应用于风电场，利用其响应速度快、控制灵活、运行稳定的特点，与风 电的转子控制和变桨距控制协调运行，综合利用转子控制响应速度快、变桨控制持续时间 长和储能控制可充可放的灵活调节特性，平滑风电场出力波动，填补风电机组功率调节盲 区，降低风电功率对电网安全稳定运行的影响，满足系统对并网风电场的功率调节规定，增 强风电接入电力系统的并网能力。
中国专利CN101931241A风电场并网协调控制方法，提出利用风电机组转子参与 系统一次调频，储能系统与变桨通过一阶惯性滤波器进行协调，其不足之处在于转子、变桨 和储能三者之间缺乏有机协调，其协调策略没有考虑三种功率控制方式各自的技术特性， 缺乏优化控制，造成储能配置容量较大，风电机组频繁参与功率控制，机械损耗增加，降低机组使用寿命，降低风储集群协调运行经济效益。发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提出一种风储集群的协调控制方法。本发明通过协调风电机组转子控制、变桨控制和储能控制，综合利用三者功率调节的技术优势，以较少的储能配置容量，满足电力系统对风储集群调频要求和电网调度的功率指令，降低风电随机波动性功率对电网安全稳定运行的影响，提高风电功率的上网率，降低弃风限电现象，使风储集群一定程度上具备传统电源的可靠、可观、可控和可调的能力，并实现对电网的频率调节、电压控制和稳定支撑。
为实现上述目的，本发明的风储集群协调控制方法步骤如下
(I)采集风电场、各风电机组、储能系统和电力系统的实时运行状态数据；
(2)依据电力系统频率状态及其变化，按照调频需求或电网调度指令，由风储集群数据采集与监视控制平台给出风储集群功率输出变化量参考值Pg。
(3)根据风储集群功率输出的变化量Pg，在满足风电机组和储能系统物理约束的前提下，协调控制风电机组转子、风电机组桨距角和储能系统的启动序列、输出功率、持续时间和退出序列，使风电机组转子、风电机组桨距角和储能系统输出功率的综合效果满足风储集群功率输出变化量参考值pg，具体步骤如下
a)首先，对部分或全部风电机组的转子进行加速或减速控制，使所述的部分或全部风电机组的输出功率变化量，满足风储集群功率输出变化量Ρ8，Ρω = Pg，所述的转子在转速允许的范围内运行；
b)当转子速度接近转子转速运行最大值或最小值时，转子加速或减速过程即将结束，所吸收/释放的能量将完毕，即Pu < Pg时，对储能系统进行充放电控制，使储能系统的输出功率匕满足Ρω+Ρε = Pg，所述的储能系统输出功率小于储能系统的最大充放电功率；
c)随着储能系统荷电状态达到其运行的最大值或最小值，储能系统可调能力下降，对部分或全部风电机组进行变桨控制，使该部分或全部风电机组的输出功率变化量Pe 满足PU+Pe+Pe =Pg，所述的风电机组桨距角运行在允许的范围之内，该部分风电机组与步骤a)中的部分风电机组可以为同一对象或不同的对象。
进一步地，所述步骤(I)的风电场是与公共连接点连接的场，所述步骤(I)的风电场是与公共连接点连接的场，为单台风电机组或一个风电场或多个风电场的集群。
进一步地，所述步骤(I)的风电机组运行状态数据包括转子转速、桨距角、功率。
进一步地，所述步骤(I)的储能系统是与公共连接点连接的储能系统，为单一储能、两种储能或多种储能系统。
进一步地，所述步骤(I)的储能系统运行状态数据，包括功率和荷电状态。
进一步地，所述步骤(I)的电力系统是公共连接点接入的电力系统。
进一步地，所述步骤(I)的电力系统运行状态数据，包括公共连接点的电压和频率。
进一步地，所述步骤(2)的电网调度为风储集群的上层调度机构。
进一步地，所述步骤(2)的电网调度功率指令，包括自动发电控制和三次调频。
进一步地，所述步骤(3)的物理约束条件，包括
(I)转子转速运行范围ω e (COniin, ω_)；
(2)桨距角的变化范围β e (i3min，β_)和变化速率I Λ β/Atl <c，其中At 为时间间隔，Λ β为在时间间隔At桨距角变化值，c为桨距角变化率约束常数；
(3)储能系统的功率约束IP I < Pr和荷电状态约束SOC e (SOCmin, SOCmax)，其中Pr 为储能系统最大充放电功率。
图1本发明转子控制的时序功率技术特性示意图2本发明变桨控制的时序功率技术特性示意图3本发明储能控制的时序功率技术特性示意图4本发明风储集群的协调控制方法示意图5本发明风储集群协调控制的时序功率技术特性示意图。
具体实施方式
以下结合图对本发明的具体实施方式
做作进一步说明。
如图1所示，风机机组转子控制响应速度快，所能提供的可调功率较小、持续时间较短，容易受到机组运行状态的影响。
如图2所示，风机机组变桨控制调节能力较强，调节范围较大，但受桨叶惯性影响，响应速度较慢，运行在非最优点，造成风力发电效益降低。
如图3所示，储 能系统响应速度快、不受风电机组运行状态限制、填补风电机组转子控制和变桨控制的盲区，但成本较高。
如图4所示，采集风电场的运行状态数据、储能系统的运行状态数据和风储集群并网接入点的电网电压U和频率f状态数据。风电场的运行状态数据包括电压、电流、有功功率、无功功率。储能系统的运行状态数据包括有功功率、无功功率、电池组的荷电状态。将采集到的上述数据传递到风储集群数据采集和监视控制平台，风储集群数据采集和监视控制平台根据电网调度的指令或者电力系统调频需求，由风储集群数据采集与监视控制平台给出风储集群功率输出变化量参考值Pg，参与电网的频率调节。
从电力系统频率与电压质量和稳定性的角度出发，希望风储集群有功功率输出变化量Pg的这部分能量平稳而可靠，这部分能量可以由风电机组转子转速控制、风电机组桨距角控制，以及储能系统来提供。所述的转子控制方法是通过控制发电机组转子的转速，使其短暂的减速或加速，以释放或存储一定的能量。所述的变桨距控制方法是通过控制风电机组的桨距角，改变风机桨叶的迎风角度，进而改变风机输入的机械功率，以实现输出功率的变化。所述的储能系统通过控制储能并网功率调节装置的功率指令，使储能系统有功功率的输入/输出发生变化，以实现功率调节的目的。转子控制方法提供的能量是由转子转速的临时变化提供的，在短暂的加速或减速之后必然要进行转速恢复，使得其功率输出的持续时间较短，调节能力有限；而受自然条件的制约，变桨距控制提供的能量会随着风速的波动而不能稳定供给。储能系统可以提供稳定而持久的功率，但如果仅依赖于储能系统，会使储能的容量配置很大，整体经济性下降。本发明综合利用图1-图3风电机组转子控制、 风电机组变桨距控制和储能系统的功率调节特性，协调三者之间的控制过程，优化分配转子控制所能提供的能量、变桨距控制所能提供的能量，以及储能系统所能提供的能量。
本发明协调控制风电机组转子、风电机组桨距角和储能系统的步骤为
a)首先，风储集群数据采集和监视控制平台向一部分或全部风电机组发出转子转速控制指令，该指令下达给风电机组的转子控制环节，对转子进行加速或减速控制，使其输出功率的变化量？ 满足风储集群功率输出变化量ρ8，ρω = pg，所述的转子在转速允许的范围内运行；
b)经过一定时间后，典型值为2飞秒，转子动能将吸收/释放完毕，加速或减速过程即将结束，即Pu < Pg时，风储集群数据采集和监视控制平台对储能系统发出充电或放电指令，该指令下达至储能系统的功率控制环节，调整其输出功率匕，以满足ρω+ρε = Pg，所述的储能系统输出功率小于其最大充放电功率；
c)再经过另一段时间后，储能可调能力的下降，风储集群数据采集和监视控制平台对部分或全部风电机组发出变桨控制指令，该指令下达至风电机组的桨距角控制环节， 调节风机桨叶的迎风角度，使其输出功率的变化量Pe满足PU+Pe+Pe = pg，所述的风电机组的桨距角运行在允许的范围之内，所述的部分风电机组与步骤a)中的部分风电机组可以为同一对象或不同的对象。
图5为采用风储集群协调控制方法，将风储集群输出功率优化分配的转子功率、 变桨功率和储能功率示意图。可以看出，转子控制通过控制转子速度变化，短时释放/吸收部分能量，可以快速响应风电机组的功率变化需求，提供类似于传统机组的转动惯量；但由于随后的转子转速恢复过程会吸收/释放部分能量，因而这种方式的调节能力有限。变桨距控制通过控制风机桨叶的桨距角，调节风机的输入机械功率，从而跟踪风电机组的输出功率变化需求；这种方式功率调节范围较大，持久时间较长，但风电机组运行在非最大功率点，存在一定的发电损失，而且由于存在机械的变桨环节，响应速度也较慢。此外，风电机组的转子控制和变桨控制都不可避免地要受制于风机的运行状态，尤其是风速频繁的和难以预测的变化的影响，在备用容量的可信度上存在不足。储能系统响应速度快、控制灵活，可以提供稳定而持久的功率，但如果仅采用储能系统，会使储能容量配置很大，整体经济性下降。本发明将储能系统应用于风电场，与风电机组的转子控制和变桨距控制相协调，综合利用转子控制响应速度快、变桨控制持续时间长和储能控制灵活的特点，使其综合功率输出效果满足快速性、平稳性和持久性需求，为风储集群提供稳定可靠的备用容量支撑，使风电场具备类似传统机组的频率调节能力和备用容量，提高风电规模化接入后电力系统稳定性与电能质量。
本发明在风储集群发电中功率调节具有较高的技术经济优势，所需储能配置容量大为减少，避免风电机组频繁参与系统功率调节，机组损耗降低，寿命延长，提高了风储集群运行的经济效益 。
权利要求
1.一种风储集群的协调控制方法，其特征在于，协调控制方法的步骤如下 (1)采集风电场、各风电机组、储能系统和电力系统的实时运行状态数据； (2)依据电力系统频率状态及其变化，按照调频需求或电网调度指令，由风储集群数据采集与监视控制平台给出风储集群功率输出变化量参考值Pg ； (3)根据风储集群功率输出的变化量Pg，在满足风电机组和储能系统物理约束的前提下，协调控制风电机组转子、风电机组桨距角和储能系统的启动序列、输出功率大小、持续时间和退出序列，使风电机组转子、风电机组桨距角和储能系统输出功率的综合效果满足风储集群功率输出变化量参考值Pg，具体步骤如下 a)首先，对部分或全部风电机组的转子进行加速或减速控制，使所述的部分或全部风电机组的输出功率变化量Pu满足风储集群功率输出变化量Pg，Pu = Pg，所述的转子在转速允许的范围内运行； b)当转子速度接近转子转速运行最大值或最小值时，转子加速或减速过程即将结束，所吸收/释放的能量将完毕，即Pu < Pg时，对储能系统进行充放电控制，使储能系统的输出功率匕满足PU+Pe = Pg，所述的储能系统输出功率小于储能系统的最大充放电功率； c)随着储能系统荷电状态达到其运行的最大值或最小值，储能系统的可调能力下降，对部分或全部风电机组进行变桨控制，使该部分或全部风电机组输出功率变化量Pe满足P +Pe+P0 = Pg，所述的风电机组的桨距角运行在允许的范围之内，该部分风电机组与步骤a)中的部分风电机组为同一对象或不同的对象。
2.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的风电场是与公共连接点连接的场，为单台风电机组或一个风电场或多个风电场的集群。
3.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的风电机组运行状态数据包括转子转速、桨距角、功率。
4.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的储能系统是与公共连接点连接的储能系统，为单一储能系统或两种储能系统或多种储能系统。
5.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的储能系统运行状态数据包括功率和荷电状态。
6.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的电力系统是公共连接点接入的电力系统。
7.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(I)的电力系统运行状态数据包括公共连接点的电压和频率。
8.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(2)的电网调度为风储集群的上层调度机构。
9.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(2)的电网调度功率指令包括自动发电控制和三次调频。
10.根据权利要求1所述的风储集群协调控制方法，其特征在于所述步骤(3)的物理约束条件，包括 (1)转子转速运行范围《^ ( min, Wmax)； (2)桨距角的变化范围eG ( ^ min, ^max)和变化速率I A ^/At <c;其中At为时间间隔，A P为在时间间隔At桨距角变化值，c为桨距角变化率约束常数；(3)储能系统的功率约束P < Pr和荷电状 态约束SOC G (SOCmin, SOCmax)，其中Pr为储能系统最大充放电功率。
全文摘要
一种风储集群的协调控制方法，其特征在于依据风电机组转子控制、变桨控制和储能控制在响应时间、功率、容量和成本等技术经济特性，实时采集风电场、风电机组、储能系统和电力系统运行状态数据，以风储集群运行经济性最优为目标，以风电机组的转子转速、桨距角和储能系统的物理极限为约束条件，协调控制风电机组转子、风电机组桨距角和储能的启动序列、输出功率、持续时间和退出序列，以较少的储能容量，满足电力系统对风储集群调频要求和电网调度功率指令，降低风力发电的弃风率，提高风储集群的经济效益。
文档编号H02J3/38GK103036249SQ20121047771
公开日2013年4月10日 申请日期2012年11月21日 优先权日2012年11月21日
发明者唐西胜, 苗福丰, 齐智平, 吴涛, 李善颖 申请人:中国科学院电工研究所