风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置的制造方法

风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置的制造方法
【专利摘要】本发明提供了一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置，涉及风力发电技术领域。方法包括：获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数据；确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功率爬坡事件；确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力；确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；根据超短期预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正；确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略；根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系统的出力。本发明可以解决现有技术中难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
【专利说明】
风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置
技术领域
[0001] 本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风储联合发电系统发电指标跟踪方 法及装置。
【背景技术】
[0002] 目前，在国内一些风电富集地区普遍存在因调峰或输送能力受限等原因导致的弃 风情况。弃风情况的存在造成风资源的严重浪费。为了提高风电利用效率，风电发达地区普 遍配置了有功控制系统，其主要作用是发电指标的动态分配，当输电断面输送功率存在裕 度时，将断面裕度按照一定规则分配给尚有上调能力的新能源电站，可以实现发电指标的 二次动态分配。
[0003] 为了进行发电指标的二次动态分配，传统风储联合发电系统需要对当前发电指标 进行优化跟踪。其过程不存在选择性，即只要荷电状态(State of Charge，简称S0C)满足要 求，储能电站便根据风电出力与发电指标偏差进行充放电，造成发电指标的跟踪不灵活，难 以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低。

【发明内容】

[0004] 本发明的实施例提供一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置，以解决现 有技术中对风储联合发电系统发电指标进行优化跟踪的过程不存在选择性，发电指标的跟 踪不灵活，难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
[0005] 为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
[0006] -种风储联合发电系统发电指标跟踪方法，包括：
[0007] 获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数据；
[0008] 根据所述短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功 率爬坡事件；
[0009] 确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力；
[0010] 根据所述各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力确定短期预测时间内的各 时刻的储能的荷电状态预测运行下限；
[0011]根据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正；
[0012] 根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期 时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态 预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略；
[0013] 根据所述风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发电系统的出力。
[0014] 具体的，所述短期风电功率预测数据包括在一短期预测时间内每个第一预设时刻 的短期风电功率预测值。
[0015] 具体的，根据所述短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时刻是否发生 风电功率爬坡事件，包括：
[0016] 根据所述短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述短期预测时间内每 个第二预设时刻的短期风电功率预测值；
[0017] 根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值确定在所述 短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件；
[0018] 所述根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值确定在 所述短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件，包括：
[0019] 若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指杨、^,大于等于一预先设置的第一爬 坡事件判别阈值X1，且
则确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔 周期发生风电功率爬坡事件：

[0020] 若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标小于一预先设置的第一爬坡事 件判别阈值X1，或者，则确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期未 发生风4
[0021]
[0022] grad^T时刻的短期风电功率预测值的坡度为所述τ时刻的短期风电功率 预测值；；为所述τ时刻之后的τ+Τ时刻的短期风电功率预测值;T为有功指令间隔周 期；为所述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值;为时刻t+τ 的短期风电功率预测值；Μ:为所述风储联合发电系统的基准发电指标；其中，
^所述风储联合发电系统装机容量；if,为第i座参与 有功控制的风电场的装机容量;为所有参与有功控制的风电场的总功率限额。
[0023] 具体的，所述确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预 测出力，包括：
[0024] 根据公式
[0025] 确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力;
[0026] 其中，PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;为风储联合发电系 统第t+T时刻的风电预测出力；/>^!广为风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值； 其中
为风储联合发电系统的功 率为基准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;为t时刻的风 电功率预测值为所述风储联合发电系统的基准发电指标。
[0027] 具体的，根据所述各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力确定短期预测时间 内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限，包括：
[0028] 根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力，确定所述短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下 限：
[0029]
[0030] 时刻的风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下限； 为t时刻的风储联合发电系统的储能预测出力；Ebess为风储联合发电系统的储能容量； SOCmin为风储联合发电系统的储能的物理运行下限。
[0031] 进一步的，所述根据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进 行修正，包括：
[0032]获取风储联合发电系统的超短期风电功率预测数据;所述超短期风电功率预测数 据包括在超短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;所述超短期预测时 间为当前时间到一预设时间的连续时间段，且所述超短期预测时间在所述短期预测时间 内；
[0033]根据所述超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述超短期预测时间 内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值；
[0034]根据所述超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确定在 所述超短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件；
[0035] 确定超短期风电功率预测时间内发生风电功率爬坡事件时刻的风储联合发电系 统的储能预测出力；
[0036] 根据超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的 储能预测出力确定所述超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；
[0037] 根据所述超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正所述在 短期预测时间内与所述超短期预测时间对应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行 下限。
[0038] 具体的，根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来 控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的 荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略，包括：
[0039] 根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测 值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限， 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力；
[0040] 根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力确定一出力指令值。
[0041] 具体的，根据所述风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发电系统的出 力，包括：
[0042] 根据所述出力指令值跟踪控制所述风储联合发电系统的出力。
[0043] 具体的，根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功 率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行 下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力，包括：
[0044]
[0045]
[0046] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，piimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力;PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;/^=厂为风储联合发电系统第t+T 时刻的发电指标预测值。
[0047] 具体的，根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功 率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行 下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力，包括：
[0048]
[0049]
[0050]确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，piimit,t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+τ时刻的风电预测 出力；凡为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为所述风储联合发电 系统的储能额定功率;RampEvent (t ) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent (t) =0表示t时刻不存在风电功率爬坡事件;pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出 力；SOC t为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系 统的荷电状态下限;max( -PBESS, N , -pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0051] 具体的，根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功 率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行 下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力，包括：
[0054]确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力PBESS,t;其中，PliMtlt为t时刻
[0052]
[0053] 的风储联合发电系统的实际发电指标；为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电 指标;PBESS, N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;Pwind,t为t时刻的风储联合发电系统 的风电实际出力；SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOC min, t为t时刻的风 储联合发电系统的荷电状态下限;max( -PBESS, N , -pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0055] -种风储联合发电系统发电指标跟踪装置，包括：
[0056] 风电功率预测数据获取单元，用于获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预 测数据；
[0057] 爬坡事件确定单元，用于根据所述短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的 各时刻是否发生风电功率爬坡事件；
[0058] 储能预测出力确定单元，用于确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发 电系统的储能预测出力；
[0059]储能的荷电状态预测运行下限确定单元，用于根据所述各时刻的风储联合发电系 统的储能预测出力确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；
[0060] 储能的荷电状态预测运行下限修正单元，用于根据超短期风电功率预测数据对储 能的荷电状态预测运行下限进行修正；
[0061] 充放电策略确定单元，用于根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前 时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及 当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策 略；
[0062] 跟踪控制单元，用于根据所述风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发 电系统的出力。
[0063] 具体的，所述风电功率预测数据获取单元获取的短期风电功率预测数据包括在一 短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值。
[0064] 具体的，所述爬坡事件确定单元，包括：
[0065] 线性插值模块，用于根据所述短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所 述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值；
[0066] 爬坡事件确定模块，用于根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电 功率预测值确定在所述短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡 事件；
[0067] 所述爬坡事件确定模块，具体用于：
[0068] 在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标^,大于等于一预先设置的第一爬 坡事件判别阈值X1，且_
?，确定在所述短期预测时间内的该有功指令间 隔周期发生风电功率爬坡事件：Ranphem⑴=(@乏2尤':;:)=丨：
[0069] 在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标^,小于一预先设置的第一爬坡事 件判别阈值X1，或者Cftt i;时，确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期未 发生风电功率爬坡事件：
[0070]
[0071] gracU为τ时刻的短期风电功率预测值的坡度"为所述τ时刻的短期风电功率 预测值;为τ之后的τ+Τ时刻的风电功率预测值;T为有功指令间隔周期 为所述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值为时刻t+T的短期风电功 率预测值；为所述风储联合发电系统的基准发电指标；其中，
为所述风储联合发电系统装机容量；为第i座参与有功控制的风电场的装机容 量;为所有参与有功控制的风电场的总功率限额。
[0072] 此外，所述储能预涮m力确宙里元.旦优用干，
[0073] 根据公式：
[0074] 确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力仍=;
[0075] 其中，PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率；为风储联合发电系 统第t+T时刻的风电预测出力；为风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值； 其中：
&风储联合发电系统的功 率为基准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;^为t时刻的风 电功率预测值;^为所述风储联合发电系统的基准发电指标。
[0076] 此外，储能的荷电状态预测运行下限确定单元，具体用于：
[0077] 根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力，确定所述短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下 限：
[0078]
[0079] 为t时刻的风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下限； 为t时刻的风储联合发电系统的储能预测出力；Ebess为风储联合发电系统的储能容量； SOCmin为风储联合发电系统的储能的物理运行下限。
[0080] 此外，所述储能的荷电状态预测运行下限修正单元，具体用于:获取风储联合发电 系统的超短期风电功率预测数据;所述超短期风电功率预测数据包括在一超短期预测时间 内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;所述超短期预测时间为当前时间到一预设时 间的连续时间段，且所述超短期预测时间在所述短期预测时间内；
[0081]根据所述超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述超短期预测时间 内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值；
[0082]根据所述超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确定在 所述超短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件；
[0083] 确定超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联 合发电系统的储能预测出力；
[0084] 根据超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的 储能预测出力确定所述超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限;根据所 述超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正所述在短期预测时间内 与所述超短期预测时间对应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。
[0085] 具体的，所述充放电策略确定单元，包括：
[0086] 储能实际出力确定模块，用于根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未 来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能 的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力；
[0087]出力指令值确定模块，用于根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力确 定一出力指令值。
[0088]此外，所述跟踪控制单元，具体用于：
[0089]根据所述出力指令值跟踪控制所述风储联合发电系统的出力。
[0090]此外，所述储能实际出力确定模块，具体用于：
[0091]
[0092]
[0093] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，pi imit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+τ时刻的风电预测 出力;PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;为风储联合发电系统第t+T 时刻的发电指标预测值。
[0094] 此外，所述储能实际出力确定模块，具体用于：
[0095]
[0096]
[0097] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，plimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力；At!,为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为所述风储联合发电 系统的储能额定功率;RampEvent (t ) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent (t) =O表示t时刻不存在风电功率爬坡事件;pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出 力；SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系 统的荷电状态下限;max( -PBESS, N，-pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0098] 此外，所述储能实际出力确定模块，具体用于：
[0099]
[0100]
[0101] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力PBESS,t;其中，PliMtlt为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电 指标;PBESS, N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;PwincU为t时刻的风储联合发电系统 的风电实际出力；SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOC min, t为t时刻的风 储联合发电系统的荷电状态下限;max( -PBESS, N , -pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0102] 本发明实施例提供的风储联合发电系统发电指标跟踪方法及装置，通过获取风储 联合发电系统当前的短期风电功率预测数据，可以确定短期预测时间内的各时刻是否发生 风电功率爬坡事件;之后确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能 预测出力，从而确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；进而根据 风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预 测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下 限，并根据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正，确定当前 时刻的风储联合发电系统充放电策略;从而根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联 合发电系统的出力。可见，本发明实施例可以根据不同的储能的荷电状态预测运行下限灵 活的优化跟踪发电指标，使得发电指标的优化跟踪水平较优，风电消纳水平较高。本发明实 施例能够解决现有技术中对风储联合发电系统发电指标进行优化跟踪的过程不存在选择 性，发电指标的优化跟踪不灵活，难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
【附图说明】
[0103] 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 有技术描述中所需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 发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可 以根据这些附图获得其他的附图。
[0104] 图1为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法的流程图；
[0105] 图2(a)为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法的日前 计划阶段流程图；
[0106] 图2(b)为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法的日内 修正阶段流程图；
[0107] 图2(c)为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法的实时 跟踪阶段流程图；
[0108] 图3为本发明实施例中的某日风功率短期预测数据插值后的结果示意图；
[0109] 图4为本发明实施例中的日前计划阶段储能参与智能跟踪的判断结果示意图；
[0110] 图5为本发明实施例中一风光储电站指令值预测曲线示意图；
[0111] 图6为本发明实施例中风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下限示意 图；
[0112] 图7为本发明实施例中根据风电超短期预测数据对风储联合发电系统的储能的荷 电状态预测运行下限进行修正的结果示意图；
[0113] 图8为本发明实施例中实时功率预测结果示意图；
[0114] 图9为本发明实施例中使用储能智能跟踪策略时风储联合系统的输出功率曲线示 意图；
[0115] 图10为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪装置的结构示 意图一；
[0116] 图11为本发明实施例提供的一种风储联合发电系统发电指标跟踪装置的结构示 意图二。
【具体实施方式】
[0117] 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。
[0118]如图1所示，本发明实施例提供一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法，包括：
[0119] 步骤101、获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数据。
[0120] 步骤102、根据短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时刻是否发生风 电功率爬坡事件。
[0121] 步骤103、确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测 出力。
[0122] 步骤104、根据各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力确定短期预测时间内 的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。
[0123] 步骤105、根据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修 正。
[0124] 步骤106、根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来 控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的 荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略。
[0125] 步骤107、根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系统的出力。
[0126] 本发明实施例提供的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，通过获取风储联合发 电系统当前的短期风电功率预测数据，可以确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功 率爬坡事件;之后确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出 力，从而确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；进而根据风储联 合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、 当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，并根 据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正，确定当前时刻的风 储联合发电系统充放电策略;从而根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系 统的出力。可见，本发明实施例可以根据不同的储能的荷电状态预测运行下限灵活的优化 跟踪发电指标，使得发电指标的优化跟踪水平较优，风电消纳水平较高。本发明实施例能够 解决现有技术中对风储联合发电系统发电指标进行优化跟踪的过程不存在选择性，发电指 标的优化跟踪不灵活，难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
[0127] 为了使本领域的技术人员更好的了解本发明，下面列举一个更为详细的实施例， 如图2(a)、2(b)、2(c)所示，本发明实施例提供一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法， 包括：
[0128] 如图2(a)所示的日前计划阶段:包括步骤201至步骤207。
[0129] 步骤201、获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数据。
[0130] 其中，短期风电功率预测数据包括在一短期预测时间内每个第一预设时刻的短期 风电功率预测值。该短期预测时间一般可以为24小时，而每个第一预设时刻可以为该24小 时中的每个15分钟，但不仅局限于此。
[0131] 步骤202、根据短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到短期预测时间内每 个第二预设时刻的短期风电功率预测值。
[0132] 值得说明的是，该每个第二预设时刻相较于第一预设时刻将更为精细，例如该每 个第二预设时刻可以为该24小时中的每个1分钟，则该每个第二预设时刻的短期风电功率 预测值相当于该24小时内的1440个时刻的风电功率预测值。
[0133] 步骤203、根据短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值确定在 短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件。
[0134] 此处，若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标^,大于等于一预先设置的 第一爬坡事件判别阈值X1，且，则执行如下步骤204。
[0135] 由于爬坡事件判别指标对出力波动非常灵敏，为了避免在功率快速波动时 的预测误差，可以设定一定的阈值心进行判断，例如该心为〇.5,但不仅局限于此。
[0136] 步骤204、确定在短期预测时间内的该有功指令间隔周期发生风电功率爬坡事件。 之后，执行步骤206。在发生风电功率爬坡事件的时刻，风储联合发电系统的储能才需要主 动跟踪发电指标，本发明将在后续步骤中继续描述该过程。
[0137] 该步骤204可以表示为
[0138] 此处，若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标^;小于一预先设置的第一 爬坡事件判别阈值X1，或者，则执行如下步骤205。
[0139] 步骤205、确定在短期预测时间内的该有功指令间隔周期未发生风电功率爬坡事 件。在未发生风电功率爬坡事件的时刻，风储联合发电系统的储能不需要主动跟踪发电指 标。
[0140] 该步骤205可以表示夕
[0141] 其中
[0142] grackSi时刻的短期风电功率预测值的坡度；；"为所述τ时刻的短期风电功率 预测值；Wtri7为所述τ时刻之后的τ+Τ时刻的短期风电功率预测值;T为有功指令间隔周 期^为所述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值为时刻t+T 的短期风电功率预测值；Atl；为所述风储联合发电系统的基准发电指标；其中，
%所述风储联合发电系统装机容量；/f,为第i座参与 有功控制的风电场的装机容量;为所有参与有功控制的风电场的总功率限额。
[0143] 步骤206、确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测 出力。
[0144] 此处，比较t+T时刻风电预测出力和t时刻预测下一周期的发电指标，存在三种情 况，可以根据如下公式：
[0145]
[0146] 确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力Ρ&ΙΓ。
[0147] 其中，PBESS,N为风储联合发电系统的储能额定功率;二为风储联合发电系统第 t+T时刻的风,电顸测,屮,力，》为风,储滕合发电系统笛t+T时刻的发电指标预测值；其中，
:为风储联合发电系统的功率为 基准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;i?产时刻的风电功 率预测值;P=;为风储联合发电系统的基准发电指标。
[0148] 步骤207、根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的 风储联合发电系统的储能预测出力，确定短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运 行下限。
[0149] 此处，具体可以通过公式
[0150]
[0151] 来确定短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。其中，DCtTrf (State of Charge，简称S0C)为t时刻的风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下 限；为t时刻的风储联合发电系统的储能预测出力;E bess为风储联合发电系统的储能 容量;SOCmin为风储联合发电系统的储能的物理运行下限，一般可以根据不同的电厂预先设 定，例如一般为0.1至0.9,但不仅局限于此。
[0152] 如图2(b)所示的日内修正阶段:包括步骤208至步骤213。由于上述24小时的短期 功率预测的误差较大，有必要根据超短期预测数据(例如当前时间之后4小时的数据，但不 仅局限于此)对功率预测进行修正。
[0153] 步骤208、获取风储联合发电系统的超短期风电功率预测数据。超短期风电功率预 测数据包括在一超短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;超短期预测 时间为当前时间到一预设时间的连续时间段，且超短期预测时间在短期预测时间内。
[0154] 此处，该超短期预测时间可以为4小时，但不仅局限于此。
[0155] 步骤209、根据超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到超短期预测时间 内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值。
[0156] 步骤210、根据超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确 定在超短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件。
[0157] 步骤211、确定超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期 的风储联合发电系统的储能预测出力。
[0158] 步骤212、根据超短期预测时间内风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风 储联合发电系统的储能预测出力确定超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运 行下限。
[0159] 步骤213、根据超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正在 短期预测时间内与超短期预测时间对应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。 [0160] 此处，步骤208至步骤212的具体实现方式与上述步骤201至步骤207相同。区别仅 在于，此处的步骤208至步骤212所采用的数据为超短期预测时间内每个第一预设时刻的短 期风电功率预测值。而根据超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正 在短期预测时间内与超短期预测时间对应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行下 限的方式可以是例如：当前时刻t到t+4小时的时刻采用步骤208至步骤212所得到的储能的 荷电状态预测运行下限；而t+4小时的时刻到t+24小时的时刻可以依然采用步骤201至步骤 207所得到的储能的荷电状态预测运行下限。
[0161] 如图2(c)所示的实时跟踪阶段:包括步骤214至步骤216。在实时跟踪阶段，t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标Pimt和实际功率均已知。
[0162] 步骤214、根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功 率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行 下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力。
[0163] 该未来控制周期可以为5分钟，但不仅局限于此。在该未来控制周期，可以采用线 性外推或基于自回归滑动平均模型来预测未来控制周期的风电预测出力这种方式 较为成熟，且精度较高，此处不再赘述。
[0164] 此处，当说明风电预测出力超过了实际发电指标，则可以根据 公式：
[0165]
[0166] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t。其中，piimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标；丨为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力；PBESS,N为风储联合发电系统的储能额定功率；为风储联合发电系统第t+T时刻 的发电指标预测值。
[0167]
[0168]
[0169] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t。其中，piimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力；义二为风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为风储联合发电系统的储 能额定功率;RampEvent(t) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent(t) =0表示t 时刻不存在风电功率爬坡事件;pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出力；SOCt 为风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系统的荷电状态 下限;max ( -praiss, N , -pwind, t)表不-pBESS, N与-pwind, t 的较大值。
[0170]
[0171]
[0172]确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t。其中，plimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标； PBESS1N为风储联合发电系统的储能额定功率;Pwindlt为t时刻的风储联合发电系统的风电实 际出力；SOC t为风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系 统的荷电状态下限;max( -PBESS, N，-pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0173]步骤215、根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力确定一出力指令值。 [0174]步骤216、根据出力指令值跟踪控制风储联合发电系统的出力。
[0175] 为了使得本领域的技术人员更好的了解本发明，下面列举一个应用上述步骤201 至步骤216的实例：
[0176] 在此实例中，可以采用某风储联合发电系统进行计算，该风储联合发电系统风电 总装机容量为450丽，储能装机容量为2(MW，80WMh。其所处地区总的送出能力为950丽，总的 风电装机容量为2100MW，风储联合发电系统的基准发电指标为200MW。
[0177] 在某日风功率短期预测数据插值后的结果(24小时)可以如图3所示。
[0178] 而日前计划阶段储能参与智能跟踪的判断结果可以如图4所示，其中储能参与标 示位（即RmapEvent)为1表示储能参与智能跟踪，相当于存在风电功率爬坡事件，储能参与 标示位(即RmapEvent)为0表示储能不参与智能跟踪，相当于不存在风电功率爬坡事件。
[0179] 风光储电站基准份额为245MW，装机容量为448.5MW，在图5中C点横坐标根据基准 份额之比折算得到，坐标为（199.38，245.00 )，直线⑶和直线AB斜率保持不变。该指令值预 测曲线作为SOC区间优化仿真过程中指令值的取值依据。
[0180] 即风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值可以为：
[0181]
[0182] 之后，计算各时段储能出力，在此基础上计算t时刻的风储联合发电系统的储能的 荷电状态预测运行下限，结果可以如图6所示。
[0183] 在日内阶段，根据风电超短期预测数据对风储联合发电系统的储能的荷电状态预 测运行下限进行修正，结果可以如图7所示。
[0184] 在实时跟踪阶段，采用基于自回归滑动平均模型的方法对未来控制周期T的功率 值进行预测，其实时功率预测结果可以如图8所示。
[0185] 之后，可以确定储能的实时跟踪策略，结果可以如图9所示。
[0186] 可见，在图9中，风储联合发电系统的储能从第6时半左右开始智能跟踪，到8时左 右结束，期间不断抬高指令值，为风电输出提供了足够的上网通道。当储能在8时完成智能 跟踪策略后，SOC将低于优化下限，为了准备下一阶段的抢发任务，储能开始充电并让SOC保 持在优化区间内。从11时开始至12时半，储能再次进行智能跟踪，抬高指令值，使得风电上 网电量得以大幅增加。使用该智能跟踪策略共增加上网电量178.15Mffh，比使用传统策略时 多增加上网电量l〇4.16Mffh。
[0187] 本发明实施例提供的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，通过获取风储联合发 电系统当前的短期风电功率预测数据，可以确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功 率爬坡事件;之后确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出 力，从而确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；进而根据风储联 合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、 当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，并根 据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正，确定当前时刻的风 储联合发电系统充放电策略;从而根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系 统的出力。可见，本发明实施例可以根据不同的储能的荷电状态预测运行下限灵活的优化 跟踪发电指标，使得发电指标的优化跟踪水平较优，风电消纳水平较高。本发明实施例能够 解决现有技术中对风储联合发电系统发电指标进行优化跟踪的过程不存在选择性，发电指 标的优化跟踪不灵活，难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
[0188] 对应于上述的方法实施例，如图10所示，本发明实施例提供一种风储联合发电系 统发电指标跟踪装置，包括：
[0189] 风电功率预测数据获取单元31，用于获取风储联合发电系统当前的短期风电功率 预测数据。
[0190]爬坡事件确定单元32,用于根据短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各 时刻是否发生风电功率爬坡事件。
[0191] 储能预测出力确定单元33,用于确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合 发电系统的储能预测出力。
[0192] 储能的荷电状态预测运行下限确定单元34,用于根据各时刻的风储联合发电系统 的储能预测出力确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。
[0193] 储能的荷电状态预测运行下限修正单元35,用于根据超短期风电功率预测数据对 储能的荷电状态预测运行下限进行修正；
[0194] 充放电策略确定单元36,用于根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当 前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以 及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策 略。
[0195] 跟踪控制单元37,用于根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系统 的出力。
[0196] 具体的，风电功率预测数据获取单元31获取的短期风电功率预测数据包括在一短 期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值。
[0197] 具体的，如图11所示，该爬坡事件确定单元32，包括：
[0198] 线性插值模块321，用于根据短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到短期 预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值。
[0199] 爬坡事件确定模块322,用于根据短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电 功率预测值确定在短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件。
[0200] 该爬坡事件确定模块322,具体可以：
[0201] 在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标^,大于等于一预先设置的第一爬 坡事件判别阈值X1，且时，确定在短期预测时间内的该有功指令间隔周期 发生风电功率爬坡事件：RampEvau⑴= 丨）&(/),2/，;=)=丨。
[0202] 在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标@2小于一预先设置的第一爬坡事 件判别阈值X1，或者时，确定在短期预测时间内的该有功指令间隔周期未发生 风电功率
[0203]
[0204] gracU为τ时刻的短期风电功率预测值的坡度;"为所述τ时刻的短期风电功率 预测值；/为τ之后的τ+Τ时刻的风电功率预测值;T为有功指令间隔周期； 为所述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值;为时刻t+T的短期风电功率 预测值;A=为所述风储联合发电系统的基准发电指标;其中，
"为所述风储联合发电系统装机容量；为第i座参与有功控制的风电场的装机容 量;为所有参与有功控制的风电场的总功率限额。
[0205]此外，该储能预测出力确定单元33,具体可以：
[0206] 根据公式

[0207] 确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力。
[0208] 其中，PBESS,Ν为风储联合发电系统的储能额定功率； 9风储联合发电系统第 t+T时刻的风电预测出力;只{=广为风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值;其中，
为风储联合发电系统的功率为 基准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;"为t时刻的风电功 率预测值;为风储联合发电系统的基准发电指标。
[0209] 此外，储能的荷电状态预测运行下限确定单元34,具体可以：
[0210] 根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合 发电系统的储能预测出力，确定短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限：
[0211]
[0212] 厂时刻的风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下限；乂； 为t时刻的风储联合发电系统的储能预测出力；Ebess为风储联合发电系统的储能容量； SOCmin为风储联合发电系统的储能的物理运行下限。
[0213] 进一步的，该储能的荷电状态预测运行下限修正单元35,可以用于：
[0214] 获取风储联合发电系统的超短期风电功率预测数据;超短期风电功率预测数据包 括在一超短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;超短期预测时间为当 前时间到一预设时间的连续时间段，且超短期预测时间在短期预测时间内。
[0215]根据超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到超短期预测时间内每个第 二预设时刻的超短期风电功率预测值。
[0216]根据超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确定在超短 期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件。
[0217]确定超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的时刻的风储联合发电系统的储 能预测出力。
[0218]根据超短期预测时间内风电功率爬坡事件的时刻的风储联合发电系统的储能预 测出力确定超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限;根据超短期预测时 间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正在短期预测时间内与超短期预测时间对 应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。
[0219] 具体的，如图11所示，该充放电策略确定单元36,可以包括：
[0220]储能实际出力确定模块361，用于根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一 未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储 能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力。
[0221] 出力指令值确定模块362,用于根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出 力确定一出力指令值。
[0222] 此外，跟踪控制单元37,具体可以根据出力指令值跟踪控制风储联合发电系统的 出力。
[0223]此外，储能实际出力确定模块361，具体可以：
[0224]
[0225]
[0226] 确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，piimit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力;PBESS,N为风储联合发电系统的储能额定功率；为风储联合发电系统第t+T时刻 的发电指标预测值。
[0227] 此外，储能实际出力确定模块361，具体还可以：
[0228]
[0229]
[0230]确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力PBESS,t;其中，PliMtlt为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标；为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测 出力；为风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为风储联合发电系统的储 能额定功率;RampEvent(t) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent(t) =0表示t 时刻不存在风电功率爬坡事件;pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出力；SOCt 为风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系统的荷电状态 下限;max ( -praiss, N，-pwind, t)表不-pBESS, N与-pwind, t 的较大值。
[0231]此外，该储能实际出力确定模块361，具体还可以：
[0234]确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力pBESS,t;其中，pi imit, t为t时刻 的风储联合发电系统的实际发电指标;/C,为风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标；
[0232]
[0233] PBESS1N为风储联合发电系统的储能额定功率;Pwindlt为t时刻的风储联合发电系统的风电实 际出力；SOCt为风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin, t为t时刻的风储联合发电系 统的荷电状态下限;max( -PBESS, N，-pwind,t)表不_PBESS,N与-pwind, t的较大值。
[0235] 值得说明的是，本发明实施例提供的风储联合发电系统发电指标跟踪装置的具体 实现方式可以参见上述图1和图2所对应的方法实施例，此处不再赘述。
[0236] 本发明实施例提供的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，通过获取风储联合发 电系统当前的短期风电功率预测数据，可以确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功 率爬坡事件;之后确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出 力，从而确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限；进而根据风储联 合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、 当前时刻是否发生风电功率爬坡事件以及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，并根 据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正，确定当前时刻的风 储联合发电系统充放电策略;从而根据风储联合发电系统充放电策略跟踪风储联合发电系 统的出力。可见，本发明实施例可以根据不同的储能的荷电状态预测运行下限灵活的优化 跟踪发电指标，使得发电指标的优化跟踪水平较优，风电消纳水平较高。本发明实施例能够 解决现有技术中对风储联合发电系统发电指标进行优化跟踪的过程不存在选择性，发电指 标的优化跟踪不灵活，难以达到发电指标的最大化，风电消纳水平较低的问题。
[0237] 本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序 产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实 施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机 可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产 品的形式。
[0238] 本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程 图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流 程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序 指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产 生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实 现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0239] 这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特 定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指 令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或 多个方框中指定的功能。
[0240] 这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计 算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或 其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一 个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0241] 本发明中应用了具体实施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。
【主权项】
1. 一种风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，包括： 获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数据； 根据所述短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功率爬 坡事件； 确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力； 根据所述各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力确定短期预测时间内的各时刻 的储能的荷电状态预测运行下限； 根据超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正； 根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻 的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测 运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略； 根据所述风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发电系统的出力。2. 根据权利要求1所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，所述短期 风电功率预测数据包括在一短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值。3. 根据权利要求2所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据所述 短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时刻是否发生风电功率爬坡事件，包括： 根据所述短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述短期预测时间内每个第 二预设时刻的短期风电功率预测值； 根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值确定在所述短期 预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件； 所述根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值确定在所述 短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件，包括： 若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标大于等于一预先设置的第一爬坡事 件判别阔值Xi,且沁则确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期发生 风电功率爬坡事件若一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标云;品，小于一预先设置的第一爬坡事件判 别阔值Xi,或者A思则确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期未发生 风电功聋 其中 grack为T时刻的短期风电功率预测值的坡度；为所述T时刻的短期风电功率预测 值；巧當'W'为所述T时刻之后的t+t时刻的短期风电功率预测值；T为有功指令间隔周期； 芝f为所述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值;巧賢为时刻t+T的 短期风电功率预测值；A芭：为所述风储联合发电系统的基准发电指标；其中， 晋-SEW为所述风储联合发电系统装机容量；巧;j为第i座参与 有功控制的风电场的装机容量;巧为所有参与有功控制的风电场的总功率限额。4. 根据权利要求3所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，所述确定 发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力，包括： 根据公式确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合发电 系统的储能预测出力 其中，PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;A組;'二为风储联合发电系统第t 巧时刻的风电预测出力；p/rr为风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值;其中，益为风储联合发电系统的功率为基 准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;策产胃W为t时刻的风电功率 预测值;诚:::为所述风储联合发电系统的基准发电指标。5. 根据权利要求4所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据所述 各时刻的风储联合发电系统的储能预测出力确定短期预测时间内的各时刻储能的荷电状 态预测运行下限，包括： 根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合发电 系统的储能预测出力，确定祈冰铅甜丽細Il时巧*么时亥Il储能的温电状态预测运行下限：旅心品为t时刻的风储联合发电系统的储能的荷电状态预测运行下限；P盜;f为t时 亥IJ的风储联合发电系统的储能预测出力;Ebess为风储联合发电系统的储能容量;SOCmin为风 储联合发电系统的储能的物理运行下限。6. 根据权利要求5所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，所述根据 超短期风电功率预测数据对储能的荷电状态预测运行下限进行修正，包括： 获取风储联合发电系统的超短期风电功率预测数据;所述超短期风电功率预测数据包 括在超短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;所述超短期预测时间为 当前时间到一预设时间的连续时间段，且所述超短期预测时间在所述短期预测时间内； 根据所述超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述超短期预测时间内每 个第二预设时刻的超短期风电功率预测值； 根据所述超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确定在所述 超短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件； 确定超短期风电功率预测时间内发生风电功率爬坡事件时刻的风储联合发电系统的 储能预测出力； 根据超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能 预测出力确定所述超短期预测时间内各时刻储能的荷电状态预测运行下限； 根据所述超短期预测时间内各时刻储能的荷电状态预测运行下限修正所述在短期预 测时间内与所述超短期预测时间对应的时段的各时刻储能的荷电状态预测运行下限。7. 根据权利要求6所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据风储 联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测 值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限， 确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略，包括： 根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当 前时刻是否发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当 前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力； 根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力确定一出力指令值。8. 根据权利要求7所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据所述 风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发电系统的出力，包括： 根据所述出力指令值跟踪控制所述风储联合发电系统的出力。9. 根据权利要求8所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据当前 时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发 生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储 联合发电系统的储能实际出力，包括：确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力即ESS,t;其中，Plimit,t为t时刻的风储 联合发电系统的实际发电指标；A思e品;为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测出力； PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;巧:誌:"为风储联合发电系统第t+T时刻的 发电指标预测值。10. 根据权利要求9所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据当 前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否 发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风 储联合发电系统的储能实际出力，包括： 当时，根据公式：确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力PBESS, t;其中，Plimit, t为t时刻的风储 联合发电系统的实际发电指标；^为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测出力； 为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为所述风储联合发电系统 的储能额定功率;RampEvent (t ) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent (t ) = O表 示t时刻不存在风电功率爬坡事件;Pwind, t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出力； SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin,t为t时刻的风储联合发电系统的 荷电状态下限；max( -pBESS, N , -pwind,t)表不-pBESS,N与-pwind, t的较大值。11.根据权利要求10所述的风储联合发电系统发电指标跟踪方法，其特征在于，根据当 前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否 发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风 储联合发电系统的储能实际出力，包括：确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力PBESS, t;其中，Plimit, t为t时刻的风储 联合发电系统的实际发电指标；为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标； PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;Pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风 电实际出力；SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态；SOCmin, t为t时刻的风储联 合发电系统的荷电状态下限;max( -pBESS, N , -pwind,t)表不-PBESS,N与-pwind, t的较大值。 12 .-种风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，包括： 风电功率预测数据获取单元，用于获取风储联合发电系统当前的短期风电功率预测数 据； 爬坡事件确定单元，用于根据所述短期风电功率预测数据确定短期预测时间内的各时 刻是否发生风电功率爬坡事件； 储能预测出力确定单元，用于确定发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系 统的储能预测出力； 储能的荷电状态预测运行下限确定单元，用于根据所述各时刻的风储联合发电系统的 储能预测出力确定短期预测时间内的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限； 储能的荷电状态预测运行下限修正单元，用于根据超短期风电功率预测数据对储能的 荷电状态预测运行下限进行修正； 充放电策略确定单元，用于根据风储联合发电系统当前时刻的发电指标值、当前时刻 之后的一未来控制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件W及当前 时刻的储能的荷电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统充放电策略； 跟踪控制单元，用于根据所述风储联合发电系统充放电策略跟踪所述风储联合发电系 统的出力。13. 根据权利要求12所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述风 电功率预测数据获取单元获取的短期风电功率预测数据包括在一短期预测时间内每个第 一预设时刻的短期风电功率预测值。14. 根据权利要求13所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述爬 坡事件确定单元，包括： 线性插值模块，用于根据所述短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述短 期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率预测值； 爬坡事件确定模块，用于根据所述短期预测时间内每个第二预设时刻的短期风电功率 预测值确定在所述短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件； 所述爬坡事件确定模块，具体用于： 在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标大于等于一预先设置的第一爬坡事 件判别阔值Xi,且，时，确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期 发生风电功率爬坡事巧在一有功指令间隔周期的爬坡事件判别指标小于一预先设置的第一爬坡事件判 另欄值Xi,或者心时，确定在所述短期预测时间内的该有功指令间隔周期未发生 风电5 其 gradT为T时刻的短期风电功率预测值的坡度为所述T时刻的短期风电功率预测 值;i?寬严为T之后的T巧时刻的风电功率预测值;T为有功指令间隔周期；八巧?为所 述间隔周期内的短期风电功率预测值的坡度平均值；巧宵"W'为时刻t+T的短期风电功率预 测值；At:,;为所述风储联合发电系统的基准发电指标；其中：为所述风储联合发电系统装机容量；诗为第i座参与有功控制的风电场的装机容 量;为所有参与有功控制的风电场的总?功率限额。15. 根据权利要求14所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述储 能预测出力确定单元，具体用于： 根据公式：确定短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合发电 系统的储能预测出力/J藍完"r; 其中，PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;A念票二为风储联合发电系统第 t+T时刻的风电预测出力;巧益为风储联合发电系统第t+T时刻的发电指标预测值;其中，为风储联合发电系统的功率为基 准发电指标时的下一个T周期的发电指标预测值;k为比例系数;为t时刻的风电功率 预测值;为所述风储联合发电系统的基准发电指标。16. 根据权利要求15所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，储能的 荷电状态预测运行下限确定单元，具体用于： 根据短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各有功指令间隔周期的风储联合发电 系统的储能预测出力，确定所述短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限：S0C益:'W为t时刻的W惦耿甘化电巧现的惦昵的何电W念观测运行下限；i?鑑;r为t时 亥IJ的风储联合发电系统的储能预测出力;Ebess为风储联合发电系统的储能容量;SOCmin为风 储联合发电系统的储能的物理运行下限。17. 根据权利要求16所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述储 能的荷电状态预测运行下限修正单元，具体用于： 获取风储联合发电系统的超短期风电功率预测数据;所述超短期风电功率预测数据包 括在一超短期预测时间内每个第一预设时刻的短期风电功率预测值;所述超短期预测时间 为当前时间到一预设时间的连续时间段，且所述超短期预测时间在所述短期预测时间内； 根据所述超短期风电功率预测数据进行线性插值，获取得到所述超短期预测时间内每 个第二预设时刻的超短期风电功率预测值； 根据所述超短期预测时间内每个第二预设时刻的超短期风电功率预测值确定在所述 超短期预测时间内的每个有功指令间隔周期是否发生风电功率爬坡事件； 所述储能预测出力确定单元，还用于确定超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的 时刻的风储联合发电系统的储能预测出力； 根据超短期预测时间内发生风电功率爬坡事件的各时刻的风储联合发电系统的储能 预测出力确定所述超短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限;根据所述超 短期预测时间内各时刻的储能的荷电状态预测运行下限修正所述在短期预测时间内与所 述超短期预测时间对应的时段的各时刻的储能的荷电状态预测运行下限。18. 根据权利要求17所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述充 放电策略确定单元，包括： 储能实际出力确定模块，用于根据当前时刻的发电指标值、当前时刻之后的一未来控 制周期时刻的功率预测值、当前时刻是否发生风电功率爬坡事件W及当前时刻的储能的荷 电状态预测运行下限，确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力； 出力指令值确定模块，用于根据当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力确定一 出力指令值。19. 根据权利要求18所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述跟 踪控制单元，具体用于： 根据所述出力指令值跟踪控制所述风储联合发电系统的出力。20. 根据权利要求19所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述储 能实际出力确定模块，具体用于：确定当前时刻的风储联合发电系统的储能实际出力即ESS,t;其中，Plimit,t为t时刻的风储 联合发电系统的实际发电指标；托誌:二为风储联合发电系统第*刊时刻的风电预测出力； PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;巧思:r'为风储联合发电系统第t+T时刻的 发电指标预测值。21. 根据权利要求20所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述储 能实际出力确定橫块，具体用于：确足a丽町刻的W储联甘巧巧《统的储駆买陈出刀即ESS, t;具甲，Plimit, t刃t町刻的风储 联合发电系统的实际发电指标为风储联合发电系统第t+T时刻的风电预测出力； P結L为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标;PBESS,N为所述风储联合发电系统的 储能额定功率;RampEvent (t ) = 1表示t时刻存在风电功率爬坡事件;RampEvent (t )= 0表示 t时刻不存在风电功率爬坡事件;Pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风电实际出力;SOCt 为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态;SOCmin,t为t时刻的风储联合发电系统的荷电 状态下限；max( -pBESS, N , -pwind,t)表不-PBESS,N与-pwind, t的较大值。22. 根据权利要求21所述的风储联合发电系统发电指标跟踪装置，其特征在于，所述储 能实际出力确定模块，具体用于：训化=I 日IJ 口'J口、JJAV帕狀百-化吧尔功:口、J'帕日巳大W、田/JPBESS,。^^，piimit,t乂J L口'J》IJ口、者 联合发电系统的实际发电指标;片誌1.<为所述风储联合发电系统在t时刻的基准发电指标； PBESS,N为所述风储联合发电系统的储能额定功率;Pwind,t为t时刻的风储联合发电系统的风 电实际出力；SOCt为所述风储联合发电系统在t时刻的荷电状态；SOCmin, t为t时刻的风储联 合发电系统的荷电状态下限;max( -pBESS, N , -pwind,t)表不-PBESS,N与-pwind, t的较大值。
【文档编号】H02J3/38GK105914780SQ201610265863
【公开日】2016年8月31日
【申请日】2016年4月26日
【发明人】吴林林, 刘辉, 崔正湃, 白恺, 孙荣富, 徐海翔, 王若阳, 李蕴红, 江浩
【申请人】华北电力科学研究院有限责任公司, 国网冀北电力有限公司电力科学研究院, 国家电网公司