基于超短期预测的储能系统平滑新能源发电控制方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及一种平滑新能源发电控制方法，具体涉及一种基于超短期预测的储能 系统平滑新能源发电控制方法。
【背景技术】
[0002] 随着新能源不断发展，风电、光伏的大规模并网，其出力的波动问题日益严重。由 于风电、光伏属于可再生能源，其出力的大小受到气候、地形、光照等因素的影响，导致其出 力的不确定性，出力的大小不可能一直保持恒定，而且在很多程度上是随时变化，具有很强 的波动性和间歇性。新能源接入电网后，其波动性会对电网运行的稳定性造成不利影响。随 着新能源并网在电网中的比例不断增加，新能源输出功率的平滑控制越来越受到关注。
[0003] 随着电池及其集成技术的不断发展，应用储能系统平滑风电输出逐渐成为了一种 可行方案。通过合理控制连接在储能设备上的双向变流器，高效地实现储能系统充放电，能 在很大程度上解决新能源随机性及波动性带来的新能源输出不稳定的问题，以满足新能源 发电的平滑输出要求，并有效解决由于新能源波动给电网频率波动带来的电能质量等问 题。
[0004] 储能系统的容量和充放电功率有限，利用储能系统有效地平滑光伏电站功率波 动，对平滑控制策略提出了很高的要求。由于电池储能系统存在充放电功率及储能容量的 约束条件，并且过大的充、放电深度均会对储能电池的寿命造成影响，特别是在储能系统运 行过程中，需要控制其荷电状态(state of charge，S0C)保持在适宜的范围内。现有控制策 略在对储能系统的充放电进行控制的同时，并没有考虑储能系统的荷电状态，容易造成储 能系统的过度充放电，减少储能系统的剩余可用容量，从而降低储能系统的控制效果。同 时，现有控制策略主要侧重于对储能系统的实时控制，没有考虑储能系统是否满足未来时 刻充放电的要求，缺乏对储能系统充放电的全局性考虑。
【发明内容】
[0005] 为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种基于超短期预测的储能系统平滑 新能源发电控制方法，本发明使储能系统荷电状态保持在适宜水平，提高储能系统持续充 放电能力，实现储能系统平滑能力和性能指标的协同优化。
[0006] 为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：
[0007] -种基于超短期预测的储能系统平滑新能源发电控制方法，所述方法包括如下步 骤：
[0008] (1)读取新能源及储能系统相关运行数据；
[0009] (2)基于超短期预测功率和储能系统荷电状态建立目标函数；
[0010] (3)根据目标函数，利用自适应混沌粒子群算法对控制策略中的6个控制变量进行 寻优；
[0011] (4)基于控制变量的最优解，得到储能系统功率命令值，并对所述储能系统功率命 令值进行功率限制；
[0012] (5)根据超短期预测每15min预报一次的特性，对控制变量滚动更新；
[0013] (6)将所述储能系统功能命令值输出到储能控制系统，来执行对储能系统的控制， 实现新能源出力的平滑功能。
[0014] 优选的，所述步骤（1)中，所述相关运行数据包括:新能源的实际功率、储能功率、 超短期预测功率和储能系统荷电状态。
[0015] 优选的，所述步骤⑵中，建立所述目标函数的公式如下：
[0016] min J=min(Fi+F2+F3) (I)
[0017] (2)
[0018] (3):
[0019] (4)
[0020] 式中=F1为表征储能系统平抑波动能力的函数，F2、F3为表征储能系统荷电状态水 平的函数，N为计入的预测功率时间点数，δ(?)为t时刻平滑后预测功率的波动率，SO(Xt)S t时刻储能电池荷电状态，SOCi?为荷电状态下边界，SOChi gh为上边界，δ。为波动率阈值。
[0021] 恍株的·所试平?晋辰预测功率的波动率的计算公式如下：
[0022] (5)
[0023] 式中，δ(?)为十分钟波动率;Pmax为十分钟内平滑最大出力;Pmin为十分钟内平滑最 小出力;Pt为装机容量；
[0024] 所述储能电池荷电状态计算公式如下：
[0025] 充电过程
[0026] (6)
[0027]
[0028] (7)
[0029] 式中：σ为自放电率，％为储能系统充电效率，％为放电效率，Et为储能系统容量， Pbess(t)为储能电池充放电功率，Δ t为单位时长。
[0030] 优选的，所述步骤(3)中，设置所述算法中粒子为6维向量，分别代表控制变量l、h、 a、b、c、d，所述控制变量1和h为划定储能系统荷电状态区间的节点，其取值范围为：0 < S0Ci?< I <h<S0Chigh< I，SOCi?为荷电状态下边界;SOChigh为上边界;所述控制变量a，b，c， d为介于0至1之间的参数，能够对储能系统的充放电功率进行适时调整。
[0031 ]优选的，所述步骤(3)中，所述控制策略包括：
[0032] A、当0<S0C(t)<S0CiJ寸，储能系统不允许放电，当rP(t)<-k，其中rP(t)为平滑 前功率变化率，k为功率时间变化率的临界值，则储能系统不出力，不进行放电；否则以-k作 为平滑后功率变化率的期望值，根据rP(t)的不同执行相应充电控制策略，充电功率为At [-k-rP(t)]，其中Δ t为单位时长，Imin;
[0033] B、当S0Ci?<S0C(t)<l时，储能系统以-k作为平滑后功率变化率ri(t)的期望值， 根据rP(t)的不同进行充放电；当rP(t)<-k时，储能系统放电，放电功率为：△ t[-k-rP(t)]; 当-k < rP(t) < 0时，储能系统充电，充电功率为：Δ t[-k-rP(t)];当0<rp(t) < k时，参数d与 rP(t)协同控制储能系统的充电功率，充电功率为:dA t[-k-rP(t)]，rP(t)-定时，(1值越大， 储能系统充电功率越大；当r P (t) > k，参数b调整储能系统的充电控制策略，充电功率为：Δ t[-(2b-l)k-rP(t)]；
[0034] C、当I < SOC(t H h时，光伏电站功率的波动率在阈值以内，即-k < rP (t H k，储能 系统不出力，减少电池充放电次数;当&(t) <-k时，储能系统以-k作为平滑后功率变化率ri (t)的期望值进行放电，放电功率为：△ t[-k-rP(t)];当rP(t)>l#t，储能系统以k作为ri(t) 的期望值进行充电，充电功率为：A t[k-rP(t)];
[0035] D、当h < SOC(t) < SOChigh时，储能系统以k作为rI (t)的期望值，根据rP (t)的不同进 行充放电；当rP (t) <-k时，参数a与rP⑴协同控制储能系统的放电功率，放电功率为：Δ t [(2a-l)k-rP(t)]，rP⑴一定时，a值越大，储能系统放电功率越大；当-k < rP⑴^ 0时，参数 c调整储能系统的放电控制策略，放电功率为:c Δ t[k-rP(t)];当0<rp(t) < k时，储能系统 放电，放电功率为：Δ t[k-rP(t)];当rP(t) >1^时，储能系统充电，充电功率为：Δ t[k-rP (t)];
[0036] E、当S0Chigh<S0C(t)<l时，储能系统不允许充电；当rP(t)>l#t，储能系统不出 力，不进行充电；否则以k作为平滑后功率变化率的期望值，根据r P(t)的不同执行相应放电 控制策略