1.本发明涉及汇集站储能
技术领域：
：，特别是涉及一种新能源场站与汇集站储能协调运行方法。
背景技术：
：：2.新能源出力间歇性、波动性和随机性导致其跟踪计划出力能力差，随着新能源渗透率的提高，其“鸭形曲线”问题愈发突出，给电网调度带来巨大困难。因此，如何有效提高新能源跟踪计划出力能力、提升其可调度性对促进新能源规模化开发利用至关重要。3.在新能源场站配置储能是提升新能源跟踪计划出力能力的有效方法。因此，如何协调新能源场站储能与汇集站储能互济运行以提高新能源汇集站总体跟踪计划出力成为研究热点。现有的研究虽有考虑新能源的时空互补特性，但未考虑新能源汇集地区，各场站储能与汇集站储能协调调度对储能利用率、弃风弃光率和储能配置容量的影响。因此，设计一种新能源场站与汇集站储能协调运行方法是十分有必要的。技术实现要素：4.本发明的目的是提供一种新能源场站与汇集站储能协调运行方法，在减小新能源汇集站总体跟踪计划误差的同时，可以最大化减少弃风弃光，提升新能源可调度性，提高了储能系统的利用率，可以降低储能系统配置容量，节约储能投资成本。5.为实现上述目的，本发明提供了如下方案：6.一种新能源场站与汇集站储能协调运行方法，包括如下步骤：7.步骤1：计算δt时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率；8.步骤2：根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调；9.步骤3：根据一次协调进行场站储能一次动作；10.步骤4：根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调。11.可选的，步骤1中，计算δt时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率，具体为：12.采集新能源场站实际出力pre,i及新能源场站的计划出力ppl,i，计算新能源场站i的t时刻的功率盈缺额为：13.psh,i(t)＝ppl,i(t)-pre,i(t)ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(1)14.根据新能源场站i的t时刻的功率盈缺额，计算δt时段各个新能源场站盈缺功率为：15.psv,i(t)＝psh,i(t)-sign[psh,i(t)]·pn,i·ξlimitꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(2)[0016]式中，pn，i是新能源场站的额定功率，ξlimit为新能源计划出力允许误差限，将在δt时段内采用电量积累的形式表示电池储能的下一时刻的荷电状态为：[0017][0018]式中，σzd为储能的自放电率，eni为新能源场站i的储能的额定容量，pcd,i(t)为t时刻储能的充放电功率，ηcd为储能的充放电效率，设置soc警告线划分预警区间，若soc不超过警告线的区域，则为正常区间，不对充放电功率进行限制，若soc处于预警区间，则通过高斯核函数对储能最大允许充放电功率进行限制，为：[0019][0020]式中，将所设置的警告线值socwarn定为高斯核函数的中心，通过带宽σ调整储能最大允许充放电功率限制程度，通过soc约束对充放电功率进行约束，为：[0021][0022]式中，socmax,i和socmin,i分别为电池储能的soc上下限，sochigh,i和soclow,i为电池储能的警告线，和为δt时段内新能源场站i储能允许的充放电最大功率，和分别为新能源场站i储能的额定充放电功率，和分别为t时段内新能源场站i储能受到soc限制的最大充放电功率，将储能最大允许充放电功率约束及soc约束应用于汇集站储能，并将pre,i的值取为汇集站储能额定充电功率计算汇集站δt时段盈缺功率为：[0023][0024]可选的，步骤2中，根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调，具体为：[0025]采集汇集站δt时段盈缺功率psv∑(t)，若psv∑(t)＜0，则计算功率盈余场站i援助功率为：[0026][0027]若psv∑(t)＝0，则各场站间无需进行功率协调，若psv∑(t)＞0，则计算功率缺额场站i受援助功率为：[0028][0029]可选的，步骤3中，根据一次协调进行场站储能一次动作，完成后分别计算场站对汇集站储能充放电功率需求，具体为：[0030]根据功率盈余场站i援助功率计算场站i储能充电功率需求为：[0031][0032]计算储能系统的功率裕度为：[0033][0034]若sri(t)≤0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0035][0036]确定场站误差允许范围内的功率为：[0037][0038]计算场站自身储能充电功率，为：[0039][0040]计算场站i的协调结果为：[0041][0042]根据场站i的协调结果计算场站i的吸收盈余功率裕度为：[0043][0044]若sri(t)＞0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0045][0046]确定场站误差允许范围内的功率为：[0047][0048]根据场站i储能soc确定一次协调功率为：[0049][0050]计算场站i的协调结果为：[0051][0052]根据场站i的协调结果计算场站i存在的盈余功率值为：[0053][0054]根据功率缺额场站i受援助功率计算场站i储能放电功率需求为：[0055][0056]计算场站储能系统的放电功率裕度为：[0057][0058]若sri(t)≤0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0059][0060]确定场站误差允许范围内的功率为：[0061][0062]计算场站自身储能放电功率，为：[0063][0064]计算场站i的协调结果为：[0065][0066]根据场站i的协调结果计算场站i的储能进一步释放缺额功率裕度为：[0067][0068]若sri(t)＞0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0069][0070]确定场站误差允许范围内的功率为：[0071][0072]根据场站i储能soc确定一次协调功率为：[0073][0074]计算场站i的协调结果为：[0075][0076]根据场站i的协调结果计算场站i拟需由汇集站储能弥补的缺额功率值为：[0077][0078]可选的，步骤4中，根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调，具体为：[0079]通过汇集站储能功率裕度衡量m个新能源场站总充电功率需求和汇集站储能系统的状态之间的关系为：[0080][0081]若srh(t)≤0，则计算汇集站储能充电功率为：[0082][0083]式中，为汇集站储能充电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0084]若srh(t)＞0，计算功率盈余的m个新能源场站的协调结果为：[0085][0086]计算汇集站总体仍存在的盈余功率值：[0087][0088]计算拟需由储能二次协调吸收的功率：[0089][0090]计算由储能soc恢复所需功率：[0091][0092]计算m个场站误差允许范围的功率：[0093][0094]根据汇集站储能soc确定充电功率：[0095][0096]式中，为汇集站储能充电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0097]通过场站储能总的功率裕度衡量汇集站总体仍存在的盈余功率和场站储能系统的状态之间的关系为：[0098][0099]计算场站自身储能系统二次协调功率为：[0100][0101]若srh(t)＞0，计算m个场站弃电功率为：[0102][0103]通过汇集站储能功率裕度衡量n个新能源场站总放电功率需求和汇集站储能系统的状态之间的关系为：[0104][0105]若srh(t)≤0，则计算汇集站储能放电功率为：[0106][0107]式中，为汇集站储能放电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0108]若srh(t)＞0，计算功率缺额的n个新能源场站的协调结果为：[0109][0110]计算汇集站总体仍存在的缺额功率值：[0111][0112]计算拟需由汇集站储能吸收的功率：[0113][0114]计算汇集站储能soc恢复所需功率：[0115][0116]计算n个场站误差允许范围的功率：[0117][0118]根据汇集站储能soc确定放电功率：[0119][0120]式中，为汇集站储能放电时的soc调整线。[0121]通过场站储能总的功率裕度衡量汇集站总体仍存在的缺额功率和场站储能系统的状态之间的关系为：[0122][0123]计算场站自身储能系统二次协调功率为：[0124][0125]若srh(t)＞0，计算n个场站缺电功率为：[0126][0127]根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供的新能源场站与汇集站储能协调运行方法，该方法包括计算δt时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率，根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调，根据一次协调进行场站储能一次动作，根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调；该方法在减小新能源汇集站总体跟踪计划误差的同时，可以最大化减少弃风弃光，提升新能源可调度性，考虑多新能源场站互补特性和多储能系统的互济能力，采用场站储能和汇集站储能系统协调运行策略解决了多储能系统无序充放电问题，提高了储能系统的利用率，可以降低储能系统配置容量，节约储能投资成本。附图说明[0128]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。[0129]图1为本发明实施例新能源场站与汇集站储能协调运行方法流程示意图；[0130]图2为本发明实施例新能源场站与汇集站储能协调运行方法总体思路框图；[0131]图3为新能源场站功率时空互补协调示意图；[0132]图4a为汇集站功率盈余时储能协调运行策略示意图；[0133]图4b为汇集站功率缺额时储能协调运行策略示意图；[0134]图5为某典型日各新能源场站功率盈缺情况图；[0135]图6为不同策略下新能源汇集站跟踪计划效果图；[0136]图7为不同策略下各储能系统出力曲线图；[0137]图8为各储能系统soc曲线图；[0138]图9为不同策略下新能源汇集站弃/缺电情况图；[0139]图10为不同储能配比下新能源汇集站跟踪计划性能指标对比图；[0140]图11a为光伏电站跟踪计划出力效果图；[0141]图11b为风电场1跟踪计划出力效果图；[0142]图11c为风电场2跟踪计划出力效果图；[0143]图11d为风电场3跟踪计划出力效果图；[0144]图12为各新能源场站弃/缺电情况图；[0145]图13为新能源汇集系统储能系统示意图。具体实施方式[0146]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。[0147]本发明的目的是提供一种新能源场站与汇集站储能协调运行方法，在减小新能源汇集站总体跟踪计划误差的同时，可以最大化减少弃风弃光，提升新能源可调度性，提高了储能系统的利用率，可以降低储能系统配置容量，节约储能投资成本。[0148]为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。[0149]如图1-13所示，本发明实施例提供的新能源场站与汇集站储能协调运行方法，包括如下步骤：[0150]步骤1：计算δt时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率；[0151]步骤2：根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调；[0152]步骤3：根据一次协调进行场站储能一次动作；[0153]步骤4：根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调。[0154]步骤1中，计算δt时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率，具体为：[0155]采集新能源场站实际出力pre,i及新能源场站的计划出力ppl,i，计算新能源场站i的t时刻的功率盈缺额为：[0156]psh,i(t)＝ppl,i(t)-pre,i(t)ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(1)[0157]根据新能源场站i的t时刻的功率盈缺额，计算δt时段各个新能源场站盈缺功率为：[0158]psv,i(t)＝psh,i(t)-sign[psh,i(t)]·pn,i·ξlimitꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(2)[0159]式中，pn，i是新能源场站的额定功率，ξlimit为新能源计划出力允许误差限，将在δt时段内采用电量积累的形式表示电池储能的下一时刻的荷电状态为：[0160][0161]式中，σzd为储能的自放电率，eni为新能源场站i的储能的额定容量，pcd,i(t)为t时刻储能的充放电功率，ηcd为储能的充放电效率，设置soc警告线划分预警区间，若soc不超过警告线的区域，则为正常区间，不对充放电功率进行限制，若soc处于预警区间，则通过高斯核函数对储能最大允许充放电功率进行限制，为：[0162][0163]式中，将所设置的警告线值socwarn定为高斯核函数的中心，通过带宽σ调整储能最大允许充放电功率限制程度，通过soc约束对充放电功率进行约束，为：[0164][0165]式中，socmax,i和socmin,i分别为电池储能的soc上下限，sochigh,i和soclow,i为电池储能的警告线，和为δt时段内新能源场站i储能允许的充放电最大功率，和分别为新能源场站i储能的额定充放电功率，和分别为t时段内新能源场站i储能受到soc限制的最大充放电功率，将储能最大允许充放电功率约束及soc约束应用于汇集站储能，并将pre,i的值取为汇集站储能额定充电功率计算汇集站δt时段盈缺功率为：[0166][0167]步骤2中，根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调，具体为：[0168]采集汇集站δt时段盈缺功率psv∑(t)，若psv∑(t)＜0，则计算功率盈余场站i援助功率为：[0169][0170]若psv∑(t)＝0，则各场站间无需进行功率协调，若psv∑(t)＞0，则计算功率缺额场站i受援助功率为：[0171][0172]步骤3中，根据一次协调进行场站储能一次动作，完成后分别计算场站对汇集站储能充放电功率需求，具体为：[0173]根据功率盈余场站i援助功率计算场站i储能充电功率需求为：[0174][0175]计算储能系统的功率裕度为：[0176][0177]若sri(t)≤0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0178][0179]确定场站误差允许范围内的功率为：[0180][0181]计算场站自身储能充电功率，为：[0182][0183]计算场站i的协调结果为：[0184][0185]根据场站i的协调结果计算场站i的吸收盈余功率裕度为：[0186][0187]若sri(t)＞0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0188][0189]确定场站误差允许范围内的功率为：[0190][0191]根据场站i储能soc确定一次协调功率为：[0192][0193]计算场站i的协调结果为：[0194][0195]根据场站i的协调结果计算场站i存在的盈余功率值为：[0196][0197]根据功率缺额场站i受援助功率计算场站i储能放电功率需求为：[0198][0199]计算场站储能系统的放电功率裕度为：[0200][0201]若sri(t)≤0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0202][0203]确定场站误差允许范围内的功率为：[0204][0205]计算场站自身储能放电功率，为：[0206][0207]计算场站i的协调结果为：[0208][0209]根据场站i的协调结果计算场站i的储能进一步释放缺额功率裕度为：[0210][0211]若sri(t)＞0，则计算储能soc恢复所需功率为：[0212][0213]确定场站误差允许范围内的功率为：[0214][0215]根据场站i储能soc确定一次协调功率为：[0216][0217]计算场站i的协调结果为：[0218][0219]根据场站i的协调结果计算场站i拟需由汇集站储能弥补的缺额功率值为：[0220][0221]步骤4中，根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调，具体为：[0222]通过汇集站储能功率裕度衡量m个新能源场站总充电功率需求和汇集站储能系统的状态之间的关系为：[0223][0224]若srh(t)≤0，则计算汇集站储能充电功率为：[0225][0226]式中，为汇集站储能充电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0227]若srh(t)＞0，计算功率盈余的m个新能源场站的协调结果为：[0228][0229]计算汇集站总体仍存在的盈余功率值：[0230][0231]计算拟需由储能二次协调吸收的功率：[0232][0233]计算由储能soc恢复所需功率：[0234][0235]计算m个场站误差允许范围的功率：[0236][0237]根据汇集站储能soc确定充电功率：[0238][0239]式中，为汇集站储能充电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0240]通过场站储能总的功率裕度衡量汇集站总体仍存在的盈余功率和场站储能系统的状态之间的关系为：[0241][0242]计算场站自身储能系统二次协调功率为：[0243][0244]若srh(t)＞0，计算m个场站弃电功率为：[0245][0246]通过汇集站储能功率裕度衡量n个新能源场站总放电功率需求和汇集站储能系统的状态之间的关系为：[0247][0248]若srh(t)≤0，则计算汇集站储能放电功率为：[0249][0250]式中，为汇集站储能放电期间的soc调整线，soch(t-1)为上一时刻汇集站储能的soc值；[0251]若srh(t)＞0，计算功率缺额的n个新能源场站的协调结果为：[0252][0253]计算汇集站总体仍存在的缺额功率值：[0254][0255]计算拟需由汇集站储能吸收的功率：[0256][0257]计算汇集站储能soc恢复所需功率：[0258][0259]计算n个场站误差允许范围的功率：[0260][0261]根据汇集站储能soc确定放电功率：[0262][0263]式中，为汇集站储能放电时的soc调整线。[0264]通过场站储能总的功率裕度衡量汇集站总体仍存在的缺额功率和场站储能系统的状态之间的关系为：[0265][0266]计算场站自身储能系统二次协调功率为：[0267][0268]若srh(t)＞0，计算n个场站缺电功率为：[0269][0270]本发明的实施例为：本发明采用以下新能源跟踪计划出力性能指标：[0271]日均方根误差rmse：[0272][0273]平均绝对误差mae：[0274][0275]合格率q：[0276][0277][0278]最大跟踪计划误差δmax:[0279][0280]以上新能源跟踪计划性能指标主要用于考核各个新能源场站，此考核方法忽略了新能源时空互补特性和多储能系统指令对冲问题，因此，需要针对汇集站提出功率盈/缺判据，以新能源汇集站和各新能源场站满足跟踪计划出力要求为前提，协调各新能源场站和各储能系统的出力，提升新能源汇集站总体跟踪计划出力能力，减少对电网调度的冲击和影响，同时达到降低弃风弃光率的效果。[0281]在新能源汇集站考核标准方面，由于汇集站满足考核与否取决于各新能源场站，所以依然使用rmse对汇集站跟踪计划误差的分散程度进行评价，mae衡量汇集站跟踪计划误差的幅值特性，q反映周期内汇集站实际出力在误差允许范围的情况，δmax反映汇集站跟踪计划误差的局部表现，其值过大，易对电网照成冲击。总体上，rmse、mae和δmax越小，q越大，说明新能源汇集站跟踪计划出力整体误差越小，跟踪效果越好，越能缓和其给电网带来的调度困难[0282]本文中所研究的汇集站储能的结构如下图13所示。在此系统中，考虑某些风电场已经配置了储能装置，将n个新能源场站分为有无自身储能两种。接入汇集站的n个新能源场站的出力情况以及各储能系统的状态处于同一信息平台，任意两者之间没有信息壁垒。[0283]图13中，新能源汇集站内风电场和光伏电站数量共为n。在δt时段内，存在psh,i(t)＜0且psv,i(t)＜0,i∈(1,2,3,…,m)，表示有m个新能源场站在δt时段的出力超出功率需求范围，并需要储能系统存储盈余功率；同时存在psh,i(t)＞0且psv,i(t)＞0,i∈(1,2,3,…,n)，表示有n个新能源场站在δt时段的出力低于功率需求范围，并需要储能系统放出所缺功率；则剩余的n-m-n个新能源场站在δt时段不存在出力超出计划出力误差范围的问题。[0284]本发明提出了一种新能源场站储能与汇集站储能协调运行的策略，含各新能源场站时空互补、新能源场站储能一次动作、汇集站储能动作、新能源场站储能二次动作等阶段，依次解决汇集站联络线盈/缺功率从少到多的情况，具体思路如图1所示；[0285]首先，利用新能源时空互补特性以及风光资源的天然互补特性，计及各新能源场站的盈余功率和缺额功率确定新能源汇集站联络线上功率盈缺情况，若满足要求则无需储能调节，若不满足要求则优先调用新能源场站储能减小自身出力误差；然后判断新能源汇集站是否满足计划跟踪要求，若满足则无需汇集站储能调节，若不满足则调用汇集站储能调节剩余盈缺功率减小汇集站总体计划跟踪误差；最后，若汇集站储能最大允许充放电功率不足，此时进行场站储能的二次协调，若此时自身储能最大允许充放电功率仍不足，则汇集站存在弃电或缺电。最终得到新能源汇集站跟踪计划出力效果和各储能系统动作情况。[0286]在判定新能源汇集站联络线上的跟踪计划出力误差是否在允许范围内时，需要注意的是，随着汇集站内新能源场站数量增加，用汇集站计划出力总上下限判定汇集站总盈缺会变相地增大单个场站的跟踪计划出力误差允许范围，同理用不能准确表示汇集站内每个新能源场站出力的盈缺情况，因此，本文使用(记作p∑sv)的取值来判定汇集站的盈缺情况。各新能源场站出力时空互补协调过程如图3所示。[0287]其中，在经新能源场站时空互补协调后，汇集站总出力仍出现盈余或者缺额，此时需要新能源场站储能和汇集站储能协调运行以实现满足跟踪计划出力性能指标要求，同时又能最大化消纳新能源。[0288]为了实时评估不同协调层储能功率需求和储能状态之间的关系，定义sr为储能系统的功率裕度，各储能系统按照功率裕度进行充放电，不同时段、各储能处于协调运行的阶段不同，sr计算公式不同。新能源场站储能和汇集站储能一次协调和二次协调策略如图4a及图4b所示。[0289]在图4(b)新能源汇集站存在功率缺额时储能协调运行策略中，为场站储能在一次动作过程中的放电功率；pso6,i(t)用于记录场站i(i∈n)的储能一次动作结果；pso6r,i(t)为场站i(i∈n)仍存在的缺额功率；pso6f,i(t)为场站i(i∈n)的储能可以进一步释放缺额功率的裕度；pso7(t)以记录功率缺额的n个新能源场站的协调结果；pso7r,i(t)为储能一次协调后汇集站仍存在的缺额功率值；为汇集站储能放电功率；pso8(t)用以记录有放电裕度的场站储能的二次协调结果；pso8r,i(t)为储能二次协调后场站i(i∈n)的弃电功率；pvaca(t)为储能二次协调后汇集站总的弃电功率。其协调过程与汇集站功率盈余时储能协调运行策略相似。[0290]以新疆某新能源汇集站为例，该汇集站内有3个风电场，1个光伏电站，其中两个风电场配置有自身储能；选取某典型日的数据为例，时间分辨率为15min，本文采取最大出力误差与开机容量的比值不超过5％进行新能源汇集站出力跟踪，图5为各新能源场站的功率盈缺情况。暂不考虑储能的优化配置，按照汇集站内新能源总开机容量的15％在汇集站处配置电池储能，持续时间2h，储能soc上下限分别取0.9和0.2，soc警告线分别取0.8和0.3，各储能充放电期间的soc调整线分别取0.4和0.7，初始soc为0.5，储能的充放电效率ηcd设为0.95，高斯核函数带宽σ设为0.0443。算例参数设定如表1：[0291]表1汇集站参数[0292]table.1parameterssettingofnecs[0293][0294]为了验证本文所提策略的优越性，仿真对比分析以下3种储能运行策略：[0295]1)策略1，各新能源场站配置15％储能，先采用本地控制方法，必要时场站间进行协调；[0296]2)策略2，在各新能源场站配置15％储能，当汇集站总的出力误差超出允许范围时，按照储能额定功率进行分配盈/缺功率；[0297]3)策略3，本发明所提储能协调运行策略；[0298]基于matlab平台仿真对比分析不同策略下新能源汇集站总体跟踪计划出力效果如图6所示；[0299]由图6可以看出，在不同运行策略下，储能系统均可以有效地提高新能源汇集站跟踪计划出力的能力。如表2及表3所示，在相同储能容量配置下，利用参考策略1协调储能系统运行时，在14时到17时之间其跟踪效果不及参考策略2和本文所提策略，利用参考策略2协调储能系统运行时，在15时半到17时半之间其跟踪效果不及策略3。在5时半左右，为了及时调整储能soc到可靠动作区，使得策略3下跟踪效果略弱于策略1、2，但在6时到8时，在满足跟踪要求基础上，储能放电及时调整soc的功率使策略3跟踪效果强于策略1、2。在18时半，策略3为及时调整soc，但此时储能进行充电对跟踪效果影响不大，在20时半到22时，策略3为及时调整soc进行充电，使汇集站实际出力较策略1、2更贴近计划出力。[0300]计算不进行计划出力跟踪和在各策略下进行计划出力跟踪时新能源汇集站跟踪计划性能指标如表2所示。从表2中可以看出，3种策略都可以有效降低实际出力与计划出力之间的偏差，由不同策略下日均方根误差和平均绝对误差的值可知，本文所提储能协调运行策略下，相对参考策略1提高了1.23％，相对参考策略2提高了0.15％，相对参考策略1提高了0.76％，相对参考策略2提高了0.08％，说明本文所提策略下，储能系统配合新能源汇集站跟踪计划出力更为精确，且从日跟踪计划最大误差可以看出，实际出力与计划出力间出现的功率突变更小，总体来说，本文所提储能协调运行策略对提高新能源汇集站跟踪计划出力能力更有优势。[0301]表2跟踪计划性能指标对比[0302]table.2comparisonoftrackingplanperformanceindicators[0303][0304]表3各新能源场站跟踪计划性能指标对比[0305]table.b1comparisonoftrackingplanperformanceindicatorsofnewenergystations[0306][0307]在不同储能运行策略下，仿真分析各储能系统出力情况如图7所示，由图7(a)可以看出，策略1下多个储能系统存在充放电功率对消的情况(灰色虚线框内部分)，造成储能系统充放电损耗，不利于新能源汇集站总体的经济运行。由图7(b)可以看出，策略2下多个储能系统虽然解决了彼此充放电功率对消的情况，但储能系统的充放电功率受其自身场站实际出力情况影响较大，如2号和3号灰色虚线框内，风电场3储能充放电功率较小就是受到风电场3在10时到12时左右实际出力较小的影响，此外，在各新能源场站(尤其是光伏电站)配置储能系统，会使得储能利用率降低，如1号和4号灰色虚线框内，由于光伏电站此时段内不出力，其储能系统无法参与协调，此时段风电多处于高发期，会造成更多的弃风情况。由图7(c)可以看出，将储能配置在新能源汇集站，在策略3下，各储能系统不存在策略1和策略2所存在的问题，且新能源场站的储能系统更倾向于减小或完全解决自身存在的跟踪计划误差，汇集站储能更多用于无储能场站和辅助自身储能不足的有储能场站解决自身存在的跟踪计划误差。[0308]储能在策略3下运行时，各储能系统的soc情况如图8所示。[0309]图(8)中，ⅰ区为储能充电禁用区，ⅱ区为储能放电禁用区，在禁用区内储能未进行充放电，当储能soc越过警告线靠近禁用区时，soc变化趋势明显变缓；ⅲ区为储能的可靠动作区，ⅳ区为储能放电时soc调整区间，结合图(5)和附录b图b1(d)，在5时到8时，风电场3的储能放电跟踪计划出力的同时调整soc至可靠动作区；ⅴ区为储能充电时soc调整区间，结合图(5)和图(6)，在18时半，汇集站储能充电跟踪计划的同时，提升充电功率向可靠动作区调节soc，结合图(5)和附录b图b1(c)，在20时半到22时，风电场2储能充电跟踪计划出力的同时，提升充电功率调节soc至可靠动作区。且从上图中可以看出，各储能之间没有出现充电和放电同时发生的情况，避免了能量损失。[0310]仿真对比分析不同储能运行策略下新能源汇集站总的弃电/缺电情况如图9所示。由图(9)可以看出，相较策略1、2，策略3下新能源汇集站存在的弃电/缺电功率最小。对该典型日弃/缺电量进行计算，可以得到：策略1下汇集站总弃电量为84.44mw·h，总缺电量为41.02mw·h；策略2下总弃电量为49.75mw·h，总缺电量为10.94mw·h；策略3下总弃电量为46.27mw·h，总缺电量为8.89mw·h。从不同策略下新能源汇集站的总弃电/缺电量可以看出，本文所提储能协调运行策略可以最大化减少弃风弃光，提升新能源可调度性。[0311]新能源跟踪计划出力效果不仅与储能系统运行策略有关，与储能系统容量亦息息相关，在当前储能成本较高的情况下，配置较少的储能而达到同样的新能源跟踪计划出力的效果，这样可以降低新能源电厂运行的成本，因此有必要对比分析不同储能容量下应用各运行策略跟踪新能源计划出力的效果。[0312]为了分析不同储能配比情况下新能源汇集站跟踪计划出力效果，将储能配比从0至20％均匀变化(完全放电时长为2h)，并采用弃/缺电量和日均方根误差来阐述储能容量对新能源汇集站跟踪计划效果的影响。新能源汇集站采样周期内总弃/缺电量的计算如下式所示。[0313][0314]式中，t为采样周期。[0315]由图(10)可以看出，随着储能容量的增加，新能源汇集站跟踪计划出力的能力越强，且各储能系统在策略2和策略3下运行时，其对新能源汇集站跟踪计划出力能力的提高优于策略1，但随着储能容量的进一步提升，储能系统对新能源汇集站跟踪计划出力能力的提升不再明显，如在策略3下，当储能配比增加到18.4％时，日均方根误差降低至2.286％，汇集站总弃/缺电量降低至32.79mw·h，随着储能配比进一步增加，其不再继续降低。因此，本文所提储能协调运行策略在满足新能源汇集站跟踪计划出力误差要求这一目标下，可以降低储能系统配置容量，节约储能配置成本。[0316]本发明提供的新能源场站与汇集站储能协调运行方法，该方法包括计算时段各个新能源场站盈缺功率，根据新能源场站储能约束，计算汇集站δt时段盈缺功率，根据汇集站δt时段盈缺功率进行场站间一次协调，根据一次协调进行场站储能一次动作，根据一次动作的结果进行汇集站储能动作，动作完成后进行场站储能的二次协调；该方法在减小新能源汇集站总体跟踪计划误差的同时，可以最大化减少弃风弃光，提升新能源可调度性，考虑多新能源场站互补特性和多储能系统的互济能力，采用场站储能和汇集站储能系统协调运行策略解决了多储能系统无序充放电问题，提高了储能系统的利用率，可以降低储能系统配置容量，节约储能投资成本。[0317]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。当前第1页12当前第1页12