一种含储能的新能源发电系统及其控制方法技术方案

本发明专利技术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。提高了供电可靠性。提高了供电可靠性。

【技术实现步骤摘要】
一种含储能的新能源发电系统及其控制方法


[0001]本专利技术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


技术介绍

[0002]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。
[0003]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。
[0004]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。

技术实现思路

[0005]本专利技术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。
[0006]为实现上述目的，本专利技术的方案包括：
[0007]本专利技术的一种含储能的新能源发电系统控制方法，包括以下步骤：
[0008]1)含储能的新能源发电系统启动后，控制其进入稳定运行；
[0009]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。
[0010]有益效果：本专利技术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，在本专利技术中，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。
[0011]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
。
[0012]有益效果：本专利技术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。
[0013]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。
[0014]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。
[0015]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。
[0016]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。
[0017]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。
[0018]有益效果：本专利技术的发电系统启动时，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。
[0019]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。
[0020]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。
[0021]本专利技术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本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
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...

【专利技术属性】
技术研发人员：孙攀磊，宋延涛，李泰，李玉龙，程晓磊，荆雪记，鲁庆华，申帅华，彭忠，肖龙，李艳梅，苏进国，张艳浩，胡永昌，付艳，曹清易，芦开平，毛丽娜，
申请(专利权)人：许继集团有限公司，
类型：发明
国别省市：