一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统及控制方法

摘要

本发明涉及一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统及其控制方法。电池储能系统包括：与电网连接的N个光储并网单元、弃光控制模块、电池储能系统的充放电功率分配模块，每个光储并网单元所对应的箱式升压变压器；所述每个光储并网单元包括：光伏发电单元、电池储能单元，每个光伏发电单元连接到三相电网低压侧PCC并网点，对应的电池储能单元连接到三相电网低压侧PCC并网点；本发明相对于现有技术的进步在于：减少光储电站内升压变电站的建设成本，提高了光伏发电的经济性。

说明书

技术领域：

本发明涉及光伏电站的供电系统，具体涉及一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统及控制方法。

背景技术：

目前，光伏发电作为可再生能源得到广泛的认同，同时，光伏发电快速发展为电网运行带来的挑战，目前通过建设配套设施、加强网架结构、建设调峰电站、与水电打捆等方式增强电网对光伏发电的接纳能力。以上手段在一定程度上受到各种制约，电网需要灵活高效的手段实现光伏发电的送出与消纳。大规模的储能系统为电网提供了灵活可靠的调度资源，其可改善光伏发电的间歇性和不确定性特性，提高电网调峰调频能力，实现电网运行安全、稳定和经济运行。

目前，光储并网电站的设计中，电池储能系统作为整体单元，通过双向逆变器并建设单独的升压变接入高压交流母线，实现光伏与储能系统的并网。光储电站内升压变电站的成本较高，严重影响了光伏发电的经济性，需要设计新的光储并网模式。

发明内容：

本发明提出一种光储并网接入模式，其设计成本更加低廉的光伏电站电池储能系统及其控制方法。具体方案如下：

一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统，包括：与电网连接的N个光储并网单元、弃光控制模块、电池储能系统的电池储能系统的充放电功率分配模块，每个光储并网单元所对应的箱式升压变压器；所述每个光储并网单元包括：光伏发电单元、电池储能单元，每个光伏发电单元依次经过DC/AC逆变器、DC/DC转换器连接到三相电网低压侧PCC并网点，对应的电池储能单元经过DC/AC逆变器连接到三相电网低压侧PCC并网点；所述N个光储并网单元彼此独立，通过对应的升压变压器接入高压交流电网。

本发明中，电池储能系统是指所有电池储能单元的总称；光伏发电系统是指所有光伏发电单元的总称。

作为优选方案，还包括：现场通信管理机、远程终端控制模块，所述现场通信管理机与光储并网单元、弃光控制模块、电池储能系统的充放电功率分配模块连接，并通过互联网与远程终端控制模块连接，实现远程操控。

在上述系统上实现的一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统控制方法，包括如下步骤：

步骤1：系统运行，判断电池储能系统是否满足运行条件，符合转步骤2，否则待运行；

步骤2：检测当前光伏电站整体输出功率P_PV，与当前光伏电站限定并网功率P_L比较，判断是否满足P_PV>P_L，满足，转步骤3，否则转步骤7；P_PV代表光伏电站整体瞬时输出功率，P_L代表光伏电站限定并网功率；

步骤3：检测光伏电站系统储能系统的实时SOC值，判断是否满足充电条件SOC<SOC_Max，是则转步骤4，否则转步骤12；SOC为电池储能系统的剩余电量状态，取值范围为0～1，当SOC＝0时表示电池放电完全，当SOC＝1时表示电池完全充满；SOC_Max为能满足电池储能系统充电条件的最大电池容量时的荷电荷状态；

步骤4：计算冗余功率P_{PV_B}＝P_PV－P_L，判断冗余功率是否满足P_{PV_B}<P_{B_R}，满足，转步骤5，否则转步骤6；P_{B_R}为电池储能系统的额定功率之和；

步骤5：电站系统待输出P_B＝P_PV－P_L的功率值经电池储能系统的充放电功率分配模块将各储能单元功率指令下发；P_B为光伏发电系统向电池储能系统充电的功率值；然后返回步骤1；

步骤6：电池储能系统的充放电功率分配模块将P_B＝P_{B_R}的功率指令分配到各个电池储能单元；P_B为光伏发电系统向电池储能系统充电的功率值；然后返回步骤1；

步骤7：检测光伏电站电池储能系统的实时SOC值，判断是否满足放电条件SOC>SOC_Min，是则转步骤8，否则转步骤11；SOC_Min为能满足电池储能系统放电条件的最小电池容量时的荷电荷状态；

步骤8：计算缺口功率P_{PV_O}＝P_L－P_PV，判断是否满足P_{PV_O}<P_{B_R}，满足，转步骤9，否则转步骤10；P_{B_R}为当前电池储能系统的额定功率；

步骤9：放电储能控制单元将P_O＝P_L－P_PV的功率值进行分配并下发到各电池储能单元，各储能单元放电；P_O为电池储能系统放电的功率值；然后返回步骤1；

步骤10：放电储能控制单元将P_O＝P_{B_O}的功率值进行分配并下发到各电池储能单元。各储能单元放电；然后返回步骤1；

步骤11：光伏电站正常发电，电池储能系统进入热备用状态；然后返回步骤1；

步骤12：光伏电站弃光，然后返回步骤1。

本发明相对于现有技术的进步在于：

(一)电池储能单元与光伏发电单元共用箱式升压变压器，两者并联在三相交流电网低压侧，组成基本并网控制单元，减少光储电站内升压变电站的建设成本，提高了光伏发电的经济性；

(二)在实施例中的控制方法上，弃光控制策略与常规光储电站控制不同，特别是在优选方案中，引入了主成分分析方法，优化了各个电池储能系统储能、放电时的功率分配，尽量使各个电池储能单元保持均衡，这样会使各个储能单元的运行比较均衡，寿命趋于一致性，有利于光伏电站的运行维护和设备更新。

附图说明：

图1是实施例中系统的组成结构示意图。

图2是本发明控制方法的逻辑框图；图中，P_Q代表光伏电站弃光功率，P_{PV_out}代表光伏电站向电网馈电的功率。

图3是本发明控制方法步骤5的具体实现过程逻辑框图。

图4是本发明控制方法步骤9的具体实现过程逻辑框图。

具体实施方式：

实施例：

结合图1-4，说明本发明的实施过程。

一种减少光伏电站弃光限电的电池储能系统，包括：与电网连接的N个光储并网单元、弃光控制模块、电池储能系统的充放电功率分配模块，每个光储并网单元所对应的箱式升压变压器，现场通信管理机、远程终端控制模块；所述每个光储并网单元包括：光伏发电单元、电池储能单元，每个光伏发电单元依次经过DC/AC逆变器、DC/DC转换器连接到三相电网低压侧PCC并网点，对应的电池储能单元经过DC/AC逆变器连接到三相电网低压侧PCC并网点；所述N个光储并网单元彼此独立，通过对应的升压变压器接入35kV高压交流电网；所述现场通信管理机与光储并网单元、弃光控制模块、电池储能系统的充放电功率分配模块连接，并通过互联网与远程终端控制模块连接，实现远程操控。所述电池储能单元采取液流电池储能系统，其功率为500kW，容量为1500kWh；光伏发电单元的功率为1MW；光伏发电单元与电池储能系统共用1000kVA箱式升压变压器，两者并联在三相交流电网低压侧，组成基本并网控制单元。

在上述系统上实现的控制方法，包括如下步骤：

步骤1：系统运行，判断电池储能系统是否满足运行条件，符合转步骤2，否则待运行；

步骤2：检测当前光伏电站整体输出功率P_PV，与当前光伏电站限定并网功率P_L比较，判断是否满足P_PV>P_L，满足，转步骤3，否则转步骤7；P_PV代表光伏电站整体瞬时输出功率，P_L代表光伏电站限定并网功率；

步骤3：检测光伏电站系统储能系统的实时SOC值，判断是否满足充电条件SOC<SOC_Max，是则转步骤4，否则转步骤12；SOC为电池储能系统的剩余电量状态，取值范围为0～1，当SOC＝0时表示电池放电完全，当SOC＝1时表示电池完全充满；SOC_Max为能满足电池储能系统充电条件的最大电池容量时的荷电荷状态；

步骤4：计算冗余功率P_{PV_B}＝P_PV－P_L，判断冗余功率是否满足P_{PV_B}<P_{B_R}，满足，转步骤5，否则转步骤6；P_{B_R}为电池储能系统的额定功率之和；

步骤5：电池储能系统的充放电功率分配模块将P_B＝P_PV－P_L的功率值分配，并下发到各个电池储能单元进行充电；P_B为光伏发电单元向池储能系统的充电功率值；具体过程如下：

步骤5.1：检测各电池储能单元的荷电荷状态SOC_i是否处于均衡状态，是转步骤5.2，否则转步骤5.3；

步骤5.2：将电池储能系统的充电功率值进行线形均分，并下发到各储能单元；然后转步骤1；

步骤5.3：以各电池储能单元的SOC_i、电压、电流、充电截止SOC_Max、放电截止SOC_Min、对应并网单元中光伏单元的输出功率为参数，进行主成份分析，具体为：

步骤5.3.1：以各电池储能单元的SOC_i、电压、电流、充电截止SOC_Maxi、放电截止SOC_Mini、对应并网单元中光伏单元的输出功率为参数；

步骤5.3.2：构建样本矩阵

$>X=\left(\begin{array}{c}{x}_1^T\\ x_2^T\\ \mathrm{..}\\ x_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{B}_{11}& B_{11}& B_{1P}\\ B_{21}& B_{21}& B_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ B_{n1}& B_{n1}& B_{nP}\end{array}\right)$>

对于N个电池储能单元，用B_ij表示电池储能单元i的第j项并网指标，其中i＝(1,2,3……N)，j＝1,2,3,4,5)；

步骤5.3.3：对样本矩阵X进行变换，使得Y＝[y_ij]_n×p；

步骤5.3.4：对Y做标准化变换得到标准化矩阵：

$>Z=\left(\begin{array}{c}{z}_1^T\\ z_2^T\\ \mathrm{..}\\ z_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{z}_{11}& z_{11}& z_{1P}\\ z_{21}& z_{21}& z_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ z_{n1}& z_{n1}& z_{nP}\end{array}\right)$>

其中，分别为Y阵中第j列的均值和标准差；

步骤5.3.5：计算标准化矩阵Z的相关系数矩阵：

$>R={\left[r_{ij}\right]}_{PP}=\frac{Z^{T}Z}{n-1}$>

步骤5.3.6：求特征值：|R-λI_P|＝0，解得P个特征值λ₁≥λ₁≥λ₁……λ_P≥0；

步骤5.3.7：确定m值，方法为：

$>\frac{\underset{j=1}{\overset{m}{\Sigma }}{\lambda }_j}{\underset{j=1}{\overset{P}{\Sigma }}{\lambda }_j}\ge 0.8$>

对每一个λ_j，j＝1,2,……m，解方程组Rb＝λ_jb，使得相量

步骤5.3.8：求出z_j＝(z_i1,z_i1,........z_iP)^T的m个主成分分量，得到决策矩阵；

$>U=\left(\begin{array}{c}{u}_1^T\\ u_2^T\\ \mathrm{..}\\ u_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{u}_{11}& u_{11}& u_{1P}\\ u_{21}& u_{21}& u_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ u_{n1}& u_{n1}& u_{nP}\end{array}\right)$>

步骤5.3.9：建立权重模型

$>\left(\begin{array}{c}{F}_1=u_{11}{w}_1+u_{21}{w}_1+......u_{L1}{w}_L\\ F_2=u_{12}{w}_1+u_{22}{w}_2+......u_{L2}{w}_L\\ \mathrm{..}\\ F_m=u_{1m}{w}_1+u_{2m}{w}_m+......u_{m1}{w}_L\end{array}\right)$>

式中，F₁，F₂，……F_m分别为分析后得到的m个主成份，u_ij为决策矩阵系数；

步骤5.3.10：构建综合评价函数，得到各电池储能单元充放电功率的权重：

$>F_Z=\underset{j=1}{\overset{m}{\Sigma }}({\lambda }_j/\kappa )F_j=a_1{w}_1+a_2{w}_2......a_L{w}_L,$>

κ＝λ₁+λ₂……λ_m

步骤5.3.11：得到各电池储能单元储能功率的权重系数为：

$>{\omega }_i=V_{Zi}/\underset{i=1}{\overset{h}{\Sigma }}{V}_{Zi}$>

步骤5.3.12：确定各电池储能单元储能功率值P_Bi：

P_Bi＝P_Bω_i，(i＝1,2……N)，

然后，返回步骤1；

步骤6：电池储能系统的充放电功率分配模块将P_B＝P_{B_R}的功率指令分配到各个电池储能单元；P_B为光伏发电系统向电池储能系统充电的功率值；然后返回步骤1；

步骤7：检测光伏电站电池储能系统的实时SOC值，判断是否满足放电条件SOC>SOC_Min，是则转步骤8，否则转步骤11；SOC_Min为能满足电池储能系统放电条件的最小电池容量时的荷电荷状态；

步骤8：计算缺口功率P_{PV_O}＝P_L－P_PV，判断是否满足P_{PV_O}<P_{B_R}，满足，转步骤9，否则转步骤10；P_{B_R}为当前电池储能系统的额定功率；

步骤9：放电储能控制单元将P_O＝P_L－P_PV的功率值进行分配并下发到各电池储能单元，各储能单元放电；P_O为电池储能系统放电的功率值；具体过程如下：

步骤9.1：检测各电池储能单元的荷电荷状态SOC_i是否处于均衡状态，是转步骤9.2，否则转步骤9.3；

步骤9.2：将电池储能系统放电功率值进行线形均分，并下发到各储能分单元；然后转步骤1；

步骤9.3：以各电池储能单元的SOC_i、电压、电流、充电截止SOC_Max、放电截止SOC_Min、对应并网单元中光伏单元的输出功率为参数，进行主成份分析，具体为：

步骤9.3.1：以各电池储能单元的SOC_i、电压、电流、充电截止SOC_Max、放电截止SOC_Min、对应并网单元中光伏单元的输出功率为参数；

步骤9.3.2：构建样本矩阵

$>X=\left(\begin{array}{c}{x}_1^T\\ x_2^T\\ \mathrm{..}\\ x_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{B}_{11}& B_{11}& B_{1P}\\ B_{21}& B_{21}& B_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ B_{n1}& B_{n1}& B_{nP}\end{array}\right)$>

对于N个电池储能单元，用B_ij表示电池储能单元i的第j项并网指标，其中i＝(1,2,3……N)，j＝1,2,3,4,5)；

步骤9.3.3：对样本矩阵X进行变换，使得Y＝[y_ij]_n×p；

步骤9.3.4：对Y做标准化变换得到标准化矩阵：

$>Z=\left(\begin{array}{c}{z}_1^T\\ z_2^T\\ \mathrm{..}\\ z_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{z}_{11}& z_{11}& z_{1P}\\ z_{21}& z_{21}& z_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ z_{n1}& z_{n1}& z_{nP}\end{array}\right)$>

其中，分别为Y阵中第j列的均值和标准差；

步骤9.3.5：计算标准化矩阵Z的相关系数矩阵：

$>R={\left[r_{ij}\right]}_{PP}=\frac{Z^{T}Z}{n-1}$>

步骤9.3.6：求特征值：|R-λI_P|＝0，解得P个特征值λ₁≥λ₁≥λ₁……λ_P≥0；

步骤9.3.7：确定m值，方法为：

$>\frac{\underset{j=1}{\overset{m}{\Sigma }}{\lambda }_j}{\underset{j=1}{\overset{P}{\Sigma }}{\lambda }_j}\ge 0.8$>

对每一个λ_j，j＝1,2,……m，解方程组Rb＝λ_jb，使得相量

步骤9.3.8：求出z_j＝(z_i1,z_i1,........z_iP)^T的m个主成分分量，得到决策矩阵；

$>U=\left(\begin{array}{c}{u}_1^T\\ u_2^T\\ \mathrm{..}\\ u_n^T\end{array}\right)=\left(\begin{array}{ccc}{u}_{11}& u_{11}& u_{1P}\\ u_{21}& u_{21}& u_{2P}\\ \mathrm{..}& & \\ u_{n1}& u_{n1}& u_{nP}\end{array}\right)$>

步骤9.3.9：建立权重模型

$>\left(\begin{array}{c}{F}_1=u_{11}{w}_1+u_{21}{w}_1+......u_{L1}{w}_L\\ F_2=u_{12}{w}_1+u_{22}{w}_2+......u_{L2}{w}_L\\ \mathrm{..}\\ F_m=u_{1m}{w}_1+u_{2m}{w}_m+......u_{m1}{w}_L\end{array}\right)$>

式中，F₁，F₂，……F_m分别为分析后得到的m个主成份，u_ij为决策矩阵系数；

步骤9.3.10：构建综合评价函数，得到各电池储能单元放电功率的权重：

$>F_Z=\underset{j=1}{\overset{m}{\Sigma }}({\lambda }_j/\kappa )F_j=a_1{w}_1+a_2{w}_2......a_L{w}_L,$>

κ＝λ₁+λ₂……λ_m

步骤9.3.11：得到各电池储能单元放电功率的权重为：

$>{\omega }_i=V_{Zi}/\underset{i=1}{\overset{h}{\Sigma }}{V}_{Zi}$>

步骤9.3.12：确定各电池储能单元放电功率值P_Oi：

P_{O_i}＝P_Oω_i，(i＝1,2……N)，

然后，返回步骤1；

步骤10：放电储能控制单元将P_O＝P_{B_O}的功率值进行分配并下发到各电池储能单元。各储能单元放电；然后返回步骤1；

步骤11：光伏电站正常发电，电池储能系统进入热备用状态；然后返回步骤1；

步骤12：光伏电站弃光，然后返回步骤1。