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申请/专利权人：中国科学院电工研究所

摘要：本发明公开了一种风光火储系统灵活运行控制系统及方法，涉及可再生能源领域，系统包括：风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元；所述风光火储系统通过变压器接入电网，其中风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元均接入交流母线，风力发电单元通过背靠背变流器、光伏发电通过光伏逆变器、化学储能通过储能双向变流器、火力发电单元通过DCS系统、可调负载通过可调负载控制器接入交流母线。本发明能够实现风光火储系统在并网运行、离网运行、电网调峰调度不同运行模式下的灵活运行控制，并实现离网情况下系统自启动。

主权项：1.一种风光火储系统灵活运行控制系统的控制方法，其特征在于，所述风光火储系统灵活运行控制系统包括风光火储系统和中央集控系统，所述风光火储系统包括风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元；所述风力发电单元通过背靠背变流器接入交流母线；光伏发电单元通过光伏逆变器接入交流母线；化学储能系统通过储能双向变流器接入交流母线；可调负载通过负载断路器接入交流母线；火力发电单元接入公共并网点，所述风光火储系统通过变压器、断路器接入电网；所述风力发电单元包括风电机组、背靠背变流器、风力发电单元并网断路器；所述光伏发电单元包括光伏电池、光伏逆变器、光伏升压变压器和光伏并网断路器；所述化学储能系统包括储能电池、储能双向变流器、储能升压变压器、储能断路器；所述可调负载与负载断路器依次串联接入交流母线；所述火力发电单元包括火电机组、火力发电单元升压变压器、火电机组并网断路器；所述风光火储系统的数据采集和内部功率分配由所述中央集控系统完成；根据所述风光火储系统的四种运行模式进行控制，四种运行模式为：运行模式一、风光火储系统并网正常运行模式；运行模式二、风光火储系统并网运行且根据电网调峰调度指令调节运行模式；运行模式三、风光火储系统独立运行且火力发电单元正常运行模式；运行模式四、风光火储系统独立运行且火力发电单元切出风光火储系统运行模式；在运行模式一中，风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元的所有断路器均闭合，风力发电单元、光伏发电单元以最大功率点跟踪实现最大发电量运行，化学储能系统进行充电，可调负载自由用电；风光火储系统的有功功率、无功功率、电压、相位、频率和电流由电网控制；在运行模式二中，风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元的所有断路器均闭合；接到电网调峰调度指令后，中央集控系统评估风光火储系统中风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、火力发电单元中可发功率，并分配功率指令，风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、可调负载、火力发电单元根据中央集控系统的指令调节，协调完成电网调峰调度；所述运行模式二的控制包括如下步骤：步骤（2.1）中央集控系统评估火力发电单元、风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统的负荷响应能力及调节范围，可调负载按最小负荷运行；步骤（2.2）中央集控系统对风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、火力发电单元的响应能力分配调节负荷指令，火电机组的变负荷指令为△PF1，风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统的功率调节指令为△PRE1；步骤（2.3）火力发电单元接受变负荷指令△PF1，开始执行变负荷，同时风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统接收到功率调节指令△PRE1，风力发电单元通过背靠背变流器的控制响应负荷调节指令，光伏发电单元通过光伏逆变器的控制响应负荷调节指令，化学储能系统通过储能双向变流器的控制响应负荷调节指令；步骤（2.4）在步骤（2.3）的负荷调节指令响应20ms后，风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统的总功率变化为△PRE1R，中央集控系统对比（△PF1+△PRE1R）是否等于电网总负荷指令△P：若不满足（△PF1+△PRE1R）=△P，则重复步骤（2.1）-步骤（2.3）的过程，直到风光火储系统负荷调节响应满足电网总负荷指令△P；在运行模式三中，离网运行启动时，由火力发电单元建立风光火储系统的电压和频率；在风光火储系统的电压和频率稳定后，储能双向变流器、风电机组变流器和光伏逆变器启动，采用恒功率控制运行，在保障可调负载的正常用电需求前提下，采用化学储能系统及火力发电单元的使用成本最优为目标，确定风力发电单元、光伏发电单元、化学储能系统、火力发电单元的最佳运行方案；所述运行模式三的控制包括如下步骤：步骤（3.1）风力发电单元、光伏发电单元根据当前工况按最大出力发电为PW和PPV，若PW+PPV=PL，则可调负载负责所需功率由风力发电单元和光伏发电单元提供，火力发电单元停止发电、化学储能系统切出风光火储系统；PL为可调负载的用电量；步骤（3.2）风力发电单元、光伏发电单元根据当前工况按最大出力发电为PW和PPV，若PW+PPVPL，则火力发电单元停止发电，可调负载所需功率由风力发电单元和光伏发电单元提供，若SOCLSOCtSOCH则进行充电，SOCtSOCH则切出风光火储系统；SOC表示储能的荷电状态，SOCt表示t时刻储能的荷电状态，SOCL为SOC最低值，SOCH为SOC最高值；步骤（3.3）风力发电单元、光伏发电单元根据当前工况按最大出力发电为PW和PPV，若PW+PPVPL且SOCtSOCL，则化学储能系统切出风光火储系统，可调负载所需功率由风力发电单元、光伏发电单元和火力发电单元联合提供；步骤（3.4）风力发电单元、光伏发电单元根据当前工况按最大出力发电为PW和PPV，若PW+PPVPL且SOCtSOCL：若PW+PPV+PES≥PL，则火力发电单元停止发电，可调负载所需功率由风力发电单元、光伏发电单元和化学储能系统联合提供；若PW+PPV+PESPL，则可调负载所需功率由风力发电单元、光伏发电单元、火力发电单元和化学储能系统联合提供；在运行模式四中，离网运行启动时，由储能双向变流器采用恒压恒频控制建立风光火储系统的电压和频率或由构网型风电机组采用电压源型控制建立风光火储系统的电压和频率；由储能双向变流器建立风光火储系统的电压和频率时，风电机组变流器和光伏逆变器采用恒功率控制；由构网型风电机组建立风光火储系统电压和频率时，储能双向变流器和光伏逆变器采用恒功率控制；所述运行模式四的控制包括如下步骤：步骤（4.1）风光火储系统离网运行且火力发电单元切出时，当SOCtSOCL，启动步骤如下：风电机组、光伏发电单元未启动，可调负载未投入，离网的风光火储系统启动时，当SOCtSOCL，化学储能系统采用构网控制模式控制运行，由储能双向变流器采用恒压恒频控制建立风光火储系统电压和频率，待风光火储系统电压和频率稳定后，风电机组、光伏发电单元启动，可调负载以最小负荷投入运行；SOC表示储能的荷电状态，SOCt表示t时刻储能的荷电状态，SOCL为SOC最低值，SOCH为SOC最高值；步骤（4.2）风光火储系统离网运行且火力发电单元切出时，当SOCt≤SOCL，启动步骤如下：化学储能系统、光伏发电单元未启动，可调负载未投入，构网型风电机组采用基于虚拟同步电机技术的构网控制建立风光火储系统的电压和频率，待风光火储系统电压和频率稳定后，化学储能系统和光伏发电单元分别通过储能双向变流器和光伏逆变器采用恒功率控制，可调负载以最小负荷投入运行。

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