本发明公开一种风储孤网系统的柔性自启动方法，属于电网运行与控制技术领域，其特点是包括以下步骤：步骤1)获取风储孤网系统的运行参数；步骤2)确定风电机组启动数量；步骤3)建立基于Petri网络的风储孤网系统功率偏差预测模型；步骤4)储能逆变器实施主从控制；步骤5)功率偏差控制加入到频率控制环节；步骤6)通过储能装置对风电机组的变频器进行充电；步骤7)变频器开始工作,供给风电机组励磁电流,控制定子电压和变频器直流电压到达额定值；步骤8)风电机组并入风储孤网系统的交流母线。本发明采用的柔性自启动方法，能够有效和可靠的进行风储孤网系统的自启动，为风储孤网系统的稳定运行提供技术依据和实用方法。
1.一种风储孤网系统的柔性自启动方法，是指在由风电机组和储能装置组成的孤立电网供电系统中，由储能装置提供启动电源和基准电压,进行风电机组的启动,通过储能系统逆变器的柔性控制,来实现风电机组启动过程中风储孤网系统的稳定运行；其特征在于：包括以下步骤：步骤1)获取风储孤网系统的运行参数；
步骤3)建立基于Petri网的风储孤网系统功率偏差预测模型；
(1)把风储孤网系统功率偏差确定为系统的预测目标；
(2)把影响预测目标主要因素的历史数据作为模型的输入量；
(3)把原始数据、中间预测值和最终预测值定义为Petri网模型中的库所集合；
(4)根据库所集合元素间的关联关系,定义Petri网模型中的变迁集合；
(6)经Petri网模型计算得到风储孤网系统功率偏差预测值；
步骤7)变频器开始工作,供给风电机组励磁电流,控制定子电压和变频器直流电压到达额定值；
其中步骤3)中确定Petri网模型中流关系上的权函数指：(1)确定风速预测函数,其输入量是风速,输出量是风速预测值；
(2)确定风电功率预测函数,其输入量是历史风速数据和风电机组浆距角,输出量是风电功率预测值；
(3)确定风电启动功率计算函数,其输入量是风电机组并网时间、风速和浆距角，输出量是风电启动功率预测值；
(4)确定负荷预测函数，其输入量是历史负荷数据，输出量是负荷预测值；
(5)确定储能功率预测函数，其输入量是储能系统的荷电状态数据，输出量是储能功率预测值；
(6)确定功率偏差计算函数，其输入量是风功率预测值、风电机组启动功率预测值、负荷预测值和储能功率预测值，输出量是风储孤网系统功率偏差值。
2.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：风储孤网系统是指由风电机组和储能系统组成的独立的交流供电系统。
3.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤1)中获取风储孤网系统的运行参数是指风速、风电机组的浆距角、风电机组输出的有功功率、无功功率、储能系统的荷电状态、风储孤网系统的负荷功率、交流母线电压、频率的电网计算和控制所需要的参数。
4.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤2)中确定风电机组启动数量是指按如下公式计算风电机组的启动数量：a.PGN＝PCL+PD+PL
其中，PCL为储能剩余容量；PD风储孤网系统负荷；PG0为双馈风电机组的最小启动功率；
PL为风储孤网系统的网络损耗；PGN为风储孤网系统允许的风电机组最大启动功率；N为风电机组的启动数量。
5.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤3)中影响预测目标主要因素的历史数据指风速、浆距角、并网时间、负荷功率、储能系统的荷电状态。
6.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤3)中的中间预测值指风速预测值、风功率预测值、风电机组启动功率预测值、负荷预测值、储能功率预测值。
7.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：所述最终预测值指风储孤网系统功率偏差预测值。
8.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤4)中的储能逆变器实施主从控制指在风储孤网启动过程中，由储能逆变器担当孤网系统的调节电源，实施恒电压和恒频率控制。
9.根据权利要求1所述的一种风储孤网系统的柔性自启动方法，其特征在于：步骤5)功率偏差控制加入到频率控制环节指在储能逆变器的频率调节环节中，把孤网系统功率偏差预测值作为输入信号，使储能系统的功率控制既能响应系统频率的变化，也能响应系统功率偏差的变化。
一种风储孤网系统的柔性自启动方法
技术领域
[0001] 本发明涉及一种风储孤网系统的柔性自启动方法，特别涉及一种基于Petri网络控制机制的风储孤网系统的柔性自启动方法，属于电网运行与控制技术领域。
背景技术
[0002] 传统电网在新能源集中接入和运行等问题上面临巨大挑战，一方面受电网输送容量和稳定运行要求等因素的限制，电网对新能源的接纳能力不足；同时新能源的接入改变了电网综合负荷特性，影响电网安全，目前尚无有效应对策略。孤网运行是新能源分散和小规模应用的有效形式，也是实现电网灵活控制和故障后快速恢复的有效支撑。
[0003] 风储孤网系统在运行中具有较大的技术互补优势，通过配置一定的储能容量和二者间功率的协调控制，可以实现对负荷的连续、平稳供电。目前国内外对风储系统联合运行的研究主要集中风储系统的稳定运行机理、运行方式、控制策略、风储系统建模和仿真等方面，对于大容量风储系统自启动研究开展较少。风储孤网系统稳定运行及自启动实现的核心技术在于风机出力、风机及储能逆变器、储能充/放电转换三者间控制策略。目前，双馈风机采用的控制技术是磁场定向控制或直接转矩控制，两种控制方法的目标是机组的优化运行，但同时都具有无功调节能力，可将机群视为出力波动的大容量同步发电机。储能装置功率的跟踪和响应策略是风储联合系统能够成为实现自启动、稳定运行的重要支撑，储能单元在风储系统运行过程的不同阶段中分别承担风储孤网系统基准、风机启动电源、风机并网接纳、平抑风速变化、调节小系统频率、电压波动、空载设备充电无功平衡、负荷投切震荡等需求，同时储能单元通过吸纳风机出力进行充电。
[0004] 电网正常运行条件下，风力发电机与电网之间是一种柔性连接关系，通过对发电机转子电流的适当控制，就可在变速运行中的任何转速下实现成功并网；而由风、储两种能源组成的孤立电网，由储能逆变器来担当大电网的功能，实现风电启动和并网，这是一种刚性连接，能否并网运行成功取决于储能逆变器的控制方式。传统的控制方式中，对储能装置的逆变器单元实施了恒频恒压控制。在上述控制方式下，风储系统的运行比较脆弱，对扰动比较敏感，在恶劣的条件下存在启动失败的可能，应用具有较大局限性，不利于风储系统的商业化运行，实用性差。
[0005] 解决问题的关键是如何跟踪和响应交流系统对储能单元的功率需求，进行柔性控制。该控制的复杂性在于，一方面，控制策略要适应多种运行工况的变动，如储能状态、风机变频器调节状态、风机启动状态等等，运行工况不同，要求储能控制提供的功率特性也不同，而且其特性还与风储系统的运行状态有关。另一方面，储能系统还需要响应和平抑风储系统各种扰动，如风速的变化、风机运行状况的改变、孤立系统负荷的变化等。如何实现适应各种复杂工况的储能系统柔性控制是一个关键问题。
[0006] 本发明的目的在于解决现有技术存在的上述问题，基于Petri网络，实现风储系统启动过程中功率需求量的预测，从而提供一种有效和实用化的风储孤网系统的柔性自启动方法。本发明采用的方法，能够更有效和可靠的进行风储孤网系统的自启动，为风储孤网系统的运行和控制提供技术依据和实用化方法。
发明内容
[0007] 本发明的目的在于解决现有技术存在的上述问题，提供一种可靠且有效的风储孤网系统的柔性自启动方法。本发明采用的这种自启动方法，考虑启动过程中风电机组有功功率的输出特性，能够更有效和可靠的进行风储孤网系统的自启动，为风储孤网系统的自启动提供技术依据和实用方法。
[0008] 本发明提出的这种风储孤网系统柔性自启动方法的基本思想是：基于时间Petri网络理论，考虑风储系统启动过程中各种运行条件，建立风储孤网系统功率偏差预测模型，并在考虑功率偏差条件下实施功率和电压调节，从而较大的提高了风储孤网系统自启动的可靠性和实用性。
[0009] 本发明给出的技术方案是：在由风电机组和储能装置组成的孤立电网供电系统中，由储能装置提供启动电源和基准电压,进行风电机组的启动,通过储能系统逆变器的柔性控制,来实现风电机组启动过程中风储孤网系统的稳定运行。其特点是包括以下步骤：
[0010] 步骤1)获取风储孤网系统的运行参数；
[0011] 步骤2)获取风储孤网系统的运行参数；
[0012] 步骤3)建立基于Petri网的风储孤网系统功率偏差预测模型；
[0013] (1)把风储孤网系统功率偏差确定为系统的预测目标；
[0014] (2)把影响预测目标主要因素的历史数据作为模型的输入量；
[0015] (3)把原始数据、中间预测值和最终预测值定义为Petri网模型中的库所集合；
[0016] (4)根据库所集合元素间的关联关系,定义Petri网模型中的变迁集合；
[0017] (5)确定Petri网模型中流关系上的权函数；
[0018] (6)经Petri网模型计算得到风储孤网系统功率偏差预测值.
[0019] 步骤4)储能逆变器实施主从控制；
[0020] 步骤5)功率偏差控制加入到频率控制环节；
[0021] 步骤6)通过储能装置对风电机组的变频器进行充电；
[0022] 步骤7)变频器开始工作,供给风电机组励磁电流,控制定子电压和变频器直流电压到达额定值；
[0023] 步骤8)风电机组并入风储孤网系统的交流母线。
[0024] 风储孤网系统是指由风电机组和储能系统组成的独立的交流供电系统。
[0025] 步骤1)获取风储孤网系统的运行参数是指风速、风电机组的浆距角、风电机组输出的有功功率、无功功率、储能系统的荷电状态、风储孤网系统的负荷功率、交流母线电压、频率等电网计算和控制所需要的参数。
[0026] 步骤2)中确定风电机组启动数量是指按如下公式计算风电机组的启动数量：
[0027] a.PGN＝PCL+PD+PL
[0028] b.PGN/PG0≤N
[0029] 其中，PCL为储能剩余容量；PD风储孤网系统负荷；PG0为双馈风电机组的最小启动功率；PL为风储孤网系统的网络损耗；PGN为风储孤网系统允许的风电机组最大启动功率；N为风电机组的启动数量。
[0030] 步骤3)中所述的影响预测目标主要因素的历史数据指风速、浆距角、并网时间、负荷功率、储能系统的荷电状态；
[0031] 步骤3)中所述的中间预测值指风速预测值、风功率预测值、风电机组启动功率预测值、负荷预测值、储能功率预测值。
[0032] 所述最终预测值指风储孤网系统功率偏差预测值。
[0033] 步骤3)中所述的确定Petri网模型中流关系上的权函数指：
[0034] (1)确定风速预测函数,其输入量是风速,输出量是风速预测值；
[0035] (2)确定风电功率预测函数,其输入量是历史风速数据和风电机组浆距角,输出量是风电功率预测值；
[0036] (3)确定风电启动功率计算函数,其输入量是风电机组并网时间、风速和浆距角，输出量是风电启动功率预测值；
[0037] (4)确定负荷预测函数，其输入量是历史负荷数据，输出量是负荷预测值；
[0038] (5)确定储能功率预测函数，其输入量是储能系统的荷电状态数据，输出量是储能功率预测值；
[0039] (6)确定功率偏差计算函数，其输入量是风功率预测值、风电机组启动功率预测值、负荷预测值和储能功率预测值，输出量是风储孤网系统功率偏差值。
[0040] 步骤4)中所述的储能逆变器实施主从控制指在风储孤网启动过程中，由储能逆变器担当孤网系统的调节电源，实施恒电压和恒频率控制；
[0041] 步骤5)所述的功率偏差控制加入到频率控制环节指在储能逆变器的频率调节环节中，把孤网系统功率偏差预测值作为输入信号，使储能系统的功率控制既能响应系统频率的变化，也能响应系统功率偏差的变化；
[0042] 与现有技术相比，本发明的优点是：
[0043] 1.本风储孤网系统柔性自启动方法，能够提高该系统自启动的可靠性。传统的自启动方法，仅由储能系统实施恒频和恒压控制，不能对风电机阻启动过程中的各种因素进行提前预测，造成启动过程中不匹配功率较大，暂态冲击也较大，甚至出现启动失败。本发明通过风机启动过程中不匹配功率的预测，来减小不平衡功率的冲击，提高了系统自启动的可靠性。
[0044] 2.本方法易于实施。本方法是在原有储能控制的基础上，加入反映风储系统功率偏差预测环节，使得储能功率调节能够对系统功率的不匹配更加灵敏。从控制上易于实施；同时，各预测函数有现成的算法或软件，控制策略也易于实施。
[0045] 3.本方法便于商业化开发。随着风储孤网系统应用的增多，该系统的自启动控制器和控制策略的开发必然具有较大需求，本发明具有较好的商业开发前景。
附图说明
[0046] 图1是风储孤网系统柔性自启动方法总体流程图；
[0047] 图2是Petri网络模型示意图；
[0048] 图3是典型风储孤网系统示意图；
[0049] 图4是风储孤网系统柔性自启动策略仿真曲线图之一；
[0050] 图5是风储孤网系统柔性自启动策略仿真曲线图之二。
具体实施方式
[0051] 下面结合附图和仿真实验对本发明的技术方案做进一步详细说明。
[0052] 图1是总体流程图，与上述计算步骤是一致的，值得说明的是从图中的流程可以看出，本方法是通过建立Petri网络模型，在储能控制中加入反映系统功率偏差的控制信号来实现风储孤网系统的柔性自启动控制，这是与其它方法本质的区别所在。
[0053] 图2是风储孤网系统柔性自启动的Petri网络模型示意图，它是一个时间Petri网模型。时间Petri网可定义为如下七元组：
[0054] Σ＝(P,T,I,O,K,M0,F)
[0055] 其中：
[0056] ①P＝{p1,p2,...,pn}是一个有限库所集，n≥0；
[0057] ②T＝{t1,t2,...,tn}是一个有限变迁集，m≥0；且T＝T1∪T2，[0058] 其中：T1为时间变迁的有限集；T2为立即变迁的有限集。
[0059] ③I:P×T→N0是输入函数矩阵，(×为笛卡儿积)；
[0060] ④O:T×P→N0是输出函数矩阵；
[0061] ⑤K:P→N∪{∞}为P上的容量函数，N为正整数集合；
[0062] ⑥M0:P→N0是初始标识集；
[0063] ⑦F:T→R是T上的时间函数，且对于任意的t∈T，当t∈T1时，F(t)代表延迟时间；当t∈T2时，F(t)＝0
[0064] 时间Petri网模型所描述的状态和状态转换逻辑可以用一个有向图来表示。本发明中的风储系统启动过程中的状态转换关系如图2所示。其中状态P1至P11是库所集合元素；t1至t6对应着流关系上的权函数。分别为：风速预测函数,风电功率预测函数,风电启动功率计算函数,负荷预测函数，储能功率预测函数，功率偏差计算函数。这些函数的算法较成熟，可由现有的计算方法实现。
[0065] 考虑到图2中的状态个数有限，在程序实施过程中，上述表述状态转换的Petri网络控制模型，可以用链接表这种数据结构进行存储和计算。表的数量与状态个数相同，表中存储了该状态的特征、计算函数信息，计算所需初值、计算结果、转换逻辑和所转换状态的指针等信息。
[0066] 图3是典型风储孤网系统示意图。
[0067] 图4、5是风储孤网系统柔性自启动策略仿真曲线。
[0068] 储能主控电源容量1MW从控电源容量0.5MW为例，投入风机风速分别选择7米/秒，同时调整突加负荷，达到功率平衡。模拟实际风储系统，仿真顺序如表1所示：
[0069] 仿真流程顺序表1
[0070]时间 系统状态
t＝0.0s 1MW主控单元(恒频恒压控制)投入运行，基荷0.4WM
t＝0.5s 突加0.6MW负荷，验证控制策略的可靠性
t＝1.0s 0.5MW从控制单元(功率控制)投入运行，增加0.5MW负荷
t＝3.0s 实施柔性自启动策略，风机投入运行，风速7m/s
[0071] t＝0.0s开始主控电源采用电压和频率逆变控制策略，建立基准母线电压和频率；t＝1.0s时从控制电源投入运行，电压和频率出现波动，电压波动率12.7％，频率波动率
0.9％，经过调节达到稳态后，电压衰减2.4％；当t＝3.0s风机(风速7.0m/s)投入运行时，实施柔性自启动策略，电压幅值和频率出现了冲击和小幅波动，储能逆变单元进行调节达到稳态后，电压衰减4.4％，达到功率平衡，风储孤网柔性自启动运行成功。
