本发明涉及一种风光互补发电系统，采用全新设计架构，将光伏发电环节嵌入风力发电环节当中，能够平抑系统输出功率波动和调节微电网内负荷，有效提高发电系统的工作效率；本发明还涉及风光互补发电系统的控制方法，包括平抑功率波动和调节网内负荷的联合控制方法，将功率预测技术和低通滤波器原理相结合，利用预测技术的前瞻性，提前预测未来24小时内的系统发电功率，由于风力和太阳辐射的不确定性和波动性，风光互补系统的实际发电功率存在大量的高频分量，并且由于预测值很接近实际值，将预测值经过低通滤波器，滤去高频量，经过处理后的预测值作为系统输出功率的参考值，可有效的平抑系统发电功率波动。
1.一种基于风光互补发电系统的控制方法，其特征在于：风光互补发电系统包括双馈风力发电机、背靠背变流器、升压变压器、超级电容储能装置、电池储能装置、并网开关、控制模块，以及分别与控制模块相连接的第一Buck-boost双向DC/DC变换器、电压检测装置、电流检测装置、低通滤波器、第二Buck-boost双向DC/DC变换器、并网控制器，双馈风力发电机依次串联背靠背变流器、升压变压器与外电网输入端相连，背靠背变流器包括机侧变流器、网侧变流器，以及与机侧变流器、网侧变流器相并联的电容；其特征在于：还包括光伏电池板和Boost升压变换器，光伏电池板经Boost升压变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；电压检测装置的检测端和电流检测装置的检测端分别与所述网侧 变流器面向升压变压器一侧的并网结点相连接；电池储能装置经第二Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；并网控制器与并网开关相连接，并网开关设置在所述电压检测装置、电流检测装置所连并网结点与所述升压变压器之间，并网开关用于控制该并网结点与升压变压器之间电路的通断；所述控制方法和内网调节控制方法；其中，平滑功率波动控制方法，包括如下步骤：步骤a01.根据风光互补发电系统的发电功率历史数据获得发电功率预测值，然后进入步骤a02；
步骤a02.将发电功率预测值经所述低通滤波器获得发电功率参考值，并将发电功率参考值发送至所述控制模块当中，然后进入步骤a03；
步骤a03.通过所述电压检测装置、电流检测装置分别实时获得其所连并网节点位置的电压值、电流值，并实时将所获电压值、电流值发送至控制模块当中，然后进入步骤a04；
步骤a04.控制模块根据实时所接收到的电压值、电流值，实时获得实际发电功率值，并针对实际发电功率值与发电功率参考值进行实时判断，实时作出相应操作，其中，若实际发电功率值大于发电功率参考值，则进入步骤a05；若实际发电功率值小于发电功率参考值，则进入步骤a06；若实际发电功率值等于发电功率参考值，则不做任何进一步操作；
步骤a05.控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，由所述背靠背变流器中的直流环节取电进行充电操作，实现平滑功率波动控制；
步骤a06.控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，向所述背靠背变流器中的直流环节进行放电操作，实现平滑功率波动控制；
步骤b01.根据风光互补发电系统内网的负荷功率历史数据，获得风光互补发电系统内网日前24小时内的负荷功率预测曲线，并发送至控制模块当中；
同时，将日前24小时内发电功率预测值经所述低通滤波器，获得日前24小时内发电功率参考值，进而获得日前24小时内发电功率参考值曲线，并将日前24小时内发电功率参考值曲线发送至所述控制模块当中；然后进入步骤b02；
步骤b02.控制模块以所获内网负荷功率预测曲线与发电功率参考值曲线之差作为被积函数，以日前24小时内，由0时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并针对积分结果进行判断，若积分结果为负，则进入步骤b03，若积分结果为正，则进入步骤b08；
步骤b03.控制模块以步骤b02中的被积函数，以日前24小时内，由1时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并获得积分结果的绝对值，即待调度电能，然后控制模块根据待调度电能，获得所述电池储能装置以最大充电功率充电获得待调度电能的充电时间t，并进入步骤b04；
步骤b04.控制模块经并网控制器控制并网开关连通，接着控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率由外电网充电t时长，然后控制模块经并网控制器控制并网开关断开，再进入步骤b05；
步骤b05.控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，接着判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b06；否则进入步骤b07；
步骤b06.针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b05；
步骤b07.针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b05；
步骤b08.判断该积分结果是否大于预设产能阈值，是则进入步骤b09；否则进入步骤b05；
步骤b09.控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，然后进入步骤b10；
步骤b10.判断内网和外电网的负荷高峰是否来临，是则进入步骤b14；否则进入步骤b11；
步骤b11.判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b12；否则进入步骤b13；
步骤b12.针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b09；
步骤b13.针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b09；
步骤b14.控制模块在内网和外电网的负荷高峰时，经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，同时控制模块经并网控制器控制并网开关连通，并经第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以其最大放电功率减去其向内网放电功率所得的放电功率值，向外电网进行放电，并返回步骤b09。
一种风光互补发电系统及控制方法
技术领域
[0001] 本发明涉及一种风光互补发电系统及控制方法，属于发电系统技术领域。
背景技术
[0002] 随着世界经济的迅猛发展，我国的经济发展水平持续提高，发展速度不断加快，能源消耗量也持续加大，使得我国现在以及未来的很长一段时间内都在面临能源和环境的双重危机。如今，国家和人民都意识到发展风电，光伏发电等可再生的清洁能源是走出危机的根本之道。但是风能和太阳能都有随机性和间歇性的特点，单独使用风能或则太阳能，这些能量转化为电能后接入电网会给电网造成很大的冲击，为此，根据太阳能和风能在时间上的互补性，构建风光互补发电系统，减少系统发电功率的长期波动，但是风能和太阳能发电的短期波动仍然存在，这是我们保证新能源安全并网必须要解决的问题，同时在我国主网调度中，调峰是很重要的部分，必须要保证用户的用电质量，所以调峰一直是电网需要重视并且不断优化的问题。
[0003] 近年来，许多学者将储能引入风光互补系统中，对系统内能量进行可控管理。当电力系统中引入储能环节后，需求侧的管理可得到有效地实现，昼夜峰谷差也将进一步减小，从而平滑负荷曲线。尤其是在新能源技术快速发展的大背景下，储能用于风力发电、太阳能发电等新能源发电，可有效解决新能源发电自身出力的随机性、不可控等问题。
[0004] 当前，用于平滑风光互补系统中的功率波动，主要有两类方案：一是采用低通滤波器原理，将系统发出的功率经滤波后的值作为参考值，与实际发电功率进行比较，然后控制储能系统吸收和放出电能，使得实际输出功率值跟随参考值。另一类是利用功率预测技术，对系统的风力发电功率和光伏发电功率进行预测，并且将预测值作为系统输出功率的参考值，同样利用储能来平滑输出功率波动。采用低通滤波器原理的这类方案主要是控制原理比较简单，将输出功率直接经低通滤波器得到功率参考值，如若不考虑电池荷电状态，容易使得电池过充过放，降低其使用寿命，若考虑电池的荷电状态，根据荷电状态不断调节低通滤波的时间常数，往往方法比较复杂，且计算量比较大。而利用预测技术的特点则是根据预测值对系统能量可提前做出调整，控制效果要好的多，但是最大程度上接近实际发电功率的预测值并不一定满足电网对风光互补功率波动的要求，若直接将此值作为整定的参考值，虽可提前计划，平抑效果也有所降低。对于调峰问题，国家主要采用的就是增加发电备用容量以应对公共电网负荷高峰压力，这些备用一般由水力发电承担，需要在负荷低谷时从电网吸收能量，吸水蓄能，在负荷高峰的时候放水发电，向电网放出能量，虽然也很有效，但这些备用装置大部分时间是不工作的，有效利用率很低，严重的浪费了资源。因此如何充分利用新能源，在降低系统发电功率波动的同时对电网调峰做出贡献，缓解电网压力是我们日后需要努力的方向。
发明内容
[0005] 本发明所要解决的技术问题是提供一种将光伏发电环节嵌入风力发电环节当中，能够平抑系统输出功率波动和调节微电网内负荷的风光互补发电系统。
[0006] 本发明为了解决上述技术问题采用以下技术方案：本发明设计了一种风光互补发电系统，包括双馈风力发电机、背靠背变流器和升压变压器，双馈风力发电机依次串联背靠背变流器、升压变压器与外电网输入端相连，背靠背变流器包括机侧变流器、网侧变流器，以及与机侧变流器、网侧变流器相并联的电容；还包括光伏电池板和Boost升压变换器，光伏电池板经Boost升压变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联。
[0007] 作为本发明的一种优选技术方案：还包括超级电容储能装置、控制模块，以及分别与控制模块相连接的第一Buck-boost双向DC/DC变换器、电压检测装置、电流检测装置、低通滤波器；其中，超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；电压检测装置的检测端和电流检测装置的检测端分别与所述网测变流器面向升压变压器一侧的并网结点相连接。
[0008] 作为本发明的一种优选技术方案：还包括电池储能装置、第二Buck-boost双向DC/DC变换器、并网控制器和并网开关；其中，电池储能装置经第二Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；所述控制模块分别与第二Buck-boost双向DC/DC变换器、并网控制器相连接，同时，并网控制器与并网开关相连接，并网开关设置在所述电压检测装置、电流检测装置所连并网结点与所述升压变压器之间，并网开关用于控制该并网结点与升压变压器之间电路的通断。
[0009] 本发明所述一种风光互补发电系统采用以上技术方案与现有技术相比，具有以下技术效果：本发明所设计的风光互补发电系统，采用全新设计架构，将光伏发电环节嵌入风力发电环节当中，能够平抑系统输出功率波动和调节微电网内负荷，有效提高发电系统的工作效率。
[0010] 与此相应，本发明所要解决的技术问题是基于本发明所设计的风光互补发电系统，提供一种能够平抑系统输出功率波动和调节微电网内负荷，有效提高发电工作效率的风光互补发电系统控制方法。
[0011] 本发明为了解决上述技术问题采用以下技术方案：本发明设计了一种风光互补发电系统的控制方法，包括平滑功率波动控制方法，包括如下步骤：
[0012] 步骤a01. 根据风光互补发电系统的发电功率历史数据获得发电功率预测值，然后进入步骤a02；
[0013] 步骤a02. 将发电功率预测值经所述低通滤波器获得发电功率参考值，并将发电功率参考值发送至所述控制模块当中，然后进入步骤a03；
[0014] 步骤a03. 通过所述电压检测装置、电流检测装置分别实时获得其所连并网节点位置的电压值、电流值，并实时将所获电压值、电流值发送至控制模块当中，然后进入步骤a04；
[0015] 步骤a04. 控制模块根据实时所接收到的电压值、电流值，实时获得实际发电功率值，并针对实际发电功率值与发电功率参考值进行实时判断，实时作出相应操作，其中，若实际发电功率值大于发电功率参考值，则进入步骤a05；若实际发电功率值小于发电功率参考值，则进入步骤a06；若实际发电功率值等于发电功率参考值，则不做任何进一步操作；
[0016] 步骤a05. 控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，由所述背靠背变流器中的直流环节取电进行充电操作，实现平滑功率波动控制；
[0017] 步骤a06. 控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，向所述背靠背变流器中的直流环节进行放电操作，实现平滑功率波动控制。
[0018] 作为本发明的一种优选技术方案，还包括内网调节控制方法，包括如下步骤：
[0019] 步骤b01. 根据风光互补发电系统内网的负荷功率历史数据，获得风光互补发电系统内网日前24小时内的负荷功率预测曲线，并发送至控制模块当中；
[0020] 同时，将日前24小时内发电功率预测值经所述低通滤波器，获得日前24小时内发电功率参考值，进而获得日前24小时内发电功率参考值曲线，并将日前24小时内发电功率参考值曲线发送至所述控制模块当中；然后进入步骤b02；
[0021] 步骤b02. 控制模块以所获内网负荷功率预测曲线与发电功率参考值曲线之差作为被积函数，以日前24小时内，由0时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并针对积分结果进行判断，若积分结果为负，则进入步骤b03，若积分结果为正，则进入步骤b08；
[0022] 步骤b03. 控制模块以步骤b02中的被积函数，以日前24小时内，由1时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并获得积分结果的绝对值，即待调度电能，然后控制模块根据待调度电能，获得所述电池储能装置以最大充电功率充电获得待调度电能的充电时间t，并进入步骤b04；
[0023] 步骤b04. 控制模块经并网控制器控制并网开关连通，接着控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率由外电网充电t时长，然后控制模块经并网控制器控制并网开关断开，再进入步骤b05；
[0024] 步骤b05. 控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，接着判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b06；否则进入步骤b07；
[0025] 步骤b06. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b05；
[0026] 步骤b07. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b05；
[0027] 步骤b08. 判断该积分结果是否大于预设产能阈值，是则进入步骤b09；否则进入步骤b05；
[0028] 步骤b09. 控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，然后进入步骤b10；
[0029] 步骤b10. 判断内网和外电网的负荷高峰是否来临，是则进入步骤b14；否则进入步骤b11；
[0030] 步骤b11. 判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b12；否则进入步骤b13；
[0031] 步骤b12. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b09；
[0032] 步骤b13. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b09；
[0033] 步骤b14. 控制模块在内网和外电网的负荷高峰时，经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，同时控制模块经并网控制器控制并网开关连通，并经第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以其最大放电功率减去其向内网放电功率所得的放电功率值，向外电网进行放电，并返回步骤b09。
[0034] 本发明所述一种风光互补发电系统的控制方法采用以上技术方案与现有技术相比，具有以下技术效果：
[0035] （1）本发明所设计风光互补发电系统的控制方法，包括平抑功率波动和调节网内负荷的联合控制方法，将功率预测技术和低通滤波器原理相结合，利用预测技术的前瞻性，提前预测未来24小时内的系统发电功率，由于风力和太阳辐射的不确定性和波动性，风光互补系统的实际发电功率存在大量的高频分量，由于预测值很接近实际值，将预测值经过低通滤波器，滤去高频量，经过处理后的预测值作为系统输出功率的参考值，可有效的平抑系统发电功率波动；
[0036] （2）本发明所设计风光互补发电系统的控制方法，实时检测并网点的电压、电流，计算出实际的发电功率，与参考值比较后，决定超级电容储能装置的充放电，由于超级电容储能装置响应快，可大电流充放电，且可频繁充放电几乎不存在损耗，用于吸收功率中的高频分量的效果好，实时性高；
[0037] （3）本发明所设计风光互补发电系统的控制方法，利用发电功率参考值曲线之差和提前24小时预测的负荷值进行计划。根据系统产能和需求来决定接下来24小时内，系统是否需要从电网吸收电能供给网内负荷，以及决定电池所需充放的电量，这种控制方法能够保证微网内负荷得到满足，减小主网的负荷高峰压力，同时，在系统产能较多的情况下可以在主网负荷高峰时向主网输送电能，此法若大规模应用，可以很大程度的减少主网的备用容量，提高其经济性；
[0038] （4）本发明所设计风光互补发电系统的控制方法，利用预测技术，可提前向供电公司提供准确的产能预报，便于其对公共电网的能量进行调度。
附图说明
[0039] 图1是本发明设计的风光互补发电系统的结构示意图；
[0040] 图2是本发明设计的风光互补发电系统控制方法中平滑功率波动控制方法的流程图；
[0041] 图3是本发明设计的风光互补发电系统控制方法中内网调节控制方法的流程图。
具体实施方式
[0042] 下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式作进一步详细的说明。
[0043] 如图1所示，本发明所设计风光互补发电系统在实际应用过程当中，包括双馈风力发电机、背靠背变流器、升压变压器、光伏电池板、Boost升压变换器、超级电容储能装置、电池储能装置、并网开关、控制模块，以及分别与控制模块相连接的第一Buck-boost双向DC/DC变换器、电压检测装置、电流检测装置、低通滤波器、第二Buck-boost双向DC/DC变换器、并网控制器；双馈风力发电机依次串联背靠背变流器、升压变压器与外电网输入端相连，背靠背变流器包括机侧变流器、网侧变流器，以及与机侧变流器、网侧变流器相并联的电容；光伏电池板经Boost升压变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；电压检测装置的检测端和电流检测装置的检测端分别与所述网测变流器面向升压变压器一侧的并网结点相连接；电池储能装置经第二Buck-boost双向DC/DC变换器与背靠背变流器中的直流环节相并联；并网控制器与并网开关相连接，并网开关设置在所述电压检测装置、电流检测装置所连并网结点与所述升压变压器之间，并网开关用于控制该并网结点与升压变压器之间电路的通断。
[0044] 上述技术方案所设计的风光互补发电系统，在实际应用过程当中，相比传统发电系统，采用全新设计架构，将光伏发电环节嵌入风力发电环节当中，能够平抑系统输出功率波动和调节微电网内负荷，有效提高发电系统的工作效率。
[0045] 基于上述本发明所设计的风光互补发电系统，本发明进一步设计了控制方法，包括平滑功率波动控制方法和内网调节控制方法，实际应用中，如图2所示，平滑功率波动控制方法具体包括如下步骤：
[0046] 步骤a01. 根据风光互补发电系统的发电功率历史数据获得发电功率预测值，然后进入步骤a02；
[0047] 步骤a02. 将发电功率预测值经所述低通滤波器获得发电功率参考值，并将发电功率参考值发送至所述控制模块当中，然后进入步骤a03；
[0048] 步骤a03. 通过所述电压检测装置、电流检测装置分别实时获得其所连并网节点位置的电压值、电流值，并实时将所获电压值、电流值发送至控制模块当中，然后进入步骤a04；
[0049] 步骤a04. 控制模块根据实时所接收到的电压值、电流值，实时获得实际发电功率值，并针对实际发电功率值与发电功率参考值进行实时判断，实时作出相应操作，其中，若实际发电功率值大于发电功率参考值，则进入步骤a05；若实际发电功率值小于发电功率参考值，则进入步骤a06；若实际发电功率值等于发电功率参考值，则不做任何进一步操作。
[0050] 步骤a05. 控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，由所述背靠背变流器中的直流环节取电进行充电操作，实现平滑功率波动控制。
[0051] 步骤a06. 控制模块向与之相连的第一Buck-boost双向DC/DC变换器发送控制指令，控制超级电容储能装置经第一Buck-boost双向DC/DC变换器，向所述背靠背变流器中的直流环节进行放电操作，实现平滑功率波动控制。
[0052] 如图3所示，内网调节控制方法具体包括如下步骤：
[0053] 步骤b01. 根据风光互补发电系统内网的负荷功率历史数据，获得风光互补发电系统内网日前24小时内的负荷功率预测曲线，并发送至控制模块当中；同时，将日前24小时内发电功率预测值经所述低通滤波器，获得日前24小时内发电功率参考值，进而获得日前24小时内发电功率参考值曲线，并将日前24小时内发电功率参考值曲线发送至所述控制模块当中；然后进入步骤b02。
[0054] 步骤b02. 控制模块以所获内网负荷功率预测曲线与发电功率参考值曲线之差作为被积函数，以日前24小时内，由0时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并针对积分结果进行判断，若积分结果为负，则进入步骤b03，若积分结果为正，则进入步骤b08。
[0055] 步骤b03. 控制模块以步骤b02中的被积函数，以日前24小时内，由1时开始至内网负荷功率预测曲线与实际发电功率曲线最后一次相等时所对应时间点之间的时间长度为积分周期进行积分运算，并获得积分结果的绝对值，即待调度电能，然后控制模块根据待调度电能，获得所述电池储能装置以最大充电功率充电获得待调度电能的充电时间t，并进入步骤b04。
[0056] 步骤b04. 控制模块经并网控制器控制并网开关连通，接着控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率由外电网充电t时长，然后控制模块经并网控制器控制并网开关断开，再进入步骤b05。
[0057] 步骤b05. 控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，接着判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b06；否则进入步骤b07。
[0058] 步骤b06. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b05。
[0059] 步骤b07. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b05；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b05；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b05。
[0060] 其中，电池储能装置在充放电过程中，应始终控制电池储能装置的荷电状态在安全的范围内，即在0.1-0.9之间。
[0061] 步骤b08. 判断该积分结果是否大于预设产能阈值，是则进入步骤b09；否则进入步骤b05。
[0062] 步骤b09. 控制模块根据所述电压检测装置、电流检测装置分别针对并网节点的检测，获取风光互补发电系统经所述平滑功率波动控制后的实际发电功率，并与内网负荷功率进行差值运算，获得差值，然后进入步骤b10。
[0063] 步骤b10. 判断内网和外电网的负荷高峰是否来临，是则进入步骤b14；否则进入步骤b11。
[0064] 步骤b11. 判断该差值的绝对值是否大于电池储能装置的最大充放电功率，是则进入步骤b12；否则进入步骤b13。
[0065] 步骤b12. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以最大放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做进一步操作，并返回步骤b09。
[0066] 步骤b13. 针对该差值进行判断，若该差值大于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为充电功率，由内网获取电能进行充电，并返回步骤b09；若该差值小于0，则控制模块经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，并返回步骤b09；若该差值为0，则控制模块不做任何进一步操作，并返回步骤b09。
[0067] 步骤b14. 控制模块在内网和外电网的负荷高峰时，经所述第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以该差值作为放电功率，向内网进行放电，同时控制模块经并网控制器控制并网开关连通，并经第二Buck-boost双向DC/DC变换器控制电池储能装置，以其最大放电功率减去其向内网放电功率所得的放电功率值，向外电网进行放电，并返回步骤b09。
[0068] 上述技术方案所设计风光互补发电系统的控制方法，包括平抑功率波动和调节网内负荷的联合控制方法，将功率预测技术和低通滤波器原理相结合，利用预测技术的前瞻性，提前预测未来24小时内的系统发电功率，由于风力和太阳辐射的不确定性和波动性，风光互补系统的实际发电功率存在大量的高频分量，由于预测值很接近实际值，将预测值经过低通滤波器，滤去高频量，经过处理后的预测值作为系统输出功率的参考值，可有效的平抑系统发电功率波动；并且实时检测并网点的电压、电流，计算出实际的发电功率，与参考值比较后，决定超级电容储能装置的充放电，由于超级电容储能装置响应快，可大电流充放电，且可频繁充放电几乎不存在损耗，用于吸收功率中的高频分量的效果好，实时性高；还有利用发电功率参考值曲线之差和提前24小时预测的负荷值进行计划。根据系统产能和需求来决定接下来24小时内，系统是否需要从电网吸收电能供给网内负荷，以及决定电池所需充放的电量，这种控制方法能够保证微网内负荷得到满足，减小主网的负荷高峰压力，同时，在系统产能较多的情况下可以在主网负荷高峰时向主网输送电能，此法若大规模应用，可以很大程度的减少主网的备用容量，提高其经济性；由于本发明所设计风光互补发电系统的控制方法，利用了预测技术，可提前向供电公司提供准确的产能预报，便于其对公共电网的能量进行调度。
[0069] 上面结合附图对本发明的实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。
