CN103730908B - 一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，所述方法包括（1）建立规模化离网型微电网系统；（2）储能电站通过Droop工作模式对离网型微电网进行一次调频；（3）对离网型微电网进行二次调频；（4）通过微电网能量管理模块对离网型微电网进行三次调频；（5）对储能电站内的多台储能换流器进行主从控制。本发明通过储能换流器的灵活控制，可有效解决偏远无电地区或海岛电网等独立供电系统的可靠供电，实现供电系统安全、稳定、经济的独立运行；本发明应用于多能互补共交流母线型离网型微电网，通过储能电站站内的主从高速通信，实现储能电站多机并联运行，通过储能电站站间对等控制，实现微电网系统安全、稳定、经济运行。

Description

一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法

技术领域

本发明属于微电网的运行与控制技术，具体讲涉及一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法

背景技术

微电网是由分布式电源、储能单元、负荷以及控制保护装置组成的集合，是一个能够自我控制、保护和管理的自治系统。根据微电网与大电网的连接关系，微电网分为联网型微电网和离网型微电网，对于联网型微电网，系统中的储能系统均运行于P-Q模式，直接按照调度指令进行充放电控制；对于离网型微电网，系统中的储能系统可能是单点大容量接入、可能是多点分散接入、可能需要与同步发电机的传统能源协调组网，可能需要储能系统单独组网。因此，针对不同的离网型微电网拓扑结构，运行模式、系统组成等情况，制定出离网型微电网中储能系统的灵活控制策略，是实现规模化离网型微电网安全、稳定、经济运行的关键技术。

微电网运行于独立模式时，要求系统内部有一个电源为系统提供参考电压和频率信号，充当微电网的参考电源，此电源即为微电网的组网单元。目前，国内外关于离网型微电网中储能系统控制技术分以下几种：

(1)以单个大容量储能站接入系统且与常规电源共同作为主网单元。在某些离网型微电网，其中系统包括小水电或柴油发电机等同步发电机，且与大容量储能站在运行过程中共同充当系统的主网单元，在系统运行过程中起到系统电压和频率支撑的作用，而储能系统以一个大容量的储能站单点接入，对于该类离网型微电网，储能站与常规发电单元通过通讯调度技术，实现系统的功率协调运行，能够达到稳定运行，但是大容量储能站单点接入与系统负荷分散接入的拓扑结构无法达到系统的优化运行，因此该种系统结构制约了离网型微电网的经济调度运行。

(2)以单个大容量储能站接入且充当系统的主网单元。在某些离网型微电网中，系统中无常规能源发电单元，只有单个大容量储能站作为系统的主网单元，对于该类微电网，系统的电压和频率完全由储能站直接决定，新能源出力和系统负荷的瞬时波动完全由储能站单独承担调节任务。对于该类系统，单个大容量储能站的调节能力直接决定了系统中新能源的装机容量，同时系统负荷的波动幅度也对系统的稳定运行提出挑战，制约了新能源组网型的微电网推广与发展。

(3)以多个分散接入的储能系统共同承担系统的主网单元。在某些规模化离网型微电网应用场合，储能系统按照新能源和系统负荷的分散接入情况进行优化布局，每个储能站均通过监控系统与微电网的能量管理模块协调配合，对于该类微电网，系统中新能源出力波动及系统负荷波动过程中，系统的能量管理模块需同时兼顾多方约束条件对各个储能站下达调度指令，储能系统的运行指令完全取决于能量管理模块，一方面对通讯网的依赖程度大，通讯网短暂瘫痪可直接影响系统稳定运行，另一方面能量管理模块控制策略过于复杂，同时大大提高了系统的建设造价，制约了分布式新能源与微电网的健康、有序发展。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，微电网容量一般在兆瓦级；微电网系统中分布式电源类型主要包括以电力电子换流器并网的风力发电系统、光伏发电系统、储能系统，以同步发电机并网的小型水电机组、柴油发电机组、燃气发电机组；微电网储能系统分为不同储能站，接入系统不同并网点，且每个储能站内由多台储能换流器并联运行；离网型微电网电压等级一般在10kV或35kV，线路阻抗参数既不同于高压的感性，也不同于低压的阻性，属于典型的阻感性。基于以上几点，建立规模化离网型微电网系统，不同的储能站接入系统不同位置，规模化离网型微电网运行过程中，新能源出力和系统负荷处于时刻波动过程，通过控制不同储能站的出力特性，实现储能站得对等控制，通过储能站内部多台储能换流器的主从控制，实现站内储能换流器功率均分控制，该控制方法可以实现多储能站接入离网型微电网的安全、稳定、经济运行。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，其改进之处在于，所述方法包括

(1)建立规模化离网型微电网系统；

(2)储能电站通过Droop工作模式对离网型微电网进行一次调频；

(3)对离网型微电网进行二次调频；

(4)通过微电网能量管理模块对离网型微电网进行三次调频；

(5)对储能电站内的多台储能换流器进行主从控制。

优选的，所述储能电站包括多台储能换流器，采用共交流母线并联运行，储能电站主控模块获取储能电站的有功电流和无功电流基准值，主控模块对储能换流器下达各自有功电流和无功电流基准值，完成储能电站对外的Droop工作模式，对内换流器的均流运行。

优选的，所述步骤(1)包括通过分散式的风力发电、光伏发电，采用并网方式运行，利用多个储能电站建立离网型微电网系统，在系统功率平衡调节的同时，进行系统电压和频率控制，完成分布式新能源发电对规模化离网型微电网系统供电。

优选的，所述步骤(2)包括

f_ref＝f^*-m(P^*-P) (1)

式中：

f_ref—储能电站输出电压相量的参考频率；

f^*—微电网系统额定电压的参考频率；

m—储能电站有功/频率Droop控制的下垂系数；

P^*—储能电站在额定频率下输出的有功功率参考值；

P—储能电站输出的有功功率；

Droop系数m计算公式如下：

$m=\frac{f_{\min }-f^{*}}{P_{\max }-P^{*}}---\left(2\right)$

式中：

f_min—微电网系统允许的最低运行频率；

P_max—储能电站可输出的最大有功功率。

优选的，所述步骤(3)包括储能电站二次调频，离网型微电网的系统频率波动范围变为：

f₂≤f≤f₁ (3)

式中：

f₁—通过二次调频后微电网系统运行的最高运行频率；

f₂—通过二次调频后微电网系统运行的最低运行频率。

进一步地，所述

储能电站启动二次调频频率越上限时：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为A点，此时

f_ref＝f_A (4)

此时储能电站的工作频率

f_A＞f₁ (5)

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f′_ref＝f^*-m(P^*-ΔP-P) (6)

f′_ref—储能电站经过二次调频后输出电压相量的参考频率；

ΔP—储能电站二次调频有功调节步长；

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为A'，此时

f_ref＝f_A' (7)

此时储能电站的工作频率

f₂＜f′_A＜f₁ (8)

满足系统频率要求；

储能电站启动二次调频频率越下限时：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为B点，此时

f_ref＝f_B (9)

此时储能电站的工作频率

f_B＜f₂ (10)

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f′_ref＝f^*-m(P^*+ΔP-P) (11)

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为B'，此时

f_ref＝f_B' (12)

此时储能电站的工作频率

f₂＜f′_B＜f₁ (13)

满足系统频率要求；

综上所示，离网型微电网通过储能电站的二次调频后运行频率满足：

f₂≤f≤f₁。

优选的，所述步骤(4)包括通过能量管理模块设定各台储能电站的下垂系数的斜率，在同系统频率波动下各台储能电站的出力优化控制对离网型微电网进行优化调度。

优选的，所述步骤(5)包括

通过对储能电站一次调频、二次调频、三次调频控制，可获取储能电站电压相量的参考频率f_ref，同时根据储能一次调压、二次调压、三次调压与调频控制对偶关系，同样可获取储能电站输出电压相量参考幅值V_ref；

由于换流器交流输出采用LC滤波电路，该滤波电路的等效阻抗基本为感性，由常规电力系统的攻角特性：

$\begin{array}{c}P=\frac{U_s{U}_{e}sin({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}\\ Q=\frac{U_s(U_s-U_e\cos ({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e\left)\right)}{X_l}\end{array}---\left(14\right)$

由于θ_s-θ_e很小，因此

$\begin{array}{c}P=\frac{U_s{U}_e({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}\\ Q=\frac{U_s({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}\end{array}---\left(15\right)$

式中：

P—储能换流器输出有功功率；

Q—储能换流器输出无功功率；

U_s—储能换流器LC滤波前端电压幅值；

θ_s—储能换流器LC滤波器前端电压相角；

U_e—储能换流器LC滤波器后端电压幅值；

θ_e—储能换流器LC滤波器后端电压相角；

X_l—储能换流器LC滤波器等效电抗；

由式(15)可知，储能换流器的相角决定其输出有功功率，电压幅值决定其输出无功功率，因此可得：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{dref}=(K_{dp}+\frac{K_{di}}{S})(f_{ref}-f)\\ i_{qref}=(K_{qp}+\frac{K_{qi}}{S})(V_{ref}-V)\end{array}\right.---\left(16\right)$

式中：

i_dref—储能换流器有功电流给定值；

i_qref—储能换流器无功电流给定值；

K_dp—储能换流器有功电流调节比例系数；

K_di—储能换流器有功电流调节积分系数；

K_qp—储能换流器无功电流调节比例系数；

K_qi—储能换流器无功电流调节积分系数；

V_ref—储能换流器输出电压幅值给定值；

V—储能换流器输出电压幅值实际值；

由公式(16)可得储能电站有功电流和无功电流给定值，进而可得每台储能换流器的有功电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{1dref}=i_{2dref}=...=i_{ndref}=\frac{1}{n}\·i_{dref}\\ i_{1qref}=i_{2qref}=...=i_{nqref}=\frac{1}{n}\·i_{qref}\end{array}\right..$

与现有技术比，本发明的有益效果为：

1、本发明应用于离网型微电网，通过储能换流器的灵活控制，可有效解决偏远无电地区或海岛电网等独立供电系统的可靠供电，实现供电系统安全、稳定、经济的独立运行。

2、本发明应用于多能互补共交流母线型离网型微电网，如风光水储、风光柴储、风光储等多源互补离网型微电网，可以实现储能换流器与常规风力发电系统、光伏发电系统之间的自动协调运行，提高独立微电网的供电可靠性和控制的灵活性。

3、本发明应用于分布式电源分散接入独立型微电网系统，可实现分布式的风力发电系统、光伏发电系统以储能电站就地利用资源，实现微电网功率的就地平衡，有效提高独立型微电网运行效率。

4、本发明应用于规模化离网型微电网的调度运行，通过储能电站站内的主从高速通信，实现储能电站多机并联运行，通过储能电站站间对等控制，实现微电网系统安全、稳定、经济运行。

附图说明

图1为本发明提供的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法系统结构图。

图2为发明提供的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法储能电站一次调频原理图。

图3为发明提供的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法储能电站二次调频原理图。

图4为发明提供的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法储能电站三次调频原理图。

图5为发明提供的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法储能电站系统组成原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明涉及一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，具体为

(一)建立规模化离网型微电网系统

如图1所示，规模化离网型微电网系统总结归纳如下特点：

系统容量：规模化微电网的容量较大，一般可达到MW级。例如某些偏远无电地区或海岛地区，该类地区电网的负荷在正常运行时可达到MW级，由于传统分布式电源的单机容量有限，因此通过传统的单电源供电已无法满足规模化微电网供电技术的要求。

电源类型：规模化微电网的电源类型多，一般不仅包括传统的柴油发电技术或燃气发电技术，为减少微电网系统对传统能源的依赖性，规模化离网型微电网通常还会采用诸多清洁能源发电型式，例如小型风力发电、光伏发电、小型水力发电等技术，因此规模化离网型微电网电源类型多。

电源分布：由于规模化微电网的容量要求大，电源类型要求多，并且微电网的电源接入点还受资源分布特点和系统负荷负荷特性等因素的制约，因此规模化微电网系统内的电源一般为分散接入，实现系统功率的就地平衡原则，有效降低系统线损，提高系统运行效率和供电质量。

系统特性：规模化离网型微电网与大电网没有电气连接，始终保持独立运行模式。微电网主架构电压等级一般采用10kV或35kV，该类电缆线路的等效阻抗既不同于高压电路的感性阻抗，也不同于低压用户线路的阻性阻抗，而是一种阻性和感性混合性的特性。

如图1所述，系统电压选取Load2节点电压为平衡节点，规定此处的电压幅值相角为V_L2∠0⁰，

V_D1─光伏电站并网点电压幅值；

θ_D1─光伏电站并网点电压相角；

V_D4─风力发电站并网点电压幅值；

θ_D4─风力发电站并网点电压相角；

V_D2─1#储能电站并网点电压幅值；

θ_D2─1#储能电站并网点电压相角；

V_D3─2#储能电站并网点电压幅值；

θ_D3─2#储能电站并网点电压相角；

V_L1─Load1电压幅值；

θ_L1─Load1电压相角；

V_L2─Load2电压幅值；

V_L3─Load3电压幅值；

θ_L3─Load3电压相角；

V_L4─Load4电压幅值；

θ_L4─Load4电压相角。

(二)储能站间对等协调控制方法

为平滑离网型微电网系统内部电源与负荷实时功率偏差，保障系统安全、稳定运行，离网型微电网包括储能系统，且由于储能系统容量较大，且遵循储能接入点的统一规划原则，离网型微电网内包括不同的储能站。

由于离网型微电网新能源渗透率较高，且系统功率偏差波动幅度大，系统中以同步发电机发电的传统发电单元电压和频率调节能力有限，需要储能系统参与系统的电压和频率调节。由于储能站之间距离较远，通过通讯网络连接既增加了系统造价，同时降低了系统运行可靠性，需要综合考虑系统0线路阻抗特性、储能站与同步发电机之间以及多个储能站之间的功率自动协调技术，本发明通过储能站内的储能换流器自身控制技术，实现上述工况的系统稳定运行。具体为：

规模化独立型微电网在运行过程中，光伏发电系统和风力发电系统将以常规的并网模式运行，以最大效率地利用可再生能源发电，而微电网系统中的储能电站一方面起到功率平衡的调节作用，另一方面支撑独立系统的电压和频率稳定运行。由于储能电站的频率控制与电压控制存在对偶特性，因此下面以两个储能电站频率控制为例介绍储能电站间的对等控制方法。

基于储能电站的微电网一次调频控制方法

如图2所示，离网型微电网一次调频通过储能电站自同步电压源的自身控制实现，采用Droop控制技术。储能电站运行于状态A，此时储能电站出力为P_A，工作频率为f_A，当系统负荷波动，储能电站运行于状态B，此时储能电站出力为P_B，工作频率为f_B，储能电站通过有功与频率的线性对应关系，可实现对离网型微电网一次调频的作用。

f_ref＝f^*-m(P^*-P)

式中：

f_ref—储能电站输出电压相量的参考频率；

f^*—微电网系统额定电压的参考频率；

m—储能电站有功/频率Droop控制的下垂系数；

P^*—储能电站在额定频率下输出的有功功率参考值；

P—储能电站输出的有功功率；

Droop系数m计算公式如下：

$m=\frac{f_{min}-f^{*}}{P_{\max }-P^{*}}$

式中：

f_min—微电网系统允许的最低运行频率；

P_max—储能电站可输出的最大有功功率；

由上述可知，通过储能电站的Droop控制，可实现离网型微电网一次调频控制。

基于储能电站的微电网二次调频控制方法

如图3所示，为进一步提高离网型微电网系统频率质量，需要对离网型微电网进行二次调频控制，该控制可通过对储能电站的二次调频控制技术，实现降低系统的频率波动范围。

规定通过储能电站二次调频技术，离网型微电网的系统频率波动范围变为：

f₂≤f≤f₁

式中：

f₁—通过二次调频后微电网系统运行的最高运行频率；

f₂—通过二次调频后微电网系统运行的最低运行频率。

储能电站启动二次调频有两种情况，

频率越上限：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为A点，此时

f_ref＝f_A

此时储能电站的工作频率

f_A＞f₁

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f′_ref＝f^*-m(P^*-ΔP-P)

f′_ref—储能电站经过二次调频后输出电压相量的参考频率；

ΔP—储能电站二次调频有功调节步长；

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为A'，此时

f_ref＝f′_A

此时储能电站的工作频率

f₂＜f′_A＜f₁

满足系统频率要求。

频率越下限：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为B点，此时

f_ref＝f_B

此时储能电站的工作频率

f_B＜f₂

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f′_ref＝f^*-m(P^*+ΔP-P)

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为B'，此时

f_ref＝f′_B

此时储能电站的工作频率

f₂＜f_B'＜f₁

满足系统频率要求。

综上所示，离网型微电网通过储能电站的二次调频技术，可实现离网型微电网的系统运行频率满足：

f₂≤f≤f₁

基于储能电站控制的离网型微电网三次调频

经过储能电站的一次调频、二次调频控制，可实现微电网系统中电源-负荷实时保持平衡，且系统频率满足规定范围。对于一个离网型微电网，各储能系统的安装位置、安装容量存在差异，因此需要通过微电网能量管理模块时刻监测系统的频率、储能剩余电量、储能分布、负荷分布及分布式新能源的功率预测技术，对储能电站的三次调频控制，实现离网型微电网系统的经济运行。

微电网的三次调频是通过微电网能量管理模块，经过各类优化约束规则确定各台储能电站的出力情况，通过能量管理模块设定各台储能电站的下垂系数的斜率，进而实现在同样系统频率波动下，各台储能电站的出力得到优化控制，实现整个独立型微电网的优化调度。

如图4所示，储能电站三次调频控制原理中有2个不同容量的储能电站。

储能电站进行三次调频之前：

系统的负荷增加，系统频率下降Δf，此时，根据储能电站一次调频和二次调频的工作原理可知，

1#储能电站的有功功率增加量为ΔP₁；

2#储能电站的有功功率增加量为ΔP₂。

储能电站进行三次调频之后：

如图4所示，储能电站的三次调频是通过微电网的监控系统下达指令，修改储能电站有功与频率的对应系数。

离网型微电网运行过程中，系统的负荷增加，系统频率下降Δf，此时，根据储能电站一次调频、二次调频和三次调频的工作原理可知，

1#储能电站的有功功率增加量为ΔP₁；

2#储能电站的有功功率增加量为ΔP₂'。

由图4可知，

ΔP₂'＞ΔP₂

即2#储能电站通过三次调频控制后，在系统同样频率波动下，其出力将发生变化，因此，可以通过微电网监控系统改变储能电站的有功与频率对应系数，间接改变储能电站的出力特性，通过时间积累可实现微电网系统中不同储能电站的能量调节，实现微电网的经济调度。

(三)储能电站内换流器控制方法

规模化离网型微电网系统内包含多个储能站，且储能站之间存在线路阻抗。储能站由多台储能换流器并联组成，因此储能站内的多台储能换流器的协调运行成为系统安全、稳定运行的关键技术之一。

储能站内的储能换流器采用共交流母线直接并联，换流器出口之间无线路阻抗，均采用Droop很难实现功率自动均分，本发明研究储能站内多台储能换流器采用主从控制技术，只有一台储能换流器作为站内主机采用Droop控制技术，其余储能换流器作为从机运行，实现储能站内多台储能换流器的功率均分控制，实现系统的安全、稳定运行。具体为：

如图5所示，由于储能换流器受电力半导体器件容量的限制，单台储能换流器的容量一般最大只能做到500kW左右，更高的容量则需要通过储能换流器的并联运行实现。由图可知，一个储能电站通常由n台容量一样的储能换流器通过交流侧输出并联组成。

储能电站为实现对内部多台换流器的一致性控制，专门设计了储能电站主控模块，由(二)所述，通过对储能电站一次调频、二次调频、三次调频控制，可获取储能电站电压相量的参考频率f_ref。同时根据储能一次调压、二次调压、三次调压与调频控制对偶关系，同样可获取储能电站输出电压相量参考幅值V_ref。

由于换流器交流输出采用LC滤波电路，该滤波电路的等效阻抗基本为感性，由常规电力系统的攻角特性：

$P=\frac{U_s{U}_{e}sin({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}$

$Q=\frac{U_s(U_s-U_{e}cos({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e\left)\right)}{X_l}$

由于θ_s-θ_e很小，因此

$P=\frac{U_s{U}_e({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}$

$Q=\frac{U_s(U_s-U_e)}{X_l}$

式中：

P—储能换流器输出有功功率；

Q—储能换流器输出无功功率；

U_s—储能换流器LC滤波前端电压幅值；

θ_s—储能换流器LC滤波器前端电压相角；

U_e—储能换流器LC滤波器后端电压幅值；

θ_e—储能换流器LC滤波器后端电压相角；

X_l—储能换流器LC滤波器等效电抗；

由上式可知，储能换流器的相角决定其输出有功功率，电压幅值决定其输出无功功率，因此可得：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{dref}=(K_{dp}+\frac{K_{di}}{S})(f_{ref}-f)\\ i_{qref}=(K_{qp}+\frac{K_{qi}}{S})(V_{ref}-V)\end{array}\right.$

式中：

i_dref—储能换流器有功电流给定值；

i_qref—储能换流器无功电流给定值；

K_dp—储能换流器有功电流调节比例系数；

K_di—储能换流器有功电流调节积分系数；

K_qp—储能换流器无功电流调节比例系数；

K_qi—储能换流器无功电流调节积分系数；

V_ref—储能换流器输出电压幅值给定值；

V—储能换流器输出电压幅值实际值；

由上述公式，可得储能电站有功电流和无功电流给定值，进而可得每台储能换流器的有功电流给定值和无功电流给定值：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{1dref}=i_{2dref}=...=i_{ndref}=\frac{1}{n}\·i_{dref}\\ i_{1qref}=i_{2qref}=...=i_{nqref}=\frac{1}{n}\·i_{qref}\end{array}\right.$

由上可知，每台储能换流器根据自身的有功电流和无功电流给定值实现稳定运行。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (2)

1.一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，其特征在于，所述方法包括

(1)建立规模化离网型微电网系统；

(2)储能电站通过Droop工作模式对离网型微电网进行一次调频；

(3)对离网型微电网进行二次调频；

(4)通过微电网能量管理模块对离网型微电网进行三次调频；

(5)对储能电站内的多台储能换流器进行主从控制；

所述储能电站包括多台储能换流器，采用共交流母线并联运行，储能电站主控模块获取储能电站的有功电流和无功电流基准值，主控模块对储能换流器下达各自有功电流和无功电流基准值，完成储能电站对外的Droop工作模式，对内换流器的均流运行；

所述步骤(1)包括通过分散式的风力发电、光伏发电，采用并网方式运行，利用多个储能电站建立离网型微电网系统，在系统功率平衡调节的同时，进行系统电压和频率控制，完成分布式新能源发电对规模化离网型微电网系统供电；

所述步骤(2)包括

f_ref＝f^*-m(P^*-P) (1)

式中：

f_ref—储能电站输出电压相量的参考频率；

f^*—微电网系统额定电压的参考频率；

m—储能电站有功/频率Droop控制的下垂系数；

P^*—储能电站在额定频率下输出的有功功率参考值；

P—储能电站输出的有功功率；

Droop系数m计算公式如下：

$m=\frac{f_{\min }-f^{*}}{P_{max}-P^{*}}---\left(2\right)$

式中：

f_min—微电网系统允许的最低运行频率；

P_max—储能电站可输出的最大有功功率；

所述步骤(3)包括储能电站二次调频，离网型微电网的运行频率波动范围变为：

f₂≤f≤f₁ (3)

式中：

f₁—通过二次调频后微电网系统运行的最高运行频率；

f₂—通过二次调频后微电网系统运行的最低运行频率；

所述储能电站启动二次调频频率越上限时：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为A点，此时

f_ref＝f_A (4)

此时储能电站的工作频率

f_A＞f₁ (5)

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f'_ref＝f^*-m(P^*-ΔP-P) (6)

f'_ref—储能电站经过二次调频后输出电压相量的参考频率；

ΔP—储能电站二次调频有功调节步长；

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为A'，此时

f_ref＝f'_A (7)

此时储能电站的工作频率

f₂＜f'_A＜f₁ (8)

满足运行频率要求；

储能电站启动二次调频频率越下限时：

储能电站二次调频之前，由于系统负荷波动，储能电站工作点为B点，此时

f_ref＝f_B (9)

此时储能电站的工作频率

f_B＜f₂ (10)

储能电站启动二次调频模式，即储能电站的有功/频率对应关系如下：

f'_ref＝f^*-m(P^*+ΔP-P) (11)

储能电站通过二次调频后，储能电站工作点为B'，此时

f_ref＝f'_B (12)

此时储能电站的工作频率

f₂＜f'_B＜f₁ (13)

满足运行频率要求；

综上所示，离网型微电网通过储能电站的二次调频后运行频率满足：

f₂≤f≤f₁；

所述步骤(4)包括通过能量管理模块设定各台储能电站的下垂系数的斜率，在同运行频率波动下，优化控制各台储能电站的出力，实现对离网型微电网的优化调度。

2.如权利要求1所述的一种规模化离网型微电网中储能换流器控制方法，其特征在于，所述步骤(5)包括

通过对储能电站一次调频、二次调频、三次调频控制，可获取储能电站电压相量的参考频率f_ref；同时根据储能一次调压、二次调压、三次调压与调频控制对偶关系，同样可获取储能电站输出电压相量参考幅值V_ref；

由于换流器交流输出采用LC滤波电路，该滤波电路的等效阻抗基本为感性，由常规电力系统的功角特性：

$\begin{array}{c}P=\frac{U_s{U}_{e}sin({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}\\ Q=\frac{U_s\left(U_s-U_e\cos \left({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e\right)\right)}{X_l}\end{array}---\left(14\right)$

由于θ_s-θ_e很小，因此

$\begin{array}{c}P=\frac{U_s{U}_e({\mathrm{\θ}}_s-{\mathrm{\θ}}_e)}{X_l}\\ Q=\frac{U_s\left(U_s-U_e\right)}{X_l}\end{array}---\left(15\right)$

式中：

P—储能换流器输出有功功率；

Q—储能换流器输出无功功率；

U_s—储能换流器LC滤波前端电压幅值；

θ_s—储能换流器LC滤波器前端电压相角；

U_e—储能换流器LC滤波器后端电压幅值；

θ_e—储能换流器LC滤波器后端电压相角；

X_l—储能换流器LC滤波器等效电抗；

由式(15)可知，储能换流器的相角决定其输出有功功率，电压幅值决定其输出无功功率，因此可得：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{dref}=(K_{dp}+\frac{K_{di}}{S})(f_{ref}-f)\\ i_{qref}=(K_{qp}+\frac{K_{qi}}{S})(V_{ref}-V)\end{array}\right.---\left(16\right)$

式中：

i_dref—储能换流器有功电流给定值；

i_qref—储能换流器无功电流给定值；

K_dp—储能换流器有功电流调节比例系数；

K_di—储能换流器有功电流调节积分系数；

K_qp—储能换流器无功电流调节比例系数；

K_qi—储能换流器无功电流调节积分系数；

V—储能换流器输出电压幅值实际值；

f—运行频率；

由公式(16)可得储能电站有功电流和无功电流给定值，进而可得每台储能换流器的有功电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{1dref}=i_{2dref}=...=i_{ndref}=\frac{1}{n}\·i_{dref}\\ i_{1qref}=i_{2qref}=...=i_{nqref}=\frac{1}{n}\·i_{qref}\end{array}\right.---\left(17\right)$

n—储能电站中容量一样的储能换流器的台数。