CN104795831A - 基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法及系统，该方法包括划分电池储能系统的电荷状态SOC值成若干个SOC区间，并确定每个SOC区间充电和放电工况下的下垂系数计算函数；检测当前时刻的电池储能系统的荷电状态SOC，并确定其所处的SOC区间；根据确定的SOC区间，判断电池储能系统的当前运行工况，来选取相应的下垂系数计算函数得到修正的下垂系数；利用步骤三计算得到的修正下垂系数，作为此运行工况下电池储能系统的下垂系数，并输入至虚拟同步发电机的功频控制器中得到修正虚拟同步发电机的输出功率；修正后虚拟同步发电机的输出功率调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。

Description

基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法及系统

技术领域

本发明属于涉及储能系统并网技术领域，尤其涉及一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法及系统。

背景技术

储能系统多应用于新能源发电或者是微电网调峰调频等领域，常用的储能元件主要包括蓄电池和超级电容等。电力储能系统领域以阀控式铅酸电池(VRLA)的使用最为广泛，铅酸蓄电池具有成本低、放电效率高以及易维护等诸多优点；缺点是能量和功率相比于锂电池等较低，循环寿命有限。虽然铅酸电池具有较低的能量和功率密度，但与其它种类蓄电池相比，其性价比较高，技术也较为成熟，使其在电力储能和备用电源领域占有主导地位。

电池充放电过程是一个受充放电倍率、温度、循环次数等多个因素影响的非线性动态过程，而电池工作特性不仅受诸多因素的影响，而且还存在不同因素之间的相互影响。在充分考虑电池储能系统的充放电特性以及衰减特性的基础上，优化储能系统的控制管理，才能够充分的发挥储能系统在整个并网系统中的作用。

为保证电池系统具有良好的性能及较长的使用寿命，需要对电池系统进行有效地管理与控制。充放电中所要极力避免的就是过充过放现象的发生，过充过放对蓄电池寿命的损害巨大。因此在对蓄电池的充放电控制中应当充分的考虑蓄电池的容量，对蓄电池充放电进行优化控制。

总而言之，目前需要本领域技术人员迫切解决的一个技术问题是：如何能够得到一种有效的避免蓄电池过充过放的充放电优化控制方法。

发明内容

本发明就是为了解决上述问题，提供一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法及系统，其中，电池储能系统通过逆变器连接至电网系统中，本发明的电池储能系统在虚拟同步发电机(VSG)传统功频下垂控制器的基础上，加入电池储能系统的实时荷电状态(SOC)控制输入，构成一种动态变下垂系数的功频控制器，此方法能够有效的抑制电池储能系统过冲过放的发生，并能够有效的增长电池储能系统的使用寿命，提高电池储能系统的运行经济性。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统的控制方法，包括：

步骤一：划分电池储能系统的电荷状态SOC值成若干个SOC区间，并确定每个SOC区间充电和放电工况下的下垂系数计算函数；

步骤二：检测当前时刻的电池储能系统的荷电状态SOC，并确定其所处的SOC区间；

步骤三：根据确定的SOC区间，判断电池储能系统的当前运行工况，进而选取相应的下垂系数计算函数得到修正的下垂系数；

步骤四：利用步骤三计算得到的修正下垂系数，作为此运行工况下电池储能系统的下垂系数，并输入至虚拟同步发电机的功频控制器中得到修正虚拟同步发电机的输出功率；

步骤五：修正后虚拟同步发电机的输出功率调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。

所述步骤一中的SOC区间充电和放电工况，包括只充不放、充电优先、正常充放电区间、放电优先和只放不充工况。

所述步骤一中的电池储能系统的电荷状态SOC值处于只充不放工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝0

k_p1c＝k₄*(a-SOC)+k_p1c,soc＝a

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；a为电池储能系统处于只充不放工况的电荷状态SOC最大值；k₄为系数；k_p1c,soc＝a为当SOC＝a时的充电工况的下垂系数。

所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于充电优先工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₁*(b-SOC)+k_p1d0

k_p1c＝k₃*(b-SOC)+k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；b为电池储能系统处于放电优先工况的电荷状态SOC最大值；k₁和k₃均为系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于正常放电区间工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k_p1d0

k_p1c＝k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于放电优先工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₃*(SOC-(1-b))+k_p1d0

k_p1c＝k₁*(SOC-(1-b))+k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；b为电池储能系统处于放电优先工况的电荷状态SOC最大值；k₁和k₃均为系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于只放不充工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₄*(SOC-(1-a))+k_{p1d,soc＝1-a}

k_p1c＝0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；a为电池储能系统处于只充不放工况的电荷状态SOC最大值；k₄为系数；k_{plc,soc＝1-a}为当SOC＝1-a时的充电工况的下垂系数。

所述步骤三中的电池储能系统的当前运行工况的判断由电网额定频率与当前电网的实际运行频率的差值Δf确定，Δf＞0选择放电工况下垂系数，Δf＜0选择充电工况下垂系数。

所述步骤四中的修正后的虚拟同步发电机的输出功率的表达式为：

P_e_VSG＝Δf/k_p_VSG+P_n_VSG

其中，P_e_VSG代表虚拟同步发电机的输出电磁功率；P_n_VSG为电池储能系统有功功率给定值，此值由电网调度给定；k_p_VSG为功频控制器下垂系数的值。

一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统，包括：

电池储能系统、数据采集单元和虚拟同步发电机的功频控制器，所述电池储能系统通过逆变器连接至电网系统中，数据采集单元实时采集电池储能系统的荷电状态SOC值，根据荷电状态SOC值选取相应的下垂系数计算函数，得到修正下垂系数，并把得到的修正下垂系数输入至虚拟同步发电机的功频控制器，所述虚拟同步发电机的功频控制器的输出量调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。

本发明的有益效果为：

(1)本发明采用的是在传统的功频下垂控制的基础上，通过动态的调整下垂系数值，对电池储能系统充放电进行调控，最终的结果就是能够有效的避免电池储能系统的过充过放事件的发生，有效的保护电池，增电池储能系统的使用寿命。

(2)本发明控制原理简单，便于工程实现，是一种易于在储能并网系统上实现的控制策略。

(3)本发明适应于在线控制的实现，在线实现的方法能够保证控制的快速响应。

(4)控制参数可调，适应于使用不同类型电池储能系统，例如锂电池，镉镍电池等。

附图说明

图1为基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统结构示意图。

图2为原始虚拟同步发电机的功频控制器框图。

图3为改进后变下垂系数功频控制器框图。

图4为各个SOC区间充放电下垂系数的计算公式和充放电优先级说明。

图5为充放电工况的下垂系数随SOC变化的曲线。

图6为取某地微电网24小时的负荷数据的负荷波动情况。

图7为某地微电网的功频下垂系数为0.000075Hz/kW下的频率波动情况。

图8为运用传统虚拟同步发电机的功频控制器并网补偿得到VSG逆变器的有功出力曲线。

图9为传统定下垂控制器此时间段下直流侧储能系统的电池SOC变化。

图10为使用本发明所提及方法电池储能系统运行过程中的SOC的变化曲线。

图11a)为变、定下垂控制逆变器出力图。

图11b)为变下垂控制器运行过程中下垂系数的变化。

图12为补偿前后及发明的变下垂控制方法和传统定下垂控制策略补偿后的电网频率波动。

图13为电池储能系统侧的电流出力情况。

图14为变下垂控制方法和传统定下垂控制的SOC的变化曲线。

图15为对应变下垂控制方法和传统定下垂控制方法在A，B两个充放电事件放电时所消耗的有效电量变化。

图16为虚拟同步发电机的功频控制器的输入输出结构框图。

具体实施方式

下面结合附图与实施例对本发明做进一步说明：

如图1所示，一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统，包括：电池储能系统、数据采集单元和虚拟同步发电机的功频控制器，所述电池储能系统通过逆变器连接至电网系统中，所述数据采集单元实时采集电池储能系统的荷电状态SOC值，根据荷电状态SOC值选取相应的下垂系数计算函数，得到修正下垂系数，并把得到的修正下垂系数输入至虚拟同步发电机的功频控制器，所述虚拟同步发电机的功频控制器的输出量调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。

本实施例中的电池储能系统为蓄电池，其中，本发明的基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统的具体工作过程为：

通过检测电池组的荷电状态SOC值，利用本发明所提出的控制方法，通过调整功频控制器的下垂系数，修正传统虚拟同步发电机的功率输出，进而间接的控制蓄电池的充放电，使其能够始终工作在对电池有利的SOC区间。其原理是通过修正原始虚拟同步发电机的并网功率，将影响蓄电池寿命的几个关键指标考虑到整体的控制策略上来，从而使整个充放电过程都保证在不损害蓄电池的基础上。

如图2是原始虚拟同步发电机控制器框图，其中P_m_VSG是虚拟同步发电机算法输入的机械功率，P_n_VSG电池储能系统有功功率给定值，此值可以由电网调度给定；k_p_VSG为功频控制器下垂系数的值。Δf为f_n_VSG与f_Grid的差值，其中f_n_VSG为频率参考值，f_Grid为电网频率的检测值。由图2所示的虚拟同步发电机控制器框图，可知虚拟同步发电机的输出功率满足式(1.1)。

P_m_VSG＝Δf/k_p_VSG+P_n_VSG   (1.1)

虚拟同步发电机的转子运动方程为：

$J\frac{\mathrm{d\Δ\ω}}{\mathrm{dt}}=T_m-T_e-K_D\mathrm{\Δ\ω}=\frac{P_{m\_}\mathrm{VSG}}{\mathrm{\ω}}-\frac{P_{e\_}\mathrm{VSG}}{\mathrm{\ω}}{-K}_D\mathrm{\Δ\ω}---\left(1.2\right)$

其中T_m,T_e分别为虚拟同步发电机的机械转矩和电磁转矩；P_m_VSG,P_e_VSG分别代表虚拟同步发电机的输入机械功率和输出电磁功率；K_D为包含摩擦在内的机械阻尼系数；其中Δω＝ω-ω_s，ω和ω_s分别为逆变器实际运行时的输出电角速度和并网参考电角速度或者设计额定电角速度；J为虚拟同步发电机转子转动惯量。

其中Δω为VSG并网逆变器的输出电压电角速度与电网电压电角速度的差值，因此在并网稳态Δω＝0，所以在稳态情况下P_m_VSG＝P_e_VSG，简言之，并网的有功输出是跟随输入机械功率P_m_VSG的。由此可以得到公式(1.3)：

P_e_VSG＝Δf/k_p_VSG+P_n_VSG   (1.3)

并网有功功率输出与电网频率波动成比例关系，比例系数即为功频下垂系数k_p_VSG。但是由于实际电网特别是微电网频率波动存在不确定性，进而会导致与电网的有功功率交换的随机性。在电网频率或者总负荷波动已知的情况下，就可以得到该时间段中的逆变器的有功出力。

其中，虚拟同步发电机的功频控制器的控制方法是将三相变流器与同步发电机进行等效后，根据式(1.2)的虚拟同步发电机的转子运动方程和逆变器输出回路电压方程，推导得到VSG算法。其中逆变器输出回路电压方程为其中e＝[e_a,e_b,e_c]^T，i＝[i_a,i_b,i_c]^T，V＝[v_a,v_b,v_c]^T，e_a,e_b,e_c为逆变器功率元件出口电势，v_a,v_b,v_c为交流网侧端电压，R_s＝[r_a,r_b,r_c]^T为逆变器输出连接的所有电气元件的总电阻，其中电感值L_s＝[L_a,L_b,L_c]^T为包含LC低通滤波器电感在内的输出总电感。

图16中E＝KωI_f为虚拟同步发电机的功频控制器的虚拟感应电动势幅值输入，p_{e_VSG}为测量得到的系统输出的有功功率，I_f为虚拟同步发电机转子的励磁电流，K为励磁电流与感应电动势幅值间的比例系数，e为逆变器输出的电压参考值。从图16中可知，通过改变虚拟同步发电机输入虚拟机械功率P_{m_VSG}(或机械转矩T_m)就可以控制电角频率ω，进而可以控制功角δ的大小。由电力系统稳态分析中对同步发电机的功率分析可知，同步发电机的输出有功和无功分别与功角δ和虚拟感应电动势幅值E呈现近似的比例线性关系。因此，通过对虚拟感应电动势E_q(t)的幅值和电角速度的控制，就能控制逆变器输出的有功，无功，频率等输出参数。因此以e作为并网参考电压，就可以实现P_{m_VSG}控制逆变器的输出有功，E控制逆变器的输出无功，最终实现整个虚拟同步发电机控制器的控制。

如图3是改进后变下垂系数功频控制器框图。其中P_m_VSG是虚拟同步发电机算法输入的机械功率，k_p1_VSG为通过本发明方法调整后的功频控制器下垂系数的值。Δf为f_n_VSG与f_VSG的差值，其中f_n_VSG为频率参考值，f_Grid为电网频率检测值。其原理是在传统的功频控制器的基础上，借鉴自适应动态参数调整的想法：把蓄电池储能系统的实时SOC值作为输入参数，动态调整下垂系数k_p_VSG，得到一种变下垂系数的功频控制器，而不是采用固定的下垂系数控制器。

变下垂系数的控制方法，是指利用当前的储能系统的SOC值，判断目前所处的SOC区间和工况状态，分别采用不同的函数计算得到当前的k_p1_VSG，作为改进后的功频控制器下垂系数。用于动态的调整功频下垂控制器的下垂系数，从而可以间接调整逆变器的有功出力，进而对蓄电池的充放电进行控制进行修正，在蓄电池即将过充或过放的SOC区间中调整蓄电池的充放电，有效的控制充放电深度，抑制蓄电池过冲过放的发生。

基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制方法，具体的实现步骤为：

步骤一：首先以两个参数a和b，划分出五个SOC区间分别是：0到a，a到b，b到1-b，1-b到1-a，1-a到1。其中0<a<b<0.5。并分别确定每个区间充电和放电工况下的下垂系数计算函数。其中a,b的值可以根据选用蓄电池的推荐SOC工作区间进行确定；

步骤二：检测当前时刻的电池储能系统的荷电状态SOC值，并确定SOC所处的SOC区间；

步骤三：根据确定的SOC区间，判断当前储能系统的运行工况，进而选取不同的下垂系数计算函数，计算得到修正以后的下垂系数k_p1_VSG，用之作为此运行工况下的下垂系数；

步骤四：用步骤三计算得到的下垂系数k_p1_VSG，作为此运行工况下的下垂系数，调整虚拟同步发电机的功频控制器的下垂系数，并输入至虚拟同步发电机的输出功率函数中修正虚拟同步发电机的输出功率；

步骤五：修正后虚拟同步发电机的输出功率调节逆变器的有功出力，进而对蓄电池的充放电深度进行控制和修正。

如图4为各个SOC区间充放电下垂系数的计算公式和充放电优先级说明，其中k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。工况判断可以由电网额定频率与当前电网的实际运行频率的差值Δf确定，Δf＞0选择放电工况下垂系数，Δf＜0选择充电工况下垂系数。

如图5为充放电工况的下垂系数随SOC变化的曲线。图5中曲线的斜率由k₁,k₃,k₄确定，各个SOC区间的分界由a，b确定，其中横坐标为电池组的荷电状态(SOC)，纵坐标为充放电工况下的变下垂系数控制方法计算得到的下垂系数，如果此时VSG系统的工况是充电工况就选择充电工况下垂系数，反之,如果此时VSG系统的工况是放电工况就选择放电工况下垂系数。

如图6是取某地微电网24小时的负荷数据，共600个数据点的负荷波动情况图，其中，已知当前电网运行的额定容量24.2MW，电网的功频下垂系数为0.000075Hz/kW。其中横坐标为24小时内采集到的600点数据，采样的间隔为144S。纵坐标为微电网此时对应的用电负荷。

如图7为此微电网的功频下垂系数为0.000075Hz/kW下的频率波动情况。其中横坐标为24小时内采集到的600点数据，采样的间隔为144S。纵坐标为由于负荷波动所造成的电网频率的波动。

如图8为运用传统虚拟同步发电机功频控制器，进行并网补偿得到VSG逆变器的有功出力曲线。

如图9为此时间段下直流侧储能系统的电池SOC变化。其中横坐标为24小时内采集到的600点数据，纵坐标为蓄电池荷电状态(SOC)。由图9仿真结果表明由于电网频率波动的不确定性，直流侧储能系统的SOC出现过放情况，在采样点400处附近，放电深度达到96％以上。这将严重影响蓄电池的寿命，在电池使用过程中是绝对不允许出现的。从另外一个角度讲，这样的放电将很难保证在下一时刻的电网补偿工作，整个装置将停止运行，直到充电事件的发生。

假设储能系统采用的是100个储能单元共同并列并网的方式，其中每个储能单元的初始容量为50％，蓄电池侧的额定电压为250V，额定容量为400AH，功频控制器下垂系数为0.000012Hz/W。并网控制策略和逆变器控制策略，对于储能并网系统而言起着至关重要的作用，控制不当极易出现蓄电池过冲、过放和过载情况，对蓄电池寿命造成极大的损伤。变下垂系数控制策略运用到VSG并网逆变器上，其中a＝0.15，b＝0.3。重复传统功频控制器情况下24小时的并网补偿实验。

如图10是使用本发明所提及方法电池储能系统运行过程中的SOC的变化曲线，由此可见，加入变下垂系数功频控制器后，在相同的电网负荷情况下，能够保证电池的SOC运行在正常的区间，有效的抑制了定下垂系数情况下的电池过放，电池的荷电状态(SOC)可以保证在18％以上，有效的保护了电池。基于变下垂系数的功频控制器，可以实现通过当前储能系统的SOC以及充放电工况，动态调整并网功频下垂系数，分别得到每一个时刻的下垂系数。使的储能系统始终运行在正常的充放电区间。

图11a)为变、定下垂控制逆变器出力图，可以看出横坐标在x＝352到400的区间中，由电池的SOC的变化曲线可知，此时已经进入了充电优先区间，而此时运行的工况则是放电工况，应当抑制系统放电。如图11b)的下垂系数变动图中，放电下垂系数按照比例系数k₁减小，进而使逆变器的放电出力减小。而在横坐标x＝400到425的区间中情况恰好相反，是增加了并网充电出力，实现了优先充电，抑制放电，从而实现了储能系统向正常的充放电区间转化，效果比较明显。

图12是补偿前后以及发明的变下垂控制方法和传统定下垂控制策略补偿后的电网频率波动，可以看出基本没有受到变下垂系数的控制方法的影响。从图12中可以看出，两种控制策略对电网频率的抑制效果只是在下垂系数变化的情况下才有所差异，这是由于逆变器出力的改变而造成的。在第400个采样点前由于逆变器有功出力减少，进而使补偿效果较定下垂系数差，但是400点以后由于逆变器增加了充电出力，进而使频率补偿效果优于定下垂系数方法。

从整体而言，变下垂系数的控制方法对于系统参与电网的频率调控性能影响不大，而且又有效的保护了蓄电池，使其一直都能运行在合理的SOC区间，完全抑制了过冲和过放等对蓄电池寿命造成巨大影响的充放电事故的发生。

图13为蓄电池侧的电流出力情况，根据蓄电池寿命模型，对图13中的A，B两个充放电事件进行有效放电电量d_eff计算，d_eff的值越大表示消耗的蓄电池寿命就越高，对应的蓄电池使用时间就越短。通过对蓄电池寿命模型的推导得到有效放电量的计算公式为d_eff＝D^1.2168·e^-0.3753(D-1)·(I/68)^0.8967·d_act，其中d_act为蓄电池实际的放电电量；D表示参数，其取值范围为0～1；I表示蓄电池的负荷电流。

图14为变下垂控制方法和传统定下垂控制方法的SOC的变化曲线对比。从图14可以看出定下垂系数控制方法在采样点400处，出现严重的过放情况，放电深度达到96％以上。而采用本发明的方法，电池的荷电状态(SOC)可以保证在18％以上，有效的保护了电池。

图15为对应采样点间两个充放电事件放电时所消耗的有效电量变化。表1是计算两种控制策略下充放电事件A，B的有效放电量。

表1 两种控制策略下有效放电电量消耗和实际放电电量

由表1实验数据可以看出，对于A事件，由于两种控制策略的充放电电流基本相同，因而其所消耗的有效电量基本相同；对于B事件，变下垂系数后的有效电量消耗明显减少，因而此运行事件所消耗的蓄电池寿命较小，定下垂系数方法由于B事件期间出现了过放，放电深度过大，因而其消耗的有效电量较大，基本上为变下垂系数控制方法的两倍。

同时两种事件有效电量与实际放电电量比值分别是75.8467/167＝45.4％，39.4998/115.2＝34.28％，因而消耗相同的电量时，变下垂系数所消耗的有效电量大幅度减小，按照这样的比例，蓄电池在此种运行工况下，变下垂系数策略会使蓄电池的使用寿命增加32.4％，明显提高了蓄电池运行经济性。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1.一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统的控制方法，其特征在于，包括：

步骤一：划分电池储能系统的电荷状态SOC值成若干个SOC区间，并确定每个SOC区间充电和放电工况下的下垂系数计算函数；

步骤二：检测当前时刻的电池储能系统的荷电状态SOC，并确定其所处的SOC区间；

步骤三：根据确定的SOC区间，判断电池储能系统的当前运行工况，进而选取相应的下垂系数计算函数得到修正的下垂系数；

步骤四：利用步骤三计算得到的修正下垂系数，作为此运行工况下电池储能系统的下垂系数，并输入至虚拟同步发电机的功频控制器中得到修正虚拟同步发电机的输出功率；

步骤五：修正后虚拟同步发电机的输出功率调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。

2.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述步骤一中的SOC区间充电和放电工况，包括只充不放、充电优先、正常充放电区间、放电优先和只放不充工况。

3.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述步骤一中的电池储能系统的电荷状态SOC值处于只充不放工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝0

k_p1c＝k₄*(a-SOC)+k_p1c,soc＝a

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；a为电池储能系统处于只充不放工况的电荷状态SOC最大值；k₄为系数；k_p1c,soc＝a为当SOC＝a时的充电工况的下垂系数。

4.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于充电优先工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₁*(b-SOC)+k_p1d0

k_p1c＝k₃*(b-SOC)+k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；b为电池储能系统处于放电优先工况的电荷状态SOC最大值；k₁和k₃均为系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

5.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于正常放电区间工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k_p1d0

k_p1c＝k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

6.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于放电优先工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₃*(SOC-(1-b))+k_p1d0

k_p1c＝k₁*(SOC-(1-b))+k_p1c0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；b为电池储能系统处于放电优先工况的电荷状态SOC最大值；k₁和k₃均为系数；k_p1c0和k_p1d0分别是正常充放电区间的下垂系数的初始值。

7.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述电池储能系统的电荷状态SOC值处于只放不充工况下的下垂系数计算函数为：

k_p1d＝k₄*(SOC-(1-a))+k_{p1d,soc＝1-a}

k_p1c＝0

其中，k_p1d为放电工况的下垂系数，k_p1c为充电工况的下垂系数，SOC为电池储能系统的当前的电荷状态SOC值；a为电池储能系统处于只充不放工况的电荷状态SOC最大值；k₄为系数；k_{plc,soc＝1-a}为当SOC＝1-a时的充电工况的下垂系数。

8.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述步骤三中的电池储能系统的当前运行工况的判断由电网额定频率与当前电网的实际运行频率的差值Δf确定，Δf＞0选择放电工况下垂系数，Δf＜0选择充电工况下垂系数。

9.如权利要求1所述的充放电控制方法，其特征在于，所述步骤四中的修正后的虚拟同步发电机的输出功率的表达式为：

P_e_VSG＝Δf/k_p_VSG+P_n_VSG

其中，P_e_VSG代表虚拟同步发电机的输出电磁功率；P_n_VSG为电池储能系统有功功率给定值，此值由电网调度给定；k_p_VSG为功频控制器下垂系数的值。

10.一种基于变下垂控制的电池储能系统充放电控制系统，其特征在于，包括：

电池储能系统、数据采集单元和虚拟同步发电机的功频控制器，所述电池储能系统通过逆变器连接至电网系统中，所述数据采集单元实时采集电池储能系统的荷电状态SOC值，根据荷电状态SOC值选取相应的下垂系数计算函数，得到修正下垂系数，并把得到的修正下垂系数输入至虚拟同步发电机的功频控制器，所述虚拟同步发电机的功频控制器的输出量调节逆变器的有功出力，进而对电池储能系统的充放电深度进行控制和修正。