CN111900748A - 一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统，由储能变流器PCS、电池管理子系统BMS及能量管理子系统EMS组成系统，使得储能电站在调峰调谷和电网支撑任务中执行：EMS汇集各PCS信息，计算当前运行周期电站最大可利用充/放电电量；根据系统最大可利用充/放电电量和总的最大可利用充/放电电量由EMS或PCS计算充/放电电量补偿系数；当电站执行电网支撑任务时，根据并网点频率或电压与额定频率或电压偏差值和需要补偿功率方向，各PCS根据充/放电电量补偿系数，分布式计算并提供功率支撑。本发明适用于梯次储能电站，保证电站执行电网支撑任务时，整站可利用电量不因各储能子系统电量差异减小，不依赖电池SOC监测精度，支撑响应速度快。

Description

一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统

技术领域

本发明涉及电力电子变换技术领域，尤其涉及一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统。

背景技术

目前，随着电动汽车行业的发展，首批动力电池面临淘汰，然而这类动力电池剩余容量通常大于80％，可应用于储能电站，既能实现资源充分利用，也可降低储能电池建站成本，同时推进电动汽车和储能电站两个行业的发展。

梯次利用储能电站和常规储能电站关键区别在于前者站内各子系统的电池组容量存在差异，且回收电池由于老化程度不同更难实现SOC精准在线监测。

储能电站在无论应用在电网侧还是电源侧，从功能均可归类为从电网吸收或释放能量的调峰调谷和辅助调频调压的电网支撑功能。从现阶段来看，储能电站无论是调峰调谷还是电网支撑均起辅助作用，因此对上述两种功能也存在相应要求。首先，储能电站所储存的电量一般远小于电网峰谷缺口，此过程不需要复杂的控制，仅需按照额定功率进行充放电即可；然而对于储能电站的电网支撑功能，关键是响应速度及精度，且此类收益与电站提供电网支撑的电量正相关。

针对上述储能电站的两方面功能需求，现有的技术方案多为基于电池SOC信息的集中式控制策略，由EMS根据电池时时的SOC信息进行各子系统的能量分配，这类控制策略对BMS上传的电池SOC的信息严重依赖，且响应速度慢。

在梯次利用储能电站各电池组SOC不均衡且难以精确测量前提下，如何实现储能电站对电网支撑过程中最大化利用储能电站电量，同时兼顾储能电站对电网支撑的快速响应速度是本领域亟待解决的技术问题。

发明内容

针对以上技术问题，本发明提供一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统，在梯次利用储能电站各电池组SOC不均衡且难以精确测量前提下，实现储能电站对电网支撑的快速响应，同时最大利用储能电站电量。

为达到上述目的，本发明提供了一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，包括：

电站调峰期间，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数；对计算的第i个储能变流器PCS充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率；

电站调谷期间，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各子系统在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数；对计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率。

进一步地，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数，包括：

根据各储能变流器PCS从禁止放电状态到禁止充电状态的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用充电电量W_{i_Ch arg e}：

其中P_{i_Ch arg e}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统充电功率，t为时间，Δt_{i_Ch arg e}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止放电状态到禁止充电状态的运行时间；

计算储能电站运行周期T内全站的最大可利用充电电量W_{sum_Ch arg e}：

计算第i个储能变流器PCS的充电补偿系数k_{i_Ch arg e}：

进一步地，对实时计算的第i个储能变流器PCS充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率，包括：

第i个储能变流器PCS在执行电网支撑任务时，计算充电调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i：

其中k_f和k_v分别为充电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差；

计算第i个储能变流器PCS从电网吸收的有功功率P_{i_Ch arg e_s}和无功功率Q_{i_Ch arg e_s}：

P_{i_Ch arg e_s}＝k_{i_Ch arg e}×P_i

Q_{i_Ch arg e_s}＝k_{i_Ch arg e}×Q_i。

进一步地，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各子系统在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数，包括：

根据电站中各子系统中从禁止充电到禁止放电的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用放电电量W_{i_Disch arg e}：

其中P_{i_Disch arg e}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统放电功率，t为时间，Δt_{i_Disch arg e}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止充电状态到禁止放电状态的运行时间；

计算运行周期T内全站的最大可利用放电电量W_{sum_Disch arg e}：

计算第i个储能变流器PCS的放电补偿系数k_{i_Disch arg e}：

进一步地，对实时计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率，包括：

第i个储能变流器PCS在执行电网支撑任务时，计算调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i：

其中k_f′和k_v′分别为放电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差；

计算第i个储能变流器PCS向电网释放的有功功率P_{i_Disch arg e_s}和无功功率Q_{i_Disch arg e_s}：

P_{i_Disch arg e_s}＝k_{i_Disch arg e}×P_i

Q_{i_Disch arg e_s}＝k_{i_Disch arg e}×Q_i。

本发明另一方面提供一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，包括若干储能变流器PCS、能量管理子系统EMS以及电池管理子系统BMS；

所述电池管理子系统BMS提供禁止放电和禁止充电信号，或者提供荷电状态SOC由储能变流器PCS或能量管理子系统根据荷电状态SOC执行禁止放电和禁止充电的控制；

电站调峰期间，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用充电电量及最大可利用放电电量并发送给能量管理子系统EMS；第i个功率变换子系统接收能量管理子系统EMS发送的充电补偿系数，将计算的充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率；

电站调谷期间，第i个储能变流器PCS计算周期T内最大可利用放电电量及最大可利用放电电量并发送给能量管理子系统EMS；第i个功率变换子系统接收能量管理子系统EMS发送的放电补偿系数，将计算的放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率；

能量管理子系统EMS电站调峰期间，计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS；电站调谷期间，计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS。

进一步地，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用充电电量，包括：根据各储能变流器PCS从禁止放电状态到禁止充电状态的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用充电电量W_{i_Ch arg e}：

其中P_{i_Ch arg e}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统充电功率，t为时间，Δt_{i_Ch arg e}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止放电状态到禁止充电状态的运行时间。

进一步地，电站调峰期间，第i个储能变流器PCS计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i，具体为：

其中k_f和k_v分别为充电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差。

进一步地，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用放电电量，包括根据电站中各子系统中从禁止充电到禁止放电的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用放电电量W_{i_Disch arg e}：

其中P_{i_Disch arg e}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统放电功率，t为时间，Δt_{i_Disch arg e}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止充电状态到禁止放电状态的运行时间。

进一步地，电站调谷期间，第i个功率变换子系统，计算调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i，具体为：

其中k_f′和k_v′分别为放电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差。

本发明的上述技术方案具有如下有益的技术效果：

(1)梯次利用储能电站各电池组老化程度及SOC不均衡，电池SOC难以实现精确监测，储能电站在提供电网支撑服务时，易因个别子系统电池达到禁充和禁放状态限制整站的调频调压出力。

(2)本发明根据电站第T个运行周期内调峰调谷时功率和运行时间计算出的可充/放电量，推导电量最大利用补偿系数并对储能电站电网支撑时的输出功率进行补偿，由各子系统PCS根据电网支撑时功率方向自选择补偿系数进行后为电网提供支撑功率。

(3)本发明的控制策略适用于梯次储能电站，保证电站执行电网支撑任务时整站可利用电量不因各储能子系统电量差异减小，不依赖电池SOC监测精度，电网支撑响应速度快。

附图说明

图1是本发明适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制策略流程图；

图2是梯次利用储能电站系统拓扑示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。

本发明提供了一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，如图1所示。储能电站调峰调谷时由能量管理系统EMS汇集各储能变流器PCS信息，计算当前运行周期电站最大可利用充/放电电量；其次根据系统最大可利用充/放电电量和子系统最大可利用充/放电电量由EMS或PCS计算充/放电电量补偿系数k；最后当电站执行电网支撑任务时，由各PCS根据充/放电电量补偿系数k，分布式计算并提供功率支撑。

(1)充电电量补偿系数计算

步骤1-1，电站调峰期间，根据各储能变流器PCS从禁止放电状态到禁止充电状态的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用充电电量W_{i_Ch arg e}：

式中P_{i_Ch arg e}(t)表示电站调峰期间第i套子系统充电功率，一般为PCS额定功率，Δt_{i_Ch arg e}和W_{i_Ch arg e}分别表示该子系统PCS从禁放状态到禁充状态运行时间，当前运行周期T内最大充电电量。

步骤1-2，EMS能量管理系统汇集各储能变流器运行周期T内的最大充电电量，计算电站当前运行周期T全站的最大可利用充电电量W_{sum_Ch arg e}：

步骤1-3，以整站电量利用最大化计算储能电站执行电网支撑任务时第i个储能变流器PCS充电电量补偿系数k_{i_Ch arg e}：

(2)放电电量补偿系数计算

步骤2-1，根据电站中各子系统中从禁止充电到禁止放电的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用放电电量W_{i_Disch arg e}：

式中P_{i_Disch arg e}(t)表示电站调峰期间第i个储能变流器PCS充电功率，一般为PCS额定功率，Δt_{i_Disch arg e}和W_{i_Disch arg e}分别表示该PCS从禁充状态到禁放状态运行时间，当前运行周期内最大放电电量。

步骤2-2，EMS能量管理系统汇集各储能变流器运行周期T内的最大放电电量，计算电站当前运行周期内整站最大可利用放电电量W_{sum_Disch arg e}：

步骤2-3，以整站电量利用最大化计算储能电站执行电网支撑任务时第i个储能变流器PCS的放电电量补偿系数k_{i_Disch arg e}：

(3)从电网吸收的有功功率和无功功率的计算

步骤3-1，第i个储能变流器PCS在执行电网支撑任务时，首先计算调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i：

式中k_f和k_f分别为调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为PCS额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差(此时取Δf_i和ΔU_i大于零，需要PCS从电网吸收有功或无功功率)；

步骤3-2，计算第i个储能变流器PCS实际调频支撑有功功率P_{i_Ch arg e_s}和调压支撑无功功率Q_{i_Ch arg e_s}：

P_{i_Ch arg e_s}＝k_{i_Ch arg e}×P_i (9)

Q_{i_Ch arg e_s}＝k_{i_Ch arg e}×Q_i (10)

显然的，

和

满足式(7)和(8)，保证储能电站对电网支撑的精准度。

(4)向电网释放的有功功率和无功功率的计算

步骤4-1，第i套子系统PCS在执行电网支撑任务时，首先根据计算调频支撑有功功率P_i和电压支撑无功功率Q_i：

其中k_f′和k_v′分别为放电调频系数和调压系数。此时取Δf_i和ΔU_i小于零，需要PCS向电网释放有功或无功功率)；

步骤4-2，计算第i套子系统PCS实际调频支撑有功功率P_{i_Disch arg e_s}和调压支撑无功功率Q_{i_Disch arg e_s}：

P_{i_Disch arg e_s}＝k_{i_Disch arg e}×P_i (13)

Q_{i_Disch arg e_s}＝k_{i_Disch arg e}×Q_i (14)

显然的，

和

满足式(11)和(12)，保证储能电站对电网支撑的精准度。

上可控制策略可应用于如图2所示常规分布式储能电站，即由电池组和电池管理系统BMS，储能变流器PCS为一个系统，各PCS交流侧经变压器并联组成储能电站，接入大电网；也可应用于基于链式拓扑或MMC拓扑的集中式储能电站，此类拓扑的特点是由电池组和电池管理系统BMS和功率模块组成一个储能单元，再由各能量单元通过链式拓扑或MMC拓扑实现集中式并网。

本发明提供一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，包括若干储能变流器PCS、能量管理子系统EMS以及电池管理子系统BMS；

所述电池管理子系统BMS提供禁止放电和禁止充电信号，或者提供荷电状态SOC由储能变流器PCS或能量管理子系统根据荷电状态SOC执行禁止放电和禁止充电的控制；

电站调峰期间，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用充电电量及最大可利用放电电量并发送给能量管理子系统EMS；第i个功率变换子系统接收能量管理子系统EMS发送的充电补偿系数，将计算的充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率；将实时计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率；

能量管理子系统EMS计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS；计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS。

所述控制策略的步骤分别由图2中系统配合实现：步骤1-1、2-1电站最大充放电量计算，关键点在于充放电时间和实时功率计算，可由PCS计算子系统该周期的最大充/放电电量后上传EMS进行求和，也可由EMS根据对各子系统的通讯信息进行计算，此时BMS仅需提供禁充和禁放信号，或提供SOC值由PCS或EMS进行禁充禁放控制。步骤1-2,1-3，2-2,2-3由EMS计算出补偿系数下发各PCS，或下发上步骤计算的电量信息由各PCS计算补偿系数。步骤(3)和(4)由各PCS分布式计算实现。

梯次利用储能电站各电池组老化程度及SOC不均衡，电池SOC难以实现精确监测，储能电站在提供电网支撑服务时，易因个别子系统电池达到禁充和禁放状态限制整站的调频调压出力。本发明根据电站第T个运行周期内调峰调谷时功率和运行时间计算出的可充或放电量，推导电量最大利用补偿系数并对储能电站电网支撑时的输出功率进行补偿，由各子系统PCS根据电网支撑时充放电状态自选择补偿系数进行后为电网提供支撑功率。该控制策略对电量的补偿不依赖电池SOC监测精度，实现储能电站对电网支撑的快速响应，同时最大利用储能电站电量。

综上所述，本发明涉及一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法及系统，由储能变流器PCS、电池管理子系统BMS及能量管理子系统EMS组成系统，使得储能电站在调峰调谷和电网支撑任务中执行：EMS汇集各PCS信息，计算当前运行周期电站最大可利用充/放电电量；根据系统最大可利用充/放电电量和总的最大可利用充/放电电量由EMS或PCS计算充/放电电量补偿系数；当电站执行电网支撑任务时，根据并网点频率或电压与额定频率或电压偏差值和需要补偿功率方向，各PCS根据充/放电电量补偿系数，分布式计算并提供功率支撑。本发明适用于梯次储能电站，保证电站执行电网支撑任务时，整站可利用电量不因各储能子系统电量差异减小，不依赖电池SOC监测精度，支撑响应速度快。

应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。

Claims (10)

1.一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，其特征在于，包括：

电站调峰期间，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数；对计算的第i个储能变流器PCS充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率；

电站调谷期间，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各子系统在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数；

对计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率。

2.根据权利要求1所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，其特征在于，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数，包括：

根据各储能变流器PCS从禁止放电状态到禁止充电状态的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用充电电量W_{i_Charge}：

其中P_{i_Charge}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统充电功率，t为时间，Δt_{i_Charge}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止放电状态到禁止充电状态的运行时间；

计算储能电站运行周期T内全站的最大可利用充电电量W_{sum_Charge}：

计算第i个储能变流器PCS的充电补偿系数k_{i_Charge}：

3.根据权利要求2所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，其特征在于，对实时计算的第i个储能变流器PCS充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率，包括：

第i个储能变流器PCS在执行电网支撑任务时，计算充电调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i：

其中k_f和k_v分别为充电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差；

计算第i个储能变流器PCS从电网吸收的有功功率P_{i_Charge_s}和无功功率Q_{i_Charge_s}：

P_{i_Charge_s}＝k_{i_Charge}×P_i

Q_{i_Charge_s}＝k_{i_Charge}×Q_i。

4.根据权利要求1至3之一所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，其特征在于，计算储能电站第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各子系统在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数，包括：

根据电站中各子系统中从禁止充电到禁止放电的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用放电电量W_{i_Discharge}：

其中P_{i_Discharge}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统放电功率，t为时间，Δt_{i_Discharge}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止充电状态到禁止放电状态的运行时间；

计算运行周期T内全站的最大可利用放电电量W_{sum_Discharge}：

计算第i个储能变流器PCS的放电补偿系数k_{i_Discharge}：

5.根据权利要求4所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制方法，其特征在于，对实时计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率，包括：

第i个储能变流器PCS在执行电网支撑任务时，计算调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i：

其中k_f′和k_v′分别为放电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差；

计算第i个储能变流器PCS向电网释放的有功功率P_{i_Discharge_s}和无功功率Q_{i_Discharge_s}：

P_{i_Discharge_s}＝k_{i_Discharge}×P_i

Q_{i_Discharge_s}＝k_{i_Discharge}×Q_i。

6.一种适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，其特征在于，包括若干储能变流器PCS、能量管理子系统EMS以及电池管理子系统BMS；

所述电池管理子系统BMS提供禁止放电和禁止充电信号，或者提供荷电状态SOC由储能变流器PCS或能量管理子系统根据荷电状态SOC执行禁止放电和禁止充电的控制；

电站调峰期间，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用充电电量及最大可利用放电电量并发送给能量管理子系统EMS；第i个功率变换子系统接收能量管理子系统EMS发送的充电补偿系数，将计算的充电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以充电补偿系数，作为从电网吸收的有功功率和无功功率；

电站调谷期间，第i个储能变流器PCS计算周期T内最大可利用放电电量及最大可利用放电电量并发送给能量管理子系统EMS；第i个功率变换子系统接收能量管理子系统EMS发送的放电补偿系数，将计算的放电调频支撑有功功率和调压支撑无功功率分别乘以放电补偿系数，作为向电网释放的有功功率和无功功率；

能量管理子系统EMS电站调峰期间，计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用充电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的充电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS；电站调谷期间，计算各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和以及第i个储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量占各储能变流器PCS在周期T内最大可利用放电电量之和的比例，作为第i个储能变流器PCS的放电补偿系数发送给第i个储能变流器PCS。

7.根据权利要求6所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，其特征在于，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用充电电量，包括：根据各储能变流器PCS从禁止放电状态到禁止充电状态的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用充电电量W_{i_Charge}：

其中P_{i_Charge}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统充电功率，t为时间，Δt_{i_Charge}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止放电状态到禁止充电状态的运行时间。

8.根据权利要求7所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，其特征在于，电站调峰期间，第i个储能变流器PCS计算的第i个储能变流器PCS放电调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i，具体为：

其中k_f和k_v分别为充电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差。

9.根据权利要求8所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，其特征在于，第i个储能变流器PCS计算运行周期T内最大可利用放电电量，包括根据电站中各子系统中从禁止充电到禁止放电的功率与时间曲线，计算第i个储能变流器PCS运行周期T内最大可利用放电电量W_{i_Discharge}：

其中P_{i_Discharge}(t)表示储能电站调峰期间第i个子系统放电功率，t为时间，Δt_{i_Discharge}表示第i个储能变流器PCS在运行周期T内从禁止充电状态到禁止放电状态的运行时间。

10.根据权利要求9所述的适用于梯次利用储能电站的电网支撑控制系统，其特征在于，电站调谷期间，第i个功率变换子系统，计算调频支撑有功功率P_i和调压支撑无功功率Q_i，具体为：

其中k_f′和k_v′分别为放电调频系数和调压系数，P_{n_i}和Q_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS的额定有功功率和无功功率，f_{n_i}和U_{n_i}分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网额定频率和电压，Δf_i和ΔU_i分别为第i个储能变流器PCS并网节点电网频率偏差和电压偏差。

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