CN112086970B - 一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质，用于解决现有技术对储能电站的配置并不合理，在下级配电网大面积停电的情况下，容易影响重要用户的供电可靠性的技术问题。本发明包括：当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站。

Description

一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质

技术领域

本发明涉及储能电站配置技术领域，尤其涉及一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质。

背景技术

极端自然灾害有可能引发电网严重故障，造成上级输电线路损毁，导致下级配电网大面积停电，影响重要用户的供电可靠性。

现有技术主要利用重要用户紧急备用电源供电，然后采用网络重构手段完成对重要用户复电。

然而紧急备用电源的配备存在资源分散、运行管理混乱、且无法兼顾重要用户馈线上的其他负荷的问题。

储能技术具备快速响应功能，能够提供短时能量供应，可保证重要用户在灾害期间的不间断供电。通过在下级配电网建设储能电站，能够在失去上级电源时，形成孤网运行，改变传统电网供电方式，大大提高配电网供电可靠性。然而现有技术对储能电站的配置并不合理，在下级配电网大面积停电的情况下，容易影响重要用户的供电可靠性。

发明内容

本发明提供了一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质，用于解决现有技术对储能电站的配置并不合理，在下级配电网大面积停电的情况下，容易影响重要用户的供电可靠性的技术问题。

本发明提供的一种储能电站的配置方法，涉及储能电站和上级电网，所述的方法包括：

当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；

获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；

采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；

采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站。

可选地，还包括：

获取所述储能电站的并网母线电压或并网频率；

当所述并网母线电压与预设母线电压基准值的差值的绝对值大于第一预设阈值时，或，当所述并网母线频率与预设基准频率的差值的绝对值大于第二预设阈值时，判定所述上级电网故障，并生成转孤岛运行信号。

可选地，所述储能电站具有储能变流器，所述储能变流器具有电流控制环；所述当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式的步骤，包括：

当所述上级电网故障时，接收所述转孤岛运行信号，获取所述电流控制环的电流补偿值；

获取所述储能电站的相位补偿值；

基于所述电流补偿值和所述相位补偿值，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式。

可选地，当接收到所述转孤岛运行信号时，获取所述电流控制环的电流补偿值的步骤，包括：

当接收到所述转孤岛运行信号时，获取预设的并网运行模式下所述电流控制环的输出变量，将所述输出量作为所述电流控制环的电流补偿值。

可选地，所述获取所述储能电站的相位补偿值的步骤，包括：

获取预设的并网运行模式下的电网矢量相角，将所述电网矢量相角作为所述储能电站的相位补偿值。

可选地，所述当所述上级电网恢复时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换为所述并网运行模式的步骤，包括：

当所述上级电网恢复运行时，接收所述上级电网的并网信号，响应所述并网信号提取所述上级电网的电压相位值；

获取所述储能变流器的输出电压相位值；

计算所述电压相位值与所述输出电压相位值的差值；

将所述差值转换为所述储能变流器的输出电压矢量参考角频率补偿值；

对所述输出电压矢量参考角频率补偿值进行积分处理，形成相角值；

将所述相角值与预设数值进行取模，生成所述储能变流器的输出电压相位参考值；

基于所述输出电压相位参考值，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换为所述并网运行模式。

可选地，所述输出功率包括有功功率和无功功率；所述储能电站具有储能功率、变流器容量和储能容量；所述采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站的步骤，包括：

以所述有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置所述储能功率；

计算所述有功功率与所述无功功率的平方和；

计算所述平方和的算术平方根；

以所述算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置所述变流器容量；

获取切换所述孤网运行模式前所述储能电站的储能荷电状态；

获取所述储能电站在所述孤网运行模式时的最小荷电状态；

获取储能放电效率；

采用所述有功功率、所述储能荷电状态、所述最小荷电状态、所述储能放电效率和所述恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于所述最小储能容量临界值配置所述储能容量。

本发明还提供了一种储能电站的配置装置，涉及储能电站和上级电网，所述的装置包括：

孤网运行模式切换模块，用于当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；

输出功率获取模块，用于获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

并网运行模式切换模块，用于当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；

恢复时间确定模块，用于采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；

配置模块，用于采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站。

可选地，还包括：

并网母线电压或并网频率获取模块，用于获取所述储能电站的并网母线电压或并网频率；

转孤岛运行信号生成模块，用于当所述并网母线电压与预设母线电压基准值的差值的绝对值大于第一预设阈值时，或，当所述并网母线频率与预设基准频率的差值的绝对值大于第二预设阈值时，判定所述上级电网故障，并生成转孤岛运行信号。

可选地，所述储能电站具有储能变流器，所述孤网运行模式切换模块，包括：

电流补偿值获取子模块，用于当所述上级电网故障时，接收所述转孤岛运行信号，响应所述转孤岛运行信号获取所述电流控制环的电流补偿值；

相位补偿值获取子模块，用于获取所述储能电站的相位补偿值；

孤网运行模式切换子模块，用于基于所述电流补偿值和所述相位补偿值，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式。

可选地，所述电流补偿值获取子模块，包括：

电流补偿值获取单元，用于当接收到所述转孤岛运行信号时，获取预设的并网运行模式下所述电流控制环的输出变量，将所述输出量作为所述电流控制环的电流补偿值。

可选地，所述相位补偿值获取子模块，包括：

相位补偿值获取单元，用于获取预设的并网运行模式下的电网矢量相角，将所述电网矢量相角作为所述储能电站的相位补偿值。

可选地，所述并网运行模式切换模块，包括：

电压相位值提取子模块，用于当所述上级电网恢复运行时，接收所述上级电网的并网信号，响应所述并网信号提取所述上级电网的电压相位值；

输出电压相位值获取子模块，用于获取所述储能变流器的输出电压相位值；

差值计算子模块，用于计算所述电压相位值与所述输出电压相位值的差值；

电压矢量参考角频率补偿值输出子模块，用于将所述差值转换为所述储能变流器的输出电压矢量参考角频率补偿值；

相角值形成子模块，用于对所述输出电压矢量参考角频率补偿值进行积分处理，形成相角值；

输出电压相位参考值生成子模块，用于将所述相角值与预设数值进行取模，生成所述储能变流器的输出电压相位参考值；

并网运行模式切换子模块，用于基于所述输出电压相位参考值，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换为所述并网运行模式。

可选地，所述输出功率包括有功功率和无功功率；所述储能电站具有储能功率、变流器容量和储能容量；所述配置模块，包括：

储能功率配置子模块，用于以所述有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置所述储能功率；

平方和计算子模块，用于计算所述有功功率与所述无功功率的平方和；

算术平方根计算子模块，用于计算所述平方和的算术平方根；

变流器容量配置子模块，用于以所述算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置所述变流器容量；

储能荷电状态获取子模块，用于获取切换所述孤网运行模式前所述储能电站的储能荷电状态；

最小荷电状态获取子模块，用于获取所述储能电站在所述孤网运行模式时的最小荷电状态；

储能放电效率获取子模块，用于获取储能放电效率；

储能容量配置子模块，用于采用所述有功功率、所述储能荷电状态、所述最小荷电状态、所述储能放电效率和所述恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于所述最小储能容量临界值配置所述储能容量。

本发明提供的一种电子设备，包括存储器及处理器，所述存储器中储存有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行如上任一项所述的储能电站的配置方法的步骤。

本发明提供的一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现如上任一项所述的储能电站的配置方法。

从以上技术方案可以看出，本发明具有以下优点：在本发明中，当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站。通过本发明对储能电站进行配置，可保证在灾害期间为重要用户不间断供电。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

图1为本发明实施例提供的一种储能电站的配置方法的步骤流程图；

图2为本发明实施例提供的某地区的电网结构示意图；

图3为本发明实施例提供的一种转孤岛运行信号显示示意图；

图4为本发明实施例提供的一种储能电站并/孤网无缝切换的步骤流程图；

图5为本发明实施例提供的一种储能电站并/孤网无缝切换策略的控制示意图；

图6为本发明实施例提供的一种切换并网运行模式的步骤流程图；

图7为本发明实施例提供的一种储能电站相位追踪控制策略的控制示意图；

图8为本发明实施例提供的一种储能电站配置的步骤流程图；

图9为本发明实施例提供的一种储能电站的配置装置的结构框图。

具体实施方式

本发明实施例提供了一种储能电站的配置方法、装置、电子设备和存储介质，用于解决现有技术对储能电站的配置并不合理，在下级配电网大面积停电的情况下，容易影响重要用户的供电可靠性的技术问题。

为使得本发明的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而非全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1，图1为本发明实施例提供的一种储能电站的配置方法的步骤流程图。

本发明提供的一种储能电站的配置方法，包括：

步骤101，当上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的储能电站切换至预设的孤网运行模式；

在本发明实施例中，在对储能电站进行配置之前，首先需要分析电网结构，梳理重要用户供电馈线，对储能电站进行选址。

具体地，重要用户可以包括城市特技重要用户、一级重要用户、二级重要用户以及应急指挥机构等，可从相关电力部门处获取。

重要用户供电馈线依据电网供电用户进行划分，具体地，重要用户所在的馈线即为重要馈线，只有非重要用户的馈线则为非重要馈线。

在本发明实施例中，储能电站的选址方法为，优先选取经电缆化改造的重要馈线所在的上级变电站的低压母线，以保证灾害期间的可靠供电，同时兼顾重要馈线上的其他负荷，扩大电网防灾抗灾范围。

在一个示例中，图2为本发明实施例提供的某地区的电网结构示意图，如图2所示，馈线1～馈线4为重要馈线，其余馈线为非重要馈线，T1、T2、T3为变电站。馈线1、馈线2为电缆供电线路，馈线3、馈线4为架空线路。依据储能电站选址方法，储能电站应选址在T3变电站的10KV母线上。

在本发明实施例中，在确定储能电站的选址后，还需要指定储能电站在灾害期间的运行控制策略，具体地，可以包括灾害前负荷控制策略、灾害中孤岛检测策略以及灾害后孤网运行策略。

其中，灾害前负荷策略主要指极端自然灾害来临前，电力调度部门结合历次灾害发生过程中的实际需求给出的负荷预控值。本发明实施例中，在灾害全过程中负荷水平经历几阶段变化，正常运行时总负荷量为60MW，灾害前调度部门预控负荷至24MW，灾害后孤网运行时候切除所有非重要馈线负荷，重要馈线1和2的负荷为5.64MW。

灾害中孤岛检测策略主要指极端自然灾害来临时，上级输电线路损毁，通过被动孤岛检测快速准确识别出孤岛状态，以获得储能电站转孤岛运行信号。

在一个示例中，被动孤岛检测可以通过以下方法获得转孤岛运行信号：

获取储能电站的并网母线电压或并网频率；

当并网母线电压与预设母线电压基准值的差值的绝对值大于第一预设阈值时，或，当并网母线频率与预设基准频率的差值的绝对值大于第二预设阈值时，判定上级电网故障，并生成转孤岛运行信号。

具体地，被动孤岛检测可按照储能电站并网母线电压或者并网频率来检测孤岛状态，当并网母线电压或者并网频率满足以下条件之一时，发出孤岛运行信号：

其中，U为储能电站并网母线电压，U₀为母线电压基准值，f为储能电站并网频率，f₀为系统基准频率，取50Hz。

在一个示例中，系统运行仿真时检测到的转孤岛运行信号如图3所示。第4s模拟上级电网110kV线路发生故障跳闸，储能电站检测到后，经1.1ms后采用被动孤岛检测方法能快速检测到孤岛，为储能电站提供转孤岛运行信号。

储能电站在检测到转孤岛运行信号后，可以采用灾害后孤网运行策略将储能电站由并网运行模式切换为孤网运行模式。

灾害后孤网运行策略主要指储能电站并/孤网无缝切换策略，用于实现储能电站由并网运行模式无缝切换到孤网运行模式。

在本发明实施例中，储能电站具有储能变流器，储能变流器具有电流控制环；请参阅图4，步骤101具体可以包括以下子步骤：

S11，当上级电网故障时，接收转孤岛运行信号，响应转孤岛运行信号获取电流控制环的电流补偿值；

S12，获取储能电站的相位补偿值；

S13，基于电流补偿值和相位补偿值，将处于预设的并网运行模式的储能电站切换至预设的孤网运行模式。

在一个示例中，子步骤S11可以包括：

当接收到转孤岛运行信号时，获取预设的并网运行模式下电流控制环的输出变量，将输出量作为电流控制环的电流补偿值。

在一个示例中，子步骤S12可以包括：

获取预设的并网运行模式下的电网矢量相角，将电网矢量相角作为储能电站的相位补偿值。

具体地，储能电站在并网运行时采用P/Q控制模式，根据上级电网的功率给定输入或输出功率；储能电站在孤网运行时采用V/f控制模式，维持并网母线电压幅值与系统频率的稳定。由于并/孤网切换前后控制器的状态不同，直接切换储能电站工作模式，将产生电压电流的瞬时突变，造成重要用户设备损害和人身伤害。

具体地，储能电站并/孤网无缝切换控制策略指采用电流补偿方法和相位补偿方法进行并网运行切换至孤网运行控制。

具体地，电流补偿方法是由于储能变流器在并网控制模式下，外环为功率控制环，其输出为电流控制内环的参考量，这两个参考值在并/孤网切换前已达到稳态值。若储能电站直接从并网控制模式转换到孤网控制模式，须通过外环电压控制环调整输出i_{d_out}和i_{q_out}作为电流控制内环的参考量，并通过电流内环控制使输出电流跟随这两个参考值变化而变化。由于电流内环参考值切换前后不一致，则切换后会出现突变调整过程。因此将切换前的电流环参考控制信号引入切换后的控制环路中，对其进行电流补偿，使电流环电流参考量在切换前后不发生突变，然后电压环对电流内环电流参考量再作细微调整，最终使储能变流器输出功率等于负荷功率，实现快速平滑过渡。

获取并/孤网切换前电流控制环输出变量i_{d_gref}(切换前并网模式下有功电流参考量)和i_{q_gref}(切换前并网模式下无功电流参考量)，分别作为补偿量i_{d_bu}和i_{q_bu}，将其补偿到切换后电流控制环，使控制器实现快速平滑过渡。改变电流内环控制参考量为i_{d_iref}和i_{q_iref}：

具体地，相位补偿方法是由于无论采用P/Q控制模式还是V/f控制模式，都需要为Park变换和反Park变换提供一个相角。在P/Q控制模式下，Park变换和反Park变换采用的是电网电压的相位，通过锁相环实时监测；在V/f控制模式下，Park变换和反Park变换采用的相位为恒频旋转下得到的相位。当切换前后两个相位不同步时，两个dq旋转坐标轴之间会有一定的角度，切换前后由于发生了突变，将会导致储能电站输出电压相位发生突变，进而可能导致切换不成功，因此还需进行相位补偿。

获取并/孤网切换对相位的补偿是从P/Q控制模式切换到V/f控制模式时，记忆上一时刻的电网矢量相角θ₀，作为切换后的相角补偿值。切换后的相角表示为：

θ_u＝θ₀+∫(2πf₀)dt

为便于理解，请参阅图5，图5为本发明实施例提供的储能电站并/孤网无缝切换策略的控制示意图。

其中，P*为并网控制模式下有功指令，Q*为并网控制模式下无功指令，P为储能电站实际输出有功功率，Q为储能电站实际输出无功功率；i_{d_gref}为切换前并网控制模式下有功电流参考量，来自于有功控制外环输出，i_{q_gref}为切换前并网控制模式下无功电流参考量，来自于无功控制外环输出，i_d为储能电站实际输出电流d轴分量，i_q为储能电站实际输出电流q轴分量。切换到孤网控制模式下f0为储能电站输出电压频率的参考量，取为50Hz,V_{d_ref}和V_{q_ref}分别为储能电站输出电压指令的d轴参考量、q轴参考量，其电压外环控制输出为i_{d_out}和iq_{_out}，V_d为储能电站实际母线电压d轴分量，V_q为储能电站实际母线电压q轴分量，i_{d_iref}为切换后孤岛模式下电流内环d轴参考量，i_{q_iref}为切换后并网模式下电流内环q轴参考量。

步骤102，获取孤网运行模式下储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

步骤103，当上级电网恢复运行时，将储能电站从孤网运行模式切换至并网运行模式，并记录故障恢复时间；

在本发明实施例中，当上级电网故障排除后，系统恢复正常运行时，需要将储能电站由孤网运行重新并网，由V/f控制模式转变为P/Q控制模式。但是由于孤网运行时无法追踪电网相位，在运行过程中相位会发生变化，直接并网瞬间会产生较大的冲击电流。因此，还需要制定储能电站在上级电网恢复运行后的并网控制策略，使得储能电站在并网之前实现与上级电网的预同步，即将储能电站相角追踪到上级电网的相位。以使得储能电站从孤网运行状态平稳切换至并网运行状态。

在一个示例中，请参阅图6，当上级电网恢复时，将储能电站从孤网运行模式切换为并网运行模式的步骤可以包括以下子步骤：

S21，当所述上级电网恢复运行时，接收所述上级电网的并网信号，响应所述并网信号提取所述上级电网的电压相位值；

S22，获取储能变流器的输出电压相位值；

S23，计算电压相位值与输出电压相位值的差值；

S24，将差值转换为储能变流器的输出电压角频率补偿值；

S25，对输出电压角频率补偿值进行积分处理，形成相角值；

S26，将相角值与预设数值进行取模，生成储能变流器的输出电压相位参考值；

S27，基于输出电压相位参考值，将储能电站从孤网运行模式切换为并网运行模式。

在具体实现中，如图7所示，储能电站并网前的相位预同步主要通过电压预同步模块实现。包括电网相位提取环节、相位预同步补偿环节、参考相位生成环节三部分，首先利用锁相环PLL提取电网电压的相位值，然后将电网电压相位θ_g与储能变流器输出电压相位θ_inv进行比较，形成差值Δθ，经过PI调节器形成变流器输出电压矢量参考角频率补偿值ω_c。

当θ_g>θ_inv时，补偿值ω_c>0，经过补偿后，角频率增大，使得θ_inv逐渐靠近θ_g；反之亦然。当二者相等时，补偿值不再变化，完成补偿，预同步完成。最后将经过补偿后的角频率经积分环节，形成相角值f₀，然后与2π通过mod函数取模，作为储能变流器的输出电压相位参考值

当发出并网信号后，由于采用电网电压做频率支撑，则储能变流器输出电压相位参考值切换为电网电压相位θ_g。从而实现储能电站从孤网运行模式向并网运行模式的平稳切换。

其中，u_ga、u_gb、u_gc分别为主网三相电压实际值，f_g为通过锁相环测量的主网频率。

步骤104，采用故障发生时间与故障恢复时间确定上级电网的恢复时间；

步骤105，采用恢复时间和输出功率配置储能电站。

在一个示例中，如图8所示，步骤105可以包括以下子步骤：

S31，以有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置储能功率；

S32，计算有功功率与无功功率的平方和；

S33，计算平方和的算术平方根；

S34，以算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置变流器容量；

S35，获取切换孤网运行模式前储能电站的储能荷电状态；

S36，获取储能电站在孤网运行模式时的最小荷电状态；

S37，获取储能放电效率；

S38，采用有功功率、储能荷电状态、最小荷电状态、储能放电效率和恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于最小储能容量临界值配置储能容量。

在具体实现中，可以对储能电站防灾抗灾运行各阶段过渡过程进行仿真，记录储能电站各采样时刻的输出功率。灾害过程中，储能电站暂态功率波动主要出现在并/离网切换瞬间。各时刻储能电站输出功率可表示为：

S_ES,t＝P_ES,t+jQ_ES,t

其中，P_ES,t、Q_ES,t分别为t时刻储能电站输出的有功功率和无功功率。

接着根据各时刻输出功率，按照以下公式要求对储能功率P_ES和变流器容量S_ES进行配置：

其中，T为上级电网恢复时间。

根据上级电网恢复时间，按照以下公式对储能容量E_ES进行配置：

式中：SOC₀为灾害前储能荷电状态，SOC_m为灾害过程中储能需维持的最小荷电状态，η为储能放电过程的效率。

在本发明中，当上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的储能电站切换至预设的孤网运行模式；获取孤网运行模式下储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；当上级电网恢复运行时，将储能电站从孤网运行模式切换至并网运行模式，并记录故障恢复时间；采用故障发生时间与故障恢复时间确定上级电网的恢复时间；采用恢复时间和输出功率配置储能电站。通过本发明对储能电站进行配置，可保证在灾害期间为重要用户不间断供电。

请参阅图9，图9为本发明实施例提供的一种储能电站的配置装置的结构框图。

本发明还提供了一种储能电站的配置装置，涉及储能电站和上级电网，的装置包括：

孤网运行模式切换模块901，用于当上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的储能电站切换至预设的孤网运行模式；

输出功率获取模块902，用于获取孤网运行模式下储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

并网运行模式切换模块903，用于当上级电网恢复运行时，将储能电站从孤网运行模式切换至并网运行模式，并记录故障恢复时间；

恢复时间确定模块904，用于采用故障发生时间与故障恢复时间确定上级电网的恢复时间；

配置模块905，用于采用恢复时间和输出功率配置储能电站。

可选地，还包括：

并网母线电压或并网频率获取模块，用于获取储能电站的并网母线电压或并网频率；

转孤岛运行信号生成模块，用于当并网母线电压与预设母线电压基准值的差值的绝对值大于第一预设阈值时，或，当并网母线频率与预设基准频率的差值的绝对值大于第二预设阈值时，判定上级电网故障，并生成转孤岛运行信号。

可选地，储能电站具有储能变流器，孤网运行模式切换模块901，包括：

电流补偿值获取子模块，用于当上级电网故障时，接收转孤岛运行信号，响应转孤岛运行信号获取电流控制环的电流补偿值；

相位补偿值获取子模块，用于获取储能电站的相位补偿值；

孤网运行模式切换子模块，用于基于电流补偿值和相位补偿值，将处于预设的并网运行模式的储能电站切换至预设的孤网运行模式。

可选地，电流补偿值获取子模块，包括：

电流补偿值获取单元，用于当接收到转孤岛运行信号时，获取预设的并网运行模式下电流控制环的输出变量，将输出量作为电流控制环的电流补偿值。

可选地，相位补偿值获取子模块，包括：

相位补偿值获取单元，用于获取预设的并网运行模式下的电网矢量相角，将电网矢量相角作为储能电站的相位补偿值。

可选地，并网运行模式切换模块903，包括：

电压相位值提取子模块，用于当所述上级电网恢复运行时，接收所述上级电网的并网信号，响应所述并网信号提取所述上级电网的电压相位值；

输出电压相位值获取子模块，用于获取储能变流器的输出电压相位值；

差值计算子模块，用于计算电压相位值与输出电压相位值的差值；

电压矢量参考角频率补偿值输出子模块，用于将差值转换为储能变流器的输出电压矢量参考角频率补偿值；

相角值形成子模块，用于对输出电压矢量参考角频率补偿值进行积分处理，形成相角值；

输出电压相位参考值生成子模块，用于将相角值与预设数值进行取模，生成储能变流器的输出电压相位参考值；

并网运行模式切换子模块，用于基于输出电压相位参考值，将储能电站从孤网运行模式切换为并网运行模式。

可选地，输出功率包括有功功率和无功功率；储能电站具有储能功率、变流器容量和储能容量；配置模块905，包括：

储能功率配置子模块，用于以有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置储能功率；

平方和计算子模块，用于计算有功功率与无功功率的平方和；

算术平方根计算子模块，用于计算平方和的算术平方根；

变流器容量配置子模块，用于以算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置变流器容量；

储能荷电状态获取子模块，用于获取切换孤网运行模式前储能电站的储能荷电状态；

最小荷电状态获取子模块，用于获取储能电站在孤网运行模式时的最小荷电状态；

储能放电效率获取子模块，用于获取储能放电效率；

储能容量配置子模块，用于采用有功功率、储能荷电状态、最小荷电状态、储能放电效率和恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于最小储能容量临界值配置储能容量。

本发明提供的一种电子设备，包括存储器及处理器，所述存储器中储存有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行如本发明任一实施例所述的储能电站的配置方法的步骤。

本发明提供的一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现如本发明任一实施例所述的储能电站的配置方法。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。

所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。

另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。

所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (9)

1.一种储能电站的配置方法，其特征在于，涉及储能电站和上级电网，所述的方法包括：

当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；

获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；

采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；

采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站；

其中，所述输出功率包括有功功率和无功功率；所述储能电站具有储能功率、变流器容量和储能容量；所述采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站的步骤，包括：

以所述有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置所述储能功率；

计算所述有功功率与所述无功功率的平方和；

计算所述平方和的算术平方根；

以所述算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置所述变流器容量；

获取切换所述孤网运行模式前所述储能电站的储能荷电状态；

获取所述储能电站在所述孤网运行模式时的最小荷电状态；

获取储能放电效率；

采用所述有功功率、所述储能荷电状态、所述最小荷电状态、所述储能放电效率和所述恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于所述最小储能容量临界值配置所述储能容量。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：

获取所述储能电站的并网母线电压或并网频率；

当所述并网母线电压与预设母线电压基准值的差值的绝对值大于第一预设阈值时，或，当所述并网母线频率与预设基准频率的差值的绝对值大于第二预设阈值时，判定所述上级电网故障，并生成转孤岛运行信号。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述储能电站具有储能变流器，所述储能变流器具有电流控制环；所述当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式的步骤，包括：

当所述上级电网故障时，接收所述转孤岛运行信号，响应所述转孤岛运行信号获取所述电流控制环的电流补偿值；

获取所述储能电站的相位补偿值；

基于所述电流补偿值和所述相位补偿值，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述当所述上级电网故障时，接收所述转孤岛运行信号，响应所述转孤岛运行信号获取所述电流控制环的电流补偿值的步骤，包括：

当所述上级电网故障时，接收所述转孤岛运行信号，响应所述转孤岛运行信号，获取预设的并网运行模式下所述电流控制环的输出变量，将所述输出变量作为所述电流控制环的电流补偿值。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述获取所述储能电站的相位补偿值的步骤，包括：

获取预设的并网运行模式下的电网矢量相角，将所述电网矢量相角作为所述储能电站的相位补偿值。

6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换为所述并网运行模式的步骤，包括：

当所述上级电网恢复运行时，接收所述上级电网的并网信号，响应所述并网信号提取所述上级电网的电压相位值；

获取所述储能变流器的输出电压相位值；

计算所述电压相位值与所述输出电压相位值的差值；

将所述差值转换为所述储能变流器的输出电压矢量参考角频率补偿值；

对所述输出电压矢量参考角频率补偿值进行积分处理，形成相角值；

将所述相角值与预设数值进行取模，生成所述储能变流器的输出电压相位参考值；

基于所述输出电压相位参考值，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换为所述并网运行模式。

7.一种储能电站的配置装置，其特征在于，涉及储能电站和上级电网，所述的装置包括：

孤网运行模式切换模块，用于当所述上级电网故障时，将处于预设的并网运行模式的所述储能电站切换至预设的孤网运行模式；

输出功率获取模块，用于获取所述孤网运行模式下所述储能电站的输出功率，并记录故障发生时间；

并网运行模式切换模块，用于当所述上级电网恢复运行时，将所述储能电站从所述孤网运行模式切换至所述并网运行模式，并记录故障恢复时间；

恢复时间确定模块，用于采用所述故障发生时间与所述故障恢复时间确定所述上级电网的恢复时间；

配置模块，用于采用所述恢复时间和所述输出功率配置所述储能电站；

其中，所述输出功率包括有功功率和无功功率；所述储能电站具有储能功率、变流器容量和储能容量；所述配置模块，包括：

储能功率配置子模块，用于以所述有功功率的最大值为最小储能功率临界值配置所述储能功率；

平方和计算子模块，用于计算所述有功功率与所述无功功率的平方和；

算术平方根计算子模块，用于计算所述平方和的算术平方根；

变流器容量配置子模块，用于以所述算术平方根的最大值为最小变流器容量临界值配置所述变流器容量；

储能荷电状态获取子模块，用于获取切换所述孤网运行模式前所述储能电站的储能荷电状态；

最小荷电状态获取子模块，用于获取所述储能电站在所述孤网运行模式时的最小荷电状态；

储能放电效率获取子模块，用于获取储能放电效率；

储能容量配置子模块，用于采用所述有功功率、所述储能荷电状态、所述最小荷电状态、所述储能放电效率和所述恢复时间，计算最小储能容量临界值，并基于所述最小储能容量临界值配置所述储能容量。

8.一种电子设备，其特征在于，包括存储器及处理器，所述存储器中储存有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行如权利要求1-6任一项所述的储能电站的配置方法的步骤。

9.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1-6任一项所述的储能电站的配置方法。

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