CN112865188B - 一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，包括：预先获取电池储能电站在进行运行模式转换过程中产生的影响因素；根据所述影响因素采用旋转矢量的预同步方法对电池储能电站进行预投切处理；采用预设功率流分级增加或功率流线性增加的柔性接入方法，以将所述电池储能电站并入电网内。本发明保证了储能电站在进行并网和离网运行模式切换时，能够保证稳定运行，有效发挥储能电站的积极作用，提高供电可靠性。

Description

一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法

技术领域

本发明涉及电池储能电站并网领域，特别涉及一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法、电子设备和存储介质。

背景技术

储能是未来电力行业发展的必然选择，由于可再生能源规模化消纳、电力调峰调频、分布式能源友好接入、用户侧需求响应、电动汽车与电网友好互动等方面的需求，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。在储能大规模化应用的背景下，储能系统并网对配电网的一次网架结构、自动化控制和管理水平带来了重大挑战。储能系统离网-孤岛运行-并网-并网运行状态切换，并网运行时配网网架的重构、不同消纳模式的切换，离网孤岛运行时一次网络结构变化等，这些导致了配电网运行的多态性，如何实现电池储能系统或者其他可控资源的灵活有效的控制，实现配电网不同运行状态的平滑切换和稳定运行，是储能系统并网协调控制技术的难点之一。

传统的做法并网采用PQ控制，离网采用其中一种电压源输出特性的控制方法，切换时就将控制指令从正在工作的控制器切换至另一种控制器的双模式切换方法。采用两种控制方式看似满足电池储能电站系统并网及离网两种运行工况，然而在切换过程中却存在诸多问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法、电子设备和存储介质，以解决上述双模式切换过程中产生的电压、电流问题。

为了解决以上问题，本发明通过以下技术方案实现：

一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，包括：步骤S1、预先获取电池储能电站在进行运行模式转换过程中产生的影响因素。步骤S2、根据所述影响因素采用旋转矢量的预同步方法对电池储能电站进行预投切处理。步骤S3、采用预设功率流分级增加或功率流线性增加的柔性接入方法，以将所述电池储能电站并入电网内。

优选地，还包括步骤S4、采用预设功率流分级减小或功率流线性减小的柔性退出方法，以将所述电池储能电站退出所述电网外。

优选地，所述影响因素包括：当电池储能电站进行离网模式转换至并网模式时，对三相并网逆变器进行建模，从时域角度对离网模式转换至并网模式的过渡过程进行分析，得出切换瞬间负载点电压U_pcc如下：

U_pcc＝e^-τt(K₁sinω't+K₂cosω't)+K₃sinωt+K₄cosωt

式中，此解中变量K₁、K₂、K₃、K₄为关于逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位的函数。

通过对所述切换瞬间负载点电压U_pcc的成分分析可知，其解包含按指数衰减的暂态分量及稳态分量；在切换前的0^-时刻，暂态分量的幅值为因此，如若想在切换瞬间使本地负载所承受较小的电压冲击，通过调整逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位/>的关系，并网前实现逆变器输出电压幅值、相位与网压u_g的同步，以减少暂态分量的幅值。

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，切换瞬间负载点电压U_pcc及负载电流的产生的畸变。

优选地，所述步骤S2包括：当电池储能电站进行离网模式转换至并网模式时，进行并网前的包括频率、电压幅值、相位三个方面的预同步过程；

电压幅值预同步包括通过分别检测网压与逆变器输出电压幅值，将二者差值经PI调节器后进行二次调压，采用如下公式进行实现：

式中，V表示电池储能电站电压控制量，V_Load表示负载电压合矢量，V_Grid表示三相电网电压合矢量，K_pv表示偏差调节比例系数；K_iV表示偏差调节积分系数；S表示积分计算。

在二次调压完成的前提下V_Grid＝V_Load，V_Grid-q为三相电网电压合矢量V_Grid以其自身相位θ_Grid做Park变换分解的q轴分量，V_Load-q和V_Load-d分别为负载电压合矢量V_Load以其自身相位θ_Grid做Park变换分解的q轴分量和d轴分量、通过闭环调节V_Load-q＝V_Grid-q使得相位与频率同步。

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，电池储能电站首先由并网PQ运行控制转为第一阶段恒压恒频控制，该第一阶段并网点开关并未断开恒压恒频控制以电流环为主。

并网点开关断开后进入第二阶段恒压恒频控制，该第二阶段电压环发挥作用，为负荷提供电压/频率稳定的交流电源。

优选地，所述步骤S3中的预设功率流分级增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*0.3，第二级功率P2＝Pe*0.6和第三级功率P3＝Pe*1，其中，Pe为逆变器额定功率；将所述第一级功率P1～所述第三级功率P3依次下达给变流器。

优选地，所述步骤S3中的预设功率流线性增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，以线性变化的功率P＝K*t₀，K表示控制斜率，将功率P施加给逆变器。

优选地，所述步骤S4中的预设功率流分级减小的控制方法包括：

在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*1，第二级功率P2＝Pe*0.6，第三级功率P3＝Pe*0.3，第四级功率P4＝0，所述P1～P4分别表示四个不同阶段功率给定值，Pe为逆变器额定功率，将所述第一级功率P1～第四级功率P4依次下达给变流器。

优选地，所述步骤S4中的预设功率流线性减小的控制方法包括：在0～t₀时间内，P＝K*t₀,K表示控制斜率，将功率P施加给逆变器。

另一方面，本发明还提供一种电子设备，包括处理器和存储器，所述存储器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，实现如上文所述的方法。

再一方面，本发明还提供一种可读存储介质，所述可读存储介质内存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现如上文所述的方法。

本发明至少具有以下优点之一：

本发明首先对电池储能电站离网转并网、并网转离网运行过程进行分析，确定在模式转换过程中可能产生的不利因素(影响因素)；在离网转并网分析基础上，制定离网转并网预同步控制策略，为电池储能电站并网做好准备，采用一种旋转矢量的预同步方法，避免传统方法中相位与频率分别预同步所产生的矛盾以及网压频率波动影响预同步结果；在预同步控制基础上，提出即插即用电池储能电站可采用预设功率流分级增加或者功率流线性增加的柔性接入方法，减小或避免电池储能电站接入对电网造成冲击；在并网转离网分析基础上，提出基于功率流层面的柔性退出技术，完成即插即用电池储能电站多状态平滑切换。

即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法的目标是保证储能电站在进行并网和离网运行模式切换时，能够保证稳定运行，有效发挥储能电站的积极作用，提高供电可靠性。

附图说明

图1为本发明一实施例提供的一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法流程图；

图2为本发明一实施例提供的逆变器等效单相主电路；

图3为本发明一实施例提供的并网切至离网过渡过程；

图4为本发明一实施例提供的恒压恒频控制框图；

图5为本发明一实施例提供的电流加权控制算法框图；

图6为本发明一实施例提供的下垂控制策略示意图；

图7为本发明一实施例提供的电压幅值预同步控制策略示意图；

图8为本发明一实施例提供的幅值同步控制示意图；

图9为本发明一实施例提供的相位、频率预同步控制示意图；

图10为本发明一实施例提供的相位、频率同步控制示意图；

图11a为本发明一实施例提供的基于功率流分级增加的柔性接入示意图；

图11b为本发明一实施例提供的基于功率线性增加的柔性接入示意图；

图12a为本发明一实施例提供的基于功率流分级减小的柔性退出示意图；

图12b为本发明一实施例提供的基于功率线性减小的柔性退出示意图；

图13为本发明一实施例提供的仿真模型架构示意图；

图14a为本发明一实施例提供的负载突变仿真示意图；

图14b为本发明一实施例提供的电池储能电站运行模式仿真示意图；

图14c为本发明一实施例提供的电池储能电站输出电压与系统电压对比仿真示意图；

图14d为本发明一实施例提供的电池储能电站无功功率响应仿真示意图；

图14e为本发明一实施例提供的电池储能电站有功功率响应仿真示意图；

图14f为本发明一实施例提供的负载点电压变化仿真示意图。

具体实施方式

以下结合附图和具体实施方式对本发明提出的一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法、电子设备和存储介质作进一步详细说明。根据下面说明，本发明的优点和特征将更清楚。需要说明的是，附图采用非常简化的形式且均使用非精准的比例，仅用以方便、明晰地辅助说明本发明实施方式的目的。为了使本发明的目的、特征和优点能够更加明显易懂，请参阅附图。须知，本说明书所附图式所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

如图1所示，本实施例提供一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，包括：步骤S1、预先获取电池储能电站在进行运行模式转换过程中产生的影响因素。步骤S2、根据所述影响因素采用旋转矢量的预同步方法对电池储能电站进行预投切处理。步骤S3、采用预设功率流分级增加或功率流线性增加的柔性接入方法，以将所述电池储能电站并入电网内。本实施例还包括步骤S4、采用预设功率流分级减小或功率流线性减小的柔性退出方法，以将所述电池储能电站退出所述电网外。

所述步骤S1中的获取的所述影响因素具体过程如下：

对电池储能电站离网模式转并网模式、并网模式转离网模式运行过程进行分析，确定在上述模式转换过程中可能产生的不利因素(影响因素)。

由离网模式切换至并网模式时，需对逆变器输出电压的幅值与相位进行与电网或电网系统的网压的同步，下面将所述逆变器输出电压的幅值与相位与网压的预同步对并网的影响进行分析。由于可将三相逆变器主电路在α－β坐标系下等效为2个单相逆变器，为简化过渡过程分析，以单相逆变器为例进行分析。

如图2所示，其为等效后的单相主电路，离网运行时并网开关S断开，逆变器为负载Z_L提供稳定幅值与频率的电压，可将其等效为电压源：式中，E₀表示逆变器电压幅值，ω表示逆变器输出交流电压角速度，t表示t时刻，/>表示初始相位；离网模式切至并网模式时，并网开关S导通，Z_g为线路阻抗，设网压u_g＝E_gsin(ωt)，式中，E_g表示电网电压幅值。

当接受到并网指令，并网开关S导通瞬间施加到线路阻抗Z_g的电压为

此时逆变器流入电网电流i_g为

i_g＝(u₀-u_g)/Z_g＝(E₀sinθ₁-E_gsinθ)/Z_g (2)

式中，θ₁表示逆变器输出相位；θ表示电网电压相位。

由上式(2)可见切换瞬间入电网电流大小由负载电压u₀和网压u_g的幅值与相位决定。先假设两电压幅值相差1/1000单位电压，则

i_g＝0.001E_g/Z_g (3)

现幅值相同，当相位差1/1000整周期360°相位可得

i_g＝E_gsin(0.36°)/Z_g＝0.0063E_g/Z_g (4)

对比式(3)与式(4)可得，由离网模式切至并网模式之前，逆变器输出电压幅值与相位若未达到与电网的网压同步则会在切换瞬间产生电流冲击，且由相位差产生冲击电流可达到幅值的6.3倍。

通过对三相并网逆变器进行建模，从时域角度对离网切至并网的过渡过程进行了分析，由等效电路图列出相对应的微分方程，通过对微分方程求解得出切换瞬间负载ZL的PCC点电压的解U_pcc(切换瞬间负载点电压U_pcc)为

U_pcc＝e^-τt(K₁sinω′t+K₂cosω′t)+K₃sinωt+K₄cosωt (5)

式中，此解中变量K₁、K₂、K₃、K₄为关于逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位的函数。

通过对所述切换瞬间负载点电压U_pcc的成分分析可知，其解包含按指数衰减的暂态分量及稳态分量；在切换前的0^-时刻，暂态分量的幅值为因此，如若想在切换瞬间使本地负载所承受较小的电压冲击，通过调整逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位/>的关系，并网前实现逆变器输出电压幅值、相位与网压u_g的同步，以减少暂态分量的幅值。

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，切换瞬间负载点电压U_pcc及负载电流的产生的畸变。具体过程如下：

储能电站由并网模式切换至离网模式时，切换过程如附图3所示，执行储能电站退出指令前，模式控制开关S₁置于电流源控制，并网开关S₂置于并网运行。当需要执行退出操作时，数字信号处理(Digital Signal Processing，DSP)发出指令将模式控制开关S₁由电流源控制切换到电压源控制，同时DSP向并网开关S₂发出关断指令。则与上述电池储能电站离网模式转并网模式类似，该模式转换过程同样存在程序、硬件电路切换的不同步问题。

上述过渡过程引起并网模式切至离网模式存在以下电压源控制并网运行的问题：下面的电流加权控制算法和恒压恒频控制只是分析不利因素的过程。

请继续参考图3，t₁时刻之前为并网运行的稳态阶段，即电流源并网运行。同样，在此稳态阶段电压源控制器未参与闭环控制而存在控制器饱和问题，当t₁时刻执行并网指令时，(/>表示t2时刻时电压给定值)至/>(/>表示t1时刻时电压给定值)出现阶跃性跳变，但不同于并网切换的是，此时并网开关仍处于导通状态，因此逆变器输出电压受到大电网的错制，不会因控制指令突变而发生电压畸变。

t₁-t₂时间段恒压恒频控制(如图4所示)取代了之前的PQ控制，逆变器输出等效为电压源，在此期间出现了逆变器与电网两电压源并联，PCC点电压并未受恒压恒频控制。因此图4所示的恒压恒频控制框图中的电压闭环(如图4所示的PI表示控制参数)未参与实质性的调节，电压闭环输出依然由最初切换时刻的饱和状态保持到t₂时刻并网开关断开。由于此阶段电压闭环输出(/>表示电压环d轴控制输出值，即d轴控制输出饱和值)、/>(/>表示电压环q轴控制输出值，即q轴控制输出饱和值)处于饱和状态，因此图4中的电流闭环将跟随饱和值/>输出此饱和状态下的上限电流，由于PCC点电压受电网钳制保证了负载功率不变，因此多余的大电流全部注入电网。

所述分别为电压环控制d轴和q轴的给定值，V_d、V_q分别为采样计算得到的实际逆变器交流侧电压d轴和q轴值。经PI控制之后得到电流环输入的给定值，/>和/>I_d和I_q分别为电流采样得到d轴和q轴分量。电流环经PI控制后输出量与解耦系数以及前馈值相叠加得到最终d轴和q轴的调制量，经SVPWM调制之后输出脉冲控制逆变器。

当t2时刻并网开关S₂断开时，电压闭环开始参与调节，进行退饱和的动态响应过程，此时将引起PCC点电压及负载电流的畸变。对于此提出一种加权电流控制算法，针对离网过程中逆变器输出电流不可控的问题，在脱网过程中加入电流加权控制，控制框图如图5所示。

具体的，请继续参考图5，电流加权控制算法的过程包括：和i_g分别为电网侧电流给定值和实际采样值，二者经过电流环加权控制KG_i(s)后输出量与电压给定值做叠加，同时与实际采集到的电压值做比较，将差值作为电压环控制器G_v(s)的输入量，经G_v(s)后得到电流内环的给定量/> 通过与电流实际采样值i_L相比较得到电流控制环偏差量后得到输出量。

在发布离网过程中加入电流控制，控制环节加权值由参数K决定，加入此环节的目的为在此过渡过程中对入网电流加以控制，避免注入电网大电流。当并网开关断开后将加权因子置为零，由于电压闭环一直处于调节状态亦不存在控制器饱和问题。

所述步骤S2包括：当电池储能电站进行离网模式转换至并网模式时，进行并网前的预同步包括频率、幅值、相位三个方面的具体过程；

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，进行预同步的过程。

具体的，在离网模式转并网模式分析基础上，制定离网模式转并网模式预同步控制策略，为电池储能电站并网做好准备，采用一种旋转矢量的预同步方法(下垂控制策略)，避免传统方法中相位与频率分别预同步所产生的矛盾以及网压频率波动影响预同步结果。

离网控制方法多采用恒压恒频控制及下垂控制策略，对下垂控制策略的分析，其控制原理依赖于＂一次调频＂、＂一次调压＂。当负载所需有功与无功变化而偏离额定功率时，通过＂一次调频＂、＂一次调压＂的调节，逆变器输出电压的幅值与频率都偏离额定运行点，因此并网前的预同步包括频率、幅值、相位三个方面。

下垂控制策略的预同步需要＂二次调频＂、＂二次调压＂，如图6a所示，以P-f下垂曲线为例，原始曲线为f₀₁，当稳定运行在A点时负载功率P_Load偏离额定功率P₀。若f₀₁为网压频率，工作点频率A偏离f₀₁，因此要达到频率同步需在保持负载功率不变的前提下调整下垂曲线，使其频率与电网同步。将表示原始网压频率f₀₁的曲线向上平移至表示当前网压频率f₀₂的曲线，运行点由A平移到B，f_B等于f₀₁。二次调压与之类似。

如图7所示，当执行预同步命令时，传统做法需分别检测储能电站电压u_mabc与网压u_gabc的幅值(|u_m|、|u_g|)、频率(f_m、f_g)以及相角(θ_m、θ_g)，继而采用幅值、频率和相位三闭环调节器给定二次调压指令Δu与二次调频指令Δf。u_mα、u_mβ、u_gα、u_gα分别为电网电压U_mabc与网压U_gabc在αβ静止坐标系的分量；k_vp、k_vi、k_fp、k_θp与k_θi分别为幅值、频率和相位的调节参数。传统的三环预同步方法容易导致各环节的相互影响，比如对于相位与频率的同步中，由于相位是通过频率积分得出的角度，因此相位的同步依赖于频率差值，同时频率同步的情况下相位未必同步，这就又反过来需要使频率产生差值，因此这两个同步控制存在矛盾。除此之外，电网频率并非恒定不变，而是存在±0.2Hz波动，这无疑会对频率的同步产生影响。

如图8所示，本实施例的电压幅值预同步与上述过程类似，通过分别检测网压与逆变器输出电压幅值，将二者差值经PI调节器后进行二次调压，式(6)为其对应的控制方程。

式中，V表示电池储能电站电压控制量，V_Load表示负载电压合矢量，V_Grid表示三相电网电压合矢量，K_pv表示偏差调节比例系数；K_iV表示偏差调节积分系数；S表示积分计算。

如图9所示，对于相位与频率的预同步过程中，为了避免传统方法中相位与频率分别预同步所产生的矛盾以及网压频率波动影响预同步结果，此处采用一种旋转矢量的预同步方法，V_Grid、V_Load为三相网电压与负载电压(PCC点电压)的合成矢量。在二次调压完成的前提下V_Grid＝V_Load，V_Grid-q为网压以其自身相位θ_Grid做Park变换的q轴分量，负载电压合矢量V_Load同样以θ_Grid做Park变换分解为V_Load-q、V_Load-d，若两个电压相位或频率存在偏差会导致V_Load-q≠V_Grid-q。因此，通过闭环调节V_Load-q＝V_Grid-q就能同时实现相位与频率同步。

以上是针对离网控制模式之一的下垂控制策略提出的基于“二次调频”、“二次调压”的预同步方法，对于另一种离网控制模式——恒压恒频的预同步方法与之类似，同样是将电压矢量进行Park变换之后进行闭环调节；区别在于恒压恒频控制不同于下垂控制将PI调节量用于调整下垂曲线，而是将其直接用于坐标变换的旋转角度，由此达到预同步目的。

如图10所示，为逆变器与电网相位、频率同步过程。通过对电网侧电压进行软件锁相得到频率同步信号，该频率同步信号与经下垂控制策略调节后的输出频率信号相叠加的得到修正之后的频率给定值，该值积分后得到离网运行电压角度值。

对于所述步骤S3，在预同步控制基础上，提出即插即用电池储能电站可采用预设功率流分级增加或者功率流线性增加的柔性接入方法，减小或避免电池储能电站接入对电网造成冲击。

考虑到绝大多数应用场景下，都会对接入电网的各种供配电装置提出高响应速度的需求，如要求供配电装置尽可能快速的接入、退出，并且具备毫秒级的功率响应速度。然而在某些特殊的应用场景，比如电网末端等薄弱环节或者电网弱通讯应用场景，大功率供配电设备并不能频繁的接入或退出，并且在接入或退出时功率响应速度过快反而会导致电网不稳定。为减小或避免对电网造成冲击，提出即插即用电池储能电站可采用预设功率流分级增加或者功率流线性增加的柔性接入方法。

如图11a和图11b所示，通过在即插即用电池储能电站控制系统中预设上述两种功率流控制方法(预设功率流分级增加的控制方法和功率流线性增加的控制方法)，可控制即插即用电池储能电站功率流的响应速率，实现功率流层面的柔性接入控制。

如图11a所示，对于预设功率流分级增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*0.3，第二级功率P2＝Pe*0.6和第三级功率P3＝Pe*1，其中，Pe为逆变器额定功率，P1～P3表示三个不同阶段功率给定值依次下达给变流器。

如图11b所示，对于功率流线性增加的控制方法包括：P＝K*t₀，K表示控制斜率，施加给逆变器。

步骤S4：在并网转离网分析基础上，提出基于功率流层面的柔性退出技术。

即采用预设功率流分级减小或功率流线性减小的柔性退出方法，以将所述电池储能电站退出所述电网外。控制即插即用电池储能电站功率流在退出系统时的延时响应，实现功率流层面的柔性退出。

如图12a所示，预设功率流分级减小的控制方法包括：在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*1，第二级功率P2＝Pe*0.6，第三级功率P3＝Pe*0.3，第四级功率P4＝0，P1～P4分别表示四个不同阶段功率给定值，Pe为逆变器额定功率。P1～P4表示三个不同阶段功率给定值依次下达给变流器。

如图12b所示，对于功率流线性增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，P＝K*t₀，K表示控制斜率，施加给逆变器。

基于以上离网转并网、并网转离网方案，完成即插即用电池储能电站多状态平滑切换。

本实施例在当电池储能电站系统离网转并网、并网转离网时，能够有效减少电网接入点的电压及功率波动，同时对电池储能电站起到保护作用，实现柔性平滑的模式转变。

相比传统电池储能电站投切控制方法，本实施例可以通过储能电站柔性投切，提高系统电压质量，保证储能电站在运行中的电压、电流稳定性。

为了验证能量流层面的柔性接入与退出控制，基于MATLAB/Simulink建立了380V/150KW电池储能电站接入低压配网的仿真模型，如图13所示。其中，负载4为固定负载，其容量与配网容量相等。通过控制电池储能电站与负载1～负载3的投入与切除，针对电池储能电站并离网转换过程中功率自适应响应过程进行了简单模拟分析，R表示线路阻抗，Grid表示电网，BESPS表示储能电站。

图14a～图14f为电池储能电站系统柔性接入与退出仿真过程示意。其中，图14a为模拟配电网负载突变，负载1为10kW，负载2为50kW，负载3为5kW，均为纯阻性负载；图14b为电池储能电站系统的运行模式；图14c为电池储能电站系统运行在不同模式下输出电压与负载电压点电压波形对比，可以明显看到从并网转至离网时的预同步过程；图14d和图14e分别为电池储能电站系统无功功率与有功功率响应，无功功率变化较小，有功功率跟踪负载功率的变化而变化；图14f为负载电压点电压，可以看出虽然电池储能电站系统的接入对负载电压点电压有一定冲击，然而应用本文所综述的并离网切换策略，基本实现了电池储能电站系统的柔性接入与退出控制。

基于同一发明构思，本发明还提供一种电子设备，包括处理器和存储器，所述存储器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，实现上文所述电池储能电站系统的柔性接入与退出方法。

基于同一发明构思，本发明还提供一种可读存储介质，所述可读存储介质内存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现上文所述电池储能电站系统的柔性接入与退出方法。

本实施例提供的可读存储介质，可以采用一个或多个计算机可读的介质的任意组合。可读介质可以是计算机可读信号介质或者计算机可读存储介质。计算机可读存储介质例如可以是但不限于电、磁、光、电磁、红外线或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式计算机硬盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑磁盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。在本文中，计算机可读存储介质可以是任何包含或存储程序的有形介质，该程序可以被指令执行系统、装置或者器件使用或者与其组合使用。

计算机可读的信号介质可以包括在基带中或者作为载波一部分传播的数据信号，其中承载了计算机可读的程序代码。这种传播的数据信号可以采用多种形式，包括但不限于电磁信号、光信号或上述的任意合适的组合。计算机可读的信号介质还可以是计算机可读存储介质以外的任何计算机可读介质，该计算机可读介质可以发送、传播或者传输用于由指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用的程序。

在本实施例中，可以以一种或多种程序设计语言或其组合来编写用于执行本实施例操作的计算机程序代码，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言-诸如Java、Smalltalk、C++，还包括常规的过程式程序设计语言-诸如“C”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络——包括局域网(LAN)或广域网(WAN)连接到用户计算机，或者可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。

应当注意的是，在本文的实施方式中所揭露的装置和方法，也可以通过其他的方式实现。以上所描述的装置实施方式仅仅是示意性的，例如，附图中的流程图和框图显示了根据本文的多个实施方式的装置、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序或代码的一部分，所述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令，所述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现方式中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用于执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

另外，在本文各个实施方式中的各功能模块可以集成在一起形成一个独立的部分，也可以是各个模块单独存在，也可以两个或两个以上模块集成形成一个独立的部分。

尽管本发明的内容已经通过上述优选实施例作了详细介绍，但应当认识到上述的描述不应被认为是对本发明的限制。在本领域技术人员阅读了上述内容后，对于本发明的多种修改和替代都将是显而易见的。因此，本发明的保护范围应由所附的权利要求来限定。

Claims (9)

1.一种即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，包括：

步骤S1、预先获取电池储能电站在进行运行模式转换过程中产生的影响因素；

步骤S2、根据所述影响因素采用旋转矢量的预同步方法对电池储能电站进行预投切处理；

所述步骤S2包括：当电池储能电站进行离网模式转换至并网模式时，

进行并网前的包括频率、电压幅值、相位三个方面的预同步过程；

电压幅值预同步包括通过分别检测网压与逆变器输出电压幅值，将二者差值经PI调节器后进行二次调压，采用如下公式进行实现：

式中，V表示电池储能电站电压控制量，V_Load表示负载电压合矢量，V_Grid表示三相电网电压合矢量，K_pv表示偏差调节比例系数；K_iV表示偏差调节积分系数；S表示积分计算；

在二次调压完成的前提下V_Grid＝V_Load，V_Grid-q为三相电网电压合矢量V_Grid以其自身相位θ_Grid做Park变换分解的q轴分量，V_Load-q和V_Load-d分别为负载电压合矢量V_Load以其自身相位θ_Grid做Park变换分解的q轴分量和d轴分量、通过闭环调节V_Load-q＝V_Grid-q使得相位与频率同步；

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，电池储能电站首先由并网PQ运行控制转为第一阶段恒压恒频控制，该第一阶段并网点开关并未断开恒压恒频控制以电流环为主；

并网点开关断开后进入第二阶段恒压恒频控制，该第二阶段电压环发挥作用，为负荷提供电压/频率稳定的交流电源；

步骤S3、采用预设功率流分级增加或功率流线性增加的柔性接入方法，以将所述电池储能电站并入电网内。

2.如权利要求1所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，还包括步骤S4、采用预设功率流分级减小或功率流线性减小的柔性退出方法，以将所述电池储能电站退出所述电网外。

3.如权利要求2所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，所述影响因素包括：当电池储能电站进行离网模式转换至并网模式时，对三相并网逆变器进行建模，从时域角度对离网模式转换至并网模式的过渡过程进行分析，得出切换瞬间负载点电压U_pcc如下：

U_pcc＝e^-τt(K₁sinω't+K₂cosω't)+K₃sinωt+K₄cosωt

式中，此解中变量K₁、K₂、K₃、K₄为关于逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位的函数；

通过对所述切换瞬间负载点电压U_pcc的成分分析可知，其解包含按指数衰减的暂态分量及稳态分量；在切换前的0^-时刻，暂态分量的幅值为因此，如若想在切换瞬间使本地负载所承受较小的电压冲击，通过调整逆变器等效单相主电路的电压源u₀、离网模式转换至并网模式时的电网的网压u_g、等效电压源初始相位/>的关系，并网前实现逆变器输出电压幅值、相位与网压u_g的同步，以减少暂态分量的幅值；

当电池储能电站进行并网模式转换至离网模式时，切换瞬间负载点电压U_pcc及负载电流的产生的畸变。

4.如权利要求3所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，所述步骤S3中的预设功率流分级增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*0.3，第二级功率P2＝Pe*0.6和第三级功率P3＝Pe*1，其中，Pe为逆变器额定功率；将所述第一级功率P1～所述第三级功率P3依次下达给变流器。

5.如权利要求4所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，所述步骤S3中的预设功率流线性增加的控制方法包括：在0～t₀时间内，以线性变化的功率P＝K*t₀，K表示控制斜率，将功率P施加给逆变器。

6.如权利要求5所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，所述步骤S4中的预设功率流分级减小的控制方法包括：在0～t₀时间内，第一级功率P1＝Pe*1，第二级功率P2＝Pe*0.6，第三级功率P3＝Pe*0.3，第四级功率P4＝0，所述P1～P4分别表示四个不同阶段功率给定值，Pe为逆变器额定功率，将所述第一级功率P1～第四级功率P4依次下达给变流器。

7.如权利要求6所述的即插即用电池储能电站柔性接入与退出方法，其特征在于，所述步骤S4中的预设功率流线性减小的控制方法包括：在0～t₀时间内，P＝K*t₀,K表示控制斜率，将功率P施加给逆变器。

8.一种电子设备，其特征在于，包括处理器和存储器，所述存储器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，实现权利要求1至3中任一项所述的方法。

9.一种可读存储介质，其特征在于，所述可读存储介质内存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现权利要求1至3中任一项所述的方法。