CN114725963A - 独立储能电站系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种独立储能电站系统及其控制方法，所述系统包括：至少一个飞轮储能单元、飞轮储能升压单元、至少一个锂电池储能单元、锂电池储能升压单元、氢储能单元、氢储能升压单元、独立储能电站升压单元、独立储能电站电力辅助服务总控单元，本发明将独立储能电站电力辅助服务总控单元作为区域电网的优质调度资源直接接受电力调度机构的调度指令，对飞轮储能单元、锂电池储能升压单元和氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力。

Description

独立储能电站系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及新能源发电技术领域，尤其是涉及一种独立储能电站系统及其控制方法。
背景技术
“十四五规划”指出现代能源体系建设工程需要推进能源革命，以建设清洁低碳、安全高效的能源体系，并提高能源供给保障能力。碳达峰、碳中和是一场能源革命，而储能是实现能源变革的关键支撑。随着新能源在整个能源体系中的比重快速增加，储能应用迎来爆发式增长。为提升电力系统的灵活性和调节能力，世界各国正在加快推动新型储能技术和产业的发展，呈现出了锂离子电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮储能、镍氢电池、钠离子电池等“百家争鸣”的局面。
截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模达1.91亿千瓦，其中，抽水蓄能项目装机为1.72亿千瓦，占比90.3%；新型储能项目装机为1860万千瓦，占比9.7%，新型储能项目中的锂离子、液流电池等电化学储能为1430万千瓦，压缩空气储能为38万千瓦，飞轮储能为38万千瓦，其它类型储能为344万千瓦。在全球分布中，中国、美国和欧洲占据全球储能市场的主导地位，各自新增规模占比分别达到33%、30%、23%，均突破百万千瓦大关，储能在电力系统中的应用已初具规模。我国新型储能规模化应用呈现良好发展态势，截至2020年底，我国新型储能累计装机已达330万千瓦，排名世界第一，已基本实现由研发示范向商业化初期过渡。
2021年7月15日，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指导意见指出，推动技术进步，壮大储能产业体系，坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟的新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
目前，在电源侧，飞轮储能主要用于配合新能源电站进行一次调频及转动惯量，或者与锂电池储能组成混合储能系统，以辅助火电机组进行二次调频等；锂电池储能主要用于火电机组二次调频，或者配合新能源场站跟踪发电计划曲线或日内小时级调峰等；氢储能主要应用于新能源场站长时间调峰等，以上储能技术应用场景均采用6kV、10kV或35kV侧集中式部署或690V侧分布式部署。在电网侧，飞轮储能或锂电池储能主要用于建设独立调频电站、调峰电站或混合储能电站，用于调频和调峰。
各储能系统在新能源场站的典型部署方式包括：
（1）电源侧，新能源场站按一定容量比例配置飞轮储能系统，独立承担新能源场站一次调频及转动惯量，或者采用风储或光储协调控制的方式共同承担新能源场站一次调频及转动惯量；
（2）电源侧，新能源场站按一定容量比例配置锂电池储能系统独立承担二次调频或调峰；
（3）电源侧，新能源场站按一定容量比例配置飞轮储能系统和锂电池储能系统，采用混合储能系统的方式参与新能源场站一次调频及转动惯量以及二次调频等；
（4）电网侧，建设较大规模的飞轮储能独立调频电站、锂电池储能调峰电站或混合储能调频调峰电站，以独立为电网提供调频和调峰服务；
（5）备用容量辅助服务主要包括负荷备用、事故备用以及检修备用，与调峰不同的是，用于备用能量的辅助服务主要是放电操作，在电网计划或突发功率不平衡的情况下，可快速提供负荷所需电能，保证系统频率的稳定。为了保障风电和光伏的消纳，并不要求新能源发电预留备用调节能力，通过传统火电和水电机组预留备用容量来实现。
以上部署方式仅能配合新能源电站或独立为电网提供调峰调频的电力辅助服务，解决电力辅助服务中的一种或两种，无法同时提供多类型的电力辅助服务品类，且各储能系统在新能源场站以集中式或分布式方式部署，存在参与电力辅助服务总体调控难度大的问题。
发明内容
本发明旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一。为此，本发明的目的在于提出一种独立储能电站系统及其控制方法。
本发明提出的一种独立储能电站系统，包括：至少一个飞轮储能单元，用于响应于控制指令，进行充电或放电；飞轮储能升压单元，与所述飞轮储能单元连接，用于将所述飞轮储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；至少一个锂电池储能单元，用于响应于控制指令，进行充电或放电；锂电池储能升压单元，与所述锂电池储能单元连接，用于将所述锂电池储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；氢储能单元，用于响应于控制指令，进行电解制氢或利用燃料电池发电；氢储能升压单元，与所述氢储能单元连接，用于将所述氢储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；独立储能电站升压单元，分别与所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元连接，用于将所述35kV升压至110kV或220kV后输出至并网点；独立储能电站电力辅助服务总控单元，分别与电力调度机构、所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元连接，用于接收来自于所述电力调度机构的二次调频、调峰及备用电力辅助服务的控制指令，并对所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网电力辅助服务。
另外，根据本发明实施例的独立储能电站系统，还可以具有如下附加的技术特征：
进一步地，所述飞轮储能单元，包括：飞轮储能模块，用于输出直流电压；第一直流断路器，与所述飞轮储能模块连接，用于作为保护开关；飞轮储能DC/AC双向变流器，分别与所述第一直流断路器和所述飞轮储能升压单元连接，用于将所述直流电压转换为0.4kV，并输出至所述飞轮储能升压单元。
进一步地，所述锂电池储能单元，包括：锂电池模块，用于输出直流电压；第二直流断路器，与所述锂电池模块连接，用于作为保护开关；锂电池储能DC/AC双向变流器，分别与所述第二直流断路器和所述锂电池储能升压单元连接，用于将所述直流电压转换为0.4kV，并输出至所述锂电池储能升压单元。
进一步地，所述氢储能单元，包括：电解制氢模块，用于电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐和储氧罐中；储氢和储氧模块，与所述电解制氢模块连接，用于存储所述氢气和所述氧气；水循环模块，分别与所述电解制氢模块和燃料电池模块连接，用于所述燃料电池模块产生电能的过程中进行水循环；燃料电池模块，分别与所述储氢和储氧模块和第三直流断路器连接，用于产生电能，并经氢储能DC/AC双向变流器转换为0.4kV的直流电压；第三直流断路器，分别与所述电解制氢模块和所述燃料电池模块连接，用于作为保护开关；氢储能DC/AC双向变流器，分别与所述第三直流断路器和所述氢储能升压单元连接，用于将0.4kV的直流电压输出至所述氢储能升压单元。
进一步地，所述独立储能电站电力辅助服务总控单元，包括：调峰调频及备用控制模块，用于实时接收所述电力调度机构的二次调频控制指令、调峰电力辅助服务控制指令，并通过采集所述并网点的频率信号，判断所述独立储能电站系统是否需要提供一次调频和/或转动惯量电力辅助服务，并将一次调频、二次调频、转动惯量、调峰及备用控制指令以及对应的有功功率的目标值下发至储能综合能量管理模块；储能综合能量管理模块，与所述调峰调频及备用控制模块连接，用于制定所述飞轮储能单元、所述锂电池储能单元和所述氢储能单元在不同电力辅助服务应用场景下的实时控制策略，并分配对应的储能功率指令；飞轮储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述飞轮储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述飞轮储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述飞轮储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块；锂电池储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述锂电池储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述锂电池储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述锂电池储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块；氢储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述氢储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述氢储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述氢储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块。
进一步地，所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元的高压侧和低压侧均连接断路器。
根据本发明实施例的独立储能电站系统，通过将飞轮储能单元、锂电池储能单元、氢储能单元进行整合，并将独立储能电站电力辅助服务总控单元作为区域电网的优质调度资源直接接受电力调度机构的调度指令，对飞轮储能单元、锂电池储能升压单元和氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力，解决区域电网内因新能源大规模并网导致发电波动等不确定因素而带来的一次调频、二次调频、转动惯量、调峰以备及用支撑能力不足，各储能单元因分布式部署导致参与电力辅助服务总体调控难度大的问题，实现多能协同，促进能源生产、消费、开放、共享和灵活交易，助力早日实现“碳达峰、碳中和”目标。
针对上述存在的问题，本发明还提出一种独立储能电站系统的控制方法，用于如上述任一实施例所述的独立储能电站系统，所述方法包括：独立储能电站电力辅助服务总控单元采集所述并网点的频率信号，并根据所述频率信号的频率变化率和频率变化值，对所述飞轮储能单元进行充电或放电控制。
另外，根据本发明实施例的独立储能电站系统的控制方法，还可以具有如下附加的技术特征：
进一步地，根据所述频率信号的频率变化率和频率变化值，对所述飞轮储能单元进行充电或放电控制，包括：若所述频率变化率越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制所述飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使所述飞轮储能单元对应进入转动惯量高频响应模式或转动惯量低频响应模式。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：若所述频率变化值越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制所述飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使所述飞轮储能单元对应进入一次调频高频响应模式或一次调频低频响应模式。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：接收所述电力调度机构的二次调频控制指令；判断转动惯量响应和/或一次调频响应的功率与所述二次调频控制指令的功率是否反向，若是，闭锁所述二次调频控制指令，优先控制所述飞轮储能单元进行所述转动惯量响应和/或所述一次调频，否则，当所述频率变化率和所述频率变化值返回死区范围时，控制所述飞轮储能单元退出转动惯量和一次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，并解锁所述二次调频控制指令。
进一步地，在解锁所述二次调频控制指令之后，还包括：若所述二次调频控制指令为升功率控制指令，则控制所述锂电池储能单元进行放电，以使所述锂电池储能单元进入二次调频低频响应模式，并当二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；若所述二次调频控制指令为降功率控制指令，且所述二次调频控制指令的功率小于所述锂电池储能单元的额定功率，则控制所述锂电池储能单元进行充电，以使所述锂电池储能单元进入二次调频高频响应模式；并当所述二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；若所述二次调频控制指令为降功率控制指令，且所述二次调频控制指令的功率大于所述锂电池储能单元的额定功率，当第一氢储能冗余功率处于热备用待机状态时，控制所述锂电池储能单元进行充电，并控制所述第一氢储能冗余功率由热备用待机状态切换至电解制氢状态后，判断氢储能移峰时段电力辅助服务是否结束，若是，控制所述第一氢储能冗余功率退出二次调频电力辅助服务，否则，当所述二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元和所述氢储能单元退出所述二次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，其中，所述第一氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前移峰功率的差值。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：接收所述电力调度机构的调峰电力辅助服务控制指令；若电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行所述移峰或填谷控制指令，直至完成移峰或填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式；若所述电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率小于氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行所述移峰或填谷控制指令，直至完成移峰或填谷时段电力辅助服务后退出所述移峰模式。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：若所述电网处于检修备用电力辅助服务时段，且检修备用的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式；若所述电网处于检修备用电力辅助服务时段，且检修备用的目标功率小于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出所述检修备用模式。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：若所述电网处于事故备用电力辅助服务时段，且事故备用的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式；若所述电网处于事故备用电力辅助服务时段，且事故备用的目标功率小于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出所述事故备用模式。
进一步地，在控制所述氢储能单元非全功率执行填谷控制指令，直至完成填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式，或者，在控制所述氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式，或者，在控制所述氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式之后，还包括：计算第二氢储能冗余功率，将所述第二氢储能冗余功率作为热备用电源，当所述电网处于负荷备用电力辅助服务时段时，控制所述第二氢储能冗余功率由热备用状态切换至发电状态，并当负荷平稳时，控制所述氢储能单元退出负荷备用模式。
进一步地，独立储能电站系统的控制方法，还包括：当所述负荷不平稳，且氢储能单元填谷控制指令、所述检修备用控制指令或所述事故备用控制指令完成时，对应控制所述氢储能单元退出所述负荷备用模式、所述检修备用模式或所述事故备用模式。
根据本发明实施例的独立储能电站系统的控制方法，通过独立储能电站电力辅助服务总控单元接受电力调度机构的调度指令，对飞轮储能单元、锂电池储能升压单元和氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力，解决区域电网内因新能源大规模并网导致发电波动等不确定因素而带来的一次调频、二次调频、转动惯量、调峰以备及用支撑能力不足，各储能单元因分布式部署导致参与电力辅助服务总体调控难度大的问题，实现多能协同，促进能源生产、消费、开放、共享和灵活交易，助力早日实现“碳达峰、碳中和”目标。
本发明的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明的上述和/或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1是根据本发明一个实施例的独立储能电站系统的结构示意图；
图2是根据本发明一个实施例的独立储能电站系统的控制方法的流程图；
图3是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站进行一次调频及转动惯量电力辅助服务的控制流程图；
图4是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站进行二次调频电力辅助服务的控制流程图；
图5是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站进行调峰及备用电力辅助服务的控制流程图；
图6是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站进行检修备用电力辅助服务的控制流程图；
图7是根据本发明一个实施例的新型储能光伏电站进行事故备用电力辅助服务的控制流程图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，参考附图描述的实施例是示例性的，下面详细描述本发明的实施例。
下面参考图1-图7描述根据本发明实施例的独立储能电站系统及其控制方法。
图1是根据本发明一个实施例的独立储能电站系统的结构示意图。如图1所示，一种独立储能电站系统，包括：至少一个飞轮储能单元10、飞轮储能升压单元11、至少一个锂电池储能单元20、锂电池储能升压单元21、氢储能单元30、氢储能升压单元31、独立储能电站升压单元40和独立储能电站电力辅助服务总控单元50。其中，至少一个飞轮储能单元10用于响应于控制指令，进行充电或放电；飞轮储能升压单元11与飞轮储能单元连接，用于将飞轮储能单元10输出的0.4kV电压升压至35kV；至少一个锂电池储能单元20用于响应于控制指令，进行充电或放电；锂电池储能升压单元21与锂电池储能单元20连接，用于将锂电池储能单元20输出的0.4kV电压升压至35kV；氢储能单元30用于响应于控制指令，进行电解制氢或利用燃料电池发电；氢储能升压单元31与氢储能单元30连接，用于将氢储能单元30输出的0.4kV电压升压至35kV；独立储能电站升压单元40分别与飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31连接，用于将35kV升压至110kV或220kV后输出至并网点60；独立储能电站电力辅助服务总控单元50分别与电力调度机构70、飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31连接，用于接收来自于电力调度机构70的二次调频、调峰及备用电力辅助服务的控制指令，并对飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31进行控制，以参与区域电网电力辅助服务。
具体而言，本发明实施例的独立储能电站系统将飞轮储能单元10、锂电池储能单元20、氢储能单元30进行整合，独立储能电站电力辅助服务总控单元50作为区域电网的优质调度资源直接接受电力调度机构70的调度指令，并对飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力，解决区域电网内因新能源大规模并网导致发电波动等不确定因素而带来的一次调频、二次调频、转动惯量、调峰以备及用支撑能力不足，各储能单元因分布式部署导致参与电力辅助服务总体调控难度大的问题，实现多能协同，促进能源生产、消费、开放、共享和灵活交易，助力早日实现“碳达峰、碳中和”目标。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，飞轮储能单元10，包括：飞轮储能模块101、第一直流断路器102和飞轮储能DC/AC双向变流器103。其中，飞轮储能模块101用于输出直流电压；第一直流断路器102与飞轮储能模块101连接，用于作为保护开关；飞轮储能DC/AC双向变流器103分别与第一直流断路器102和飞轮储能升压单元11连接，用于将直流电压转换为0.4kV，并输出至飞轮储能升压单元11。在具体实施例中，飞轮储能单元10可以采用集装箱式部署，并可通过并联的方式组成几十兆瓦或百兆瓦级的储能系统。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，锂电池储能单元20，包括：锂电池模块201、第二直流断路器202、锂电池储能DC/AC双向变流器203。其中，锂电池模块201用于输出直流电压；第二直流断路器202与锂电池模块201连接，用于作为保护开关；锂电池储能DC/AC双向变流器203分别与第二直流断路器202和锂电池储能升压单元21连接，用于将直流电压转换为0.4kV，并输出至锂电池储能升压单元21。在具体实施例中，锂电池储能单元20可以采用集装箱式部署，并可通过并联的方式组成几十兆瓦或百兆瓦级的储能系统。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，氢储能单元30，包括：电解制氢模块301、储氢和储氧模块302、水循环模块303、燃料电池模块304、第三直流断路器305和氢储能DC/AC双向变流器306。其中，电解制氢模块301用于电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐和储氧罐中；储氢和储氧模块302与电解制氢模块301连接，用于存储氢气和所述氧气；水循环模块303分别与电解制氢模块301和燃料电池模块304连接，用于燃料电池模块304产生电能的过程中进行水循环；燃料电池模块304分别与储氢和储氧模块302和第三直流断路器305连接，用于产生电能，并经氢储能DC/AC双向变流器306转换为0.4kV的直流电压；第三直流断路器305分别与电解制氢模块301和燃料电池模块连接，用于作为保护开关；氢储能DC/AC双向变流器306分别与第三直流断路器305和氢储能升压单元31连接，用于将0.4kV的直流电压输出至氢储能升压单元31。
在具体实施例中，飞轮储能单元10、锂电池储能单元20、氢储能单元30分别输出0.4kV的直流电压后，对应经飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21、氢储能升压单元31升压后并联接入35kV集电线。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，独立储能电站电力辅助服务总控单元50，包括：调峰调频及备用控制模块501、储能综合能量管理模块502、飞轮储能监控模块503、锂电池储能监控模块504和氢储能监控模块505。其中，调峰调频及备用控制模块501用于实时接收电力调度机构70的二次调频控制指令、调峰电力辅助服务控制指令，并通过采集并网点60的频率信号，判断独立储能电站系统是否需要提供一次调频和/或转动惯量电力辅助服务，并将一次调频、二次调频、转动惯量、调峰及备用控制指令以及对应的有功功率的目标值下发至储能综合能量管理模块502；储能综合能量管理模块502与调峰调频及备用控制模块501连接，用于制定飞轮储能单元10、锂电池储能单元20和氢储能单元30在不同电力辅助服务应用场景下的实时控制策略，并分配对应的储能功率指令；飞轮储能监控模块503分别与储能综合能量管理模块502和飞轮储能单元10连接，用于接收储能综合能量管理模块502的储能功率分配指令，对飞轮储能单元10的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将飞轮储能单元10的实时运行信息上传至储能综合能量管理模块502；锂电池储能监控模块504分别与储能综合能量管理模块502和锂电池储能单元20连接，用于接收储能综合能量管理模块502的储能功率分配指令，对锂电池储能单元20的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将锂电池储能单元20的实时运行信息上传至储能综合能量管理模块；氢储能监控模块505分别与储能综合能量管理模块502和氢储能单元30连接，用于接收储能综合能量管理模块502的储能功率分配指令，对氢储能单元30的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将氢储能单元30的实时运行信息上传至储能综合能量管理模块。
在本发明的一个实施例中，如图1所示，飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31的高压侧和低压侧均连接断路器，例如框架式断路器，以作为保护开关，起到保护飞轮储能升压单元11、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31的作用。
根据本发明实施例的独立储能电站系统，通过将飞轮储能单元10、锂电池储能单元20、氢储能单元30进行整合，并将独立储能电站电力辅助服务总控单元50作为区域电网的优质调度资源直接接受电力调度机构70的调度指令，对飞轮储能单元10、锂电池储能升压单元21和氢储能升压单元31进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力，解决区域电网内因新能源大规模并网导致发电波动等不确定因素而带来的一次调频、二次调频、转动惯量、调峰以备及用支撑能力不足，各储能单元因分布式部署导致参与电力辅助服务总体调控难度大的问题，实现多能协同，促进能源生产、消费、开放、共享和灵活交易，助力早日实现“碳达峰、碳中和”目标。
本发明的进一步实施例还公开了一种独立储能电站系统的控制方法，用于如上述任一实施例所述的独立储能电站系统。图2是根据本发明一个实施例的独立储能电站系统的控制方法的流程图。如图2所示，所述方法包括以下步骤：
步骤S1:独立储能电站电力辅助服务总控单元采集并网点的频率信号。
步骤S2:根据频率信号的频率变化率和频率变化值，对飞轮储能单元进行充电或放电控制。
在本发明的一个实施例中，根据频率信号的频率变化率和频率变化值，对飞轮储能单元进行充电或放电控制，包括：若频率变化率越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使飞轮储能单元对应进入转动惯量高频响应模式或转动惯量低频响应模式。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：若频率变化值越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使飞轮储能单元对应进入一次调频高频响应模式或一次调频低频响应模式。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：接收电力调度机构的二次调频控制指令；判断转动惯量响应和/或一次调频响应的功率与二次调频控制指令的功率是否反向，若是，闭锁二次调频控制指令，优先控制飞轮储能单元进行转动惯量响应和/或一次调频，否则，当频率变化率和频率变化值返回死区范围时，控制飞轮储能单元退出转动惯量和一次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，并解锁二次调频控制指令。
下面参考图3对本发明实施例的新型储能光伏电站进行一次调频及转动惯量电力辅助服务的控制方法进行举例说明，如图3所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站进行一次调频及转动惯量电力辅助服务的控制流程图。
步骤S10，判断并网点的频率变化率例如△f是否越过死区，若是，执行步骤S11或步骤S12，否则，执行步骤S20。
步骤S11，频率变化率△f出现正偏差，独立储能电站需要提供转动惯量高频电力辅助服务，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至飞轮储能监控模块，飞轮储能监控模块控制各飞轮储能单元充电，进入转动惯量高频响应模式，并执行步骤S111。
步骤S111，控制飞轮储能单元充电，且充电功率例如Pf惯量充电不大于飞轮储能单元的额定功率例如Pf额定与一次调频充电功率例如Pf一次充电的差值，然后执行步骤S30。其中，若转动惯量高频响应时段无一次调频高频响应需求，则一次调频充电功率Pf一次充电为零，飞轮储能惯量响应充电功率Pf惯量充电不大于飞轮储能额定功率Pf额定。
步骤S12，频率变化率△f出现负偏差，独立储能电站需要提供转动惯量低频电力辅助服务，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至飞轮储能监控模块，飞轮储能监控模块控制各飞轮储能单元放电，控制飞轮储能单元进入转动惯量低频响应模式，并执行步骤S121。
步骤S121，控制飞轮储能单元放电，且放电功率例如Pf惯量放电不大于飞轮储能单元的额定功率例如Pf额定与一次调频放电功率例如Pf一次放电的差值， 然后执行步骤S30。其中，若转动惯量低频响应时段无一次调频低频响应需求，则一次调频放电功率Pf一次放电为零，飞轮储能惯量响应放电功率Pf惯量放电不大于飞轮储能额定功率Pf额定。
步骤S20，判断并网点的频率变化值例如fd是否越过死区，若是，执行步骤S21或步骤S22，否则，执行步骤S70。
步骤S21，频率变化值fd出现正偏差，独立储能电站需要提供一次调频高频电力辅助服务，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至飞轮储能监控模块，飞轮储能监控模块控制各飞轮储能单元充电，控制飞轮储能单元进入一次调频高频响应模式，并执行步骤S211。
步骤S211，控制飞轮储能单元充电，且充电功率例如Pf一次充电不大于飞轮储能单元的额定功率例如Pf额定与转动惯量响应充电功率Pf惯量充电的差值，然后执行步骤S30。
步骤S22，若率变化值fd出现负偏差，独立储能电站需要提供一次调频低频电力辅助服务，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至飞轮储能监控模块，飞轮储能监控模块控制各飞轮储能单元放电，控制飞轮储能单元进入一次调频低频响应模式，并执行步骤S221。
步骤S221，控制飞轮储能单元放电，且放电功率例如Pf一次放电不大于飞轮储能单元的额定功率例如Pf额定与转动惯量响应放电功率Pf惯量放电的差值，然后执行步骤S30。
步骤S30，接收电力调度机构的二次调频控制指令，判断转动惯量响应和/或一次调频响应的功率与二次调频控制指令的功率是否反向，若是，执行步骤S40，否则，执行步骤S50。
步骤S40，闭锁二次调频控制指令，优先控制飞轮储能单元进行转动惯量响应和/或一次调频。
步骤S50，继续判断频率变化率△f和频率变化值fd是否返回死区范围，若是，执行步骤S60，否则，执行步骤S10。
步骤S60，控制飞轮储能单元退出转动惯量和一次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，并执行步骤S70。
步骤S70，解锁二次调频控制指令。
在本发明的一个实施例中，在解锁二次调频控制指令之后，还包括：若二次调频控制指令为升功率控制指令，则控制锂电池储能单元进行放电，以使锂电池储能单元进入二次调频低频响应模式，并当二次调频控制指令结束时，控制锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；若二次调频控制指令为降功率控制指令，且二次调频控制指令的功率小于锂电池储能单元的额定功率，则控制锂电池储能单元进行充电，以使锂电池储能单元进入二次调频高频响应模式；并当二次调频控制指令结束时，控制锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；若二次调频控制指令为降功率控制指令，且二次调频控制指令的功率大于锂电池储能单元的额定功率，当第一氢储能冗余功率处于热备用待机状态时，控制锂电池储能单元进行充电，并控制第一氢储能冗余功率由热备用待机状态切换至电解制氢状态后，判断氢储能移峰时段电力辅助服务是否结束，若是，控制第一氢储能冗余功率退出二次调频电力辅助服务，否则，当二次调频控制指令结束时，控制锂电池储能单元和氢储能单元退出二次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，其中，第一氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前移峰功率的差值。
下面参考图4对本发明实施例的新型储能光伏电站进行二次调频电力辅助服务的控制方法进行举例说明，如图4所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站进行二次调频电力辅助服务的控制流程图。
步骤S80，判断是否接收到电力调度机构的二次调频控制指令，若是，执行步骤S90，否则，执行步骤S800。
步骤S90，判断转动惯量响应和/或一次调频响应的功率与二次调频控制指令的功率是否反向，若是，执行步骤S91，否则，执行步骤S100。
步骤S91，闭锁二次调频控制指令，并执行步骤S700。
步骤S100，判断二次调频控制指令是否为升功率控制指令，若是，执行步骤S101，否则，执行步骤S200。
步骤S101，控制锂电池储能单元进行放电，进入二次调频低频响应模式，并执行步骤S600，其中，锂电池储能放电功率PL放电不大于锂电池储能单元的额定功率PL额定。
步骤S200，判断二次调频控制指令的功率是否大于锂电池储能单元的额定功率，若是，执行步骤S300，否则，执行步骤S301。
步骤S300，判断第一氢储能冗余功率是否处于热备用待机状态，若是，执行步骤S400，否则，执行步骤S301。
步骤S301，控制锂电池储能单元进行充电，进入二次调频高频响应模式，并执行步骤S600，其中，锂电池储能充电功率PL充电不大于锂电池储能单元的额定功率PL额定。
步骤S400，控制锂电池储能单元进行充电，以及，控制第一氢储能冗余功率由热备用待机状态切换至电解制氢状态，并执行步骤S500，其中，锂电池储能充电功率PL充电不大于锂电池储能单元的额定功率PL额定，氢储能二次调频功率不大于第一氢储能冗余功率。
步骤S500，判断氢储能移峰时段电力辅助服务是否结束，若是，执行步骤S501，否则，执行步骤S600。
步骤S501，控制第一氢储能冗余功率退出二次调频电力辅助服务，以及，控制锂电池储能单元进行充电，并执行步骤S600。
步骤S600，判断二次调频高频或低频控制指令是否结束，若是，执行步骤S700，否则，执行步骤S90。
步骤S700，控制锂电池储能单元和氢储能单元退出二次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，并执行步骤S800。
步骤S800，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至锂电池储能监控模块和氢储能监控模块，锂电池储能监控模块和氢储能监控模块对应控制锂电池储能单元和氢储能单元保持热备用待机状态。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：接收电力调度机构的调峰电力辅助服务控制指令；若电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元全功率执行移峰或填谷控制指令，直至完成移峰或填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式；若电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率小于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元非全功率执行移峰或填谷控制指令，直至完成移峰或填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式。
下面参考图5对本发明实施例的新型储能光伏电站进行调峰及备用电力辅助服务的控制方法进行举例说明，如图5所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站进行调峰及备用电力辅助服务的控制流程图。
步骤S900，判断是否接收调峰电力辅助服务控制指令，若是，执行步骤S901或步骤S902，否则，执行步骤S920。
步骤S901，电网处于移峰需求时段，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至氢储能监控模块，控制氢储能单元电解制氢，作为负荷吸收有功功率，并执行步骤S903。
步骤S902，电网处于填谷需求时段，通过储能综合能量管理模块下发控制指令至氢储能监控模块，控制氢储能单元发电，作为电源输出有功功率，并执行步骤S909。
步骤S903，判断移峰控制指令的目标功率是否小于氢储能单元的额定功率，若是，执行步骤S904和步骤S905，否则，执行步骤S906。
步骤S904，计算第一氢储能冗余功率，第一氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前移峰功率的差值，并执行步骤S907。
步骤S905，控制氢储能单元非全功率执行移峰控制指令，直至完成移峰时段电力辅助服务后退出移峰模式，其中，氢储能单元的当前移峰功率Ph移峰实际即是参与移峰的目标功率P调度移峰。
步骤S906，控制氢储能单元全功率执行移峰控制指令，直至完成移峰时段电力辅助服务后退出移峰模式，其中，氢储能额定功率Ph额定即是参与移峰的实际功率P调度移峰实际。
步骤S907，第一氢储能冗余功率作为热备用电源配合锂电池储能单元参与二次调频高频调节，并在调峰电力辅助服务控制指令完成后退出。
步骤S909，判断填谷控制指令的目标功率是否小于氢储能单元的额定功率，若是，执行步骤S910和步骤S911，否则，执行步骤S912。
步骤S910，计算第二氢储能冗余功率，第二氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前填谷功率的差值，并执行步骤S913。
步骤S911，控制氢储能单元非全功率执行填谷控制指令，直至完成填谷时段电力辅助服务后退出填谷模式，其中，氢储能单元的当前填谷功率Ph填谷实际即是参与填谷的目标功率P调度填谷。
步骤S912，控制氢储能单元全功率执行填谷控制指令，直至完成填谷时段电力辅助服务后退出填谷模式，其中，氢储能额定功率Ph额定即是参与填谷的实际功率P调度填谷实际。
步骤S913，将第二氢储能冗余功率作为热备用电源，提供负荷备用电力辅助服务。
步骤S920，氢储能单元作为热备用电源提供各品类备用电力辅助服务。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：若电网处于检修备用电力辅助服务时段，且检修备用的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式；若电网处于检修备用电力辅助服务时段，且检修备用的目标功率小于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式。
下面参考图6对本发明实施例的新型储能光伏电站进行检修备用电力辅助服务的控制方法进行举例说明，如图6所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站进行检修备用电力辅助服务的控制流程图。
步骤S1000，判断电网是否处于检修备用电力辅助服务时段，若是，执行步骤S1001， 否则，执行步骤S1006。
步骤S1001，判断检修备用的目标功率是否小于氢储能单元的额定功率，若是，执行步骤S1003和步骤S1004，否则，执行步骤S1002。
步骤S1002，控制氢储能单元全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式，其中，氢储能额定功率Ph额定即是参与检修备用的实际功率P检修备用实际。
步骤S1003，控制氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式，其中，氢储能当前检修备用功率Ph检修备用实际即是参与检修备用的目标功率P检修备用。
步骤S1004，计算第三氢储能冗余功率，第三氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前检修备用功率的差值，并执行步骤S1005。
步骤S1005，将第三氢储能冗余功率作为热备用电源，提供负荷备用电力辅助服务。
步骤S1006，氢储能单元作为热备用电源提供事故备用电力辅助服务。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：若电网处于事故备用电力辅助服务时段，且事故备用的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式；若电网处于事故备用电力辅助服务时段，且事故备用的目标功率小于氢储能单元的额定功率，则控制氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式。
下面参考图7对本发明实施例的新型储能光伏电站进行事故备用电力辅助服务的控制方法进行举例说明，如图7所示，为本发明一个具体实施例的新型储能光伏电站进行事故备用电力辅助服务的控制流程图。
步骤S2000，判断电网是否处于事故备用电力辅助服务时段，若是，执行步骤S2001， 否则，执行步骤S2006。
步骤S2001，判断事故备用的目标功率是否小于氢储能单元的额定功率，若是，执行步骤S2003和步骤S2004，否则，执行步骤S2002。
步骤S2002，控制氢储能单元作为备用电源全功率发电，即全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式，其中，氢储能额定功率Ph额定即是参与事故备用的实际功率P事故备用实际。
步骤S2003，控制氢储能单元作为备用电源非全功率发电，即非全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式，其中，氢储能当前事故备用功率Ph事故备用目标即是参与事故备用的目标功率P事故备用。
步骤S2004，计算第四氢储能冗余功率，第四氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前事故备用功率的差值，并执行步骤S2005。
步骤S2005，将第四氢储能冗余功率作为热备用电源，提供负荷备用电力辅助服务。
步骤S2006，判断电网是否处于检修备用电力辅助服务时段，并结合图6进行新型储能光伏电站的检修备用电力辅助服务。
在本发明的一个实施例中，在控制氢储能单元非全功率执行填谷控制指令，直至完成填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式，或者，在控制氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式，或者，在控制氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式之后，还包括：计算第二氢储能冗余功率，将第二氢储能冗余功率作为热备用电源，当电网处于负荷备用电力辅助服务时段时，控制第二氢储能冗余功率由热备用状态切换至发电状态，并当负荷平稳时，控制氢储能单元退出负荷备用模式。
在本发明的一个实施例中，该独立储能电站系统的控制方法，还包括：当负荷不平稳，且氢储能单元填谷控制指令、检修备用控制指令或事故备用控制指令完成时，对应控制氢储能单元退出负荷备用模式、检修备用模式或事故备用模式。
根据本发明实施例的独立储能电站系统的控制方法，通过独立储能电站电力辅助服务总控单元接受电力调度机构的调度指令，对飞轮储能单元、锂电池储能升压单元和氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网内多品类的电力辅助服务，利于减轻新能源发电企业的负担，减少新能源发电所需的备用容量，提高新能源接入电网的支撑能力，解决区域电网内因新能源大规模并网导致发电波动等不确定因素而带来的一次调频、二次调频、转动惯量、调峰以备及用支撑能力不足，各储能单元因分布式部署导致参与电力辅助服务总体调控难度大的问题，实现多能协同，促进能源生产、消费、开放、共享和灵活交易，助力早日实现“碳达峰、碳中和”目标。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示意性实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由权利要求及其等同物限定。

Claims (16)

1.一种独立储能电站系统，其特征在于，包括：
至少一个飞轮储能单元，用于响应于控制指令，进行充电或放电；
飞轮储能升压单元，与所述飞轮储能单元连接，用于将所述飞轮储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；
至少一个锂电池储能单元，用于响应于控制指令，进行充电或放电；
锂电池储能升压单元，与所述锂电池储能单元连接，用于将所述锂电池储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；
氢储能单元，用于响应于控制指令，进行电解制氢或利用燃料电池发电；
氢储能升压单元，与所述氢储能单元连接，用于将所述氢储能单元输出的0.4kV电压升压至35kV；
独立储能电站升压单元，分别与所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元连接，用于将所述35kV升压至110kV或220kV后输出至并网点；
独立储能电站电力辅助服务总控单元，分别与电力调度机构、所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元连接，用于接收来自于所述电力调度机构的二次调频、调峰及备用电力辅助服务的控制指令，并对所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元进行控制，以参与区域电网电力辅助服务。
2.根据权利要求1所述的独立储能电站系统，其特征在于，所述飞轮储能单元，包括：
飞轮储能模块，用于输出直流电压；
第一直流断路器，与所述飞轮储能模块连接，用于作为保护开关；
飞轮储能DC/AC双向变流器，分别与所述第一直流断路器和所述飞轮储能升压单元连接，用于将所述直流电压转换为0.4kV，并输出至所述飞轮储能升压单元。
3.根据权利要求1所述的独立储能电站系统，其特征在于，所述锂电池储能单元，包括：
锂电池模块，用于输出直流电压；
第二直流断路器，与所述锂电池模块连接，用于作为保护开关；
锂电池储能DC/AC双向变流器，分别与所述第二直流断路器和所述锂电池储能升压单元连接，用于将所述直流电压转换为0.4kV，并输出至所述锂电池储能升压单元。
4.根据权利要求1所述的独立储能电站系统，其特征在于，所述氢储能单元，包括：
电解制氢模块，用于电解水产生氢气和氧气，并分别存储至储氢罐和储氧罐中；
储氢和储氧模块，与所述电解制氢模块连接，用于存储所述氢气和所述氧气；
水循环模块，分别与所述电解制氢模块和燃料电池模块连接，用于所述燃料电池模块产生电能的过程中进行水循环；
所述燃料电池模块，分别与所述储氢和储氧模块和第三直流断路器连接，用于产生电能，并经氢储能DC/AC双向变流器转换为0.4kV的直流电压；
所述第三直流断路器，分别与所述电解制氢模块和所述燃料电池模块连接，用于作为保护开关；
氢储能DC/AC双向变流器，分别与所述第三直流断路器和所述氢储能升压单元连接，用于将0.4kV的直流电压输出至所述氢储能升压单元。
5.根据权利要求1所述的独立储能电站系统，其特征在于，所述独立储能电站电力辅助服务总控单元，包括：
调峰调频及备用控制模块，用于实时接收所述电力调度机构的二次调频控制指令、调峰电力辅助服务控制指令，并通过采集所述并网点的频率信号，判断所述独立储能电站系统是否需要提供一次调频和/或转动惯量电力辅助服务，并将一次调频、二次调频、转动惯量、调峰及备用控制指令以及对应的有功功率的目标值下发至储能综合能量管理模块；
所述储能综合能量管理模块，与所述调峰调频及备用控制模块连接，用于制定所述飞轮储能单元、所述锂电池储能单元和所述氢储能单元在不同电力辅助服务应用场景下的实时控制策略，并分配对应的储能功率指令；
飞轮储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述飞轮储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述飞轮储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述飞轮储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块；
锂电池储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述锂电池储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述锂电池储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述锂电池储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块；
氢储能监控模块，分别与所述储能综合能量管理模块和所述氢储能单元连接，用于接收所述储能综合能量管理模块的储能功率分配指令，对所述氢储能单元的启停逻辑、系统保护逻辑和储能功率分配进行管理，并将所述氢储能单元的实时运行信息上传至所述储能综合能量管理模块。
6.根据权利要求1-5任一项所述的独立储能电站系统，其特征在于，所述飞轮储能升压单元、所述锂电池储能升压单元和所述氢储能升压单元的高压侧和低压侧均连接断路器。
7.一种独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，用于如权利要求1-6任一项所述的独立储能电站系统，所述方法包括：
独立储能电站电力辅助服务总控单元采集并网点的频率信号，并根据所述频率信号的频率变化率和频率变化值，对飞轮储能单元进行充电或放电控制。
8.根据权利要求7所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，根据所述频率信号的频率变化率和频率变化值，对飞轮储能单元进行充电或放电控制，包括：
若所述频率变化率越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制所述飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使所述飞轮储能单元对应进入转动惯量高频响应模式或转动惯量低频响应模式。
9.根据权利要求8所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
若所述频率变化值越过死区范围且出现正偏差或负偏差，则控制所述飞轮储能单元对应进行充电或放电，以使所述飞轮储能单元对应进入一次调频高频响应模式或一次调频低频响应模式。
10.根据权利要求9所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
接收电力调度机构的二次调频控制指令；
判断转动惯量响应和/或一次调频响应的功率与所述二次调频控制指令的功率是否反向，若是，闭锁所述二次调频控制指令，优先控制所述飞轮储能单元进行所述转动惯量响应和/或所述一次调频，否则，当所述频率变化率和所述频率变化值返回死区范围时，控制所述飞轮储能单元退出转动惯量和/或一次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，并解锁所述二次调频控制指令。
11.根据权利要求10所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，在解锁所述二次调频控制指令之后，还包括：
若所述二次调频控制指令为升功率控制指令，则控制所述锂电池储能单元进行放电，以使所述锂电池储能单元进入二次调频低频响应模式，并当所述二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；
若所述二次调频控制指令为降功率控制指令，且所述二次调频控制指令的功率小于所述锂电池储能单元的额定功率，则控制所述锂电池储能单元进行充电，以使所述锂电池储能单元进入二次调频高频响应模式；并当所述二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元退出二次电力辅助服务模式，进入热备用待机状态；
若所述二次调频控制指令为降功率控制指令，且所述二次调频控制指令的功率大于所述锂电池储能单元的额定功率，当第一氢储能冗余功率处于热备用待机状态时，控制所述锂电池储能单元进行充电，并控制所述第一氢储能冗余功率由热备用待机状态切换至电解制氢状态后，判断氢储能移峰时段电力辅助服务是否结束，若是，控制所述第一氢储能冗余功率退出二次调频电力辅助服务，否则，当所述二次调频控制指令结束时，控制所述锂电池储能单元和所述氢储能单元退出所述二次调频电力辅助服务，进入热备用待机状态，其中，所述第一氢储能冗余功率等于氢储能单元的额定功率与当前移峰功率的差值。
12.根据权利要求11所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
接收所述电力调度机构的调峰电力辅助服务控制指令；
若电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率大于氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行所述移峰或填谷控制指令，直至完成移峰或填谷时段电力辅助服务后退出移峰模式；
若所述电网处于移峰或填谷需求时段，且对应的移峰或填谷控制指令的目标功率小于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行所述移峰或填谷控制指令，直至完成所述移峰或填谷时段电力辅助服务后退出所述移峰模式。
13.根据权利要求12所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
若所述电网处于检修备用电力辅助服务时段，且检修备用的目标功率大于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行检修备用控制指令，直至完成检修备用时段电力辅助服务后退出检修备用模式；
若所述电网处于所述检修备用电力辅助服务时段，且所述检修备用的目标功率小于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成所述检修备用时段电力辅助服务后退出所述检修备用模式。
14.根据权利要求13所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
若所述电网处于事故备用电力辅助服务时段，且事故备用的目标功率大于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元全功率执行事故备用控制指令，直至完成事故备用时段电力辅助服务后退出事故备用模式；
若所述电网处于事故备用电力辅助服务时段，且所述事故备用的目标功率小于所述氢储能单元的额定功率，则控制所述氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成所述事故备用时段电力辅助服务后退出所述事故备用模式。
15.根据权利要求14所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，在控制所述氢储能单元非全功率执行填谷控制指令，直至完成所述填谷时段电力辅助服务后退出所述移峰模式，或者，在控制所述氢储能单元非全功率执行检修备用控制指令，直至完成所述检修备用时段电力辅助服务后退出所述检修备用模式，或者，在控制所述氢储能单元非全功率执行事故备用控制指令，直至完成所述事故备用时段电力辅助服务后退出所述事故备用模式之后，还包括：
计算第二氢储能冗余功率，将所述第二氢储能冗余功率作为热备用电源，当所述电网处于负荷备用电力辅助服务时段时，控制所述第二氢储能冗余功率由热备用状态切换至发电状态，并当负荷平稳时，控制所述氢储能单元退出负荷备用模式。
16.根据权利要求15所述的独立储能电站系统的控制方法，其特征在于，还包括：
当所述负荷不平稳，且氢储能单元填谷控制指令、所述检修备用控制指令或所述事故备用控制指令完成时，对应控制所述氢储能单元退出所述负荷备用模式、所述检修备用模式或所述事故备用模式。
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