CN115360773A - 储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质 - Google Patents

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CN115360773A CN202210907534.7A CN202210907534A CN115360773A CN 115360773 A CN115360773 A CN 115360773A CN 202210907534 A CN202210907534 A CN 202210907534A CN 115360773 A CN115360773 A CN 115360773A
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黄凯伦
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Abstract

本发明提供一种储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质。储能系统包括多个并联的储能变流器，储能系统的无通讯并机方法用于控制储能系统中的每个储能变流器，该方法包括：基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值；基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值；基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值；根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值；基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。本发明可以实现各个储能变流器的功率均分以及系统的稳定运行，能够提高系统的可靠性，且响应速度快，不受通信干扰。

Description

储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质
技术领域
本发明涉及黑启动技术领域，尤其涉及一种储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质。
背景技术
黑启动是指电网因为某些故障停止供电，发电厂与外部电网脱开且发电厂内发电设备全部停运时，利用发电厂内的本地电源为发电厂内设备供电，拖动发电设备运行，从而实现发电设备的自启动，并恢复电网供电。通过黑启动能够大幅提升电网故障恢复能力。
发电厂可以采用储能系统作为本地电源进行黑启动，储能系统包括多个储能变流器(Power Conversion System，PCS)，为了达到较好的叠加效果，储能系统中的多个PCS需实现功率均分。目前，对于多个PCS，通常通过具有通讯线的相关算法来实现功率均分，然而，这种方法响应速度慢，且容易受到通讯干扰，无法达到较好的功率均分的效果。
发明内容
本发明实施例提供了一种储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质，以解决现有技术响应速度慢，且容易受到通讯干扰，无法达到较好的功率均分的效果的问题。
第一方面，本发明实施例提供了一种储能系统的无通讯并机方法，储能系统包括多个并联的储能变流器，储能系统的无通讯并机方法用于控制储能系统中的每个储能变流器，储能系统的无通讯并机方法包括：
基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值；
基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值；
基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值；
根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值；
基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
在一种可能的实现方式中，基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值，包括：
获取储能变流器的角频率采样值，并根据储能变流器的额定角频率和角频率采样值，得到角频率差值；
根据角频率差值，得到有功功率调整量；
根据有功功率调整量和储能变流器的额定有功功率，得到有功功率参考值。
在一种可能的实现方式中，基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值，包括：
获取储能变流器的有功功率采样值，并根据有功功率参考值和有功功率采样值，得到有功功率差值；
根据有功功率差值，得到角频率调整量；
根据角频率调整量和储能变流器的额定角频率，得到角频率参考值。
在一种可能的实现方式中，基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值，包括：
获取储能变流器的无功功率参考值和无功功率采样值，并根据无功功率参考值和无功功率采样值，得到无功功率差值；
根据无功功率差值，得到电压振幅调整量；
根据电压振幅调整量和储能变流器的额定电压振幅，得到电压振幅参考值。
在一种可能的实现方式中，根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值，包括：
根据角频率参考值，确定相位参考值；
根据电压振幅参考值和相位参考值，生成储能变流器的电压参考值。
在一种可能的实现方式中，基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，包括：
对电压参考值进行dq坐标变换得到d轴参考电压和q轴参考电压；
对d轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第一控制量；
对q轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第二控制量；
对第一控制量和第二控制量进行SVPWM调制得到PWM波，并根据PWM波对储能变流器进行控制。
第二方面，本发明实施例提供了一种储能系统的无通讯并机装置，储能系统包括多个并联的储能变流器，储能系统的无通讯并机方法用于控制储能系统中的每个储能变流器，储能系统的无通讯并机装置包括：
有功下垂控制模块，用于基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值；
虚拟惯量模块，用于基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值；
无功下垂控制模块，用于基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值；
参考电压生成模块，用于根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值；
储能变流器控制模块，用于基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
第三方面，本发明实施例提供了一种协调控制器，包括处理器和存储器，存储器用于存储计算机程序，处理器用于调用并运行存储器中存储的计算机程序，执行如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述的储能系统的无通讯并机方法。
第四方面，本发明实施例提供了一种发电厂黑启动系统，包括储能系统、发电设备、开关和如上第三方面所述的协调控制器；储能系统包括多个并联连接的储能变流器；
开关的第一端与储能系统连接，开关的第二端与发电设备连接；储能系统、发电设备和开关均受控于协调控制器。
第五方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述的储能系统的无通讯并机方法的步骤。
本发明实施例提供一种储能系统的无通讯并机方法、协调控制器及存储介质，通过对储能系统的各个储能变流器进行同样的控制，具体通过下垂控制进行角频率和电压的调节，各个储能变流器输出的电压和频率趋于一致，最终达到有功功率和无功功率均分的目的，同时，通过加入虚拟惯量来保证系统在动态过程中的稳定运行，实现多个储能变流器在大负荷下的稳定运行，电压波动较小且功率分配平均，能够提高系统的可靠性，且能够实现无通讯并机，响应速度快，不受通信干扰。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，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他的附图。
图1是本发明实施例提供的发电厂黑启动系统的结构示意图；
图2是本发明实施例提供的储能系统的无通讯并机方法的实现流程图；
图3是本发明实施例提供的对储能系统的输出电压和发电设备的输出电压进行同期的顺序示意图；
图4是本发明实施例提供的储能系统的无通讯并机装置的结构示意图；
图5是本发明实施例提供的协调控制器的示意图。
具体实施方式
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图通过具体实施例来进行说明。
参见图1，其示出了本发明实施例提供的发电厂黑启动系统的结构示意图。该发电厂黑启动系统为大容量储能系统辅助9E级联合大功率发电设备进行黑启动的系统。参见图1，发电厂黑启动系统包括储能系统、发电设备、开关和协调控制器；储能系统包括多个并联连接的储能变流器(Power Conversion System，PCS)；
开关的第一端与储能系统连接，开关的第二端与发电设备连接；储能系统、发电设备和开关均受控于协调控制器。
其中，图1中，UPCS可以表示储能系统的输出电压，UG可以表示发电设备的输出电压。发电设备可以是大功率的发电设备，比如，可以是大功率的燃气机组或大功率的水电机组等等。
在一些可能的实现方式中，上述发电厂黑启动系统还可以包括EMS(EnergyManagement System，能源管理系统)；
EMS与协调控制器连接。
EMS可以向协调控制器发送黑启动开始指令和黑启动结束指令。协调控制器可以在接收到黑启动开始指令后，在检测到电网异常时，比如掉电等，可以控制储能系统进行黑启动，使储能系统可以给发电设备的电机供电，以使该电机带动发电设备启动，发电设备启动成功后，控制发电设备与储能系统同期，即控制两者输出电压同压、同频和同相，使两者输出电压完全一致，最后控制开关吸合，使发电设备投入。协调控制器在接收到黑启动结束指令时，停止黑启动，并可以在延时预设时长后，在接收到EMS发送的黑启动开始指令，且检测到电网仍异常时，再次开始黑启动。
其中，开关可以是继电器。
然而，储能系统包括多个并联连接的储能变流器，为了保证各个储能变流器的功率均分，协调控制器可以用于执行下述图2所示实施例的储能系统的无通讯并机方法，来达到功率均分的目的。
参见图2，其示出了本发明实施例提供的储能系统的无通讯并机方法的实现流程图，储能系统的无通讯并机方法的执行主体可以是协调控制器。储能系统包括多个并联的储能变流器，储能系统的无通讯并机方法用于控制储能系统中的每个储能变流器，即，协调控制器可以通过该控制方法控制储能系统中的每个储能变流器，达到功率均分的目的。其中，储能系统中并联的储能变流器的数量可以根据实际需求设置，不做具体限制，例如，可以是18个、20个等等。
该方法详述如下：
在S101中，基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值。
本申请基于虚拟同步发电机(VSG，Virtual Synchronous Generator)，来实现多个储能变流器无通讯线离网并联，并带动发电设备的电机启动，在发电设备的电机的大负荷下，使得系统仍能稳定运行。
VSG是从并网逆变器主电路和同步发电机等效电路的对应关系出发，提出的模拟同步发电机转子的运动方程、有功功率－频率(P-F)下垂特性与无功功率－电压(Q-V)下垂特性的控制策略。
本实施例基于有功功率和频率的下垂特性，可以确定储能变流器的有功功率参考值。
在一些实施例中，上述S101可以包括：
获取储能变流器的角频率采样值ωfdb，并根据储能变流器的额定角频率ω0和角频率采样值ωfdb，得到角频率差值；
根据角频率差值，得到有功功率调整量；
根据有功功率调整量和储能变流器的额定有功功率P0，得到有功功率参考值。
额定角频率ω0减去角频率采样值ω得到角频率差值。根据角频率差值和有功下垂系数M，得到有功功率调整量。有功功率调整量加上额定有功功率P0，得到有功功率参考值。
在S102中，基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值。
本实施例通过虚拟惯量，具体是虚拟转动惯量，来减慢有功功率的跌落以及减缓有功功率的上升，即使有功功率更加稳定。
在一些实施例中，上述S102可以包括：
获取储能变流器的有功功率采样值Pfdb，并根据有功功率参考值和有功功率采样值Pfdb，得到有功功率差值；
根据有功功率差值，得到角频率调整量；
根据角频率调整量和储能变流器的额定角频率ω0，得到角频率参考值ωREF。
有功功率参考值减去有功功率采样值Pfdb，得到有功功率差值。根据有功功率差值和虚拟惯量相关参数
Figure BDA0003772953360000071
得到角频率调整量。角频率调整量加上额定角频率ω0，得到角频率参考值ωREF。其中，
Figure BDA0003772953360000072
为惯性环节的传递函数，现有技术中，惯性环节的传递函数通常为
Figure BDA0003772953360000073
本实施例为了提供一个较小的转动惯量，将其修改为
Figure BDA0003772953360000074
KD为大于1的系数。
在S103中，基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值。
本申请基于Q-V下垂特性，可以确定储能变流器的电压振幅参考值。
在一些实施例中，上述S103可以包括：
获取储能变流器的无功功率参考值QREF和无功功率采样值Qfdb，并根据无功功率参考值QREF和无功功率采样值Qfdb，得到无功功率差值；
根据无功功率差值，得到电压振幅调整量；
根据电压振幅调整量和储能变流器的额定电压振幅U0，得到电压振幅参考值UREF。
无功功率参考值QREF减去无功功率采样值Qfdb，得到无功功率差值。根据无功功率差值和无功下垂系数N，得到电压振幅调整量。电压振幅调整量加上额定电压振幅U0，得到电压振幅参考值UREF。
在S104中，根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值。
在一些实施例中，上述S104可以包括：
根据角频率参考值ωREF，确定相位参考值
Figure BDA0003772953360000081
根据电压振幅参考值UREF和相位参考值
Figure BDA0003772953360000082
生成储能变流器的电压参考值。
对角频率参考值ωREF进行积分操作，得到相位参考值
Figure BDA0003772953360000083
根据电压振幅参考值UREF和相位参考值
Figure BDA0003772953360000084
可以生成储能变流器的电压参考值。
在S105中，基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
本申请根据电压参考值，可以对储能变流器进行电压环和电流环的双闭环控制，最终实现各个储能变流器的功率均分以及无通讯并机。
在一些实施例中，上述S105可以包括：
对电压参考值进行dq坐标变换得到d轴参考电压Ud和q轴参考电压Uq；
对d轴参考电压Ud进行电压环和电流环控制，得到第一控制量；
对q轴参考电压Uq进行电压环和电流环控制，得到第二控制量；
对第一控制量和第二控制量进行SVPWM(Space Vector Pulse WidthModulation，空间矢量脉宽调制)调制得到PWM波，并根据PWM波对储能变流器进行控制。
dq坐标变换也可以成为派克变换。
对电压参考值进行dq坐标变换，可以得到d轴参考电压Ud和q轴参考电压Uq。
d轴参考电压Ud减去d轴采样电压Udfdb，得到d轴电压差值，对d轴电压差值进行电压环PI控制，得到d轴参考电流Id，d轴参考电流Id减去d轴采样电流Idfdb，得到d轴电流差值，对d轴电流差值进行电流环PI控制，得到第三控制量，第三控制量加上Ud/1.732，得到第四控制量，对第四控制量进行归一化，归一化至0到1之间，得到第一控制量。
q轴参考电压Uq减去q轴采样电压Uqfdb，得到q轴电压差值，对q轴电压差值进行电压环PI控制，得到q轴参考电流Iq，q轴参考电流Iq减去q轴采样电流Iqfdb，得到q轴电流差值，对q轴电流差值进行电流环PI控制，得到第五控制量，第五控制量加上Uq/1.732，得到第六控制量，对第六控制量进行归一化，归一化至0到1之间，得到第二控制量。
对第一控制量和第二控制量进行SVPWM调制，可以得到PWM波，PWM波用于对储能变流器进行控制。
其中，d轴采样电压Udfdb和q轴采样电压Uqfdb，可以根据储能变流器的电压采样值进行dq坐标变换得到。d轴参考电流Id和q轴参考电流Iq可以根据储能变流器的电流参考值进行dq坐标变换得到。d轴采样电流Idfdb和q轴采样电流Iqfdb可以根据储能变流器的电流采样值进行dq坐标变换得到。
本申请通过对储能系统的各个储能变流器进行同样的控制，通过在双闭环控制的基础上加入下垂控制与转动惯量，来实现功率均分以及稳定运行。具体通过多机并联采用相同的下垂系数，通过下垂控制进行角频率和电压的调节，经过一段时间的调整，各个储能变流器输出的电压和频率趋于一致，最终达到有功功率和无功功率均分的目的，同时，通过加入虚拟惯量来保证系统在动态过程中的稳定运行，实现多个储能变流器在发电设备的电机(10MW冲击)大负荷下的稳定运行，电压波动较小且功率分配平均，能够提高系统的可靠性，且可实现无通讯并机，响应速度快，不受通信干扰。
在一些可能的实现方式中，为了实现黑启动，上述储能系统的无通讯并机方法还可以包括：
控制储能系统中的所有储能变流器关机，并控制储能系统中的所有储能变流器均切换至离网VSG状态；
控制第一储能变流器以电压缓起的方式启动；第一储能变流器为储能系统的任意一个储能变流器；
在第一储能变流器启动完成后，控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器依次启动；其中，储能系统中的储能变流器在启动过程中和启动完成后，均为发电厂的电机供电，以使电机带动发电设备启动，恢复电网供电。
在本实施例中，首先控制储能系统中的所有储能变流器关机，并切换至离网VSG状态，以便于后续各个储能变流器启动之后，完成并机过程。
其中，在每个储能变流器成功启动后，可以采用上述S101至S105的方法，对每个储能变流器进行功率均分控制，以实现无通讯并机。
电压缓起指输出电压缓起，是指输出电压从0开始逐渐增大，而不会瞬间增大。即，控制第一储能变流器的输出电压从0开始逐渐增大，因此不会给发电厂系统中的变压器瞬间投入较大电压，避免大的冲击电流。
第一储能变流器可以为储能系统的任意一个储能变流器，比如，可以是按照编号来说，编号最小或最大的储能变流器，也可以通过其它规则确定的储能变流器，在此不做具体限制。
本实施例对于控制第一储能变流器以电压缓起的方式启动的实现手段不做具体限制，可以采用任意现有可实现的方法进行实现。
在本实施例中，在第一储能变流器启动完成后，控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器轮流启动，从而可以使得储能系统投入发电厂系统的功率和电流不会瞬间增大，而是逐步增大，可以提高系统稳定性和可靠性。
其中，控制各个储能变流器轮流启动的顺序可以按照各个储能变流器的编号从小到大的顺序或从大到小的顺序，还可以是其它顺序，在此不做具体限制。
储能系统中的储能变流器在启动过程中和启动完成后，均为发电厂的电机供电，是指储能变流器只要开始启动就投入发电厂系统，而不是在其启动完成后再投入发电厂系统，从而可以使得投入的储能变流器的电压从小到大逐渐变大，而不是突增，避免出现冲击电流。
储能变流器开始启动后，可以为发电设备的电机供电，该电机可以带动发电设备启动，进而通过该发电设备可恢复电网供电。
在一些可能的实现方式中，储能系统中的储能变流器在启动过程中和启动完成后，还可为发电厂的其它负载供电，在此不做具体限制。
本实施例通过控制第一储能变流器以电压缓起的方式启动，然后控制其它各个储能变流器依次启动，从而可以使储能系统的输出电压从零逐渐增加，使得投入到负载的电压也是从零逐渐增加，不会瞬间投入较大电压，因此，不会给系统带来较大的冲击电流，能够提高发电厂系统的稳定性和可靠性；且通过控制储能变流器切换至离网VSG状态，可在该状态下，控制各个储能变流器完成并机。
在一些可能的实现方式中，上述控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器依次启动，可以包括：
控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器依次以电压缓起的方式启动。
在本实施例中，控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器启动的方式可以与控制第一储能变流器启动的方式相同，均为电压缓起的方式启动，从而可以使得投入发电厂系统的功率和电流更加逐步缓慢增大，可以进一步提高系统稳定性和可靠性。
在一些可能的实现方式中，储能系统中的储能变流器在离网VSG状态下完成并机过程。
在本实施例中，储能系统中的储能变流器启动成功后，可在离网VSG状态下与其它各个储能变流器实现功率均分，完成并机过程。
在一些可能的实现方式中，在上述控制储能系统中的所有储能变流器关机之前，上述储能系统的无通讯并机方法还可以包括：
控制储能系统的所有储能变流器均处于待机状态；
当检测到电网异常，且接收到EMS发送的黑启动开始指令时，继续控制储能系统中的所有储能变流器关机的步骤。
在本实施例中，协调控制器可以首先控制储能系统的所有储能变流器均处于待机状态，当接收到EMS发送的黑启动开始指令，且检测到电网异常时，可以控制储能系统中的所有储能变流器关机，然后再控制各个储能变流器依次启动。
其中，可以根据电网电压判断电网是否异常，比如，当电网电压低于预设电压值时，确定电网异常，否则，确定电网未异常。
EMS可以根据人为控制发出黑启动开始指令，也可以在检测到发电厂系统与电网脱开后发出黑启动开始指令，等等。
在一些可能的实现方式中，协调控制器可以在检测到发电厂系统与电网脱开后，控制储能系统的所有储能变流器均处于待机状态。
在一些可能的实现方式中，上述储能系统的无通讯并机方法还可以包括：
在黑启动过程中，若接收到EMS发送的黑启动结束指令，则停止黑启动，并在延时预设时长后，跳转至控制储能系统的所有储能变流器均处于待机状态的步骤继续执行。
EMS可以根据人为控制发出黑启动结束指令，也可以在检测到黑启动过程出现问题无法再进行下去后发出黑启动结束指令，等等。
在黑启动过程中，若协调控制器接收到EMS发送的黑启动结束指令，则说明此时应停止黑启动，此时可停止控制储能变流器启动，并在延时预设时长后，跳转至控制储能系统的所有储能变流器均处于待机状态的步骤继续执行，可以重新开始黑启动。
其中，预设时长可以根据实际需求设置，比如，可以是30s，等等。
本实施例通过黑启动结束指令，可以防止在黑启动过程中出现卡死现象。
在一些可能的实现方式中，上述储能系统的无通讯并机方法还可以包括：
在储能系统中的各个储能变流器启动的过程中，若某个储能变流器无法启动，则跳过该储能变流器，控制下一个储能变流器启动；
在储能系统的所有储能变流器启动完成后，若储能系统中成功启动的储能变流器的数量小于预设数量，则确定黑启动失败。
在储能系统中的各个储能变流器轮流启动的过程中，若某个储能变流器因为电池没有电或者其它故障原因无法启动，则跳过该储能变流器，控制下一个储能变流器继续启动，防止由于存在故障储能变流器，而无法继续向下执行的情况发生。
不管储能变流器启动成功还是由于故障原因启动失败，都认为其启动完成。当储能系统中的所有储能变流器启动完成后，若储能系统中成功启动的储能变流器的数量小于预设数量，则确定黑启动失败，无法继续执行接下来的黑启动步骤，可以通知工作人员对发生故障的储能变流器进行维修，维修完成后若电网仍然异常，则继续黑启动。若储能系统中成功启动的储能变流器的数量不小于预设数量，则确定储能系统黑启动成功。
其中，预设数量小于储能系统中储能变流器的总数量。示例性地，储能系统中储能变流器的总数量可以为18，预设数量可以为16。
在一些可能的实现方式中，在上述在第一储能变流器启动完成后，控制储能系统中除第一储能变流器之外的各个储能变流器依次启动之后，上述储能系统的无通讯并机方法还可以包括：
在储能系统的所有储能变流器启动完成后，若储能系统中成功启动的储能变流器的数量不小于预设数量，则获取发电设备的输出电压；
若发电设备的输出电压在预设电压范围内，则获取储能系统的输出电压，并根据发电设备的输出电压，对储能系统的输出电压进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相，以及，在储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相后，控制发电设备并入电网。
当储能系统中成功启动的储能变流器的数量不小于预设数量时，可以认为储能系统黑启动成功，储能系统黑启动成功后，会带动发电设备启动，通过检测发电设备的输出电压是否在预设电压范围内，来判断发电设备是否成功启动。
其中，预设电压范围可以为发电设备成功启动后，其输出电压所处的电压范围，可以根据实际实验进行确定。当发电设备的输出电压在预设电压范围内时，可以认为发电设备已经成功启动，此时再开始控制储能系统的输出电压和发电设备的输出电压进行同期。当发电设备的输出电压不在预设电压范围内时，可以认为发电设备还未成功启动，可能还处于建压过程，此时，可以继续监测发电设备的输出电压，直至其输出电压处于预设电压范围内，再继续执行储能系统的输出电压和发电设备的输出电压进行同期的过程。
本实施例对协调控制器获取发电设备的输出电压和储能系统的输出电压的具体手段不做具体限制，可以采用任何可实施的方式实现。
本实施例通过发电设备的输出电压，对储能系统的输出电压进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相，即使得储能系统和发电设备输出保持一致，从而可以在发电设备投入时，避免产生较大的冲击电流。在检测到储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相后，可以控制发电设备并入电网，可以实现稳定可靠的无缝切换。
本实施例通过根据发电设备的输出电压，对储能系统的输出电压进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相，从而使储能系统和发电设备的输出电压完全一致，然后再控制发电设备并入电网，能够避免发电设备并入电网后出现较大的冲击电流，可以实现稳定可靠的无缝切换，提高系统稳定性。
在一些可能的实现方式中，上述根据发电设备的输出电压，对储能系统的输出电压进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压、同频和同相，可以包括：
获取发电设备的输出电压和储能系统的输出电压的有效值差值，并根据有效值差值对储能系统的输出电压的大小进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压；
获取发电设备的输出电压和储能系统的输出电压的频率差值，并根据频率差值对储能系统的输出电压的频率进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同频；
获取发电设备的输出电压和储能系统的输出电压的相位差值，并根据相位差值对储能系统的输出电压的相位进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同相。
参见图3，在对储能系统的输出电压和发电设备的输出电压进行同期时，可以先进行同压，然后同频，最后同相，最终实现两者输出完全一致。其中，UPCS表示储能系统的输出电压，UG表示发电设备的输出电压。
协调控制器通过采集发电设备的输出电压与储能系统的输出电压，分别计算出两者电压的大小、频率与相位的差值，并将差值通过485通信或其它通信方式，传送给储能系统，作为储能系统电压补偿的依据。储能系统则根据接收到的各个差值调节自身输出电压的大小频率相位，最终使储能系统与发电设备的电压基本一致。
具体地，由于在系统中受到Q-V下垂曲线的影响，电压大小会根据无功功率的不同存在偏移，为了保证储能系统的输出电压与并网同步，需要根据有效值差值对储能系统的输出电压大小进行调节，以实现同期功能中的同压。
由于在系统中受到P-F下垂曲线的影响，电压频率会根据有功功率的不同存在偏移，需要根据协调控制器中的锁相环计算分别得到储能系统与发电设备的电压频率，两者的差值作为储能系统调节频率的依据，对输出电压的频率进行补偿，以实现同期功能中的同频。
同相是根据协调控制器中的锁相环计算分别得到储能系统与发电设备的输出电压的相位，两者的差值作为储能系统调节相位方向的判断依据，对储能系统的输出电压的相位进行调整。
本实施例可以通过调节频率来达到调节相位的目的，当相位最终调节一致之后，频率也保持一致。
在一些可能的实现方式中，上述根据相位差值对储能系统的输出电压的相位进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同相，包括：
根据相位差值对储能系统的输出电压的相位进行定步长的调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同相。
其中，定步长的调节可以理解为每次对相位进行调整时，均是调整预设步长，即通过预设步长一步步调整，而不是一次性调整到位。
在一些可能的实现方式中，上述储能系统包括多个并联的储能变流器；
上述根据有效值差值对储能系统的输出电压的大小进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压，包括：
以广播方式，将有效值差值发送至储能系统中的各个储能变流器，以使储能变流器根据有效值差值对自身的输出电压的大小进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同压；
上述根据频率差值对储能系统的输出电压的频率进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同频，包括：
以广播方式，将频率差值发送至储能系统中的各个储能变流器，以使储能变流器根据频率差值对自身的输出电压的频率进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同频；
上述根据相位差值对储能系统的输出电压的相位进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同相，包括：
以广播方式，将相位差值发送至储能系统中的各个储能变流器，以使储能变流器根据相位差值对自身的输出电压的相位进行调节，使储能系统的输出电压和发电设备的输出电压实现同相。
在本实施例中，由于储能系统包括多个并联连接的储能变流器，为了保证所有储能变流器接收的电压补偿值的一致性，调频调压的同步性，在同期过程中，协调控制器采用广播的方式，向储能变流器发送信息，从而避免各个储能变流器的补偿不同。
在同期之前，协调控制器和PCS之间可以通过点对点通信的方式进行通信，比如，通过点对点通信方式，控制PCS开始黑启动、开关机以及状态切换等等。
在一些可能的实现方式中，参见图1，上述储能系统通过开关与发电设备连接，储能系统、开关和发电设备均受控于协调控制器；
控制发电设备并入电网，包括：
控制开关吸合。
参见图1，本实施例在同期完成后，可以通过控制开关闭合，来控制发电设备并入电网。
应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
图4示出了本发明实施例提供的储能系统的无通讯并机装置的结构示意图，为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分，详述如下：
储能系统包括多个并联的储能变流器，储能系统的无通讯并机装置用于控制储能系统中的每个储能变流器。如图4所示，储能系统的无通讯并机装置30包括：有功下垂控制模块31、虚拟惯量模块32、无功下垂控制模块33、参考电压生成模块34和储能变流器控制模块35。
有功下垂控制模块31，用于基于有功功率和频率的下垂特性，获取储能变流器的有功功率参考值；
虚拟惯量模块32，用于基于虚拟惯量，根据有功功率给定值确定储能变流器的角频率参考值；
无功下垂控制模块33，用于基于无功功率和电压的下垂特性，获取储能变流器的电压振幅参考值；
参考电压生成模块34，用于根据电压振幅参考值和角频率参考值，生成储能变流器的电压参考值；
储能变流器控制模块35，用于基于电压参考值，对储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
在一种可能的实现方式中，有功下垂控制模块31具体用于：
获取储能变流器的角频率采样值，并根据储能变流器的额定角频率和角频率采样值，得到角频率差值；
根据角频率差值，得到有功功率调整量；
根据有功功率调整量和储能变流器的额定有功功率，得到有功功率参考值。
在一种可能的实现方式中，虚拟惯量模块32具体用于：
获取储能变流器的有功功率采样值，并根据有功功率参考值和有功功率采样值，得到有功功率差值；
根据有功功率差值，得到角频率调整量；
根据角频率调整量和储能变流器的额定角频率，得到角频率参考值。
在一种可能的实现方式中，无功下垂控制模块33具体用于：
获取储能变流器的无功功率参考值和无功功率采样值，并根据无功功率参考值和无功功率采样值，得到无功功率差值；
根据无功功率差值，得到电压振幅调整量；
根据电压振幅调整量和储能变流器的额定电压振幅，得到电压振幅参考值。
在一种可能的实现方式中，参考电压生成模块34具体用于：
根据角频率参考值，确定相位参考值；
根据电压振幅参考值和相位参考值，生成储能变流器的电压参考值。
在一种可能的实现方式中，储能变流器控制模块35具体用于：
对电压参考值进行dq坐标变换得到d轴参考电压和q轴参考电压；
对d轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第一控制量；
对q轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第二控制量；
对第一控制量和第二控制量进行SVPWM调制得到PWM波，并根据PWM波对储能变流器进行控制。
图5是本发明实施例提供的协调控制器的示意图。如图5所示，该实施例的协调控制器4包括：处理器40和存储器41。所述存储器41用于存储计算机程序42，所述处理器40用于调用并运行所述存储器41中存储的计算机程序42，执行上述各个储能系统的无通讯并机方法实施例中的步骤，例如图2所示的S101至S105。或者，所述处理器40用于调用并运行所述存储器41中存储的计算机程序42，实现上述各装置实施例中各模块/单元的功能，例如图4所示模块/单元31至35的功能。
示例性的，所述计算机程序42可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器41中，并由所述处理器40执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序42在所述协调控制器4中的执行过程。例如，所述计算机程序42可以被分割成图4所示的模块/单元31至35。
所述协调控制器4可包括，但不仅限于，处理器40、存储器41。本领域技术人员可以理解，图5仅仅是协调控制器4的示例，并不构成对协调控制器4的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述协调控制器还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。例如，协调控制器还可以包括前述DMS和OMS等。
所述处理器40可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
所述存储器41可以是所述协调控制器4的内部存储单元，例如协调控制器4的硬盘或内存。所述存储器41也可以是所述协调控制器4的外部存储设备，例如所述协调控制器4上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card，SMC)，安全数字(Secure Digital，SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。进一步地，所述存储器41还可以既包括所述协调控制器4的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器41用于存储所述计算机程序以及所述协调控制器所需的其他程序和数据。所述存储器41还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
对应于上述协调控制器，参见图1，本发明实施例还提供了一种发电厂黑启动系统，包括如上任一种所述的协调控制器，还包括储能系统、发电设备和开关；储能系统包括多个并联连接的储能变流器；
开关的第一端与储能系统连接，开关的第二端与发电设备连接；储能系统、发电设备和开关均受控于协调控制器。
发电厂黑启动系统的相关描述可参见前述实施例中的描述，不再赘述。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块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。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/协调控制器和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/协调控制器实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，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讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，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。
所述集成的模块/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，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个储能系统的无通讯并机方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括是电载波信号和电信信号。
以上所述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，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述储能系统包括多个并联的储能变流器，所述储能系统的无通讯并机方法用于控制所述储能系统中的每个储能变流器，所述储能系统的无通讯并机方法包括：
基于有功功率和频率的下垂特性，获取所述储能变流器的有功功率参考值；
基于虚拟惯量，根据所述有功功率给定值确定所述储能变流器的角频率参考值；
基于无功功率和电压的下垂特性，获取所述储能变流器的电压振幅参考值；
根据所述电压振幅参考值和所述角频率参考值，生成所述储能变流器的电压参考值；
基于所述电压参考值，对所述储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
2.根据权利要求1所述的储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述基于有功功率和频率的下垂特性，获取所述储能变流器的有功功率参考值，包括：
获取所述储能变流器的角频率采样值，并根据所述储能变流器的额定角频率和所述角频率采样值，得到角频率差值；
根据所述角频率差值，得到有功功率调整量；
根据所述有功功率调整量和所述储能变流器的额定有功功率，得到所述有功功率参考值。
3.根据权利要求1所述的储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述基于虚拟惯量，根据所述有功功率给定值确定所述储能变流器的角频率参考值，包括：
获取所述储能变流器的有功功率采样值，并根据所述有功功率参考值和所述有功功率采样值，得到有功功率差值；
根据所述有功功率差值，得到角频率调整量；
根据所述角频率调整量和所述储能变流器的额定角频率，得到所述角频率参考值。
4.根据权利要求1所述的储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述基于无功功率和电压的下垂特性，获取所述储能变流器的电压振幅参考值，包括：
获取所述储能变流器的无功功率参考值和无功功率采样值，并根据所述无功功率参考值和所述无功功率采样值，得到无功功率差值；
根据所述无功功率差值，得到电压振幅调整量；
根据所述电压振幅调整量和所述储能变流器的额定电压振幅，得到所述电压振幅参考值。
5.根据权利要求1所述的储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述根据所述电压振幅参考值和所述角频率参考值，生成所述储能变流器的电压参考值，包括：
根据所述角频率参考值，确定相位参考值；
根据所述电压振幅参考值和所述相位参考值，生成所述储能变流器的电压参考值。
6.根据权利要求1至5任一项所述的储能系统的无通讯并机方法，其特征在于，所述基于所述电压参考值，对所述储能变流器进行电压环和电流环控制，包括：
对所述电压参考值进行dq坐标变换得到d轴参考电压和q轴参考电压；
对所述d轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第一控制量；
对所述q轴参考电压进行电压环和电流环控制，得到第二控制量；
对所述第一控制量和所述第二控制量进行SVPWM调制得到PWM波，并根据所述PWM波对所述储能变流器进行控制。
7.一种储能系统的无通讯并机装置，其特征在于，所述储能系统包括多个并联的储能变流器，所述储能系统的无通讯并机方法用于控制所述储能系统中的每个储能变流器，所述储能系统的无通讯并机装置包括：
有功下垂控制模块，用于基于有功功率和频率的下垂特性，获取所述储能变流器的有功功率参考值；
虚拟惯量模块，用于基于虚拟惯量，根据所述有功功率给定值确定所述储能变流器的角频率参考值；
无功下垂控制模块，用于基于无功功率和电压的下垂特性，获取所述储能变流器的电压振幅参考值；
参考电压生成模块，用于根据所述电压振幅参考值和所述角频率参考值，生成所述储能变流器的电压参考值；
储能变流器控制模块，用于基于所述电压参考值，对所述储能变流器进行电压环和电流环控制，以实现无通讯并机。
8.一种协调控制器，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器用于调用并运行所述存储器中存储的计算机程序，执行如权利要求1至6中任一项所述的储能系统的无通讯并机方法。
9.一种发电厂黑启动系统，其特征在于，包括储能系统、发电设备、开关和如权利要求8所述的协调控制器；所述储能系统包括多个并联连接的储能变流器；
所述开关的第一端与所述储能系统连接，所述开关的第二端与所述发电设备连接；所述储能系统、所述发电设备和所述开关均受控于所述协调控制器。
10.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如上的权利要求1至6中任一项所述储能系统的无通讯并机方法的步骤。
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