CN116599096A - 一种构网型储能系统及其控制方法 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种构网型储能系统及其控制方法，该控制方法通过监测公共连接点(PCC)处的频率和电压，当PCC处的频率和/或电压发生越限时，根据系统有功和无功的功率变化情况，确定通过PCC接入电网的各构网型储能装备有功和无功的功率附加值；然后，以各构网型储能装备有功和无功的功率附加值与其自身有功和无功的功率响应值分别对应叠加，作为各构网型储能装备的有功和无功控制的功率指令值；进而在各构网型储能装备能够响应其所在局部范围内频率和电压扰动的基础上，从系统视角将PCC处的频率和/或电压的扰动所需的响应，通过有功和无功的功率附加值的下发，叠加至各构网型储能装备，进而保证PCC处频率与电压的稳定性。
Description
技术领域
本申请涉及并网控制技术领域，特别涉及一种构网型储能系统及其控制方法。
背景技术
目前变流器多采用GFL(grid-following，跟网型)控制模式，其通过PLL(phase-locked loop，锁相环)测量PCC(pointofcommon coupling，并网点)的相位信息，实现与电网之间的同步；但该控制模式在弱电网中存在稳定性问题。
随着新能源和电力电子设备的渗透率增加，电力系统有着惯性减小、系统强度变弱的趋势，稳定性问题愈发严重。GFM(grid-forming，构网型)控制技术可以提高变流器的电压、频率支撑能力，增强电力系统稳定性，因此，在系统强度弱、物理惯性低的电网中，变流器宜采用GFM控制模式。
采用GFM控制模式的并网变流器，基于VSG(Virtual Synchronous Generator，虚拟同步发电机)功率同步策略，可以为储能装备提供惯量支撑，便于有功和无功的快速调整。但这一方案仅能够响应该储能装备所在局部范围内频率和电压的扰动，而面对大量具有VSG功能的储能装备所构成的储能系统，如何协同调整各储能装备的有功及无功，满足该储能系统在PCC处的频率与电压的稳定性，是亟需解决的问题。
发明内容
有鉴于此，本申请提供一种构网型储能系统及其控制方法，以保证PCC处频率与电压的稳定性。
为实现上述目的，本申请提供如下技术方案：
本申请第一方面提供了一种构网型储能系统的控制方法，所述构网型储能系统中包括通过公共并网点PCC接入电网的至少两个构网型储能装备；所述构网型储能系统的控制方法包括：
监测PCC处的频率和电压；
判断PCC处的频率和电压是否发生越限；
若PCC处的频率和/或电压发生越限，则根据系统有功和无功的功率变化情况，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值；
以各构网型储能装备有功和无功的功率附加值与其自身有功和无功的功率响应值分别对应叠加，作为各构网型储能装备的有功和无功控制的功率指令值。
可选的，根据系统有功和无功的功率变化情况，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值，包括：
根据系统有功和无功的功率变化情况，确定系统负荷的有功突变量占比和无功突变量占比；
根据所述有功突变量占比和所述无功突变量占比，确定协同控制策略；
根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值。
可选的，根据系统有功和无功的功率变化情况，确定系统负荷的有功突变量占比和无功突变量占比，包括：
对该越限对应扰动发生之前稳态阶段的系统负荷，统计其有功功率总量和无功功率总量；
统计扰动发生时刻系统负荷的有功功率突变量和无功功率突变量；
以所述有功功率突变量对所述有功功率总量的比值，作为所述有功突变量占比；以所述无功功率突变量对所述无功功率总量的比值，作为所述无功突变量占比。
可选的，根据所述有功突变量占比和所述无功突变量占比，确定协同控制策略，包括：
判断所述有功突变量占比是否大于第一预设阈值，以及，所述无功突变量占比是否大于第二预设阈值；
若仅所述无功突变量占比大于所述第二预设阈值，则确定所述协同控制策略为调压优先策略；
其他情况则确定所述协同控制策略为调频优先策略。
可选的，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值，包括：
基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力；并基于无功-电压下垂控制，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力；
按照第一预设分配方式，将所述总有功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的有功功率附加值；
按照第二预设分配方式，将所述总无功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的无功功率附加值。
可选的，基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力，包括：
计算PCC处的额定频率减去频率监测结果之差与频率调差系数的乘积；
以所述乘积与所述稳态阶段的系统总有功出力设定值之和，作为所述总有功出力。
可选的，基于无功-电压下垂控制，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力包括：
计算PCC处的额定电压减去电压监测结果之差与电压调差系数的乘积；
若所述协同控制策略为调频优先策略，则以所述稳态阶段的系统总无功出力设定值减去所述乘积之差，作为所述总无功出力；
若所述协同控制策略为调压优先策略，则以所述稳态阶段的系统总无功出力设定值与所述乘积之和，作为所述总无功出力。
可选的，所述第一预设分配方式为平均分配方式。
可选的，所述第二预设分配方式为：根据各构网型储能装备机端电压与额定电压之间的差异进行等比例分配的方式。
可选的，判断PCC处的频率和电压是否发生越限，包括：
判断PCC处的频率是否在预设频率范围内，以及，PCC处的电压是否在预设电压范围内；
若PCC处的频率不在所述预设频率范围内，则判定PCC处的频率越限；
若PCC处的电压不在所述预设电压范围内，则判定PCC处的电压越限。
可选的，所述预设频率范围为：以电网频率为取值中心的±0.3Hz之间；
所述预设电压范围为：PCC处的额定电压的0.9倍与1.1倍之间。
本申请第二方面提供了一种构网型储能系统，包括：电厂控制器，以及，至少两个构网型储能装备；其中，
各构网型储能装备分别通过PCC接入电网；
各构网型储能装备受控于所述电厂控制器，所述电厂控制器用于执行如上述第一方面任一种所述的构网型储能系统的控制方法。
可选的，构网型储能装备包括：构网型变流器与储能设备；
所述储能设备通过所述构网型变流器接入PCC。
可选的，构网型储能装备还包括：发电设备；
所述发电设备，通过所述构网型变流器或者另一构网型变流器，接入PCC。
本申请提供的构网型储能系统的控制方法，其通过监测PCC处的频率和电压，判断PCC处的频率和电压是否发生越限；若PCC处的频率和/或电压发生越限，则根据系统有功和无功的功率变化情况，确定通过PCC接入电网的各构网型储能装备有功和无功的功率附加值；然后，以各构网型储能装备有功和无功的功率附加值与其自身有功和无功的功率响应值分别对应叠加，作为各构网型储能装备的有功和无功控制的功率指令值；进而在各构网型储能装备能够响应其所在局部范围内频率和电压扰动的基础上，从系统视角将PCC处的频率和/或电压的扰动所需的响应，通过有功和无功的功率附加值的下发，叠加至各构网型储能装备，进而保证PCC处频率与电压的稳定性。
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的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的构网型储能系统的结构示意图；
图2为本申请实施例提供的构网型储能系统的控制方法的流程图；
图3为本申请实施例提供的构网型储能系统的控制方法的另一流程图；
图4为本申请实施例提供的构网型储能系统的控制方法的部分流程图；
图5为本申请实施例提供的构网型储能系统的控制方法的另一部分流程图；
图6为本申请实施例提供的构网型储能系统的控制方法的另一部分流程图；
图7为本申请实施例提供的采用调频优先控制策略时集中式+分布式控制方案以及传统的分布式控制方案下PCC处的频率波形图；
图8为本申请实施例提供的采用调频优先控制策略时集中式+分布式控制方案以及传统的分布式控制方案下PCC处的电压波形图；
图9为本申请实施例提供的采用调压优先控制策略时集中式+分布式控制方案以及传统的分布式控制方案下PCC处的频率波形图；
图10为本申请实施例提供的采用调压优先控制策略时集中式+分布式控制方案以及传统的分布式控制方案下PCC处的电压波形图。
具体实施方式
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，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本申请中，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，并不排除在包括要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
本申请提供一种构网型储能系统的控制方法，以保证PCC处频率与电压的稳定性。
参见图1，该构网型储能系统中包括至少两个构网型储能装备，这些构网型储能装备均通过公共的PCC接入电网，在系统中分散分布，且均可响应各自局部范围内频率和电压的扰动。
该构网型储能系统的控制方法，如图2所示，包括：
S101、监测PCC处的频率和电压。
实际应用中，该步骤可以是实时或者周期性执行的，视其具体应用环境而定即可，此处不做限定。
S102、判断PCC处的频率和电压是否发生越限。
具体的，该步骤可以包括：判断PCC处的频率是否在预设频率范围内，以及，PCC处的电压是否在预设电压范围内；若PCC处的频率不在预设频率范围内，则判定PCC处的频率越限；若PCC处的电压不在预设电压范围内，则判定PCC处的电压越限。
实际应用中，该预设频率范围可以为：以电网频率为取值中心的±0.3Hz之间；电网频率为50Hz，则该预设频率范围为[49.97Hz，50.03Hz]，此处仅为一种示例，实际应用中也可以是其他范围，包括电网频率即可，均在本申请的保护范围内。
另外，该预设电压范围的上、下限值可以分别是1.1p.u.、0.9p.u.，也即其可以为：PCC处的额定电压的0.9倍与1.1倍之间；此处也仅为一种示例，并不限定于此。
若PCC处的频率和/或电压发生越限，也即其中至少一种发生越限，则执行S103。若PCC处的频率和电压均未发生越限，则返回S101。
S103、根据系统有功和无功的功率变化情况，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值。
由于频率的大小与系统有功功率相关，电压的大小与系统无功功率相关，所以为了保持PCC处频率和电压的稳定性，可以将两种功率变化情况所需要的系统功率响应分配给系统内的各构网型储能装备，具体的分配方式不限，比如可以是平均分配，也可以是根据各构网型储能装备的具体情况进行等比例分配，视其具体应用环境而定即可，均在本申请的保护范围内。
S104、以各构网型储能装备有功和无功的功率附加值与其自身有功和无功的功率响应值分别对应叠加，作为各构网型储能装备的有功和无功控制的功率指令值。
各构网型储能装备原本会通过自身的有功功率响应值作为其有功控制的功率指令值，以实现对于其局部范围内频率的扰动响应；并会通过自身的无功功率响应值作为其无功控制的功率指令值，以实现对于其局部范围内电压的扰动响应。需要说明的是，各构网型储能装备响应自身局部电压、频率变化，所需要对应响应值的确定方法有多种，参见现有技术即可，此处不做具体限定。
该S104主要是在各构网型储能装备响应自身局部电压、频率变化的基础之上，以其有功功率附加值对其有功功率响应值进行叠加，将叠加结果作为其有功控制的功率指令值，并以其无功功率附加值对其无功功率响应值进行叠加，将叠加结果作为其无功控制的功率指令值，进而可以共同实现对于PCC处有功和无功的功率变化情况所需要的系统功率响应，保持PCC处频率和电压的稳定性。
本实施例提供的该构网型储能系统的控制方法，通过上述原理，在各构网型储能装备能够响应其所在局部范围内频率和电压扰动的基础上，从系统视角将PCC处的频率和/或电压的扰动所需的响应，通过有功和无功的功率附加值的下发，叠加至各构网型储能装备，进而保证PCC处频率与电压的稳定性。
在上一实施例的基础之上，本实施例对该构网型储能系统的控制方法中的S103给出了一些实现形式的示例，比如，其具体可以包括图3中所示的S201、S202及S203；具体的：
S201、根据系统有功和无功的功率变化情况，确定系统负荷的有功突变量占比和无功突变量占比。
这两种突变量占比的确定过程，具体可以包括图4中所示的：
S301、对该越限对应扰动发生之前稳态阶段的系统负荷，统计其有功功率总量和无功功率总量。
S302、统计扰动发生时刻系统负荷的有功功率突变量和无功功率突变量。
S303、以有功功率突变量对有功功率总量的比值，作为有功突变量占比。以无功功率突变量对无功功率总量的比值，作为无功突变量占比。
也即，S301中分别统计了扰动前稳态阶段系统负荷中，有功功率总量Psum和无功功率总量Qsum；S302中统计了扰动时刻的有功功率突变量ΔP和无功功率突变量ΔQ；S303得到了有功突变量占比和无功突变量占比/>
在S201之后，即可执行S202。
S202、根据有功突变量占比和无功突变量占比，确定协同控制策略。
确定协同控制策略的过程具体可以包括图5中所示的：
S401、判断有功突变量占比是否大于第一预设阈值，以及，无功突变量占比是否大于第二预设阈值。
也即，判断和/>是否成立；其中，ε1为第一预设阈值，ε2为第二预设阈值，两者的具体取值不做限定，视其应用环境而定即可。
仿真显示，即使电压偏差稍大一些，比如不超过±0.05p.u.都可接受，而频率却希望稳定在电网频率，所以，实际应用中可以设置协同控制策略以调频为优先；而且，调压和无功有关，无功突变量过大则调压，保持电压稳定；调频和有功有关，有功突变量过大则调频，保持频率稳定。也即，若仅无功突变量占比大于第二预设阈值，也即仅成立，则执行S402；而其他情况，比如仅/>成立，或者/>和/>同时成立，又或者且/>则执行S403。
S402、确定协同控制策略为调压优先策略。
S403、确定协同控制策略为调频优先策略。
也即，实际应用中可以根据负荷投切等扰动后有功及无功的功率突变量占比，自适应选择执行调频优先或调压优先的协同控制策略。
在S202之后，即可执行S203。
S203、根据协同控制策略，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值。
实际应用中，可以通过有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力；并可以通过无功-电压下垂控制，确定各构网型储能装备的总无功出力；然后再将该总有功出力和总无功出力按照预设的分配方式，分配给各构网型储能装备。也即，该S203具体可以包括图6中所示的：
S501、基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力；并基于无功-电压下垂控制，根据协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力。
其中，为抑制系统频率波动，采用有功-频率下垂控制，也即在统计稳态运行时系统中各储能装备的总有功出力设定值Pm.set.sum的基础上，结合调差系数Kf和实测的PCC处频率f，得扰动时系统中各储能装备的总有功出力Pm.sum为：Pm.sum＝Pm.set.sum+Kf(fn-f)；其中，fn为额定频率。
也即，该S501中，基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力，其过程具体可以包括：计算PCC处的额定频率fn减去频率监测结果f之差与频率调差系数Kf的乘积；以及，以该乘积与稳态阶段的系统总有功出力设定值(也即稳态运行时系统中各储能装备的总有功出力设定值Pm.set.sum)之和，作为该总有功出力Pm.sum。
另外，为抑制系统电压波动，采用无功-电压下垂控制，也即在统计稳态运行时系统中各储能装备总无功出力设定值Qset.sum的基础上，结合调差系数KV和实测PCC处电压V，得扰动时系统中各储能总无功出力Qe.sum。在调频优先策略下该总无功出力Qe.sum的计算式为：Qe.sum＝Qset.sum-KV(Vn-V)；其中，Vn为额定电压。而在调压优先策略下，需要优先保证响应PCC处电压的变化，由此改变储能装备总的无功出力，此时，该总无功出力Qe.sum的计算式为：Qe.sum＝Qset.sum+KV(Vn-V)。
也即，该S501中，基于无功-电压下垂控制，根据协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力包括：计算PCC处的额定电压Vn减去电压监测结果V之差与电压调差系数KV的乘积；若协同控制策略为调频优先策略，则以稳态阶段的系统总无功出力设定值(也即稳态运行时系统中各储能装备总无功出力设定值Qset.sum)减去该乘积之差，作为该总无功出力Qe.sum；若协同控制策略为调压优先策略，则以稳态阶段的系统总无功出力设定值与该乘积之和，作为该总无功出力Qe.sum。
在确定该总有功出力Pm.sum之后，即可执行S502；在确定该总无功出力Qe.sum之后，即可执行S503。
S502、按照第一预设分配方式，将总有功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的有功功率附加值。
具体的，该第一预设分配方式可以是平均分配方式，也即在基于有功-频率下垂控制确定各储能装备的总有功出力Pm.sum之后，将该总有功出力Pm.sum平均分配至各个储能装备；此时，对于第i个储能装备而言，其有功功率附加值的计算式为：其中，N为系统中储能装备的总数。
实际应用中，也可以其他分配方式对该总有功出力Pm.sum进行分配，此处仅为一种示例，并不仅限于此。
S503、按照第二预设分配方式，将总无功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的无功功率附加值。
具体的，该第二预设分配方式可以为：根据各构网型储能装备机端电压与额定电压之间的差异进行等比例分配的方式；此时，对于第i个储能装备而言，其无功功率附加值的计算式为：其中，Qset.i是稳态阶段第i个储能装备的无功出力，Ui是第i个构网型储能装备的机端电压，Un是各构网型储能装备机端的额定电压。
实际应用中，也可以其他分配方式对该总无功出力Qe.sum进行分配，此处仅为一种示例，并不仅限于此。
在获得各储能装备的有功功率附加值Pm.i和无功功率附加值Qe.i之后，即可同其响应自身局部频率和电压变化而引起的有功、无功响应值相叠加，以保证PCC处频率和电压的稳定性。
由上述内容可知，该构网型储能系统的控制方法，采用了集中式+分布式的控制架构，其中，分布式是指：分散分布在系统中的各储能装备均可响应各局部范围内频率和电压的扰动；而集中式是指：在各构网型储能装备独自参与局部范围内调频、调压的基础上，从系统视角、通过监测公共PCC处的频率、电压，基于扰动时刻有功和无功功率突变量大小，自适应选择调频优先或调压优先的控制原则，协同控制各储能装备的有功和无功出力，进行合理调度，以实现PCC处频率、电压的稳定性。
参见图7和图8，可见采用调频优先控制策略时，集中式+分布式的控制相较于传统的分布式控制，以电压越限程度的轻微升高为代价，使得频率越限程度降低。
参见图9和图10，可见采用调压优先控制策略时，集中式+分布式的控制相较于传统的分布式控制，以频率越限程度的轻微升高为代价，使得电压越限程度降低。
本申请另一实施例还提供了一种构网型储能系统，参见图1，其具体包括：电厂控制器(Powerplant Controller，简称PPC，图中未展示)，以及，至少两个构网型储能装备；其中，各构网型储能装备分别通过PCC接入电网。
实际应用中，该构网型储能装备中可以包括：构网型变流器与储能设备；该储能设备通过构网型变流器接入PCC，该构网型变流器为双向DC/DC变换器；而且，该构网型变流器与PCC之间可以设置有相应的变压器，多个构网型变流器可以共用同一变压器接入PCC，此处不做限定。
另外，该构网型储能装备中还可以包括：发电设备；该发电设备，通过该构网型变流器或者另一构网型变流器，接入PCC；也即，该发电设备可以与储能设备通过同一构网型变流器的不同接口接入PCC，也可以通过各自对应的构网型变流器接入PCC，视其具体应用环境而定即可。而且，该发电设备可以是光伏阵列，其对应的构网型变流器为逆变器；该发电设备也可以是风力发电机，其对应的构网型变流器为风电变流器；各构网型储能装备中的发电设备可以相同也可以不同，均在本申请的保护范围内。
该构网型储能装备的具体结构可以参见现有技术，此处不做限定。
各构网型储能装备受控于电厂控制器，该电厂控制器用于执行如上述任一实施例所述的构网型储能系统的控制方法。该控制方法的具体过程和原理参见上述实施例即可，此处不再一一赘述。
本说明书中的各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中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模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
专业人员还可以进一步意识到，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、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。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。
对所公开的实施例的上述说明，本说明书中各实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (14)
1.一种构网型储能系统的控制方法，其特征在于，所述构网型储能系统中包括通过公共并网点PCC接入电网的至少两个构网型储能装备；所述构网型储能系统的控制方法包括：
监测PCC处的频率和电压；
判断PCC处的频率和电压是否发生越限；
若PCC处的频率和/或电压发生越限，则根据系统有功和无功的功率变化情况，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值；
以各构网型储能装备有功和无功的功率附加值与其自身有功和无功的功率响应值分别对应叠加，作为各构网型储能装备的有功和无功控制的功率指令值。
2.根据权利要求1所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，根据系统有功和无功的功率变化情况，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值，包括：
根据系统有功和无功的功率变化情况，确定系统负荷的有功突变量占比和无功突变量占比；
根据所述有功突变量占比和所述无功突变量占比，确定协同控制策略；
根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值。
3.根据权利要求2所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，根据系统有功和无功的功率变化情况，确定系统负荷的有功突变量占比和无功突变量占比，包括：
对该越限对应扰动发生之前稳态阶段的系统负荷，统计其有功功率总量和无功功率总量；
统计扰动发生时刻系统负荷的有功功率突变量和无功功率突变量；
以所述有功功率突变量对所述有功功率总量的比值，作为所述有功突变量占比；以所述无功功率突变量对所述无功功率总量的比值，作为所述无功突变量占比。
4.根据权利要求2所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，根据所述有功突变量占比和所述无功突变量占比，确定协同控制策略，包括：
判断所述有功突变量占比是否大于第一预设阈值，以及，所述无功突变量占比是否大于第二预设阈值；
若仅所述无功突变量占比大于所述第二预设阈值，则确定所述协同控制策略为调压优先策略；
其他情况则确定所述协同控制策略为调频优先策略。
5.根据权利要求2至4任一项所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备有功和无功的功率附加值，包括：
基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力；并基于无功-电压下垂控制，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力；
按照第一预设分配方式，将所述总有功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的有功功率附加值；
按照第二预设分配方式，将所述总无功出力分配至各个构网型储能装备，得到各个构网型储能装备的无功功率附加值。
6.根据权利要求5所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，基于有功-频率下垂控制，确定各构网型储能装备的总有功出力，包括：
计算PCC处的额定频率减去频率监测结果之差与频率调差系数的乘积；
以所述乘积与所述稳态阶段的系统总有功出力设定值之和，作为所述总有功出力。
7.根据权利要求5所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，基于无功-电压下垂控制，根据所述协同控制策略，确定各构网型储能装备的总无功出力包括：
计算PCC处的额定电压减去电压监测结果之差与电压调差系数的乘积；
若所述协同控制策略为调频优先策略，则以所述稳态阶段的系统总无功出力设定值减去所述乘积之差，作为所述总无功出力；
若所述协同控制策略为调压优先策略，则以所述稳态阶段的系统总无功出力设定值与所述乘积之和，作为所述总无功出力。
8.根据权利要求5所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，所述第一预设分配方式为平均分配方式。
9.根据权利要求5所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，所述第二预设分配方式为：根据各构网型储能装备机端电压与额定电压之间的差异进行等比例分配的方式。
10.根据权利要求1至4任一项所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，判断PCC处的频率和电压是否发生越限，包括：
判断PCC处的频率是否在预设频率范围内，以及，PCC处的电压是否在预设电压范围内；
若PCC处的频率不在所述预设频率范围内，则判定PCC处的频率越限；
若PCC处的电压不在所述预设电压范围内，则判定PCC处的电压越限。
11.根据权利要求10所述的构网型储能系统的控制方法，其特征在于，所述预设频率范围为：以电网频率为取值中心的±0.3Hz之间；
所述预设电压范围为：PCC处的额定电压的0.9倍与1.1倍之间。
12.一种构网型储能系统，其特征在于，包括：电厂控制器，以及，至少两个构网型储能装备；其中，
各构网型储能装备分别通过PCC接入电网；
各构网型储能装备受控于所述电厂控制器，所述电厂控制器用于执行如权利要求1至11任一项所述的构网型储能系统的控制方法。
13.根据权利要求12所述的构网型储能系统，其特征在于，构网型储能装备包括：构网型变流器与储能设备；
所述储能设备通过所述构网型变流器接入PCC。
14.根据权利要求12所述的构网型储能系统，其特征在于，构网型储能装备还包括：发电设备；
所述发电设备，通过所述构网型变流器或者另一构网型变流器，接入PCC。
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| CN202310538743.3A CN116599096A (zh) | 2023-05-12 | 2023-05-12 | 一种构网型储能系统及其控制方法 |
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- 2023-05-12 CN CN202310538743.3A patent/CN116599096A/zh active Pending
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