技术领域
[0001] 本
发明涉及一种储能电站系统及暂态控制方法，特别是涉及一种基于多网合一的储能电站系统及暂态控制方法。
背景技术
[0002] 随着
能源改革的升级、新能源发电的快速发展；储能成为关键的
支撑技术。近几年来，在电源侧、
电网侧和用户侧的储能电站建设和投运数量越来越多。储能电站的场站级的控制技术，直接决定了储能电站的运行功能。当前的储能电站的架构包括了一次架构和二次架构。一次架构方面，储能变流器(PCS)直流侧连接
电池将电池的直流电转换为交流电，多台PCS通过
变压器升压，经过公共连接点(PCC)点并网。二次架构方面，调度通过数据网将调度指令下发给远动装置，储能电站EMS从远动或者本地获取指令信息，根据电池状态和电站安全运行条件，将指令合理分配给各个PCS，PCS直接控制电池进行功率输出。调度网和远动一般采用IEC60870-5-104协议；储能电站的站控层一般采用IEC-61850MMS协议。
[0003] 基于当前储能电站控制架构，实现的是秒级和分钟级的稳态控制，即储能电站
监控系统(EMS)接收调度系统或者本地的控制指令，根据电池和储能变流器(PCS)的实时工况，将指令合理分配给PCS进行功率的输出。这个过程是秒级和分钟级的指令
跟踪过程，储能电站场站级的暂态控制是缺失的。虽然储能电站的主要控制对象——储能变流器(PCS)具备毫秒级别的有功、无功独立输出能
力，但储能电站场站级的毫秒级暂态控制，在规范制定、装置研发、控制策略研究上都处于缺失的状态。
[0004] 储能电站场站级的暂态控制功能可归纳为有功暂态响应能力和无功暂态响应能力，其控制手段的缺失，导致储能电站在场站一次调频、快速
电压无功支撑等暂态功能的缺失。一方面没有充分发挥储能电站的作用，另一方面也不利于储能电站所在电网的安全稳定，同时在采取增设其他设备弥补其暂态功能的时候增加建设成本。因为当前储能电站的架构自身不具备场站级暂态控制能力，所以为了通过快速无功补偿来弥补电网电压突变对储能电站的影响，很多储能站配套了SVG装置，这增加占地和设备成本的同时，使储能系统变得更复杂。此外，为了使储能电站具备一次调频能力，目前通过单台PCS的实时控制策略实现，这带来两个问题，一是单台PCS需要进行模式切换才能进行一次调频，而在这种情况下将无法执行调度的稳态控制指令；二是多台PCS的一次调频效果，无法保证一致性，导致整个储能电站一次调频效果不一定是预期的效果。
[0005] 因而，当前的储能电站的架构不具备暂态响应能力，在遇到电网的有功无功的暂态故障的时候无法为电网提供支撑，只能自身退出运行。为了弥补其暂态特性，或者需要增加额外的设备，这同时增加的系统的复杂度和建设成本；或者需要依赖单台PCS的模式切换来实现，这样会影响储能电站的正常运行，且效果不佳。
发明内容
[0006] 发明目的：本发明要解决的技术问题是提供一种基于多网合一的储能电站系统及暂态控制方法，解决了当前储能电站的架构不具备暂态响应能力的不足，能够让储能电站具备电网
频率、电压等暂态支撑能力，对所在电网的暂态故障进行有功无功的快速支撑，保证储能接入的电网更加安全和稳定。
[0007] 技术方案：本发明所述的基于多网合一的储能电站系统，包括了监控主机、远动装置和至少一台储能变流器，所述储能变流器通过变压器在公共连接点与电网相连，还包括暂态
控制器，所述暂态控制器为在所述公共连接点获取储能电站参数并向储能变流器发送指令的嵌入式装置，所述监控主机、远动装置、储能变流器和暂态控制器通过运行IEC61850MMS协议的
数据网络连接，所述储能变流器和暂态控制器通过运行IEC61850goose协议的数据网络连接。
[0008] 进一步的，所述运行IEC61850MMS协议的数据网络和运行IEC61850goose协议的数据网络为同一个物理网络。
[0009] 进一步的，所述的储能电站参数包括电压和
电流。
[0010] 本发明所述的储能电站系统的暂态控制方法，基于上述储能电站系统，包括以下步骤：
[0011] (1)暂态控制器采集储能电站公共连接点运行参数，实时计算跟踪储能电站暂态目标状态；
[0012] (2)当暂态目标没有超出死区时，所述储能变流器继续执行监控主机的稳态控制指令；
[0013] (3)当暂态目标超过死区时，暂态控制器运行暂态控制
算法，计算输出指令，通过IEC61850goose报文发送指令到对应的储能变流器，储能变流器执行指令，支撑暂态故障。
[0014] 进一步的，所述的暂态目标为电网频率，所述的暂态控制算法为基于惯量模拟的虚拟同步机一次调频算法，所述指令为有功指令。
[0015] 进一步的，所述的暂态目标为电网电压，所述的暂态控制算法为基于静止无功补偿的快速无功响应算法，所述指令为无功指令。
[0016] 有益效果：本发明能够让储能电站具备电网频率、电压等暂态支撑能力，使储能电站同时具备稳态和暂态的控制能力，进一步提升储能电站的智能化
水平，保证储能接入的电网更加安全和稳定。本发明在不改变当前储能电站的整体架构、不增加大型的一次设备的情况下，缩减了原储能电站用于暂态响应的辅助设备，比如SVG(无功补偿设备)、源网荷终端、同期装置等，充分发挥了储能设备的潜力，使储能电站具备暂态响应能力，进一步降低储能电站的建设和运维成本。
附图说明
[0017] 图1是本发明中系统
实施例的整体结构图；
[0019] 图3是本发明所述方法的实施例一的流程图；
[0020] 图4是本发明所述方法的实施例二的流程图。
具体实施方式
[0021] 本发明所述系统的实施方式结构如图1所示，包括了监控主机(即储能监控后台，EMS)、远动装置和若干台储能变流器(PCS)，储能变流器一端连接
电池组，另一端通过变压器连接交流
母线。储能变流器直流侧将电池的直流电转换为交流电，多台储能变流器通过变压器升压，经过公共连接点(PCC，又称并网点)与电网相连。暂态控制器连接在公共连接点，其为在所述公共连接点获取储能电站参数并向储能变流器发送指令的嵌入式装置。所述监控主机、远动装置、储能变流器和暂态控制器通过运行IEC61850MMS协议的数据网络连接，所述储能变流器和暂态控制器通过运行IEC61850goose协议的数据网络连接。这两个网络在物理上为同一网络。远动装置和电网调度系统通过采用IEC60870-5-104协议的调度数据网相连，电网调度系统通过调度数据网将调度指令下发给远动装置，储能电站监控系统接收调度系统的调度指令或者本地的控制指令，根据电池状态、储能变流器的实时工况和电站的安全运行条件，将指令合理分配给PCS进行功率的输出，PCS直接控制电池进行功率输出。暂态控制器通过IEC61850MMS协议连入监控主机，同时可通过IEC61850goose通讯报文快速和电站的所有PCS进行通讯。goose通讯和MMS通讯基于同一网络，无需单独组网，goose在传输过程中不经过传输层和网络层，直接映射到链路层和物理层，多网合一情况下优先级更高，传输速率更快。暂态控制器实时采集和计算储能电站并网点的实时参数，包括电压、电流、频率、有功和无功等。在电网发生频率或者电压的快速的暂态故障时，如果故障深度超过设定死区，暂态控制器装置实时计算出暂态响应所需的有功和无功指令，并将该指令快速地发送给PCS，PCS快速地输出目标功率实现暂态支撑。整个过程时间为几十毫秒。
[0022] 本发明还提供一种方法，基于所述的储能电站系统，步骤如图2所示，具体为：
[0023] (1)暂态控制器采集储能电站公共连接点运行参数，实时计算跟踪储能电站暂态目标状态；
[0024] (2)当暂态目标没有超出死区时，所述储能变流器继续执行监控主机的稳态控制指令；
[0025] (3)当暂态目标超过死区时，暂态控制器运行暂态控制算法，计算输出的指令值，通过IEC61850 goose报文发送包含指令值的指令到对应的储能变流器，储能变流器执行指令，支撑暂态故障。
[0026] 本方法的实施例1实现一次调频功能，即在电网频率发生变化，超过一次调频死区时(一般为0.033Hz)，储能电站自动进行有功功率的快速响应，将电网频率往正常范围趋势进行调节。其主要实现方法如图3所示，具体为：
[0027] (1)暂态控制器采集储能电站公共连接点实时电压、电流，通过瞬时算法计算电网频率，跟踪电网频率状态；
[0028] (2)当电网频率没有超出50±0.033Hz时，调频算法不启动，各个储能变流器继续执行监控系统的稳态控制有功指令；
[0029] (3)当电网频率超过50±0.033Hz时，启动基于惯量模拟的虚拟同步机一次调频算法，输出有功指令值，考虑电池和电站安全运行约束条件，将有功指令值通过IEC61850 goose报文向对应的储能变流器进行分配和输出，储能变流器执行指令，支撑电网频率。
[0030] 本方法的实施例2实现电压无功快速支撑功能，即在电网电压发生突变时，储能电站自动进行
无功功率的快速响应，将电网电压往正常范围趋势进行调节。其主要实现方法如图4所示，具体为：
[0031] (1)暂态控制器采集储能电站公共连接点实时电压、电流，通过瞬时算法计算电网无功，跟踪电网电压状态；
[0032] (2)当电网电压没有超出正常死区时，无功快速支撑算法不启动，各个储能变流器继续执行监控系统的稳态控制无功指令；
[0033] (3当电网电压超出正常死区时，启动基于静止无功补偿的快速无功响应算法，输出无功指令值，考虑电池和电站安全运行约束条件，将无功指令值通过IEC61850 goose报文向对应的储能变流器进行分配和输出，储能变流器执行指令，支撑电网电压。
