CN115224704A - 基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站及控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站及控制方法，包括并联于同一DC/AC变流器低压直流母线上的多个容量型储能模块和多个功率型储能模块，同一DC/AC变流器下的每个容量型储能模块及每个功率型储能模块各自通过DC/DC模块连接于同一DC/AC变流器的低压直流母线上；至少两个DC/AC变流器的交流端共同连接于同一***变压器的低压侧，***变压器的高压侧连接于站内交流母线上，站内交流母线通过升压变压器升压后接入电网。本发明所构建的储能电站能发挥出最大效力，实时实现一次调频，可高效消纳容量型储能模块自放电能量，电站无需额外配置UPS即可实现黑启动电源功能。
Description
技术领域
本发明涉及储能技术领域，具体涉及基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站及控制方法。
背景技术
基于储能技术构建的调峰调频电站可以起到对电网削峰填谷的作用，近年来成为研究的热门领域之一。现有的基于储能技术构建的调峰调频电站中，可分为以单一类型储能技术而构建的电站及基于混合储能技术而构建的电站。
对于单一类型的储能电站，主要采用容量型储能装置，例如全钒液流电池。液流电池储能电站作为并网电源，需具备一次调频功能，且一次调频功能应自动投入。但目前的液流电池储能电站是按照计划曲线控制模式来运行的，在非运行状态时全站处于冷备用状态，即电站内的电池及机械装置停机，电站内的变流、升压设备处于静默待机状态，以此最大限度降低自耗电率。从冷备用状态转为运行状态，对于大型储能电站至少需要90秒以上的启动时间，因此这种单一类型的储能电站难以实时实现一次调频功能，并且冷备用状态下，变流、升压装置处于闲置状态，电站未发挥最大效力造成一定的资源浪费。
另外，目前市场成熟的液流电池标准产品其直流侧电压平台较低，经变流器逆变成的交流电压也较低，导致大容量储能电站***电流大、损耗高；液流电池***运行时，电解质溶液通过循环泵、管路等输送***均匀分配进入每个电堆的单电池中，实现电池充、放电，但当电池停止运行时，电堆单电池中的电解质溶液作为离子导体，会在电堆模块间公共流道形成导电通路，从而产生漏电电流，导致自放电场出现，发生自放电现象，自放电能如不消纳会对电池使用寿命带来影响。液流电池储能电站整体产生的自放电功率约为***额定功率的4％以上，这部分能量尚未得到有效利用，多被损失掉。
再者，液流电池储能电站通常容量较大，适宜在电网故障时，充当黑启动电源，实现为无自启动能力的发电单元送电，逐步恢复全网有序供电。但目前液流电池在冷备用状态下，实现黑启动功能需额外配置UPS以实现液流电池的自启动，且黑启动工况为特殊工况，装设UPS会额外增加电站初期投资建设、日常运维成本。
对于以混合储能技术构建的电站，多是以功率型储能装置和容量型储能装置耦合于交流侧，每种类型储能装置的变流、升压、开关、保护等电气一二次设备都各自独立设置，整个混合储能架构的连接只是将两种类型的储能装置进行简单叠加，并未形成统一电压输出平台，也无法回收容量型储能装置(如液流电池)停运时的自放电能量，功率型储能装置和容量型储能装置的配置关系也与是否能实时实现一次调频有关，现有公开的关于混合储能构建的电站中并不能很好的解决上述提出的若干问题，因此现有混合储能电站还存在较大的优化空间，本案由此而生。
发明内容
本发明首先公开一种适用于电网侧的基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站，是将全钒液流电池模块和功率型储能模块耦合于同一直流侧，并且统一直流输出电压平台，令电站能发挥出最大效力，实时实现一次调频，可高效消纳全钒液流电池的自放电能量，电站无需额外配置UPS即可实现黑启动电源功能。
为了实现上述目的，本发明所采用的技术方案为：
一种基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站，包括并联于同一DC/AC变流器低压直流母线上的多个全钒液流电池模块及多个功率型储能模块，同一DC/AC变流器下的每个全钒液流电池模块及每个功率型储能模块分别通过各自的DC/DC模块连接于同一DC/AC变流器的低压直流母线上；至少两个DC/AC变流器的交流端共同连接于同一***变压器的低压侧，多组***变压器的高压侧并联于站内交流母线上，站内交流母线通过升压变压器升压后接入电网；
同一组***变压器下连接的DC/AC变流器、DC/DC模块、全钒液流电池模块、功率型储能模块以及***变压器的容量配置按下列公式(1)进行确定：
上述公式中，EDCDC、EVRB、Ex、Exmin、EPCS、Etr分别表示DC/DC模块容量、全钒液流电池模块容量、功率型储能模块容量、可选取最小的功率型储能模块容量、DC/AC变流器容量及***变压器容量；
UDChigh为DC/DC模块高压侧的输出电压；
UDClow为DC/DC模块低压侧的输入电压；
UVRB为全钒液流电池模块的输出电压；
n1、n2分别为全钒液流电池模块的数量及功率型储能模块的数量。
进一步，所述DC/AC变流器的低压直流母线输出电压为1500V，站内交流母线输出电压为35kV。
本发明还公开一种上述基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站的控制方法，包括如下内容：
所述调峰调频电站的控制模式包括计划曲线控制模式、一次调频控制模式以及黑启动控制模式；
运行于计划曲线控制模式下，全钒液流电池模块响应电网削峰填谷的***调控指令；运行于一次调频控制模式下，全钒液流电池模块处于冷备用状态，功率型储能模块响应电网调频调控指令；电网或电站意外停电后运行于黑启动控制模式下，该模式下全钒液流电池模块与功率型储能模块协同配合，共同完成电站的自启动及电网的供电恢复；
控制***启动后先判断是否进入黑启动控制模式，若是，则按照黑启动控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出；若否，则再判断是否进入计划曲线控制模式；若进入计划曲线控制模式，则按照计划曲线控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出，若否，则再判断是否进入一次调频控制模式；若进入一次调频控制模式，则按照一次调频控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出，若否，则退出***后重新判断。
进一步，所述计划曲线控制模式分为削峰模式和填谷模式，确定进入计划曲线控制模式后，先判断选择削峰模式还是选择填谷模式，确定后按照对应模式执行控制策略；
选择削峰模式后，全钒液流电池模块零电压启动，全钒液流电池模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于PQ模式，电站计划出力功率由电站内全部的全钒液流电池模块按公式(2)进行分担：
Pv放＝Pv总放/N1 (公式2)
上式中，Pv放为单个全钒液流电池模块的放电功率，单位为kW；
Pv总放为电站计划出力放电功率，单位为kW；
N1为电站内全钒液流电池模块的总数量；
选择填谷模式后，全钒液流电池模块零电压启动，全钒液流电池模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于整流模式，电站计划出力功率由电站内全部的全钒液流电池模块按公式(3)进行分担：
Pv充＝Pv总充/N1 (公式3)
上式中，Pv充为单个全钒液流电池模块的充电功率，单位为kW；
Pv总充为电站计划出力充电功率，单位为kW。
进一步，所述计划曲线控制模式下，基于全钒液流电池模块的荷电状态均衡性对DC/AC变流器及各个DC/DC模块进行协同控制，其中，DC/AC变流器的d轴采用直流母线电压外环、电流内环的双环控制方式，DC/AC变流器的q轴采用电流单环控制；所有DC/DC模块均采用电流单环控制。
进一步，通过将全钒液流电池模块的局部均衡模块输出值作为控制的前馈量，以保证同一DC/AC变流器下连接的多个DC/DC模块各自所对应的全钒液流电池模块荷电状态一致；通过整站均衡模块来控制电站内所有全钒液流电池模块的荷电状态趋于一致；通过限幅模块来控制DC/DC模块进行全钒液流电池模块均衡时始终运行于额定功率之内。
进一步，所述一次调频控制模式下，电站运行于填谷模式，功率型储能模块零电压启动，功率型储能模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于PQ模式；
调度AGC主站向电站的EMS***下发AGC实时指令，电站EMS***根据AGC下发指令对功率型储能模块进行充、放电控制；EMS***通过集群控制方式实现一次调频，EMS***向主站上送功率型储能模块的充、放电功率及功率限额信息。
进一步，所述电站的充、放电功率以及单个功率型储能模块的充、放电功率按公式(4)确定：
上式中，PEMS为电站EMS响应调度主站的充、放电功率，当其小于0时，表示电站处于充电状态；当期大于0时，表示电站处于放电状态，单位为kW；
PAGC为调度AGC主站指令功率，单位为kW；
fmin为***最小频率，单位为Hz；
fmax为***最大频率，单位为Hz；
f为***实时频率，单位为Hz；
m为下垂曲线斜率；
Pxref为单个功率型储能模块的充、放电参考功率，当其小于0时，功率型储能模块处于充电状态；大于0时，功率型储能模块处于放电状态，单位为kW；
SOCx为单个功率型储能模块的实时荷电状态；
SOCx总为整个电站中所有功率型储能模块的实时荷电状态。
进一步，所述黑启动控制模式下的各个设备启动顺序如下：
S1：电站内的功率型储能模块先自启动，然后由功率型储能模块为电站内的全钒液流电池模块BMS及相关设备供电；
S2：全钒液流电池模块自零压启动后，支撑起电站的站内母线电压，令DC/DC模块运行于稳定的直流母线电压控制下；
S3：全钒液流电池模块支撑起连接电厂的厂内母线电压，令DC/AC变流器运行于VSG控制下；
S4：临近电站的电厂内机组启动；
S5：同期合闸完成后，全钒液流电池模块退出运行或转为PQ控制后按计划曲线控制模式并网运行。
进一步，所述黑启动控制模式下，DC/DC模块结合与之连接的全钒液流电池模块的荷电状态，采取局部均衡控制策略支撑起DC/AC变流器低压直流侧母线电压，DC/AC变流器采用虚拟同步电机控制，虚拟同步电机控制策略中采用频率-有功下垂控制方式。
本发明所构建的新型混合储能电站，具有调峰调频分时复用功能，将全钒液流电池模块和功率型储能模块耦合于同一直流侧，并且统一直流输出电压平台，弥补了液流电池冷备用状态下无法及时响应调度部门指令需求的不足，实现了实时一次调频功能，耦合的全钒液流电池模块和功率型储能模块可以协同配合，有效响应电网的调峰与调频的调度指令。
本发明所构建的电站中，基于液流电池标准模块与DC/DC模块一体化的嵌入式设计，实现了直流侧DC1500V的中压输出和多台DC/DC与MW级大功率变流器(PCS)的协同聚合，提高了单个液流电池储能模块的容量，可以大幅降低变流、升压、排风、保护等一、二次电气设备数量，优化电站整体布局，改善电站建筑结构，极大降低土建工程量与初期投资成本。
本发明所构建的电站中，在传统液流电池储能电站“计划曲线控制模式”基础上，增加了“一次调频控制模式”，实现了液流电池储能电站原“冷备用”闲置状态的调频功能替代，而且两种模式共用变流、汇流、保护等一套设备即可实现，增加了液流储能电站利用小时数，可以发挥电站内设备最大效力，避免资源浪费。
本发明所构建的电站中，可以利用功率型储能模块有效消纳非“计划曲线控制模式”时，液流电池储能模块电堆中残余的自放电能，并将这部分电能通过功率型储能模块应用于电网实时一次调频，实现余电利用，增加收益。
本发明所构建的电站中，将液流电池输出电压平台提高到现已比较成熟的1500V电压平台，改善了原有液流电池输出电压低、输出电流大、发热量大的短板，且无需额外增配通风、减温装置，拓扑中DC/DC模块可嵌入电堆预制舱内，实现液流电池对外输出1500V直流，也便于液流电池在更多场景中得到实际应用。
本发明所构建的电站中，依托电站中增设的功率型储能模块，可在必要时，用于支撑直流母线电压，从而实现液流电池启动，电站无需额外配置UPS，有利于节省电站场地，减少非必要投资、运维、人力成本。
附图说明
图1为实施例中基于混合储能构建的兆瓦级分时复用调峰调频电站拓扑架构；
图2为图1中一组***变压器下的拓扑结构；
图3为实施例中所构建的电站控制方法流程图；
图4为实施例中电站运行于削峰模式下的能量流示意图；
图5为实施例中电站运行于填谷模式下的能量流示意图；
图6为实施例中电站运行于计划曲线控制模式下时，DC/AC变流器和DC/DC模块的控制过程示意图；
图7为实施例中电站运行于一次调频控制模式下的能量流示意图；
图8为实施例中电站运行于一次调频控制模式下时，DC/AC变流器和DC/DC模块的控制过程示意图；
图9为实施例中电站运行于黑启动控制模式下的能量流示意图；
图10为实施例中电站运行于黑启动控制模式下时，DC/AC变流器和DC/DC模块的控制过程示意图。
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。
本实施例首先公开一种基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站，不仅适用于电网侧的百兆瓦级的储能电站，也适用于铁路牵引供电***及大规模光伏电站中使用，本实施例以服务于电网侧的百兆瓦级的储能电站为例，其中图1和图2是以1MW级作为示例进行拓扑结构的展示。
考虑到本实施例中的调峰调频电站可服务于电网侧，为尽量降低站内损耗，本实施例中的调峰调频电站的站内交流母线输出电压为35kV，35kV的站内交流母线与升压变压器相连，升压后接入电网侧的220kV交流母线上。35kV的站内交流母线上并联有多组***变压器，每组***变压器的高压侧连接于站内交流母线上，每组***变压器的低压侧至少连接两个DC/AC变流器(以下简称PCS)，每个PCS的低压直流母线上并联有多个全钒液流电池模块(以下简称VRB)和多个功率型储能模块，同一PCS下的每个VRB及每个功率型储能模块都分别通过各自的DC/DC模块连接于该同一PCS的低压直流母线上，本实施例中的PCS的低压直流母线输出电压统一为1500V。
本实施例中的***变压器采用双***变压器，附图中的“VRB”指代全钒液流电池模块，功率型储能模块采用锂电池、飞轮、超级电容其中之一(附图中的“X”指代功率型储能模块)，或者由上述至少两种不同类型组合而成，除了上述给出的三种功率型储能电池外，其他具有功率型储能的元件也均可。
上述电站中，VRB主要用于计划曲线控制模式下，实现电能的释放及存储；功率型储能模块主要用于电站运行于一次调频控制模式下，实现电能的释放及存储；DC/DC模块与相应的储能模块连接，实现为储能模块充、放电；PCS用于实现交直流电的转换；双***变压器用于实现PCS汇流升压。
为实现VRB处于冷备用状态时，电站仍能实现一次调峰功能，同一组***变压器下挂的相关设备的容量配置需要满足一定的要求，否则无法实现实时一次调峰功能的替代。在确定相应设备容量时，按以下给出的原则进行考虑：
a.PCS容量要适配VRB容量，变压器容量要适配连接全部PCS的容量；
b.需考虑储能电站一次调频功率变化，必要时限幅不小于20％额定有功功率，且最优经济性，确定VRB及功率型储能模块的配比；
c.DC/DC模块高压侧输出为1500V，VRB输出需适配DC/DC模块的低压侧输入。
在上述原则基础上，对于同一组***变压器下连接的PCS、DC/DC模块、VRB、功率型储能模块以及***变压器的容量配置按下列公式(1)进行确定：
上述公式中，EDCDC、EVRB、Ex、Exmin、EPCS、Etr分别表示DC/DC模块容量、VRB容量、功率型储能模块容量、可选取最小的功率型储能模块容量、PCS容量及***变压器容量；
UDChigh为DC/DC模块高压侧的输出电压；
UDClow为DC/DC模块低压侧的输入电压；
UVRB为VRB的输出电压；
n1、n2分别为VRB的数量及功率型储能模块的数量。
本实施例还公开上述调峰调频电站的具体控制方法，如图3至图10所示，该调峰调频电站的控制模式分为计划曲线控制模式、一次调频控制模式以及黑启动控制模式。对于运行于计划曲线控制模式下，VRB响应电网削峰填谷的***调控指令；运行于一次调频控制模式下，VRB处于冷备用状态，功率型储能模块响应电网调频调控指令；当电网或电站遇到意外停电，或发生紧急状态后，电站运行于黑启动控制模式下，该模式下VRB与功率型储能模块需要协同配合，共同完成电站的自启动及电网的供电恢复。
电站的控制方法如图3所示，控制***启动后，先判断是否进入黑启动控制模式，若是，则按照黑启动控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出；若否，则再判断是否进入计划曲线控制模式。计划曲线控制模式又可分为削峰模式和填谷模式，根据电网运行时段来确定需要进入哪个模式，进入对应模式后按其相应控制策略进行控制，运行完退出。若不进入计划曲线模式，则需判断是否进入一次调频控制模式，若进入一次调频控制模式，则按照一次调频控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出，若否，则退出***后重新判断。下面将分别对上述三种控制模式的具体控制方式进行说明。
对于“计划曲线控制模式”的说明：计划曲线控制模式(又称削峰填谷模式)是考虑VRB的特点，按照地区峰谷电价或电网调峰要求制定的峰谷跟踪计划曲线，设定高峰时段和低谷时段及相应时段的充、放电功率。当处于用电高峰时段，电站放电实现“削峰”；当处于用电低谷时段，电站充电实现“填谷”。
对于削峰模式下电站的启动顺序说明(参考图4)：
(1)VRB零电压启动；
(2)VRB所连接的DC/DC模块导通，PCS工作于PQ模式；
(3)电站计划出力功率由电站内全部的VRB按公式(2)进行分担：
Pv放＝Pv总放/N1 (公式2)
上式中，Pv放为单个VRB的放电功率，单位为kW；
Pv总放为电站计划出力放电功率，单位为kW；
N1为电站内VRB的总数量。
(4)***运行直至下一个运行模式。
对于填谷模式下电站的启动顺序说明(参考图5)：
(1)VRB零电压启动；
(2)VRB所连接的DC/DC模块导通，PCS工作于整流模式；
(3)电站计划出力功率由电站内全部的VRB按公式(3)进行分担：
Pv充＝Pv总充/N1 (公式3)
上式中，Pv充为单个全钒液流电池模块的充电功率，单位为kW；
Pv总充为电站计划出力充电功率，单位为kW。
(4)***运行直至下一个运行模式。
为保证计划曲线控制模式下，电站中各个设备可以精确响应出力要求，PCS需要与其下挂的多个DC/DC模块进行协同配合，由于各个储能模块中PCS和DC/DC模块的协调控制方法基本上一致，图6中以第i个储能模块中第i个PCS及其下挂的m台DC/DC模块的控制为例加以展示，提出基于VRB荷电状态均衡性的协同控制方法。由图6可知，PCS的d轴采用直流母线电压外环、电流内环的双环控制方式，保障直流母线电压的实时稳定。PCS的q轴则通过电流单环控制实现PCS无功功率的调控。M台DC/DC模块全部采用电流单环控制实现电池的充电或放电。通过将VRB局部均衡模块输出值作为控制的前馈量，以保证同一PCS下连接的m台DC/DC模块各自所对应的VRB荷电状态一致；通过整站均衡模块来控制电站内所有VRB的荷电状态趋于一致；通过限幅模块来控制DC/DC模块进行VRB均衡时始终运行于额定功率之内。
图6中各个参数含义说明如下：
Udcrefii为第i个储能模块中第i台PCS直流母线参考电压，V；
Udcii为第i个储能模块中第i台PCS直流侧母线实际电压，V；
Ugaii、Ugbii、Ugcii分别为网侧三相电压，V；
Uabcii、Iabcii分别为i个储能模块中第i台PCS输出电压及电流，V，A；
Egdii为第i个储能模块中第i台PCS网侧d轴等效电压，V；
Qrefii为i个储能模块中第i台PCS参考无功功率，Var；
ωg为电网角频率，rad/s；
θgii为第i个储能模块中第i台PCS锁相电气角度，rad；
Lgii为第i个储能模块中第i台PCS内电感，H；
Pref为参考功率，kW；
Idrefii、Idii，Iqreii、Iqii分别为第i个储能模块中第i台PCS的d、q电流参考值与实际值，A；
Ugdii、Ugqii为第i个储能模块中第i台PCS电气端口的d、q电压，V；
S1ii～S6ii为第i个储能模块中第i台PCS的脉冲控制信号；
n为储能电站PCS总台数；
m为储能电站DC/DC总台数；
Udcii1、Udciim分别为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个储能模块直流电压，V；
IVRBii1、IVRBiim分别为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个VRB电流，A；
SOCii1、SOCiim分别为第1个至第m个VRB荷电状态；
SOCavgii为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个VRB的平均荷电状态；
Dii11、Dii12为第i个储能模块中第i台PCS下第1个VRB对应DC/DC的脉冲控制信号；
Diim1、Diim2为第i个储能模块中第i台PCS下第m个VRB对应DC/DC的脉冲控制信号。
对于“一次调频控制模式”的说明：一次调频控制模式是考虑功率型储能模块的特点，调度中心AGC(Automatic Generation Control)主站***通过调度数据网周期性向储能电站EMS***下发AGC实时指令，EMS根据调度下发的AGC实时指令对功率型储能模块进行静置、充、放电控制等，在控制过程中，EMS通过协调控制技术，实时感知电网频率变化，并集中控制PCS集群，所有PCS充放电控制指令均通过集群控制技术统一下发，PCS始终工作在P-Q模式下，EMS实时向调度中心上送功率型储能模块实际充、放功率及功率限额等交互信号。“一次调频控制模式”的运行相当于上述给出的“填谷模式”。
“一次调频控制模式”下电站的启动顺序如下(参考图7)：
(1)功率型储能模块零电压启动；
(2)功率型储能模块所连接的DC/DC模块导通，PCS工作于PQ模式；
(3)调度AGC主站向储能电站EMS***下发AGC实时指令；
(4)电站EMS根据AGC下发指令对功率型储能模块进行充、放电控制，EMS通过集群控制技术实现一次调频，电站的充、放电功率以及单个功率型储能模块的充、放电功率按公式(4)确定：
上式中，PEMS为电站EMS响应调度主站的充、放电功率，当其小于0时，表示电站处于充电状态；当期大于0时，表示电站处于放电状态，单位为kW；
PAGC为调度AGC主站指令功率，单位为kW；
fmin为***最小频率，单位为Hz；
fmax为***最大频率，单位为Hz；
f为***实时频率，单位为Hz；
m为下垂曲线斜率；
Pxref为单个功率型储能模块的充、放电参考功率，当其小于0时，功率型储能模块处于充电状态；大于0时，功率型储能模块处于放电状态，单位为kW；
SOCx为单个功率型储能模块的实时荷电状态；
SOCx总为整个电站中所有功率型储能模块的实时荷电状态。
(5)EMS实时向主站上送功率型储能模块的充、放功率、功率限额等信息。
“一次调频控制模式”与“计划曲线控制模式”对关键设备的控制方式近似，具体控制方式的说明此处不再赘述，可参考上述对“计划曲线控制模式”的说明，图8展示了“一次调频控制模式”各个设备的控制过程，图8中，各个参数的含义说明如下：
h为功率型储能模块个数；
IXii1、IXii1_ref，IXiim、IXiim_ref分别为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个功率型储能模块电流实际值与参考值，A；
SOCXii1、SOCXiim分别为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个功率型储能模块荷电状态；
SOCXavgii为第i个储能模块中第i台PCS下第1个至第m个功率型储能模块平均荷电状态；
DXii11、DXii12为第i个储能模块中第i台PCS下功率型储能模块第1台DC/DC的脉冲控制信号；
DXiim1、DXiim2第i个储能模块中第i台PCS下功率型储能模块第m台功率型储能模块的DC/DC的脉冲控制信号。
对于“黑启动控制模式”下，VRB和功率型储能模块在离网状态下，需协同配合完成电站自启动，并辅助启动临近无自启动能力的电源，该模式下电站的启动顺序如下(参考图9)：
S1：电站内的功率型储能模块先自启动，然后由功率型储能模块为电站内的VRB的BMS及相关设备供电；
S2：VRB开始零压启动后，支撑起电站的站内母线电压，令DC/DC模块运行于稳定的直流母线电压控制下；
S3：VRB支撑起连接电厂的厂内母线电压，令PCS运行于VSG(虚拟同步发电机)控制下；
S4：临近电站的电厂内机组启动；
S5：同期合闸完成后，VRB退出运行或转为PQ控制后按计划曲线控制模式并网运行。
黑启动控制模式下，功率型储能模块自启动，并启动VRB，图10以第i个储能模块中第i台PCS及其下挂的DC/DC为例展示，DC/DC结合与之连接的VRB荷电状态采取局部均衡控制策略支撑PCS低压直流母线电压，PCS采用虚拟同步电机控制，用以实现为外部负荷提供电压及频率支撑，虚拟同步电机控制策略中，通过频率-有功下垂控制，可实现一次调频控制，并通过虚拟惯性环节以提高频率控制的稳定性。
图10中，各个参数含义说明如下：
Pload为***黑启动时负荷功率，kW；
ωgrefii与ωvgii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的电气角速度额定值与实际值，rad/s；
Evdii、Evqii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的d、q轴虚拟内电势,V；
Lvdii、Lvqii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的d、q轴虚拟电感，H；
Igdii、Igdrefii，Igqii、Igqrefii，分别表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的d、q轴电流实际值与参考值，A；
Ucdii、Ucqii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧端口的d、q轴电压，V；
Uvdii、Uvdrefii，Uvqii、Uvqrefii，分别表示第i个储能模块中第i台PCS变压器低压侧的d、q轴电压实际值与参考值，V；
Cvdii、Cvqii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧端口d、q轴滤波电容，F；
Pgii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧有功功率，kW；
Qgii与Qrefii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧无功功率实际值与参考值，kVar；
Tvmii与Tveii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧无功功率实际值与参考值，N·m；
Jvsii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的虚拟转动惯量，kg·m2；
Dvsii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的阻尼系数；
Δωvgii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的电气角度扰动量，rad/s；
mii、kfii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的无功下垂系数及无功积分参数；
Mfii，表示第i个储能模块中第i台PCS交流侧的虚拟主磁链，Wb；
Hf，表示第i个储能模块中第i台PCS一次调频系数；
Ugdii与Ugqii，表示第i个储能模块中第i台PCS端口d、q等效电压，V。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神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，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
Claims (10)
1.基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站，其特征在于：包括并联于同一DC/AC变流器低压直流母线上的多个全钒液流电池模块及多个功率型储能模块，同一DC/AC变流器下的每个全钒液流电池模块及每个功率型储能模块分别通过各自的DC/DC模块连接于同一DC/AC变流器的低压直流母线上；至少两个DC/AC变流器的交流端共同连接于同一***变压器的低压侧，多组***变压器的高压侧并联于站内交流母线上，站内交流母线通过升压变压器升压后接入电网；
同一组***变压器下连接的DC/AC变流器、DC/DC模块、全钒液流电池模块、功率型储能模块以及***变压器的容量配置按下列公式(1)进行确定：
上述公式中，EDCDC、EVRB、Ex、Exmin、EPCS、Etr分别表示DC/DC模块容量、全钒液流电池模块容量、功率型储能模块容量、可选取最小的功率型储能模块容量、DC/AC变流器容量及***变压器容量；
UDChigh为DC/DC模块高压侧的输出电压；
UDClow为DC/DC模块低压侧的输入电压；
UVRB为全钒液流电池模块的输出电压；
n1、n2分别为全钒液流电池模块的数量及功率型储能模块的数量。
2.根据权利要求1所述的基于混合储能构建的分时复用调峰调频电站，其特征在于：所述DC/AC变流器的低压直流母线输出电压为1500V，站内交流母线输出电压为35kV。
3.基于如权利要求1或2所构建的分时复用调峰调频电站的控制方法，其特征在于，包括如下内容：
所述调峰调频电站的控制模式包括计划曲线控制模式、一次调频控制模式以及黑启动控制模式；
运行于计划曲线控制模式下，全钒液流电池模块响应电网削峰填谷的***调控指令；运行于一次调频控制模式下，全钒液流电池模块处于冷备用状态，功率型储能模块响应电网调频调控指令；电网或电站意外停电后运行于黑启动控制模式下，该模式下全钒液流电池模块与功率型储能模块协同配合，共同完成电站的自启动及电网的供电恢复；
控制***启动后先判断是否进入黑启动控制模式，若是，则按照黑启动控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出；若否，则再判断是否进入计划曲线控制模式；若进入计划曲线控制模式，则按照计划曲线控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出，若否，则再判断是否进入一次调频控制模式；若进入一次调频控制模式，则按照一次调频控制模式对电站进行控制，该模式运行完成后退出，若否，则退出***后重新判断。
4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：所述计划曲线控制模式分为削峰模式和填谷模式，确定进入计划曲线控制模式后，先判断选择削峰模式还是选择填谷模式，确定后按照对应模式执行控制策略；
选择削峰模式后，全钒液流电池模块零电压启动，全钒液流电池模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于PQ模式，电站计划出力功率由电站内全部的全钒液流电池模块按公式(2)进行分担：
Pv放＝Pv总放/N1(公式2)
上式中，Pv放为单个全钒液流电池模块的放电功率，单位为kW；
Pv总放为电站计划出力放电功率，单位为kW；
N1为电站内全钒液流电池模块的总数量；
选择填谷模式后，全钒液流电池模块零电压启动，全钒液流电池模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于整流模式，电站计划出力功率由电站内全部的全钒液流电池模块按公式(3)进行分担：
Pv充＝Pv总充/N1(公式3)
上式中，Pv充为单个全钒液流电池模块的充电功率，单位为kW；
Pv总充为电站计划出力充电功率，单位为kW。
5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于：所述计划曲线控制模式下，基于全钒液流电池模块的荷电状态均衡性对DC/AC变流器及各个DC/DC模块进行协同控制，其中，DC/AC变流器的d轴采用直流母线电压外环、电流内环的双环控制方式，DC/AC变流器的q轴采用电流单环控制；所有DC/DC模块均采用电流单环控制。
6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于：通过将全钒液流电池模块的局部均衡模块输出值作为控制的前馈量，以保证同一DC/AC变流器下连接的多个DC/DC模块各自所对应的全钒液流电池模块荷电状态一致；通过整站均衡模块来控制电站内所有全钒液流电池模块的荷电状态趋于一致；通过限幅模块来控制DC/DC模块进行全钒液流电池模块均衡时始终运行于额定功率之内。
7.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于：所述一次调频控制模式下，电站运行于填谷模式，功率型储能模块零电压启动，功率型储能模块所连接的DC/DC模块导通，DC/AC变流器工作于PQ模式；
调度AGC主站向电站的EMS***下发AGC实时指令，电站EMS***根据AGC下发指令对功率型储能模块进行充、放电控制；EMS***通过集群控制方式实现一次调频，EMS***向主站上送功率型储能模块的充、放电功率及功率限额信息。
8.根据权利要求7所述的控制方法，其特征在于：所述电站的充、放电功率以及单个功率型储能模块的充、放电功率按公式(4)确定：
上式中，PEMS为电站EMS响应调度主站的充、放电功率，当其小于0时，表示电站处于充电状态；当期大于0时，表示电站处于放电状态，单位为kW；
PAGC为调度AGC主站指令功率，单位为kW；
fmin为***最小频率，单位为Hz；
fmax为***最大频率，单位为Hz；
f为***实时频率，单位为Hz；
m为下垂曲线斜率；
Pxref为单个功率型储能模块的充、放电参考功率，当其小于0时，功率型储能模块处于充电状态；大于0时，功率型储能模块处于放电状态，单位为kW；
SOCx为单个功率型储能模块的实时荷电状态；
SOCx总为整个电站中所有功率型储能模块的实时荷电状态。
9.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：所述黑启动控制模式下的各个设备启动顺序如下：
S1：电站内的功率型储能模块先自启动，然后由功率型储能模块为电站内的全钒液流电池模块BMS及相关设备供电；
S2：全钒液流电池模块自零压启动后，支撑起电站的站内母线电压，令DC/DC模块运行于稳定的直流母线电压控制下；
S3：全钒液流电池模块支撑起连接电厂的厂内母线电压，令DC/AC变流器运行于VSG控制下；
S4：临近电站的电厂内机组启动；
S5：同期合闸完成后，全钒液流电池模块退出运行或转为PQ控制后按计划曲线控制模式并网运行。
10.根据权利要求9所述的控制方法，其特征在于：所述黑启动控制模式下，DC/DC模块结合与之连接的全钒液流电池模块的荷电状态，采取局部均衡控制策略支撑起DC/AC变流器低压直流侧母线电压，DC/AC变流器采用虚拟同步电机控制，虚拟同步电机控制策略中采用频率-有功下垂控制方式。
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