本发明提供一种使储能系统参与区域电网调频的方法和装置，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，所述方法是使储能单元的储能变流器采用虚拟同步机控制，通过模拟同步发电机的二阶方程，使储能单元具备与传统的同步发电机相同的内部运行机制，所述方法还兼顾储能单元中储能电池组的荷电状态的均衡控制，并通过对储能单元阻尼的整定来获得最佳的功率响应速度，同时考虑储能系统中多个储能单元并联谐振的抑制问题，有效地实现了储能系统输出频率的调节，维护了电力系统的稳定。
1.一种使储能系统参与区域电网调频的方法，其特征在于，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，所述方法包括：实时采集每个储能单元中储能电池组的荷电状态SOC和储能变流器出口处的电网功率fs，根据所述功率fs与储能单元的额定功率fe确定频率偏差Δf，所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值；
根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1；
实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess；
根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个不闭锁的储能单元的分配系数α；
根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2；
根据每个不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3；
根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset；
根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号；
实时采集每个不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到每个不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号；
对每个不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态SOC和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1包括：当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，将所述储能单元的下垂环节闭锁，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
当储能单元的频率偏差Δf的绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，所述储能单元的下垂环节不闭锁，其中：当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ；
当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述下垂环节不闭锁的储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：Pset1＝Δf*Kp
式中，Δf是每个下垂环节不闭锁的储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess是指实时采集区域电网公共节点处的频率，将所述频率与区域电网的额定频率做差并积分而得到的功率Pbess。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个储能单元的分配系数α的计算公式为：式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：Pset2＝α×Pbess
其中，当Pbess＞0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态大于其低限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元，当Pbess＜0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个所述不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：其中， m≤n，Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与每个
不闭锁的储能单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑每个不闭锁的储能单元中的储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：Pset＝Pset1+Pset2+Pset3 。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号包括：步骤1、设定每个不闭锁的储能单元的虚拟同步机的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对虚拟同步机的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：其中，Pe为储能单元虚拟同步机输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机输出的电压的相位，ES储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δS是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角；
步骤2、根据每个储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp通过虚拟同步机算法，即定子方程和转子方程确定每个储能单元的三相电压信号，所述定子方程如下：式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势， 其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
10.一种使储能系统参与区域电网调频的装置，其特征在于，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，且每个储能单元与一个所述装置连接，所述装置包括：数据采集模块，用于实时采集储能单元和区域电网的数据，所述数据包括储能单元中储能电池组的荷电状态、储能变流器出口处的电网功率fs、滤波电路中的电容电流I以及区域电网公共节点处的频率；
第一调频功率模块，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，并当储能单元的垂环节不闭锁时，根据储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定储能单元的第一调频功率Pset1，其中所述频率偏差Δf是所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值；
第二调频功率模块，用于根据数据采集模块实时采集的区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess，根据不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定不闭锁的储能单元的分配系数α，并根据不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2；
S0C均衡控制模块，用于根据不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3；
虚拟同步算法模块，用于根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset，并根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号；
多机并联谐振抑制模块，用于将实时采集的不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号；
目标功率输出模块，用于对不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，第一调频功率计算模块包括：
闭锁确认模块，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，即当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节闭锁的指令，当储能单元的频率偏差Δf绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节不闭锁的指令，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
第一调频功率计算模块，用于当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，或者当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ。
12.根据权利要求11所述的装置，其特征在于，当闭锁确认模块发出储能单元的下垂环节闭锁的指令后，所述装置除数据采集模块和第一调频功率模块以外的其他模块停止工作。
13.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，所述第一调频功率计算模块根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：Pset1＝Δf*Kp
式中，Δf是储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
14.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，第二调频功率模块包括：
待分配功率计算模块，用于将实时采集区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率做差并积分以得到待分配功率Pbess；
分配系数计算模块，用于根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定储能单元的分配系数α；
第二调频功率计算模块，用于根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2。
15.根据权利要求14所述的装置，其特征在于，所述分配系数计算模块根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态计算储能单元的分配系数α的计算公式为：式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统
16.根据权利要求14所述的装置，其特征在于，所述第二调频功率计算模块根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：Pset2＝α×Pbess
其中，当Pbess＞0时，当且仅当储能单元的荷电状态大于其低限值时，或者当Pbess＜0时，当且仅当储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述储能单元。
17.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，SOC均衡控制模块根据储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：其中， m≤n，Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与储能
单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑储能单元中储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
18.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，所述虚拟同步机算法模块包括：
总调频功率计算模块，用于根据不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定不闭锁的储能单元的总调频功率Pset；
阻尼调制模块，用于根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp；
三相电压信号计算模块，用于根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号。
19.根据权利要求18所述的装置，其特征在于，所述总调频功率计算模块根据不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定不闭锁的储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：Pset＝Pset1+Pset2+Pset3。
20.根据权利要求18所述的装置，其特征在于，所述阻尼调制模块根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp包括：设定储能单元的虚拟同步机算法模块的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对储能单元的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：其中，Pe为虚拟同步机算法模块输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机算法模块输出的电压的相位，ES储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δS是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角。
21.根据权利要求18所述的装置，其特征在于，所述三相电压信号计算模块根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号是指根据储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp，通过定子方程和转子方程确定储能单元的三相电压信号，其中：所述定子方程如下：
式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势， 其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
一种使储能系统参与区域电网调频的方法和系统
技术领域
[0001] 本发明涉及电网频率控制技术领域,并且更具体地，涉及一种使储能系统参与区域电网调频的方法和系统。
背景技术
[0002] 随着电力需求的增长，电网负荷峰谷差不断变大，对电力系统调频提出了更高的要求，需要更多响应快速的调节电源。为使电网稳定可靠运行及保证相应的电能质量，需对电网运行的频率进行控制。频率控制的本质为控制网内发电量与用电量的实时平衡，由一次调频、二次调频以及三次调频来实现，一次调频在维持电网频率稳定中发挥着重要作用。同时，随着风力发电、光伏发电等具有间歇性、不确定性及波动性特点的新能源发电大规模接入电网，其剧烈的功率波动或故障退出都将会对电网频率稳定产生不容忽视的影响，且其自身不具备调频能力，常规机组必须承担由此带来的调频任务。相对于常规机组，储能技术的突出优点是快速精确的功率响应能力。其调频效果远优于火电机组，增加储能能够有效提升以火电为主的电力系统整体调频能力，保证系统频率稳定，提升电网运行的可靠性及安全。
[0003] 因此，需要一种技术能够使不具备调频能力的储能系统在接入电网后，能够充分发挥其快速精确的功率响应能力来提高电力系统的整体调频能力。
发明内容
[0004] 为了解决现有技术中的储能系统接入电网后无法调频的技术问题，本发明提供了一种使储能系统参与区域电网调频的方法，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，所述方法包括：
[0005] 实时采集每个储能单元中储能电池组的荷电状态SOC和储能变流器出口处的电网功率fs，根据所述功率fs与储能单元的额定功率fe确定频率偏差Δf，所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值；
[0006] 根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1；
[0007] 实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess；
[0008] 根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个不闭锁的储能单元的分配系数α；
[0009] 根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2；
[0010] 根据每个不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3；
[0011] 根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset；
[0012] 根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号；
[0013] 实时采集每个不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到每个不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号；
[0014] 对每个不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
[0015] 进一步地，根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态SOC和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1包括：
[0016] 当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，将所述储能单元的下垂环节闭锁，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
[0017] 当储能单元的频率偏差Δf的绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，所述储能单元的下垂环节不闭锁，其中：
[0018] 当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ；
[0019] 当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1。
[0020] 进一步地，所述下垂环节不闭锁的储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：
[0021] Pset1＝Δf*Kp
[0022] 式中，Δf是每个下垂环节不闭锁的储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
[0023] 进一步地，实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess是指实时采集区域电网公共节点处的频率，将所述频率与区域电网的额定频率做差并积分而得到的功率Pbess。
[0024] 进一步地，根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个储能单元的分配系数α的计算公式为：
[0025]
[0026] 式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统中m个不闭锁的储能单元的总荷电状态，m≤n。
[0027] 进一步地，根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：
[0028] Pset2＝α×Pbess
[0029] 其中，当Pbess＞0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态大于其低限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元，当Pbess＜0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元。
[0030] 进一步地，根据每个所述不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：
[0031]
[0032] 其中， m≤n,Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与每个不闭锁的储能单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑每个不闭锁的储能单元中的储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
[0033] 进一步地，根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：
[0034] Pset＝Pset1+Pset2+Pset3。
[0035] 进一步地，根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号包括：
[0036] 步骤1、设定每个不闭锁的储能单元的虚拟同步机的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对虚拟同步机的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：
[0037]
[0038] 式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：
[0039]
[0040] 其中，Pe为储能单元虚拟同步机输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机输出的电压的相位，Es储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δs是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角；
[0041] 步骤2、根据每个储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp通过虚拟同步机算法，即定子方程和转子方程确定每个储能单元的三相电压信号，所述定子方程如下：
[0042]
[0043] 式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势，其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
[0044] 所述转子方程如下：
[0045]
[0046] 式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
[0047] 根据本发明的另一方面，本发明提供一种使储能系统参与区域电网调频的装置，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，且每个储能单元与一个所述装置连接，所述装置包括：
[0048] 数据采集模块，用于实时采集储能单元和区域电网的数据，所述数据包括储能单元中储能电池组的荷电状态、储能变流器出口处的电网功率fs、滤波电路中的电容电流I以及区域电网公共节点处的频率；
[0049] 第一调频功率模块，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，并当储能单元的垂环节不闭锁时，根据储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定储能单元的第一调频功率Pset1，其中所述频率偏差Δf是所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值；
[0050] 第二调频功率模块，用于根据数据采集模块实时采集的区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess，根据不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定不闭锁的储能单元的分配系数α，并根据不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2；
[0051] SOC均衡控制模块，用于根据不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3；
[0052] 虚拟同步算法模块，用于根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset，并根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号；
[0053] 多机并联谐振抑制模块，用于将实时采集的不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号；
[0054] 目标功率输出模块，用于对不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
[0055] 进一步地，第一调频功率计算模块包括：
[0056] 闭锁确认模块，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，即当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节闭锁的指令，当储能单元的频率偏差Δf绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节不闭锁的指令，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
[0057] 第一调频功率计算模块，用于当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，或者当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ。
[0058] 进一步地，当闭锁确认模块发出储能单元的下垂环节闭锁的指令后，所述装置除数据采集模块和第一调频功率模块以外的其他模块停止工作。
[0059] 进一步地，所述第一调频功率计算模块根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：
[0060] Pset1＝Δf*Kp
[0061] 式中，Δf是储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
[0062] 进一步地，第二调频功率模块包括：
[0063] 待分配功率计算模块，用于将实时采集区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率做差并积分以得到待分配功率Pbess；
[0064] 分配系数计算模块，用于根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定储能单元的分配系数α；
[0065] 第二调频功率计算模块，用于根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2。
[0066] 进一步地，所述分配系数计算模块根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态计算储能单元的分配系数α的计算公式为：
[0067]
[0068] 式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统中m个不闭锁的储能单元的总荷电状态，m≤n。
[0069] 进一步地，所述第二调频功率计算模块根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：
[0070] Pset2＝α×Pbess
[0071] 其中，当Pbess＞0时，当且仅当储能单元的荷电状态大于其低限值时，或者当Pbess＜0时，当且仅当储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述储能单元。
[0072] 进一步地，SOC均衡控制模块根据储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：
[0073]
[0074] 其中， m≤n,Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与储能单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑储能单元中储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
[0075] 进一步地，所述虚拟同步机算法模块包括：
[0076] 总调频功率计算模块，用于根据不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定不闭锁的储能单元的总调频功率Pset；
[0077] 阻尼调制模块，用于根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp；
[0078] 三相电压信号计算模块，用于根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号。
[0079] 进一步地，所述总调频功率计算模块根据不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定不闭锁的储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：
[0080] Pset＝Pset1+Pset2+Pset3。
[0081] 进一步地，所述阻尼调制模块根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp包括：
[0082] 设定储能单元的虚拟同步机算法模块的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对储能单元的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：
[0083]
[0084] 式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：
[0085]
[0086] 其中，Pe为虚拟同步机算法模块输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机算法模块输出的电压的相位，Es储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δs是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角；
[0087] 进一步地，所述三相电压信号计算模块根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号是指根据储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp，通过定子方程和转子方程确定储能单元的三相电压信号，其中：
[0088] 所述定子方程如下：
[0089]
[0090] 式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势，其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
[0091] 所述转子方程如下：
[0092]
[0093] 式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
[0094] 本发明提供的使储能系统参与区域电网调频的方法和系统通过实时采集储能系统中的每个储能单元的荷电状态以及与区域电网连接的公共节点的频率，通过比较所述频率与电网额定频率的偏差的绝对值与电网规定的最大频率偏差的大小，判断储能单元是否需要闭锁，并通过虚拟同步机算法，对不闭锁的储能单元根据储能单元的荷电状态和电网频率的变化方向进行频率控制，所述方法和装置还兼顾储能单元中储能电池组的荷电状态的均衡控制，并通过对储能单元阻尼的整定来获得最佳的功率响应速度，同时还考虑了储能系统中多个储能单元并联谐振的抑制问题，有效地实现了储能系统输出频率的调节，维护了电力系统的稳定。
附图说明
[0095] 通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
[0096] 图1为根据本发明优选实施方式的使储能系统参与区域电网调频的方法的流程图；
[0097] 图2为根据本发明优选实施方式的储能系统参与区域电网调频的结构示意图。
具体实施方式
[0098] 现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
[0099] 除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
[0100] 图1为根据本发明优选实施方式的使储能系统参与区域电网调频的方法的流程图。如图1所示，本优选实施方式所述的使储能系统参与区域电网调频的方法100中，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，所述方法100从步骤101开始。
[0101] 在步骤101，实时采集每个储能单元中储能电池组的荷电状态SOC和储能变流器出口处的电网功率fs，根据所述功率fs与储能单元的额定功率fe确定频率偏差Δf，所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值。
[0102] 在步骤102，根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1。
[0103] 优选地，根据每个储能单元的所述频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定每个储能单元的下垂环节是否闭锁，并根据每个不闭锁储能单元的储能电池组的荷电状态SOC和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1包括：
[0104] 当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，将所述储能单元的下垂环节闭锁，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
[0105] 当储能单元的频率偏差Δf的绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，所述储能单元的下垂环节不闭锁，其中：
[0106] 当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ；
[0107] 当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，所述储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1。
[0108] 优选地，所述下垂环节不闭锁的储能单元根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：
[0109] Pset1＝Δf*Kp
[0110] 式中，Δf是每个下垂环节不闭锁的储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
[0111] 在步骤103，实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess。
[0112] 优选地，实时采集区域电网公共节点处的频率，并根据所述频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess是指实时采集区域电网公共节点处的频率，将所述频率与区域电网的额定频率做差并积分而得到的功率Pbess。
[0113] 在步骤104，根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个不闭锁的储能单元的分配系数α。
[0114] 优选地，根据每个不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定每个储能单元的分配系数α的计算公式为：
[0115]
[0116] 式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统中m个不闭锁的储能单元的总荷电状态，m≤n。
[0117] 在步骤105，根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2。
[0118] 优选地，根据每个不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定每个不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：
[0119] Pset2＝α×Pbess
[0120] 其中，当Pbess＞0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态大于其低限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元，当Pbess＜0时，当且仅当不闭锁的储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述不闭锁的储能单元。
[0121] 在步骤106，根据每个不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3。
[0122] 优选地，根据每个所述不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定每个不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：
[0123]
[0124] 其中， m≤n,Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与每个不闭锁的储能单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑每个不闭锁的储能单元中的储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
[0125] 在步骤107，根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset。
[0126] 优选地，根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：
[0127] Pset＝Pset1+Pset2+Pset3。
[0128] 在步骤108，根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号。
[0129] 优选地，根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号包括：
[0130] 步骤1、设定每个不闭锁的储能单元的虚拟同步机的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对虚拟同步机的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：
[0131]
[0132] 式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：
[0133]
[0134] 其中，Pe为储能单元虚拟同步机输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机输出的电压的相位，Es储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δs是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角；
[0135] 步骤2、根据每个储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp通过虚拟同步机算法，即定子方程和转子方程确定每个储能单元的三相电压信号，所述定子方程如下：
[0136]
[0137] 式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势，其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
[0138] 所述转子方程如下：
[0139]
[0140] 式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
[0141] 在步骤109，实时采集每个不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到每个不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号。
[0142] 在步骤110，对每个不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
[0143] 图2为根据本发明优选实施方式的储能系统参与区域电网调频的结构示意图。如图2所示，本优选实施方式所述的使储能系统参与区域电网调频的装置200与储能系统的储能单元相对应，每个储能单元连接一个所述装置，所述储能系统包括n个储能单元，每个储能单元包括储能电池组、储能变流器和滤波电路，所述装置200包括：
[0144] 数据采集模块201，用于实时采集储能单元和区域电网的数据，所述数据包括储能单元中储能电池组的荷电状态、储能变流器出口处的电网功率fs、滤波电路中的电容电流I以及区域电网公共节点处的频率；
[0145] 第一调频功率模块202，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，并当储能单元的垂环节不闭锁时，根据储能单元的储能电池组的荷电状态和采集的电网频率fs相对于设定频率的频率变化的方向确定储能单元的第一调频功率Pset1，其中所述频率偏差Δf是所述频率偏差Δf是所述储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值；
[0146] 第二调频功率模块203，用于根据数据采集模块实时采集的区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率确定待分配功率Pbess，根据不闭锁的储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定不闭锁的储能单元的分配系数α，并根据不闭锁的储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定不闭锁的储能单元的第二调频功率Pset2；
[0147] SOC均衡控制模块204，用于根据不闭锁的储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定不闭锁的储能单元的第三调频功率Pset3；
[0148] 虚拟同步算法模块205，用于根据每个不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset，并根据每个不闭锁的储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定每个不闭锁的储能单元的三相电压信号；
[0149] 多机并联谐振抑制模块206，用于将实时采集的不闭锁的储能单元滤波电路中的电容电流I作为有源阻尼的反馈变量，并将所述电容电流I和比例调节系数Kd相乘以得到不闭锁的储能单元在储能系统中的多机并联谐振抑制信号；
[0150] 目标功率输出模块207，用于对不闭锁的储能单元的三相电压信号和多机并联谐振抑制信号求和，并生成三相电压调制信号，将所述三相电压调制信号送至不闭锁的储能单元的储能变流器以输出目标功率。
[0151] 优选地，第一调频功率计算模块202包括：
[0152] 闭锁确认模块221，用于根据储能单元的频率偏差Δf的绝对值和设定的最大频率偏差确定储能单元的下垂环节是否闭锁，即当储能单元的频率偏差Δf绝对值小于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节闭锁的指令，当储能单元的频率偏差Δf绝对值大于等于设定的最大频率偏差时，发出所述储能单元的下垂环节不闭锁的指令，其中，所述设定的最大频率偏差是国家电网允许的频率偏差的最大值；
[0153] 第一调频功率计算模块222，用于当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为降低，且荷电状态SOC大于其低限值时，或者当所述不闭锁的储能单元采集的电网频率相对于设定频率的频率方向为升高，且荷电状态SOC小于其高限值时，根据下垂环节计算一次调频功率Pset1，其中，所述设定频率是国家电网的标准频率50HZ。
[0154] 优选地，当闭锁确认模块221发出储能单元的下垂环节闭锁的指令后，所述装置除数据采集模块201和第一调频功率模块202以外的其他模块停止工作。
[0155] 优选地，所述第一调频功率计算模块222根据下垂环节计算一次调频功率Pset1的公式为：
[0156] Pset1＝Δf*Kp
[0157] 式中，Δf是储能单元的储能变流器出口处的电网功率fs和额定功率fe的差值，Kp为设置的有功调节系数。
[0158] 优选地，第二调频功率模块203包括：
[0159] 待分配功率计算模块231，用于将实时采集区域电网公共节点处的频率与区域电网的额定频率做差并积分以得到待分配功率Pbess；
[0160] 分配系数计算模块232，用于根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态确定储能单元的分配系数α；
[0161] 第二调频功率计算模块233，用于根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2。
[0162] 优选地，所述分配系数计算模块232根据储能单元的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的总荷电状态计算储能单元的分配系数α的计算公式为：
[0163]
[0164] 式中，SOCi是储能系统中第i个不闭锁的储能单元的荷电状态， 是储能系统中m个不闭锁的储能单元的总荷电状态，m≤n。
[0165] 优选地，所述第二调频功率计算模块233根据储能单元的分配系数α和待分配功率Pbess确定储能单元的第二调频功率Pset2的计算公式为：
[0166] Pset2＝α×Pbess
[0167] 其中，当Pbess＞0时，当且仅当储能单元的荷电状态大于其低限值时，或者当Pbess＜0时，当且仅当储能单元的荷电状态小于其高限值时，将所述待分配功率Pbess按分配系数α分配给所述储能单元。
[0168] 优选地，SOC均衡控制模块204根据储能单元中储能电池组的荷电状态和储能系统中全部不闭锁的储能单元的荷电状态的参考值SOCref确定储能单元的第三调频功率Pset3的计算公式为：
[0169]
[0170] 其中， m≤n,Pset3是将储能系统荷电状态的参考值SOCref与储能单元的荷电状态进行做差，并通过比例积分环节而得到的考虑储能单元中储能电池组的荷电状态的均衡控制的功率。
[0171] 优选地，所述虚拟同步机算法模块205包括：
[0172] 总调频功率计算模块251，用于根据不闭锁的储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定不闭锁的储能单元的总调频功率Pset；
[0173] 阻尼调制模块252，用于根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp；
[0174] 三相电压信号计算模块253，用于根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号。
[0175] 优选地，所述总调频功率计算模块251根据储能单元的第一调频功率Pset1、第二调频功率Pset2和第三调频功率Pset3确定储能单元的总调频功率Pset的计算公式为：
[0176] Pset＝Pset1+Pset2+Pset3。
[0177] 优选地，所述阻尼调制模块252根据总调频功率计算储能单元的阻尼Dp包括：
[0178] 设定储能单元的虚拟同步机算法模块的输入输出功率响应为典型二阶系统，按照典型二阶系统对储能单元的阻尼Dp进行整定，其计算公式为：
[0179]
[0180] 式中，ω0是电网额定角速度，ω0＝100π，惯性时间常数H根据需要取值且应使其大于储能电池组的动态响应时间，SE的计算公式如下：
[0181]
[0182] 其中，Pe为虚拟同步机算法模块输出的电磁功率，δ是储能单元虚拟同步机算法模块输出的电压的相位，Es储能变流器输出端等效基波电压，U是滤波电路输出电压，Pref、Qref分别为有功功率Pset与无功功率指令值0，Sn为储能单元的额定功率，δs是储能变流器输出的电压的相位，Z为滤波电路的阻抗，α是滤波电路的阻抗角；
[0183] 优选地，所述三相电压信号计算模块根据储能单元的总调频功率Pset和阻尼Dp通过虚拟同步机算法确定储能单元的三相电压信号是指根据储能单元的总调频功率Pset和整定的阻尼Dp，通过定子方程和转子方程确定储能单元的三相电压信号，其中：
[0184] 所述定子方程如下：
[0185]
[0186] 式中，R是滤波电路的电阻，uabc表示虚拟同步机输出的机端电压，iabc是虚拟同步机输出的机端电流，eabc虚拟同步机的内电势，其中 为相位，E为内电势的幅值，E0是设定的空载电势，EQ是无功功率环节调节的电势，Qref为无功功率给定值0，Qe是虚拟同步机输出的无功功率，kQ是设定的无功调节系数；
[0187] 所述转子方程如下：
[0188]
[0189] 式中，J是设定的转动惯量，ω是机械角速度；Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩，Td是阻尼转矩，Dp是阻尼，ωref取电网同步角速度，ωref＝100π，Pset是每个储能单元的虚拟同步机输出的参考功率，Pe是每个储能单元虚拟同步机输出的电磁功率。
[0190] 已经通过参考少量实施方式描述了本发明。然而，本领域技术人员所公知的，正如附带的专利权利要求所限定的，除了本发明以上公开的其他的实施例等同地落在本发明的范围内。
[0191] 通常地，在权利要求中使用的所有术语都根据他们在技术领域的通常含义被解释，除非在其中被另外明确地定义。所有的参考“一个/所述/该[装置、组件等]”都被开放地解释为所述装置、组件等中的至少一个实例，除非另外明确地说明。这里公开的任何方法的步骤都没必要以公开的准确的顺序运行，除非明确地说明。
