储能变流器的控制方法、控制装置、控制设备及电力系统与流程

1.本技术属于电网技术领域，尤其涉及一种储能变流器的控制方法、控制装置、控制设备及电力系统。


背景技术：

2.储能变流器(power control system，pcs)通常用于连接电池系统与电网系统，以实现电能双向转换。其既可把电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给电池充电。
3.随着储能变流器模块化快速的发展，一台变压器拖动的储能变流器数量在不断增加，电网的震荡频率不确定。而当电力系统特定谐波与震荡频率相同时，会造成电网系统震荡，不利于电网系统的稳定。


技术实现要素：

4.本技术旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一。为此，本技术提出一种储能变流器的控制方法、控制装置、控制设备及电力系统，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行补偿无功功率，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
5.第一方面，本技术提供了一种储能变流器的控制方法，包括：
6.控制储能变流器以待机模式接入电网系统，储能变流器在待机模式下输出无功功率；
7.根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；
8.在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率。
9.根据本技术的储能变流器的控制方法，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行补偿无功功率，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
10.根据本技术的一个实施例，根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡，包括：
11.获取电网系统的等效电感和储能变流器的等效电容；
12.根据等效电感和等效电容确定谐振频率；
13.确定电网系统的谐波成分中在谐振频率处的频率含量；
14.根据频率含量和第一保护阈值确定电网系统是否震荡。
15.根据本技术的一个实施例，根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡，包括：
16.根据电网系统的谐波成分确定电网系统的总谐波失真值；
17.根据总谐波失真值和第二保护阈值确定电网系统是否震荡。
18.根据本技术的一个实施例，储能变流器的数量为多个，在电网系统震荡时，控制储
能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率，包括：
19.在电网系统震荡时，控制所有的储能变流器以零功率状态运行。
20.根据本技术的一个实施例，储能变流器的数量为多个，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率，包括：
21.在电网系统震荡时，控制第一部分的储能变流器以零功率状态运行；
22.重新根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；
23.在电网系统仍震荡时，控制第二部分的储能变流器以零功率状态运行，直至电网系统不发生震荡，或所有的储能变流器以零功率状态运行。
24.根据本技术的一个实施例，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率之后，还包括：
25.在电网系统不发生震荡，且部分的储能变流器以零功率状态运行时，根据各处于零功率状态的储能变流器的运行时间，确定目标储能变流器；
26.控制目标储能变流器退出零功率状态。
27.根据本技术的一个实施例，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率之后，还包括：
28.在储能变流器以零功率状态运行的运行时长达到第三保护阈值时，控制储能变流器停机。
29.根据本技术的一个实施例，储能变流器连接有储能单元，储能变流器以零功率状态运行时，执行以下控制：
30.在储能单元的剩余电量小于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近储能单元的有功给定为零或者为充电功率；
31.在储能单元的剩余电量大于或等于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近电网侧的有功给定为零或者为放电功率。
32.第二方面，本技术还提供了一种储能变流器的控制装置，包括：
33.接入模块，用于控制储能变流器以待机模式接入电网系统，储能变流器在待机模式下输出无功功率；
34.检测模块，用于根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；
35.驱动模块，用于在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率。
36.第三方面，本技术还提供了一种控制设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行程序时实现如前述的储能变流器的控制方法。
37.第四方面，本技术还提供了一种电力系统，包括储能变流器和根据前述的控制设备，储能变流器用于连接电网系统，控制设备与储能变流器连接。
38.根据本技术的控制装置、控制设备及电力系统，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行补偿无功功率，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
39.本技术的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本技术的实践了解到。
附图说明
40.本技术的上述和/或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
41.图1是本技术实施例提供的电力系统的拓扑图；
42.图2是本技术实施例提供的储能变流器的控制方法的流程示意图之一；
43.图3是本技术实施例提供的储能变流器的控制方法的流程示意图之二；
44.图4是本技术实施例提供的储能变流器的控制方法的流程示意图之三；
45.图5是本技术实施例提供的储能变流器的控制方法的流程示意图之四；
46.图6是本技术实施例提供的储能变流器的控制方法的流程示意图之五；
47.图7是本技术实施例提供的储能变流器的控制装置的结构示意图。
具体实施方式
48.下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚地描述，显然，所描述的实施例是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
49.本技术的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便本技术的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施，且“第一”、“第二”等所区分的对象通常为一类，并不限定对象的个数，例如第一对象可以是一个，也可以是多个。此外，说明书以及权利要求中“和/或”表示所连接对象的至少其中之一，字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
50.参照图1，为更清楚地说明本技术提供的储能变流器的控制方法，示出了一种电力系统的结构框图。
51.如图1所述，变压器t通过开关l与电网g连接，一台变压器t与可以一个储能变流器单元连接，其中储能变流器单元可以包括多个储能变流器。储能变流器包括交流断路器k和电容c。交流断路器k用于控制储能变流器与变压器t之间的通道，电容c可以起到滤波作用。
52.需要说明的是，在储能变流器处于待机模式时，交流断路器k闭合，电容c投入电力系统中。并且，储能变流器内部元件(如igbt管)不动作。由于电力系统在运行时，所需要处于待机模式的储能变流器的数量不确定，导致各储能变流器接入电力系统的等效电容不确定，进而使得电力系统的震荡频率不确定。当电力系统特定谐波与震荡频率相同时，会造成电网系统震荡。
53.参照图2，本技术的一个实施例提供了一种储能变流器的控制方法。
54.在本实施方式中，储能变流器的控制方法，包括：
55.步骤100：控制储能变流器以待机模式接入电网系统，储能变流器在待机模式下输出无功功率；
56.步骤200：根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；
57.步骤300：在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率。
58.需要说明的是，本技术实施例提供的储能变流器的控制方法，执行主体可以为电
网系统的控制设备，或者为储能变流器内的智能单元，当然还可以为其他单元。本实施方式以控制设备作为执行主体为例进行说明，控制设备可以与储能变流器内的智能单元通信，控制设备通过向智能单元发生控制指令，使智能单元根据该控制指令调整储能变流器的运行状态。
59.在本实施方式中，控制设备可以控制储能变流器内的交流断路器k闭合，使储能变流器的输出端与变压器t连通。同时，控制设备控制储能变流器内的元件不进行动作，储能变流器进入待机模式。由于交流断路器k的闭合速度较慢，通过预先将交流断路器k闭合，使得在需要储能变流器输出时，变压器能够接入储能变流器的输出，提高响应速度。同时，由于电容c接入电力系统内，电容c将产生无功功率。
60.需要说明的是，储能变流器以零功率状态运行是指储能变流器内的功率器件进行动作，如igbt进行开关动作，进而使储能变流器的输出功率接近于零。在理想状态下，储能变流器以零功率状态运行时，输出功率为零。
61.在本实施方式中，可以通过控制igbt管按一定的开关频率进行开关动作可以补偿电容c产生的无功功率，进而避免电网系统震荡。其中，igbt管的开关频率根据无功功率的大小确定。
62.可以理解的是，由于储能变流器以零功率状态运行时内部元件需要进行动作，因此储能变流器将产生一定的能量耗损。同时电网的频率变化可能是暂时的，储能变流器长时间以零功率状态运行并不经济。
63.在本实施方式中，通过检测电网系统的谐波成分，可以确定电网系统是否震荡。储能变流器的运行状态根据电网系统的震荡情况进行切换，在电网系统发生震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行；在电网系统没有发生震荡时，控制储能变流器保持待机模式。由此可以避免储能变流器长时间以零功率状态运行，还可以消除电网系统震荡。
64.根据本技术的储能变流器的控制方法，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行补偿无功功率，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
65.参照图3，在一些实施例中，根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡的第一种方式可以包括以下步骤：
66.步骤210：获取电网系统的等效电感和储能变流器的等效电容；
67.步骤220：根据等效电感和等效电容确定谐振频率；
68.步骤230：确定电网系统的谐波成分中在谐振频率处的频率含量；
69.步骤240：根据频率含量和第一保护阈值确定电网系统是否震荡。
70.可以理解的是，电网系统的等效电感取决于电网系统的结构，通常在电网系统建立之后，其等效电感一般不在变化。储能变流器的等效电容取决于接入的储能变流器的数量和各储能变流器内的电容容值。
71.在一些实施例中，电网系统的等效电感和储能变流器的等效电容可以由现场维护人员手动输入。或者控制设备根据电网系统的硬件参数计算等效电感，以及根据接入的储能变流器的数量计算储能变流器的等效电容。
72.谐振频率计算公式为：f＝1/(2*π*√lc)。其中，f为频率，单位为赫兹(hz)；l为电感，单位为亨利(h)；c为电容，单位为法拉(f)。基于上述公式可以根据等效电感和等效电容
计算出谐振频率f。
73.在一些实施方式中，控制设备可以对电网系统的电压波形进行检测，并检测电压波形中的谐波成分，并对该谐波成分中处于谐振频率f处的频率含量
△
f进行检测；再将频率含量
△
f与第一保护阈值进行比较，进而确定电网系统是否震荡。
74.可以理解的是，第一保护阈值为频率含量阈值fth。若电网系统的谐波成分中在谐振频率处的频率含量
△
f大于或等于该频率含量阈值fth，则可以判定电网系统发生震荡；若电网系统的谐波成分中在谐振频率处的频率含量
△
f小于该频率含量阈值fth，则可以判定电网系统没有发生震荡。其中，频率含量阈值fth的具体数值可以根据需求进行设置，本实施方式对此不加以限制。
75.参照图4，在一些实施例中，根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡的第二种方式可以包括以下步骤：
76.步骤250：根据电网系统的谐波成分确定电网系统的总谐波失真值；
77.步骤260：根据总谐波失真值和第二保护阈值确定电网系统是否震荡。
78.总谐波失真(thd，total harmonic distortion)表示电压波形因所有谐波引起的波形失真的程度。控制设备可以对电网系统的电压波形进行检测，并检测电压波形中各谐波次数的成分，进而确定电网系统的总谐波失真值。总谐波失真值的测量方式已有成熟的技术，本实施方式在此不再赘述。
79.可以理解的是，第二保护阈值为总谐波失真阈值。若总谐波失真值大于或等于该总谐波失真阈值，则可以判定电网系统发生震荡；若总谐波失真值小于该总谐波失真阈值，则可以判定电网系统没有发生震荡。其中，总谐波失真阈值的具体数值可以根据需求进行设置，本实施方式对此不加以限制。
80.需要说明的是，确定电网系统是否震荡的第一种方式需要根据电网系统的拓扑结构确定等效电感，因此其适用于拓扑结构已知的电网系统。确定电网系统是否震荡的第二种方式通过检测电网系统的总谐波失真值，可以不需要电网系统的拓扑结构，因此其可以适用于拓扑结构未知的电网系统。
81.在一些实施例中，储能变流器的数量为多个，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率的步骤可以包括：
82.在电网系统震荡时，控制所有的储能变流器以零功率状态运行。
83.在本实施方式中，电网系统所接入的处于待机模式的储能变流器的数量为多个。由于在部分储能变流器切换至零功率状态运行时，电网系统的架构发生变化。为避免重新判断电网是否震荡，控制所有的储能变流器以零功率状态运行是一种更简便的避免电网系统震荡的方式。
84.尤其对于需要依赖电网系统的拓扑结构的确定电网系统是否震荡的第一种方式而言，在部分储能变流器切换至零功率状态运行后，需要重新计算等效电感、等效电容及谐振频率。因此本实施方式所提供的控制方式较为简便。
85.参照图5，在一些实施例中，储能变流器的数量为多个，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率的另一种方式可以包括以下步骤：
86.步骤310：在电网系统震荡时，控制第一部分的储能变流器以零功率状态运行；
87.步骤320：重新根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；
88.步骤330：在电网系统仍震荡时，控制第二部分的储能变流器以零功率状态运行，直至电网系统不发生震荡，或所有的储能变流器以零功率状态运行。
89.在本实施方式中，第一部分和第二部分的数量可以为一个、两个或者三个等。通过逐步投入储能变流器以零功率状态运行的方式，减少电网系统的震荡。由于储能变流器以零功率状态运行存在能量消耗，因此合理地控制适当数量的储能变流器以零功率状态运行，可以减小能量消耗。根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡的方式可以参照前述实施例。
90.作为一种示例，电网系统接入的处于待机模式下的储能变流器包括a、b、c、d和e。在检测到电网系统发生震荡时，控制储能变流器a以零功率状态运行；若电网系统仍然发生震荡，则控制储能变流器b进入零功率状态，此时储能变流器a和b均以零功率状态运行；若电网系统仍然发生震荡，则控制储能变流器c进入零功率状态，此时储能变流器a、b和c均以零功率状态运行；依此循环直至电网系统不发生震荡，或者储能变流器a、b、c、d和e均以零功率状态运行。
91.在该示例中，若储能变流器a、b、c、d和e均以零功率状态运行，且电网系统仍然发生震荡，则说明电网系统的震荡原因不为储能变流器自身引起。为保护储能变流器，控制设备可以向储能变流器下发停机指令，即控制储能变流器中的变流断路器断开。
92.参照图6，在一些实施例中，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率之后，还可以包括以下步骤：
93.步骤400：在电网系统不发生震荡，且部分的储能变流器以零功率状态运行时，根据各处于零功率状态的储能变流器的运行时间，确定目标储能变流器；
94.步骤500：控制目标储能变流器退出零功率状态。
95.在本实施方式中，为了避免储能变流器长时间运行，在储能变流器以零功率状态运行一定时间后，需要将储能变流器退出零功率状态。若储能变流器的运行时间大于或等于设定时间，则判定该储能变流器为目标储能变流器；其中，该设定时间可以为5小时或者10小时等，其具体值可以根据需求进行设置，本实施方式对此不加以限制。
96.在一些实施例中，储能变流器退出零功率状态后，可以保持待机模式。控制设备在检测到目标储能变流器后，向目标储能变流器发送控制指令，使目标储能变流器的内部器件停止运行，进而使目标储能变流器退出零功率状态，并保持待机模式。
97.在一些实施例中，在目标储能变流器退出零功率状态后，若电网系统发生震荡，则需要控制另一台储能变流器进入零功率状态。
98.作为一种示例，电网系统接入的处于待机模式下的储能变流器包括a、b、c、d和e。在检测到电网系统发生震荡时，为避免电网系统继续震荡，控制设备控制储能变流器a、b和c以零功率状态运行，储能变流器包括d和e保持待机模式。此时，储能变流器包括a的的运行时间大于或等于设定时间，则控制设备判定储能变流器a为目标储能变流器，并控制储能变流器a退出零功率状态。在储能变流器a退出零功率状态后，检测到电网系统发生震荡，为避免电网系统继续震荡，控制设备控制储能变流器d以零功率状态运行，此时储能变流器a、b和d以零功率状态运行，储能变流器包括c和e保持待机模式。
99.在一些实施例中，在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率之后，还可以包括：在储能变流器以零功率状态运行的运行时长达到第三保护阈
值时，控制储能变流器停机。
100.在本实施方式中，第三保护阈值为时间阈值，且第三保护阈值大于上述实施例中的设定时间。控制设备在储能变流器以零功率状态运行的运行时长大于或等于第三保护阈值时，控制储能变流器停机，从而避免储能变流器长时间运行。其中，第三保护阈值可以为12小时或者24小时，其具体值可以根据需求进行设置，本实施方式对此不加以限制。
101.需要说明的是，储能变流器以待机模式接入电网的目的之一在于提高响应速度。也就是说，在储能变流器以待机模式接入电网后，上位机按照控制策略在一段时间内会控制储能变流器进行工作。而在储能变流器以待机模式接入电网后，且在进行工作之前，通过控制储能变流器自动地切换零功率状态，可以避免电网系统震荡。而在储能变流器以零功率状态运行的运行时长大于或等于第三保护阈值时，说明上位机没有按照控制策略一段时间内正式启动储能变流器，上位机的控制策略可能发送变化。此时，也说明电网系统暂时不需要储能变流器待机，因此也为了避免储能变流器长时间以零功率状态运行，可以控制储能变流器停机。
102.在一些实施例中，在多台储能变流器中，若有一台储能变流器以零功率状态运行的运行时长大于或等于第三保护阈值时，控制设备控制所有的储能变流器停机。
103.在一些实施例中，储能变流器以零功率状态运行的运行时长还可以计量电网系统所接入的储能变流器中存在零功率状态运行的时间。作为一种示例，电网系统接入的处于待机模式下的储能变流器包括a、b、c、d和e。在t1时刻，控制设备控制储能变流器a进入零功率状态，此时储能变流器包括b、c、d和e为待机模式；在t2时刻，控制设备控制储能变流器b进入零功率状态，此时储能变流器包括a和b以零功率状态运行，储能变流器包括c、d和e为待机模式；在t3时刻，控制设备控制储能变流器a退出零功率状态，同时控制储能变流器包括c进入零功率状态，此时储能变流器包括b和c以零功率状态运行，储能变流器包括a、d和e为待机模式。从t3时刻保持各储能变流器的运行状态不改变直至t4时刻，储能变流器以零功率状态运行的运行时长可以计算为t4-t1。并且，若t4-t1大于或等于第三保护阈值时，则控制设备控制储能变流器a、b、c、d和e停机。
104.在一些实施例中，储能变流器连接有储能单元，储能变流器以零功率状态运行时，执行以下控制策略：
105.第一种控制策略：在储能单元的剩余电量小于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近储能单元的有功给定为零或者为充电功率。
106.第二种控制策略：在储能单元的剩余电量大于或等于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近电网侧的有功给定为零或者为放电功率。
107.需要说明的是，储能单元可以为电池，第四保护阈值可以为电池的soc(state ofcharge)阈值。剩余电量小于第四保护阈值时说明电池的剩余电量较低，剩余电量大于或等于第四保护阈值时说明电池的剩余电量较高。
108.可以理解的是，由于储能变流器以零功率状态运行需要消耗能量，其能量来源未电池或者电网中的其中之一。其中，电池的剩余电量较低时，控制储能变流器靠近储能单元的有功给定为零或者为充电功率，使储能变流器从电网侧获取能量；电池的剩余电量较高时，控制储能变流器靠近电网侧的有功给定为零或者为放电功率，使储能变流器从电池获取能量。通过根据电池的剩余电量控制储能变流器以零功率状态运行所消耗能量的来源，
可以避免电池过充过放，避免损坏电池。
109.参照图7，本技术的一个实施例还提供了一种储能变流器的控制装置。
110.在本实施方式中，储能变流器的控制装置包括接入模块10、检测模块20和驱动模块30，接入模块10用于控制储能变流器以待机模式接入电网系统，储能变流器在待机模式下输出无功功率；检测模块20用于根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；驱动模块30用于在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率。
111.在本实施方式中，储能变流器的控制装置用于执行前述实施例中的储能变流器的控制方法。储能变流器的控制装置可以为电网系统的控制设备，或者为储能变流器内的智能单元。接入模块10、检测模块20和驱动模块30所执行的步骤可以参照前述实施例。
112.根据本技术的储能变流器的控制装置，接入模块10控制储能变流器以待机模式接入电网系统，检测模块20通过检测电网系统是否震荡，驱动模块30在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行补偿无功功率，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
113.在一些实施例中，检测模块20还用于获取电网系统的等效电感和储能变流器的等效电容；根据等效电感和等效电容确定谐振频率；确定电网系统的谐波成分中在谐振频率处的频率含量；根据频率含量和第一保护阈值确定电网系统是否震荡。
114.在一些实施例中，检测模块20还用于根据电网系统的谐波成分确定电网系统的总谐波失真值；根据总谐波失真值和第二保护阈值确定电网系统是否震荡。
115.在一些实施例中，储能变流器的数量为多个，驱动模块30还用于在电网系统震荡时，控制所有的储能变流器以零功率状态运行。
116.在一些实施例中，储能变流器的数量为多个，驱动模块30还用于在电网系统震荡时，控制第一部分的储能变流器以零功率状态运行；重新根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；在电网系统仍震荡时，控制第二部分的储能变流器以零功率状态运行，直至电网系统不发生震荡，或所有的储能变流器以零功率状态运行。
117.在一些实施例中，驱动模块30还用于在电网系统不发生震荡，且部分的储能变流器以零功率状态运行时，根据各处于零功率状态的储能变流器的运行时间，确定目标储能变流器；控制目标储能变流器退出零功率状态。
118.在一些实施例中，驱动模块30还用于在储能变流器以零功率状态运行的运行时长达到第三保护阈值时，控制储能变流器停机。
119.在一些实施例中，储能变流器连接有储能单元，驱动模块30还用于在储能单元的剩余电量小于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近储能单元的有功给定为零或者为充电功率；或者在储能单元的剩余电量大于或等于第四保护阈值时，控制储能变流器靠近电网侧的有功给定为零或者为放电功率。
120.应理解的是，储能变流器的控制装置还可以实现前述各实施例中的技术方案，其也具有相应的技术效果。
121.本技术的一个实施例还提供了一种控制设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行程序时实现如前述的储能变流器的控制方法，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。
122.存储器可用于存储软件程序以及各种数据。存储器可主要包括存储程序或指令的
第一存储区和存储数据的第二存储区，其中，第一存储区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序或指令(比如声音播放功能、图像播放功能等)等。此外，存储器可以包括易失性存储器或非易失性存储器，或者，存储器可以包括易失性和非易失性存储器两者。其中，非易失性存储器可以是只读存储器(read-only memory，rom)、可编程只读存储器(programmable rom，prom)、可擦除可编程只读存储器(erasable prom，eprom)、电可擦除可编程只读存储器(electrically eprom，eeprom)或闪存。易失性存储器可以是随机存取存储器(random access memory，ram)，静态随机存取存储器(static ram，sram)、动态随机存取存储器(dynamic ram，dram)、同步动态随机存取存储器(synchronous dram，sdram)、双倍数据速率同步动态随机存取存储器(double data rate sdram，ddrsdram)、增强型同步动态随机存取存储器(enhanced sdram，esdram)、同步连接动态随机存取存储器(synch link dram，sldram)和直接内存总线随机存取存储器(direct rambus ram，drram)。本技术实施例中的存储器包括但不限于这些和任意其它适合类型的存储器。
123.处理器可包括一个或多个处理单元；处理器集成应用处理器和调制解调处理器，其中，应用处理器主要处理涉及操作系统、用户界面和应用程序等的操作，调制解调处理器主要处理无线通信信号，如基带处理器。可以理解的是，上述调制解调处理器也可以不集成到处理器中。
124.根据本技术的电力系统，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行补偿无功功率，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
125.本技术的一个实施例还提供了一种电力系统，包括储能变流器和根据前述的控制设备，储能变流器用于连接电网系统，控制设备与储能变流器连接。
126.作为一种示例，电力系统的拓扑图可以继续参照图1，控制设备可以通过有线或者无线的方式与储能变流器进行通信。控制设备控制储能变流器实现前述各实施例中的技术方案。
127.根据本技术的电力系统，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行补偿无功功率，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。
128.需要说明的是，在本文中，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、物品或者装置不仅包括那些要素，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、物品或者装置所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者装置中还存在另外的相同要素。此外，需要指出的是，本技术实施方式中的方法和装置的范围不限按示出或讨论的顺序来执行功能，还可包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序来执行功能，例如，可以按不同于所描述的次序来执行所描述的方法，并且还可以添加、省去、或组合各种步骤。另外，参照某些示例所描述的特征可在其他示例中被组合。
129.通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到上述实施例方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本技术的技术方案本质上或者说对现有技术做
出贡献的部分可以以计算机软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如rom/ram、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本技术各个实施例所述的方法。
130.上面结合附图对本技术的实施例进行了描述，但是本技术并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本技术的启示下，在不脱离本技术宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，均属于本技术的保护之内。
131.在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示意性实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本技术的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
132.尽管已经示出和描述了本技术的实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本技术的原理和宗旨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，本技术的范围由权利要求及其等同物限定。

技术特征：
1.一种储能变流器的控制方法，其特征在于，包括：控制储能变流器以待机模式接入电网系统，所述储能变流器在所述待机模式下输出无功功率；根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统是否震荡；在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率。2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统是否震荡，包括：获取所述电网系统的等效电感和所述储能变流器的等效电容；根据所述等效电感和所述等效电容确定谐振频率；确定所述电网系统的谐波成分中在所述谐振频率处的频率含量；根据所述频率含量和第一保护阈值确定所述电网系统是否震荡。3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统是否震荡，包括：根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统的总谐波失真值；根据所述总谐波失真值和第二保护阈值确定所述电网系统是否震荡。4.根据权利要求1-3中任一项所述的控制方法，其特征在于，所述储能变流器的数量为多个，所述在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率，包括：在所述电网系统震荡时，控制所有的所述储能变流器以零功率状态运行。5.根据权利要求1-3中任一项所述的控制方法，其特征在于，所述储能变流器的数量为多个，所述在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率，包括：在所述电网系统震荡时，控制第一部分的所述储能变流器以零功率状态运行；重新根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统是否震荡；在所述电网系统仍震荡时，控制第二部分的所述储能变流器以零功率状态运行，直至所述电网系统不发生震荡，或所有的所述储能变流器以零功率状态运行。6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于，所述在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率之后，还包括：在所述电网系统不发生震荡，且部分的所述储能变流器以零功率状态运行时，根据各处于零功率状态的所述储能变流器的运行时间，确定目标储能变流器；控制所述目标储能变流器退出零功率状态。7.根据权利要求1-3中任一项所述的控制方法，其特征在于，所述在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率之后，还包括：在所述储能变流器以零功率状态运行的运行时长达到第三保护阈值时，控制所述储能变流器停机。8.根据权利要求1-3中任一项所述的控制方法，其特征在于，所述储能变流器连接有储能单元，所述储能变流器以零功率状态运行时，执行以下控制：在所述储能单元的剩余电量小于第四保护阈值时，控制所述储能变流器靠近储能单元
的有功给定为零或者为充电功率；在所述储能单元的剩余电量大于或等于第四保护阈值时，控制所述储能变流器靠近电网侧的有功给定为零或者为放电功率。9.一种储能变流器的控制装置，其特征在于，包括：接入模块，用于控制储能变流器以待机模式接入电网系统，所述储能变流器在所述待机模式下输出无功功率；检测模块，用于根据所述电网系统的谐波成分确定所述电网系统是否震荡；驱动模块，用于在所述电网系统震荡时，控制所述储能变流器以零功率状态运行，以补偿所述无功功率。10.一种控制设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-8任一项所述储能变流器的控制方法。11.一种电力系统，其特征在于，包括储能变流器和根据权利要求10所述的控制设备，所述储能变流器用于连接电网系统，所述控制设备与所述储能变流器连接。

技术总结
本申请公开了一种储能变流器的控制方法、控制装置、控制设备及电力系统，属于电网技术领域。控制方法包括：控制储能变流器以待机模式接入电网系统，储能变流器在待机模式下输出无功功率；根据电网系统的谐波成分确定电网系统是否震荡；在电网系统震荡时，控制储能变流器以零功率状态运行，以补偿无功功率。根据本申请的控制方法，通过检测电网系统是否震荡，并在震荡时控制储能变流器以零功率状态运行补偿无功功率，储能变流器能够自动切换以零功率状态运行，避免电网系统震荡，同时还避免了长时间以零功率状态运行的异常风险。长时间以零功率状态运行的异常风险。长时间以零功率状态运行的异常风险。


技术研发人员：连超 邓凯 潘涛 姜磊
受保护的技术使用者：阳光电源股份有限公司
技术研发日：2023.05.24
技术公布日：2023/9/6