CN115776130B - 并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统，该方法包括：接收切换指令；判断储能系统SOC值是否大于电池健康电量设定值，且第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；如果是，则控制储能变流器进入软并离网切换SVF模式；判断公共连接点开关状态是否为分闸状态，或第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；如果是，则控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式。本申请实现了负载的并离网无缝切换，提升了负载侧用户用电感受。
Description
技术领域
本申请涉及电力系统技术领域，更具体的说，涉及一种并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统。
背景技术
目前，在一些微电网或者重要负载保电场景下，当电网失电时，储能系统离网运行，并作为电压源通过储能变流器为负载供电，当电网来电时，储能系统并网运行通过储能变流器为电池充电，同时负载接入电网由电网为负载供电。
现有技术要求当电网掉电时，储能系统由并网运行切换到离网运行，实现电网为负载供电切换到储能系统为负载供电的并离网切换时间不大于20毫秒，否则负载及相应电路中的设备就会停机或故障停机。并离网切换时间越短，例如小于20毫秒，部分负载就可以不停机，当并离网切换时间在几百微秒到几个毫秒时，负载则不受并离网切换影响，能够继续稳定、可靠运行。
随着储能系统的功能越来越丰富，为提高负载端用电体验，如何实现负载并离网无缝切换成为本领域技术人员亟需解决的技术问题。
发明内容
有鉴于此，本申请公开一种并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统，以实现负载无感知并离网无缝切换，极大地提升了负载侧用户用电感受。
第一方面，本申请提供了一种并离网切换方法，应用于储能系统中的储能变流器，方法包括：
接收切换指令；
基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压和第一电网侧频率、第一视在功率；
判断储能系统SOC值是否大于电池健康电量设定值，且第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；
如果是，则控制储能变流器进入软并离网切换SVF模式，储能变流器处于SVF模式时，储能变流器中IGBT的驱动信号由储能变流器的电网侧三相电压确定；
获取储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及公共连接点开关下口的第二电网侧电压、第二电网侧频率和第二视在功率；
判断公共连接点开关状态是否为分闸状态，或第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；
如果是，则控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路。
在一些可能的实施例中，控制储能变流器进入SVF模式，包括：
获取储能变流器的电网侧三相电压；
对电网侧三相电压采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量和q轴电压分量；
对d轴电压分量进行处理得到d轴电压；
对q轴电压分量进行处理得到q轴电压；
将d轴电压和q轴电压进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和储能变流器电网侧三相电压锁相频率值，得到储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号；
将三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使储能变流器进入SVF模式。
在一些可能的实施例中，对d轴电压分量进行处理得到d轴电压，包括：
将d轴电压分量与电压补偿量作差得到d轴电压修正量，其中，电压补偿量为储能变流器交流侧电感电流的d轴电流变化量与补偿系数的乘积；
将d轴电压修正量与d轴电压分量作差的结果输入到第一PI调节器，得到d轴电压调节量；
将d轴电压调节量与d轴电压修正量相加，得到d轴电压。
在一些可能的实施例中，对q轴电压分量进行处理得到q轴电压，包括：
将q轴电压分量与q轴电压给定量作差的结果输入到第二PI调节器，得到q轴电压，其中，q轴电压给定量的取值为0。
在一些可能的实施例中，在控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路之后，还包括：
获取储能变流器进入离网模式后公共连接点开关上口的第三电网侧电压和第三电网侧频率；
判断第三电网侧电压是否在第三预设电压区间，且第三电网侧频率是否在第三预设频率区间；
如果是，则确定储能变流器完成电网电压频率和相位跟随；
控制储能变流器与负载的公共连接点开关合闸，使负载切换到电网供电回路；
控制储能变流器退出SVF模式。
第二方面，本申请提供了一种储能变流器，包括：
指令接收单元，用于接收切换指令；
第一获取单元，用于基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率；
第一判断单元，用于判断储能系统SOC值是否在大于电池健康电量设定值，且第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；
第一模式切换单元，用于在第一判断单元判断为是的情况下，控制储能变流器进入软并离网切换SVF模式，储能变流器在SVF模式时，储能变流器中IGBT的驱动信号由储能变流器的电网侧三相电压确定；
第二获取单元，用于获取储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及公共连接点开关下口的第二电网侧电压和第二电网侧频率和第二视在功率；
第二判断单元，用于判断公共连接点开关状态是否为分闸状态，或第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；
第二模式切换单元，用于在第二判断单元判断为是的情况下，控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载切换到储能变流器供电回路。
在一些可能的实施例中，第一模式切换单元包括：
电压获取子单元，用于获取储能变流器的电网侧三相电压；
变换子单元，用于对电网侧三相电压采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量和q轴电压分量；
第一修正子单元，用于对d轴电压分量进行处理得到d轴电压；
第二修正子单元，用于对q轴电压分量进行处理得到q轴电压；
反变换子单元，用于将d轴电压和q轴电压进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和储能变流器电网侧三相电压锁相频率值，得到储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号；
调整子单元，用于将三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使储能变流器进入SVF模式。
第三方面，本申请提供了一种储能系统，包括：上述的储能变流器。
第四方面，本申请提供了一种电力系统，包括：电网、发电系统、负载、公共交流母线、总控制器、电网开关、负载开关、储能交流侧开关以及权利要求8的储能系统；
电网通过电网开关连接至公共交流母线；
负载通过负载开关连接至公共交流母线；
储能系统包括：储能装置、储能变流器和变压器，储能装置依次通过储能变流器、变压器和储能交流侧开关连接至公共交流母线；
发电系统包括：至少一个发电装置及对应的发电交流侧开关，每个发电装置通过一个发电交流侧开关连接至公共交流母线；
总控制器分别与负载、储能装置、储能变流器、各个发电装置、电网开关、负载开关、储能交流侧开关和各个发电交流侧开关连接，其中，发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置中的任意一种或多种。
在一些可能的实施例中，发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置时，总控制器用于：
获取并网转离网的第一切换指令；
基于第一切换指令，调节风力发电机机组发电功率、光伏设备发电功率和储能系统的运行功率，并结合负载总功率，将储能变流器与负载的公共连接点开关的下口功率调节至公共连接点开关处功率，且调节储能系统电量SOC值在预设SOC范围；
向储能变流器发送模式切换指令，使储能变流器在确定满足第一模式切换条件的情况下进入SVF模式，其中，第一模式切换条件为：公共连接点开关的下口电压在第四预设电压区间，公共连接点开关的电网侧频率在第四预设频率区间，且公共连接点开关的下口功率在预设功率区间；
获取储能变流器进入SVF模式后发送的反馈信息；
根据反馈信息控制公共连接点开关关断；
调节储能系统SOC值至预设SOC范围，并控制储能变流器在满足第二模式切换条件时，由SVF模式切换为离网模式，使负载切换到储能变流器供电回路，其中，第二模式切换条件为：下口电压超出第五预设电压区间，或电网侧频率超出第五预设频率区间，或下口功率的范围在第六预设功率区间，或接收到公共连接点开关的分闸反馈信号。
在一些可能的实施例中，在控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式之后，还包括：
判断是否启动优先供电负载的保电模式；
如果是，则判断储能电池SOC值是否不大于第一预设警告值；
如果是，则断开非优先供电负载与公共交流母线之间连接的负载开关，其中，电力系统中的负载包括：优先供电负载和非优先供电负载；
判断最新储能电池SOC值是否不大于第二预设告警值；
如果是，则断开风力发电装置和光伏发电装置与公共交流母线之间的连接通路。
在一些可能的实施例中，在步骤断开风力发电装置和光伏发电装置与公共交流母线之间的连接通路之后，还包括：
导通燃油发电装置所在的发电支路；
判断燃油发电侧电压范围是否在预设电压范围，且燃油发电侧频率范围是否在预设频率范围；
如果是，则控制储能变流器跟随燃油发电侧的频率与相位；
获取储能变流器完成跟随时反馈的跟随结果，并导通燃油发电装置与公共交流母线之间的连接通路，使负载切换到燃油供电回路；
控制储能变流器退出VF模式。
在一些可能的实施例中，发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置时，总控制器还用于：
获取离网转并网的第二切换指令；
计算风力发电机组发电功率和光伏设备发电功率的功率总和；
计算功率总和与负载总功耗值的差值绝对值；
判断差值绝对值是否不大于第一预设视在功率的绝对值；
如果是，则控制储能变流器启动离网转并网，并在储能变流器在确定满足预设跟随条件时，跟随公共连接点开关的上口电网频率和相位，其中，预设跟随条件为：公共连接点开关处于分闸状态，公共连接点开关的上口电压范围在预设电压范围，公共连接点开关的上口频率在预设频率范围，且储能变流器的视在功率不大于第一预设视在功率的绝对值；
获取储能变流器在跟随结束后反馈的跟随结果，并控制电网开关导通，使负载切换到电网供电回路。
在一些可能的实施例中，在总控制器控制电网开关导通，使负载切换到电网供电回路之后，储能变流器还用于：
判断储能变流器的最新视在功率是否不小于第二预设视在功率，储能变流器检测的瞬间电流是否不小于预设瞬间电流阈值，或获得公共连接点开关的合闸反馈信号；
如果是，则控制储能变流器退出离网模式。
从上述的技术方案可知，本申请公开了一种并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统，该方法包括：接收切换指令；基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压和第一电网侧频率、第一视在功率；判断储能系统SOC值是否大于电池健康电量设定值，且第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；如果是，则控制储能变流器进入软并离网切换SVF模式，储能变流器处于SVF模式时，储能变流器中IGBT的驱动信号由储能变流器的电网侧三相电压确定；获取储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及公共连接点开关下口的第二电网侧电压、第二电网侧频率和第二视在功率；判断公共连接点开关状态是否为分闸状态，或第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；如果是，则控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路。
由此可知，本申请在无需额外增加硬件的情况下，缩短了负载从并网到离网的切换时间。在一些示例中，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，负载从并网到离网的切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换，解决了孤岛屿微网、偏远部落微网、重要负荷保电等储能系统应用场景下负载无感知并离网无缝切换问题，极大地提升了负载侧用户用电感受。
附图说明
为了更清楚地说明本申请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所需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申请的实施例，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，还可以根据公开的附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例公开的一种并离网切换方法流程图；
图2为本申请实施例公开的一种储能系统架构示意图；
图3为本申请实施例公开的一种储能变流器进入SVF模式的原理图；
图4为本申请实施例公开的另一种并离网切换方法流程图；
图5为本申请实施例公开的一种储能变流器的结构示意图；
图6为本申请实施例公开的一种电力系统的结构示意图；
图7为本申请实施例公开的一种电力系统中的通讯框架图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。
本申请公开了一种并离网切换方法、储能变流器、储能系统和电力系统，储能变流器接收到启动并网转离网无缝切换功能的切换指令，基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率，当确定储能系统SOC值大于电池健康电量设定值，第一电网侧电压在第一预设电压区间且第一电网侧频率在第一预设频率区间，且第一视在功率是在第一视在功率预设区间内时，控制储能变流器进入SVF模式，SVF模式为软并离网无缝切换模式。当确定储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态为分闸状态，公共连接点开关下口的第二电网侧电压超出第二预设电压区间，或公共连接点开关下口的第二电网侧频率超出第二预设频率区间，，或公共连接点开关下口的第二视在功率超出第二视在功率预设区间，控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路无缝切换到储能变流器供电回路。
由此可知，本申请在无需额外增加硬件的情况下，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，负载从并网到离网的切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换，解决了孤岛屿微网、偏远部落微网、重要负荷保电等储能系统应用场景下负载无感知并离网无缝切换问题，极大地提升了负载侧用户用电感受。
分闸几百微秒到几个毫秒参见图1，本申请实施例公开的一种并离网切换方法流程图，该方法应用于储能系统中的储能变流器，具体应用于储能变流器的控制器，该方法包括：
步骤S101、接收到启动并网转离网无缝切换功能的切换指令。
需要说明的是，储能变流器执行并离网切换方法的过程，实际上是由储能变流器中的控制器执行并离网切换方法。
参见图2，本申请实施例公开的一种储能系统架构示意图，储能系统包括：储能装置(电池簇)、储能变流器PCS(将直流DC变成交流AC)，变压器T1和各个负载(图2中示出三个负载，分别为负载1、负载2和负载3)。
储能装置通过开关F4与储能变流器PCS连接，储能变流器PCS通过开关F3连接至开关F2和开关F5的公共端，开关F5的另一端分别通过开关F6与负载1连接，通过开关F7与负载2连接，以及通过开关F8与负载3连接，开关F2的通过变压器T1和开关F1与电网Grid连接。
本实施例中，储能变流器PCS内部的控制器接收外部发送的并网转离网的切换指令。
步骤S102、基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率。
参见图2，开关F2为储能变流器与负载的公共连接点(Point of CommonCoupling，PCC)开关。
如图2所示，公开连接点开关上口包括P2点，公共连接点开关下口包括P1点。公共连接点开关下口的第一电网侧电压即为P1点的电压，用U_PCC1表示，公共连接点开关下口的第一电网侧频率即为P1点的频率，用F_PCC1表示,公共连接点开关下口的第一视在功率即为P1点的视在功率，用P_PCC1表示。
步骤S103、判断储能系统SOC值是否大于电池健康电量设定值，第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内,如果是，则执行步骤S104。
需要说明的是，当储能系统SOC值大于电池健康电量设定值时，说明此时储能系统的电量充足，可以给负载进行供电；当储能系统SOC值小于电池健康电量设定值时，说明此时储能系统的电量偏低，不宜给负载进行供电。第一电网侧电压在第一预设电压区间，且第一电网侧频率在第一预设频率区间时，说明电网运行正常，可以对负载进行并网离网切换。当第一电网侧电压不在第一预设电压区间，且第一电网侧频率不在第一预设频率区间时，说明电网运行不正常，此时不宜对负载进行并网离网切换。第一视在功率在第一视在功率预设区间时，说明公共连接点开关下口的负载功率接近平衡，此时对负载与电网之间的公共点连接点开关进行关断时，公共点连接点开关可以正常进行关断。若第一视在功率不在第一视在功率预设区间，对负载与电网之间的公共点连接点开关进行关断，公共点连接点开关可能无法正常断开。
假设电池健康电量设定值用H_set表示，第一预设电压区间为[u1，u2]，第一预设频率区间为[f1，f2]，第一视在功率预设区间为[p1，p2]，则当储能系统SOC值＞H_set，U_PCC1∈[u1，u2]，且F_PCC1∈[f1，f2]，且P_PCC1∈[p1，p2]时,控制储能系统进入SVF模式。
步骤S104、控制储能变流器进入SVF模式。
其中，SVF模式为本申请的自定义模式，表示软并离网无缝切换模式,储能变流器在所述SVF模式时，储能变流器中IGBT的驱动信号由储能变流器的电网侧三相电压确定。
步骤S105、获取储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及所述公共连接点开关下口的第二电网侧电压、第二电网侧频率和第二视在功率。
本实施例中，储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态，可以依据负载与储能系统公共电网侧开关分合闸反馈信号确定。
步骤S106、判断公共连接点开关状态是否为分闸状态，或第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间，如果是，则执行步骤S107。
需要说明的是，为了负载和电网的运行安全，负载必须先从电网供电回路断开后，才能连接储能变流器供电回路。公共连接点开关状态为分闸状态时，说明此时负载已经和电网断开连接，即负载从电网供电回路断开。公共连接点开关状态通常反馈较慢，而电网侧电压、电网侧频率、视在功率的获得速度通常较快，尤其是当负载与电网公共连接点开关分闸时，开关下口的电压、频率、功率会发生扰动，在实际的应用中，可以通过电网侧电压、电网侧频率、视在功率判断负载是否从电网供电回路断开。具体地，若第二电网侧电压超出第二预设电压区间，或第二电网侧频率超出第二预设频率区间，或第二视在功率超出第二视在功率预设区间中任意一个条件满足时，均可以判断负载从电网供电回路断开。
其中，第二电网侧电压可以用U_PCC2，第二电网侧频率可以用F_PCC2，第二视在功率可以用P_PCC2表示，本实施例在确定公共连接点开关状态为分闸状态，或U_PCC2超出第二预设电压区间[u3，u4]，或F_PCC2超出第二预设频率区间[f3，f4]，或P_PCC2超出第二视在功率预设区间[p1，p2]时，控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式。
步骤S107、控制所述储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路无缝切换到储能变流器供电回路。
其中，离网模式也即VF模式。当负载已经从电网供电回路断开后，此时可以将负载连接至储能变流器供电回路，实现负载由电网供电回路无缝切换到储能变流器供电回路。
本实施例中，储能变流器由SVF模式切换为离网模式的完成时间，即负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路的时间，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，因此，储能变流器由SVF模式切换为离网模式的切换时间在几百微秒到几个毫秒之间，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换。
综上可知，本申请公开了一种并离网切换方法，储能变流器接收到启动并网转离网无缝切换功能的切换指令，基于切换指令获取储能系统SOC值以及储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率，当确定储能系统SOC值大于电池健康电量设定值，第一电网侧电压在第一预设电压区间且第一电网侧频率在第一预设频率区间，且第一视在功率是在第一视在功率预设区间内时，控制储能变流器进入SVF模式，SVF模式为软并离网无缝切换模式。当确定储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态为分闸状态，公共连接点开关下口的第二电网侧电压超出第二预设电压区间，或公共连接点开关下口的第二电网侧频率超出第二预设频率区间，，或公共连接点开关下口的第二视在功率超出第二视在功率预设区间，控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路无缝切换到储能变流器供电回路。
由此可知，本申请在无需额外增加硬件的情况下，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，负载从并网到离网的切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换，解决了孤岛屿微网、偏远部落微网、重要负荷保电等储能系统应用场景下负载无感知并离网无缝切换问题，极大地提升了负载侧用户用电感受。
分闸几百微秒到几个毫秒为进一步优化上述实施例，参见图3，本申请实施例公开的一种储能变流器进入SVF模式的原理图，具体如下：
(1)储能变流器(下文统称为PCS)的控制器，获取PCS的电网侧三相电压UA，UB，UC。
(2)对PCS的电网侧三相电压UA，UB，UC采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量Ud_pcs和q轴电压分量Uq_pcs。
本实施例中，执行克拉克变换的是克拉克变换器，位于PCS控制器上。
(3)对d轴电压分量Ud_pcs进行处理得到d轴电压Ud。
具体的，将所述d轴电压分量Ud_pcs与电压补偿量Ud_Current作差得到d轴电压修正量Ud_Current_Ref，其中，所述电压补偿量Ud_Current为储能变流器交流侧电感电流的d轴电流变化量Id_Current与补偿系数K的乘积，PCS交流侧电感上的三相电流IA、IB、IC发生变化，对应的Id和Iq也会发生变化，本申请将d轴电流变化量用Id_Current来表示。
将所述d轴电压修正量Ud_Current_Ref与所述d轴电压分量Ud_pcs作差的结果输入到第一PI调节器，得到d轴电压调节量Ud’(Ud_pcs的电压调节量)。
将所述d轴电压调节量Ud’与所述d轴电压修正量Ud_Current_Ref相加，得到所述d轴电压Ud。
针对电压补偿量Ud_Current说明如下：
电网侧电压波动会引起储能变流器(PCS)交流侧电感(PCS内部的部件)的三相电流变化，将三相电流经过克拉克变换获得电感电流Id和Iq，储能变流器交流侧电感电流的d轴电流变化量Id_Current*补偿系数K获得Ud_Current。Ud_Current在PCS运行SVF模式和电网共存期间，用于补偿调节，使得共存的更稳定。
(4)对q轴电压分量Uq_pcs进行处理得到q轴电压Uq。
具体的，将所述q轴电压分量Uq_pcs与q轴电压给定量Uq_Current_Ref(将Uq_Current_Ref的取值设为0)作差的结果输入到第二PI调节器，得到所述q轴电压Uq。
(5)将d轴电压Ud和q轴电压Uq进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和所述储能变流器电网侧三相电压锁相频率值F_PLF_Current，得到所述储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号。
其中，执行克拉克反向变换的是克拉克反向变换器，位于PCS控制器上。
(6)将所述三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使所述储能变流器进入所述SVF模式。
需要说明的是，图3示出的SVF模式的原理图是时时刻刻执行的，从而可以实现在电网未掉电的情况下，PCS与电网共存。需要明确的是，PCS如果是VF模式(即离网模式)，在VF模式下，PCS+储能装置组成的系统就相当于是一个电压源，而电网也是一个电压源，两个电压源是没有办法长时可靠共存的。因此，如果仅仅是PCS运行VF模式作为电压源给负载供电，则前提是电网公共连接点开关断开或电网侧失电，，然后PCS运行VF模式给负载供电，或者说PCS与负载组成一个微网，该微网没有电网，则PCS可以运行VF模式，然后给负载供电。因此，直接的VF模式，是无法做到并离网无缝切换的。
本申请中，PCS通过判断PCS进入离网模式后PCS与负载公共连接点开关上口的电网侧电压和电网侧频率是否发生变化来确定电网是否来电。
因此，为进一步优化上述实施例，参见图4，本申请实施例公开的另一种并离网切换方法流程图，该方法应用于储能系统中的储能变流器，在图1所示实施例的基础上，在步骤S107之后，还可以包括：
步骤S108、获取储能变流器进入离网模式后公共连接点开关上口(P2点)的第三电网侧电压和第三电网侧频率；
步骤S109、判断所述第三电网侧电压是否在第三预设电压区间，且所述第三电网侧频率是否在第三预设频率区间，如果是，则执行步骤S110；
步骤S110、确定所述储能变流器完成电网电压频率和相位跟随；
步骤S111、控制储能变流器与负载的公共连接点开关合闸，使所述负载无缝切换到电网供电回路；
步骤S112、控制储能变流器退出VF模式。
其中，在控制储能变流器退出VF模式后，储能变流器可以进入PQ模式(即并网模式)或待机模式或停机模式，储能变流器具体进入哪种模式，依据实际需要而定，本申请在此不做限定。
与上述方法实施例相对应，本申请还公开了一种储能变流器。
参见图5，本申请实施例公开的一种储能变流器的结构示意图，储能变流器包括：
指令接收单元201，用于接收到启动并网转离网无缝切换功能的切换指令。
需要说明的是，储能变流器执行并离网切换方法的过程，实际上是由储能变流器中的控制器执行并离网切换方法。
第一获取单元202，用于基于所述切换指令获取储能系统SOC值以及所述储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率。
第一判断单元203，用于判断所述储能系统SOC值是否在大于电池健康电量设定值，且所述第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且所述第一电网侧频率是否在预设频率区间，且所述第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内。
第一模式切换单元204，用于在所述第一判断单元203判断为是的情况下，控制所述储能变流器进入SVF模式，其中，所述SVF模式为软并离网无缝切换模式。
其中，SVF模式本申请的自定义模式，表示软并离网无缝切换模式。
第二获取单元205，用于获取所述储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及所述公共连接点开关下口的第二电网侧电压、第二电网侧频率和第二视在功率。
本实施例中，储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态，可以依据负载与储能系统公共电网侧开关分合闸反馈信号确定。
第二判断单元206，用于判断所述公共连接点开关状态是否为分闸状态，或所述第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或所述第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间。
分闸第二模式切换单元207，用于在所述第二判断单元206判断为是的情况下，控制所述储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使所述负载无缝切换到储能变流器供电回路。
其中，离网模式也即VF模式。
本实施例中，储能变流器由SVF模式切换为离网模式的完成时间，即负载有电网供电回路切换到储能变流器供电回路的时间，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，因此，储能变流器由SVF模式切换为离网模式的切换时间在几十微妙到几百微妙之间，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换。
综上可知，本申请公开了一种储能变流器，控制储能变流器进入SVF模式，SVF模式为软并离网无缝切换模式，并分闸控制储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使负载由电网供电回路无缝切换到储能变流器供电回路。本申请在无需额外增加硬件的情况下，因储能变流器中IGBT模块的开关频率一般为几KHz到几十KHz，切换时间可以缩短到几百微秒到几个毫秒，所以负载完全无感知，能够继续稳定、可靠运行，从而实现了负载的并离网无缝切换，解决了孤岛屿微网、偏远部落微网、重要负荷保电等储能系统应用场景下负载无感知并离网无缝切换问题，极大地提升了用户用电感受。
为进一步优化上述实施例，第一模式切换单元204包括：
电压获取子单元，用于获取所述储能变流器的电网侧三相电压；
变换子单元，用于对所述电网侧三相电压采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量和q轴电压分量；
第一修正子单元，用于对所述d轴电压分量进行处理得到d轴电压；
第二修正子单元，用于对所述q轴电压分量进行处理得到q轴电压；
反变换子单元，用于将所述d轴电压和所述q轴电压进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和所述储能变流器电网侧三相电压锁相频率值，得到所述储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号；
调整子单元，用于将所述三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使所述储能变流器进入所述SVF模式。
本实施例中，第一修正子单元具体用于：
将所述d轴电压分量Ud_pcs与电压补偿量Ud_Current作差得到d轴电压修正量Ud_Current_Ref，其中，所述电压补偿量Ud_Current为储能变流器交流侧电感电流的d轴电流变化量Id_Current与补偿系数K的乘积，PCS交流侧电感上的三相电流IA、IB、IC发生变化，对应的Id和Iq也会发生变化，本申请将d轴电流变化量用Id_Current来表示。
将所述d轴电压修正量Ud_Current_Ref与所述d轴电压分量Ud_pcs作差的结果输入到第一PI调节器，得到d轴电压调节量Ud’(Ud_pcs的电压调节量)。
将所述d轴电压调节量Ud’与所述d轴电压修正量Ud_Current_Ref相加，得到所述d轴电压Ud。
第二修正子单元具体用于：
将所述q轴电压分量Uq_pcs与q轴电压给定量Uq_Current_Ref(将Uq_Current_Ref的取值设为0)作差的结果输入到第二PI调节器，得到所述q轴电压Uq。
需要说明的是，第一模式切换单元204中各组成部分的具体工作原理，请参见方法实施例对应部分，此处不再赘述。
本申请还公开了一种储能系统，详见图2，该储能系统包括：上述实施例中的储能变流器。
与上述实施例相对应，本申请还公开了一种电力系统。
参见图6，本申请实施例公开的一种电力系统的结构示意图，电力系统包括：电网Grid、发电系统11、负载、公共交流母线12、总控制器(图6中未示出)、电网开关F1、负载开关、储能交流侧开关F4以及上述实施例中的储能系统13。
所述电网Grid通过所述电网开关F1连接至所述公共交流母线12。
所述负载通过所述负载开关连接至所述公共交流母线12。
在实际应用中，可以根据负载对供电需求的不同，将负载分为优先供电负载(即重要负载)和非优先供电负载(即一般负载)，优先供电负载可用图6中的负载1表示，对应的负载开关为F5，负载1通过开关F10、变压器T2和负载开关F5连接至公共交流母线12。非优先供电负载可用图6中的负载2表示，对应的负载开关为F6，负载2通过开关F9、变压器T3和负载开关F6连接至公共交流母线12。
储能系统13包括：储能装置(可以为电池簇)、储能变流器PCS和变压器T1，所述储能装置依次通过所述储能变流器PCS、所述变压器T1和所述储能交流侧开关F4连接至所述公共交流母线12。
在实际应用中，在储能装置和储能变流器PCS之间连接有开关F12，在储能变流器PCS和变压器T1之间连接有开关F11。
发电系统11包括：至少一个发电装置及对应的发电交流侧开关，每个所述发电装置通过一个所述发电交流侧开关连接至所述公共交流母线。
本实施例中，发电装置包括但不限于风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置中的任意一种或多种，燃油发电装置可以为柴油发电装置或汽油发电装置，发电系统还可以包括其它发电装置，具体依据实际需要而定，本申请在此不做限定。
如图6所示，风力发电装置通过交流侧开关F2连接至公共交流母线12，光伏发电装置通过交流侧开关F3连接至公共交流母线12，燃油发电装置通过交流侧开关F7连接至公共交流母线12，其他发电装置通过交流侧开关F8连接至公共交流母线12。
所述总控制器分别与所述负载、所述储能装置、所述储能变流器、各个所述发电装置、所述电网开关、所述负载开关、所述储能交流侧开关和各个所述发电交流侧开关连接，用于对总控制器连接的各个设备进行控制。
为便于说明，参见图7，本申请实施例公开的一种电力系统中的通讯框架图，本申请将由总控制器21控制的所有开关定义为开关子系统22。其他与总控制器存在通信的各个装置中都设置有具备通信功能的控制器，其他各个装置分别定义为：储能变流器通信子系统23、电池管理子系统24、风力发电机组子系统25、光伏发电子系统26、负载监测子系统27和燃油发电子系统28，总控制器21调用各个子系统，各个子系统在调用各自对应的设备。
具体的，总控制器21：负责整个系统的总控制，与各个子系统进行交互，通过发送指令给各个子系统进行控制。
开关子系统22：负责控制系统所有远程可控的开关，除了和总控通讯系统通讯以外，还能与储能变流器通讯系统进行通讯，目的是部分重要开关的分合闸指令能够快速与储能变流器通讯系统进行交互，以便更好的完成计划性并离网切换功能。
电池管理子系统24：储能变流器直流侧的电池系统，主要负责电池的管理，除了和总控通讯系统通讯以外，还与储能变流器通讯系统有通讯，主要用于电池急停信号的硬节点反馈，提高储能变流器对电池的保护速度。
风力发电机组子系统25：负责风力发电机组的控制，与总控制通讯系统交互，接收总控指令并执行。
光伏发电子系统26：负责光伏发电设备的控制，与总控制通讯系统交互，接收总控指令并执行。
负载监测子系统27：负责对负载用电负荷的实时监测，将数据发送给总控制通讯系统，用于总控的风机发电、光伏发电、储能充放电、柴油/燃气发电的综合控制。
燃油发电子系统28：负责柴油/燃气发电设备的控制，与总控制通讯系统交互，接收总控指令并执行。
电力系统的组合形式如下：
组合1、电网+储能系统+负载，当电网掉电或者故障触发电网侧断路器分闸时，储能变流器具备并离网无缝切换功能，由电网供电切换成储能系统供电，对负载来说无感知。同时支持计划性并离网切换功能，即按照计划进行并离网切换。计划性并离网主要是按照运行策略在需要的时候主动性发起并离网切换，如电网侧线路检修需要停电，黄金时段用电价格高等，被动并离网切换，主要是电网故障时刻保障负载用电以及保障重要负荷无间断用电。本申请提供的控制方法，可以让负载侧用户无感知，极大提升了用电感受，系统策略具有友好性。
组合2、电网+风电机组系统+光伏发电系统+储能系统+负载，可以节省电网能量，使用风电和光伏的能量给负载供电或同时给储能系统充电，具有经济性可选功能。
组合3、电网+储能系统+负载+燃油发电系统，可以在特殊时刻增加给负载供电的续航能力，在风电机组和光伏发电系统不具备发电条件时，可以使用电网能量或燃油/燃气系统给储能充电，具有经济性可选功能。
组合4、风电机组系统+光伏发电系统+储能系统+负载+燃油发电系统，可以在PCS离网模式下当风力发电、光伏发电无法继续出力，PCS直流侧电池SOC电量将要耗尽，无法长时给负载供电时，可以启动柴油/燃气供电系统，PCS进行离网转并网，将负载切换到柴油/燃气供电回路(柴油/燃气设备启动后，也是一个电压源，PCS的VF模式无法和柴油/燃气共存，因此PCS需要VF转PQ模式(即并网模式)，将负载切到柴油/燃气的供电回路)，离网模式丰富、友好，从整个系统的离网渐进到储能+负载的离网，再到燃油+负载的离网无缝切换，整个过程随着发电设备条件不具备渐进式的执行控制策略。
一、针对电力系统并网转离网的执行逻辑
本申请中当发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置时，总控制器用于：
(1)获取并网转离网的第一切换指令。
(2)基于所述第一切换指令，调节风力发电机机组发电功率、光伏设备发电功率和所述储能系统的运行功率，并结合负载总功率，将所述储能变流器与所述负载的公共连接点开关PCC开关的下口功率调节至所述公共连接点开关处功率P_PCC，且调节储能系统SOC值在预设SOC范围[SOC1，SOC2]。其中，P_PCC指的是PCC处的功率。
PCC开关下口的电压、频率可以是PCC开关下口处，公共交流母线任意一点的电压(并联电压是相等的)，也可以是PCS交流侧变压器的低压侧；公共交流母线一般是高压，对应的[p1，p2]是高压值的范围；PCS交流侧是低压，对应的[p1，p2]是低压值的范围。
(3)向所述储能变流器发送模式切换指令，使所述储能变流器在确定满足第一模式切换条件的情况下进入SVF模式，其中，所述第一模式切换条件为：所述公共连接点开关的下口电压在第四预设电压区间，所述公共连接点开关的电网侧频率在第四预设频率区间，且所述公共连接点开关的下口功率在预设功率区间。
总控制器向储能变流器发送模式切换指令，储能变流器在确定PCC开关下口的电压在[u1，u2]，公共连接点开关的电网侧频率F_PCC范围在[f1，f2]，且公共连接点开关的下口功率在[p1，p2]，则储能变流器进入SVF模式，并向总控制器发送反馈信息。
(4)获取所述储能变流器进入所述SVF模式后发送的反馈信息。
(5)根据所述反馈信息控制所述公共连接点开关关断。
(6)执行最大化负载均衡控制，使所述储能系统SOC值在所述预设SOC范围，并控制所述储能变流器在满足第二模式切换条件时，由SVF模式切换为离网模式，使所述负载无缝切换到储能变流器供电回路，其中，所述第二模式切换条件为：所述下口电压超出第五预设电压区间，或所述电网侧频率超出第五预设频率区间，所述下口功率P_PCC的范围在第六预设功率区间，或接收到所述公共连接点开关的分闸反馈信号。
公共连接点开关的分合闸反馈信号，反馈路径是：公共连接点开关→开关控制系统→PCS控制系统，可以是公共连接点开关→总控制系统→PCS控制系统(储能变流器控制通讯系统)，两路可以冗余设计，PCS以最先获取到公共连接点开关的分合闸反馈进行相应动作。
为进一步优化上述实施例，在步骤(6)之后，总控制器还可以用于：
(7)判断是否启动优先供电负载的保电模式。
(8)如果是，则判断储能电池SOC值是否不大于第一预设警告值。
第一预设警告值可以用H_important表示，H_important是一个预设参数，低于这个参数代表发电设备无法满足负载功率要求，PCS给负载供电了，则电池SOC(电池电量)持续下降，到了一个界限，需要将非优先供电负载切出，确保优先供电负载用电时间更长。
(9)如果是，则断开非优先供电负载与所述公共交流母线之间连接的所述负载开关，其中，电力系统中的所述负载包括：所述优先供电负载和所述非优先供电负载。
(10)判断最新储能电池SOC值是否不大于第二预设告警值。
第二预设告警值可以用H_alarm表示，电池SOC≤H_alarm是指电池电量低于一个警告值，代表PCS储能系统即将无法继续为负载供电了。(因此需要启动柴油/燃气发电系统来续航，PCS需要完成将负载切换到柴油/燃气供电回路，类似于将负载切换到电网回路一样，电网是一个电压源，PCS运行VF模式是一个电压源，柴油/燃气供电系统是个电压源)
(11)如果是，则断开风力发电装置和光伏发电装置与公共交流母线之间的连接通路。
为进一步优化上述实施例，在步骤(11)之后，总控制器还可以用于：
(12)导通所述燃油发电装置所在的发电支路。
总控制器通过控制交流侧开关F7导通，来导通燃油发电装置所在的发电支路。
(13)判断燃油发电侧电压范围是否在预设电压范围[u1，u2]，且燃油发电侧频率范围是否在预设频率范围[f1，f2]。
(14)如果是，则控制所述储能变流器跟随燃油发电侧的频率与相位。
(15)获取所述储能变流器完成跟随时反馈的跟随结果，并导通所述燃油发电装置与所述公共交流母线之间的连接通路，使所述负载无缝切换到燃油供电回路。
(16)控制储能变流器退出VF模式。
储能变流器退出VF模式后，可以切换为PQ模式(并网模式)或停机或待机，具体依据实际需要而定，本申请在此不做限定。
二、针对电力系统离网转并网的执行逻辑
本申请中当发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置时，总控制器还可用于：
(21)获取离网转并网的第二切换指令。
(22)计算风力发电机组发电功率和光伏设备发电功率的功率总和。
(23)计算所述功率总和与负载总功耗值的差值绝对值。
(24)判断所述差值绝对值是否不大于第一预设视在功率的绝对值。
风力发电机组发电功率和光伏设备发电功率的功率总和与负载总功耗值的差值绝对值的表示为：|P_balance|，第一预设视在功率的绝对值用|P_pcs_va_flag1|，具体取值依据实际需要而定，本申请在此不做限定。
本实施例判断|P_balance|≤|P_pcs_va_flag1|是否成立，如果不成立，则返回步骤(22)。
(25)如果是，则控制所述储能变流器启动离网转并网，并在所述储能变流器在确定满足预设跟随条件时，跟随所述公共连接点开关的上口电网频率和相位，其中，所述预设跟随条件为：所述公共连接点开关处于分闸状态，所述公共连接点开关的上口电压范围在预设电压范围，所述公共连接点开关的上口频率在预设频率范围，且储能变流器的视在功率不大于第一预设视在功率的绝对值。
假设储能变流器的视在功率用P_pcs_va表示，则P_pcs_va≤|P_pcs_va_flag1|是指PCS的视在功率小于等于|P_pcs_va_flag1|的情况。如果总控启动离网转并网，说明系统目前处于离网运行模式，即PCS执行VF模式了(离网运行模式)，即储能系统作为电压源，PCS无法自身控制功率，功率由负载确定，负载功率加大，PCS的功率就加大，负载功率减小了，PCS的功率就减小了，为了确保总控系统已经将其它发电设备的功率加和值调节到接近负载功率，尽可能使得发电设备与负载功率相匹配，PCS仅作为电压源，因此设定一个合理的PCS的视在功率预设参数，P_pcs_va≤|P_pcs_va_flag1|。
(26)获取所述储能变流器在跟随结束后反馈的跟随结果，并控制所述电网开关导通，使所述负载无缝切换到电网供电回路。
为进一步优化上述实施例，在步骤(26)之后，总控制器还可以用于：
(27)判断储能变流器的最新视在功率是否不小于第二预设视在功率，所述储能变流器检测的瞬间电流是否不小于预设瞬间电流阈值，或获得所述公共连接点开关的合闸反馈信号。
假设，储能变流器的最新视在功率仍用P_pcs_va表示，第二预设视在功率用P_pcs_va_flag2表示，则P_pcs_va≥P_pcs_va_flag2是指PCS的视在功率大于等于第二预设视在功率，第二预设视在功率的用户与第一预设视在功率的用户不同。公共连接点开关合闸后，合闸反馈信号可能会置后，但合闸会造成PCS的视在功率抖动以及电流瞬间增大，因此可以把功率抖动和电流突升也作为判断条件。第二预设视在功率一般比第一预设视在功率大几倍。
I_pcs_current≥I_pcs_flag1是指PCS检测到瞬时电流大于等于预设瞬间电流阈值。
(28)如果是，则控制储能变流器退出离网模式。
储能变流器退出离网模式后，会切换为PQ模式(并网模式)，或停机或待机，具体依据实际需要而定，本申请在此不做限定。
现有储能系统实现并离网切换功能需要通过STS开关、晶闸管等切换装置实现，且切换时间一般在几十毫秒，既增加了并离网切换成本，又增加了因切换时间长而导致设备故障率高的问题，负载侧用户体验不友好。本申请中的储能变流器具有软并离网无缝切换功能，在现有的储能系统下不改变系统架构，利用储能变流器自身潜质特性通过本申请提供的控制方法可实现并离网无缝切换，切换时间从几十毫秒缩短到几百微秒到几个毫秒，让负载无感知，极大地提高了负载侧用户用电感受。
储能系统设计完成后电池容量为定量，则续航时间一定，储能系统无法长时为负载供电或无法长时为重要负荷进行保电。本申请提出的电力系统结合本申请提出的具有软并离网无缝切换功能的储能变流器应用到系统中，既保持了常规的风电、光伏发电系统的原本功能，又提供了负载并离网无缝切换的功能，使得系统能够经济性的在微电网下为负载供电，能够在经济性场景下将多余的电存到储能系统，能够脱离电网为负载保电，且风力发电机组、光伏发电设备无法提供能量时储能系统电池电量耗尽下可以进一步无缝切换到柴油/燃气发电系统持续为重要负载续航，提高了保电能力，渐进式保电策略极大的提升了负载侧用户用电感受。
最后，还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，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，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本申请。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申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请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)
1.一种并离网切换方法，其特征在于，应用于储能系统中的储能变流器，所述方法包括：
接收切换指令；
基于所述切换指令获取储能系统SOC值以及所述储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压和第一电网侧频率、第一视在功率；
判断所述储能系统SOC值是否大于电池健康电量设定值，且所述第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且所述第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且所述第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；
如果是，则控制所述储能变流器进入软并离网切换SVF模式，所述储能变流器处于所述SVF模式时，所述储能变流器中IGBT的驱动信号由所述储能变流器的电网侧三相电压确定；
获取所述储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及所述公共连接点开关下口的第二电网侧电压、第二电网侧频率和第二视在功率；
判断所述公共连接点开关状态是否为分闸状态，或所述第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或所述第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或所述第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；
如果是，则控制所述储能变流器由所述SVF模式切换为离网模式，使所述负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述控制所述储能变流器进入SVF模式，包括：
获取所述储能变流器的电网侧三相电压；
对所述电网侧三相电压采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量和q轴电压分量；
对所述d轴电压分量进行处理得到d轴电压；
对所述q轴电压分量进行处理得到q轴电压；
将所述d轴电压和所述q轴电压进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和所述储能变流器电网侧三相电压锁相频率值，得到所述储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号；
将所述三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使所述储能变流器进入所述SVF模式。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述对所述d轴电压分量进行处理得到d轴电压，包括：
将所述d轴电压分量与电压补偿量作差得到d轴电压修正量，其中，所述电压补偿量为所述储能变流器交流侧电感电流的d轴电流变化量与补偿系数的乘积；
将所述d轴电压修正量与所述d轴电压分量作差的结果输入到第一PI调节器，得到d轴电压调节量；
将所述d轴电压调节量与所述d轴电压修正量相加，得到所述d轴电压。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述对所述q轴电压分量进行处理得到q轴电压，包括：
将所述q轴电压分量与q轴电压给定量作差的结果输入到第二PI调节器，得到所述q轴电压，其中，所述q轴电压给定量的取值为0。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在控制所述储能变流器由所述SVF模式切换为离网模式，使所述负载由电网供电回路切换到储能变流器供电回路之后，还包括：
获取所述储能变流器进入所述离网模式后所述公共连接点开关上口的第三电网侧电压和第三电网侧频率；
判断所述第三电网侧电压是否在第三预设电压区间，且所述第三电网侧频率是否在第三预设频率区间；
如果是，则确定所述储能变流器完成电网电压频率和相位跟随；
控制所述储能变流器与负载的公共连接点开关合闸，使所述负载切换到电网供电回路；
控制所述储能变流器退出所述SVF模式。
6.一种储能变流器，其特征在于，包括：
指令接收单元，用于接收切换指令；
第一获取单元，用于基于所述切换指令获取储能系统SOC值以及所述储能变流器与负载的公共连接点开关下口的第一电网侧电压、第一电网侧频率、第一视在功率；
第一判断单元，用于判断所述储能系统SOC值是否在大于电池健康电量设定值，且所述第一电网侧电压是否在第一预设电压区间，且所述第一电网侧频率是否在第一预设频率区间，且所述第一视在功率是否在第一视在功率预设区间内；
第一模式切换单元，用于在所述第一判断单元判断为是的情况下，控制所述储能变流器进入软并离网切换SVF模式，所述储能变流器处于所述SVF模式时，所述储能变流器中IGBT的驱动信号由所述储能变流器的电网侧三相电压确定；
第二获取单元，用于获取所述储能变流器进入SVF模式后公共连接点开关状态以及所述公共连接点开关下口的第二电网侧电压和第二电网侧频率和第二视在功率；
第二判断单元，用于判断所述公共连接点开关状态是否为分闸状态，或所述第二电网侧电压是否超出第二预设电压区间，或所述第二电网侧频率是否超出第二预设频率区间，或所述第二视在功率是否超出第二视在功率预设区间；
第二模式切换单元，用于在所述第二判断单元判断为是的情况下，控制所述储能变流器由SVF模式切换为离网模式，使所述负载切换到储能变流器供电回路。
7.根据权利要求6所述的储能变流器，其特征在于，所述第一模式切换单元包括：
电压获取子单元，用于获取所述储能变流器的电网侧三相电压；
变换子单元，用于对所述电网侧三相电压采用克拉克变换，得到直角坐标系中的d轴电压分量和q轴电压分量；
第一修正子单元，用于对所述d轴电压分量进行处理得到d轴电压；
第二修正子单元，用于对所述q轴电压分量进行处理得到q轴电压；
反变换子单元，用于将所述d轴电压和所述q轴电压进行克拉克反向变换，并基于克拉克反向变换结果和所述储能变流器电网侧三相电压锁相频率值，得到所述储能变流器的IGBT交流侧管脚的三相电压驱动信号；
调整子单元，用于将所述三相电压驱动信号输入到IGBT驱动器进行IGBT调制，使所述储能变流器进入所述SVF模式。
8.一种储能系统，其特征在于，包括：权利要求6或7所述的储能变流器。
9.一种电力系统，其特征在于，包括：电网、发电系统、负载、公共交流母线、总控制器、电网开关、负载开关、储能交流侧开关以及所述权利要求8所述的储能系统；
所述电网通过所述电网开关连接至所述公共交流母线；
所述负载通过所述负载开关连接至所述公共交流母线；
所述储能系统包括：储能装置、储能变流器和变压器，所述储能装置依次通过所述储能变流器、所述变压器和所述储能交流侧开关连接至所述公共交流母线；
所述发电系统包括：至少一个发电装置及对应的发电交流侧开关，每个所述发电装置通过一个所述发电交流侧开关连接至所述公共交流母线；
所述总控制器分别与所述负载、所述储能装置、所述储能变流器、各个所述发电装置、所述电网开关、所述负载开关、所述储能交流侧开关和各个所述发电交流侧开关连接，其中，所述发电装置包括：风力发电装置、光伏发电装置和燃油发电装置中的任意一种或多种。
10.根据权利要求9所述的电力系统，其特征在于，所述发电装置包括：所述风力发电装置、所述光伏发电装置和所述燃油发电装置时，所述总控制器用于：
获取并网转离网的第一切换指令；
基于所述第一切换指令，调节风力发电机机组发电功率、光伏设备发电功率和所述储能系统的运行功率，并结合负载总功率，将所述储能变流器与所述负载的公共连接点开关的下口功率调节至所述公共连接点开关处功率，且调节储能系统电量SOC值在预设SOC范围；
向所述储能变流器发送模式切换指令，使所述储能变流器在确定满足第一模式切换条件的情况下进入SVF模式，其中，所述第一模式切换条件为：所述公共连接点开关的下口电压在第四预设电压区间，所述公共连接点开关的电网侧频率在第四预设频率区间，且所述公共连接点开关的下口功率在预设功率区间；
获取所述储能变流器进入所述SVF模式后发送的反馈信息；
根据所述反馈信息控制所述公共连接点开关关断；
调节所述储能系统SOC值至所述预设SOC范围，并控制所述储能变流器在满足第二模式切换条件时，由SVF模式切换为离网模式，使所述负载切换到储能变流器供电回路，其中，所述第二模式切换条件为：所述下口电压超出第五预设电压区间，或所述电网侧频率超出第五预设频率区间，或所述下口功率的范围在第六预设功率区间，或接收到所述公共连接点开关的分闸反馈信号。
11.根据权利要求10所述的电力系统，其特征在于，在控制所述储能变流器由SVF模式切换为离网模式之后，还包括：
判断是否启动优先供电负载的保电模式；
如果是，则判断储能电池SOC值是否不大于第一预设警告值；
如果是，则断开非优先供电负载与所述公共交流母线之间连接的所述负载开关，其中，电力系统中的所述负载包括：所述优先供电负载和所述非优先供电负载；
判断最新储能电池SOC值是否不大于第二预设告警值；
如果是，则断开所述风力发电装置和所述光伏发电装置与所述公共交流母线之间的连接通路。
12.根据权利要求11所述的电力系统，其特征在于，在步骤断开所述风力发电装置和所述光伏发电装置与所述公共交流母线之间的连接通路之后，还包括：
导通所述燃油发电装置所在的发电支路；
判断燃油发电侧电压范围是否在预设电压范围，且燃油发电侧频率范围是否在预设频率范围；
如果是，则控制所述储能变流器跟随燃油发电侧的频率与相位；
获取所述储能变流器完成跟随时反馈的跟随结果，并导通所述燃油发电装置与所述公共交流母线之间的连接通路，使所述负载切换到燃油供电回路；
控制所述储能变流器退出所述VF模式。
13.根据权利要求9所述的电力系统，其特征在于，所述发电装置包括：所述风力发电装置、所述光伏发电装置和所述燃油发电装置时，所述总控制器还用于：
获取离网转并网的第二切换指令；
计算风力发电机组发电功率和光伏设备发电功率的功率总和；
计算所述功率总和与负载总功耗值的差值绝对值；
判断所述差值绝对值是否不大于第一预设视在功率的绝对值；
如果是，则控制所述储能变流器启动离网转并网，并在所述储能变流器在确定满足预设跟随条件时，跟随所述公共连接点开关的上口电网频率和相位，其中，所述预设跟随条件为：所述公共连接点开关处于分闸状态，所述公共连接点开关的上口电压范围在预设电压范围，所述公共连接点开关的上口频率在预设频率范围，且所述储能变流器的视在功率不大于所述第一预设视在功率的绝对值；
获取所述储能变流器在跟随结束后反馈的跟随结果，并控制所述电网开关导通，使所述负载切换到电网供电回路。
14.根据权利要求13所述的电力系统，其特征在于，在所述总控制器控制所述电网开关导通，使所述负载切换到电网供电回路之后，所述储能变流器还用于：
判断所述储能变流器的最新视在功率是否不小于第二预设视在功率，所述储能变流器检测的瞬间电流是否不小于预设瞬间电流阈值，或获得所述公共连接点开关的合闸反馈信号；
如果是，则控制所述储能变流器退出离网模式。
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