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CN111817338B - 一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统 - Google Patents

一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统 Download PDF

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CN111817338B CN202010476396.2A CN202010476396A CN111817338B CN 111817338 B CN111817338 B CN 111817338B CN 202010476396 A CN202010476396 A CN 202010476396A CN 111817338 B CN111817338 B CN 111817338B
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Abstract

本发明提供一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统，包括：当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，储能系统基于在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电，本发明的实施避免了在储能系统自启动环节因储能系统输出电压幅值和增速变化过快导致的变压器产生励磁涌流现象，减少了储能系统自启动的时间，从而更快实现黑启动为系统供电。

Description

一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统
技术领域
本发明属于新能源电站黑启动技术领域，具体涉及一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统。
背景技术
随着现代社会对电力供应的依存度越来越高，大停电造成的后果日趋严重，如何使系统能够在大停电后快速恢复即实现黑启动，成为现代电力系统安全运行的重要课题。
所谓黑启动，是指整个系统因故障停运后，系统全部停电(不排除孤立小电网仍维持运行)，处于全“黑”状态，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力的发电机组启动，带动无自启动能力的发电机组，逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。
水力发电厂是作为电网黑启动电源的理想选择，然而受到局域电网水资源的匮乏限制了水电机组的建设。因此，针对局域电网所处特殊地理位置和需求，寻找和建设可以作为其黑启动电源的新型电源，对于提高电网在故障后的恢复速度具有重要作用。
风能、光伏发电具有清洁、无污染的优点，但同时具有不确定性和和随机波动性。电池储能具有响应速度快、功率和能量配置灵活、安装不受地理位置限制等特点，使得新能源电站进行黑启动成为可能。挖掘储能型新能源电站的潜在功能，使其作为电网的黑启动电源为电网提供辅助服务，将有利于增加系统黑启动电源的备用容量，提高局域电网的恢复速度，减少经济损失；也可以使风电场、光伏电站获得额外收益。
目前新能源作为黑启动电源的研究还存在以下问题：一、在储能系统自启动时，储能系统输出电压瞬间上升至母线额定电压，导致变压器在充电过程中产生励磁涌流消耗大量电能，母线额定电压和频率不能迅速建立，进而导致自启动时间变长；二、风电、光电投入发电后，储能系统功率平衡控制中未考虑到储能电池荷电状态约束对功率平衡控制的影响，导致供电过程中储能电池因过充过放无法正常运行，导致系统无法稳定供电，因此，如何解决现有技术中存在的上述问题是本领域技术人员需要解决的问题。
发明内容
为克服上述现有技术的不足，本发明提供一种风光储新能源电站黑启动控制方法，包括：
当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，控制储能系统在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电。
优选的，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电，包括：
A1确定光伏机组和风电机组的初始投入数量，按照初始投入数量投入光伏机组和风电机组并接入负荷；
A2采集光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态；
A3基于所述光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态数据，判断系统功率余亏值的绝对值是否大于储能电池出力额定值：
若大于储能电池出力额定值调整光伏机组和风电机组的投入数量，返回步骤A2；
若小于或等于出储能电池出力额定值，执行步骤A4；
A4基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态；
A5重复执行步骤A2-A5，直到实现对负荷的稳定供电；
所述系统功率余亏值等于光伏机组与风电机组的输出功率之和减去负荷用电功率。
优选的，基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态，包括：
B1判断光伏机组和风电机组输出功率之和是否大于等于负荷用电功率：
若否大于等于负荷用电功率，执行步骤B2；
若否小于负荷用电功率，执行步骤B3；
B2判断储能电池的荷电状态是否小于设定的最大阈值：若小于设定的最大阈值，控制储能电池充电，并返回步骤A2；若大于等于设定的最大阈值，减少光伏机组和风电机组的投入数量，并返回步骤A2；
B3判断储能电池的荷电状态是否大于设定的最小阈值：若大于设定的最小阈值，控制储能电池放电，并返回步骤A2；若小于等于设定的最小阈值，增加光伏机组和风电机组的投入数量，并返回步骤A2。
优选的，设定的储能电池的荷电状态最大阈值为0.9，设定的储能电池荷电状态最小阈值为0.1。
优选的，在步骤A1之后，且步骤A2之前，还包括：
对光伏机组输出功率采用恒功率控制；
对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制；
对储能电池输出功率采用电压/频率控制。
优选的，对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制，包括：
当系统负荷投入频率下降时，采用虚拟惯量控制风电机组的双馈电机释放转子动能，进行系统暂态有功支撑；
当所述双馈电机转子转速恢复时，通过桨距角控制风机叶片的桨距角吸收风力，进行系统稳态有功支撑。
优选的，黑启动条件是指：所述风光储新能源电站所处区域的风速大于设定的阈值且储能电池的荷电状态SOC在设定的启动阈值范围内。
优选的，风速的设定阈值为5m/s，储能电池的荷电状态SOC设定的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7。
基于同一构思，本发明提供了一种风光储新能源电站黑启动控制系统，包括：
自启动模块，用于当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，控制储能系统在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
协调供电模块，用于所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电。
优选的，协调供电模块，包括：
初始供电模块，用于确定光伏机组和风电机组的初始投入数量，按照初始投入数量投入光伏机组和风电机组并接入负荷；
检测模块，用于采集光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态；
第一判协调模块，用于基于所述光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态数据，判断系统功率余亏值的绝对值是否大于储能电池出力额定值：
若大于储能电池出力额定值调整光伏机组和风电机组的投入数量，返回检测模块；
若小于或等于出储能电池出力额定值，执行第二协调模块；
第二协调模块，用于基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态；
循环模块，用于重复执行检测模块、第一判协调模块、第二协调模块和循环模块步骤，直到实现对负荷的稳定供电；
所述系统功率余亏值等于光伏机组与风电机组的输出功率之和减去负荷用电功率。
优选的，第二协调模块，包括：
第一判断模块，用于判断光伏机组和风电机组输出功率之和是否大于等于负荷用电功率：
若否大于等于负荷用电功率，执行步骤B2；
若否小于负荷用电功率，执行步骤B3；
第二判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否小于设定的最大阈值：若小于设定的最大阈值，控制储能电池充电，并返回检测模块步骤；若大于等于设定的最大阈值，减少光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤；
第三判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否大于设定的最小阈值：若大于设定的最小阈值，控制储能电池放电，并返回检测模块步骤；若小于等于设定的最小阈值，增加光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤。
优选的，储能电池的荷电状态最大阈值为0.9，储能电池荷电状态最小阈值为0.1。
优选的，协调供电模块，还包括：
光伏输出功率控制模块，用于对光伏机组输出功率采用恒功率控制；
风电输出功率控制模块，用于对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制；
储能电池输出功率控制模块，用于对储能电池输出功率采用电压/频率控制。
优选的，风电输出功率控制模块，包括：
虚拟惯量控制模块，用于当系统负荷投入频率下降时，采用虚拟惯量控制风电机组的双馈电机释放转子动能，进行系统暂态有功支撑；
桨距角控制模块，用于当所述双馈电机转子转速恢复时，通过桨距角控制风机叶片的桨距角吸收风力，进行系统稳态有功支撑。
优选的，黑启动条件是指：所述风光储新能源电站所处区域的风速大于设定的阈值且储能电池的荷电状态SOC在设定的启动阈值范围内。
优选的，风速的设定阈值为5m/s，储能电池的荷电状态SOC设定的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7。
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果如下：
本发明提供一种风光储新能源电站黑启动控制方法和系统，包括：当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，控制储能系统在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电，本发明的实施避免了在储能系统自启动环节因储能系统输出电压幅值和增速变化过快导致的变压器产生励磁涌流现象，减少了储能系统自启动的时间，从而更快实现黑启动为系统供电；
本发明中风光储的协调控制方法考虑储能电池的荷电状态约束构建，避免了在风光储供电过程中出现储能电池过冲或过放导致的储能系统运行故障的问题，保障了黑启动供电的稳定性；
本发明中风力机组输出功率采用桨距角控制和虚拟惯量控制，可以在系统出现频率波动时进行暂态支撑和稳态支撑，维持系统供电频率的稳定性。
附图说明
图1为本发明提供的一种风光储新能源电站黑启动控制方法示意图；
图2为本发明提供的一种风光储新能源电站黑启动控制系统示意图；
图3为本发明实施例中提供的一种风光储新能源电站的结构示意图；
图4为本发明实施例中提供的储能系统的电压频率控制框图；
图5为本发明实施例中提供的储能系统零起升压控制框图；
图6为本发明实施例中提供的光伏机组控制框图；
图7为本发明实施例中提供的风电机组有功功率控制框图；
图8为本发明实施例中提供的风光储黑启动协调控制策略流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
实施例1：
本发明实施例提供的一种风光储新能源电站黑启动控制方法如图1所示，包括：
S1当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，控制储能系统在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
S2所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电。
以图3中涉及的一种风光储新能源电站的结构的系统为例对本发明进行详细说明，新能源电站主要由1台额定容量5MVA储能系统，3台额定容量5MVA双馈风电机组和2台额定容量为0.5MVA光伏单元构成，新能源电站的电源配置如表1所示：
表1
风光储新能源电站作为电网黑启动电源共同供电过程中，各电源的控制策略如下：
储能系统自启动过程中，储能系统采用如图5所示的零起升压对储能功率输出进行控制，即利用零起升压模块在一定时间内对储能系统的电压参考值Vbref进行持续设置，使电压参考值由0逐渐增大至额定值1，实现储能系统输出电压从0逐步上升至母线额定电压35kV，实现对储能系统输出电压幅值和增速的控制，避免因储能系统输出电压幅值和增速变化过快导致的变压器励磁涌流现象，缩短了储能系统自启动的时间，自启动成功后风电机组、光伏单元等新能源机组并入系统发电。
储能系统自启动成功后，为使新能源电站35kV母线的频率和电压能够保持稳定，电池储能系统采用如图4所示的恒压恒频(v/f)控制策略，将其频率参考值fbref和电压参考值Vbref均设为1，控制储能系统稳定输出电压和频率。其中，V0为电池储能系统的端口电压矢量；Vod、Voq分别为电池储能系统端口电压的dq轴分量；Vbref，fbref分别为电池储能系统端口电压幅值和频率设定值；θb为电池储能系统端口电压的相角。
为了避免储能电池在供电过程中出现过冲和过放的现象，对储能系统的控制还包括设定储能系统荷电状态工作区间[SOCmin,SOCmax]，其中SOCmin＝0.3，SOCmax＝0.7，基于储能系统的荷电状态对储能的充放电进行控制，避免了因储能电池过充过放无法正常运行导致系统无法稳定供电。
考虑到黑启动的时间比较短，外界的温度与光强不易发生变化，故采用如图6所示的恒功率(P-Q)控制模式对光伏机组的功率输出进行控制，通过设定恒定的有功功率参考值Pref和无功功率参考值Qref控制光伏机组的逆变器进行恒功率输出。
双馈风机(DFIG)机组模型由风力机、双馈电机、PWM变流器和控制系统组成，其中，控制系统包括：桨距角控制、转矩控制与虚拟惯量控制。采用如图7所示的控制方法对风电机组的输出功率进行控制，虚拟惯量控制以系统频率变化量Δf作为输入，当系统频率变化时，通过释放转子动能增发电磁功率；桨距角控制可以对频率变化作出响应，频率跌落时，桨距角β减小，风力机可以捕获更多机械功率；通过转矩控制与虚拟惯量控制共同确定有功功率参考值Pref，进而实现有功功率的调节。风力机捕获的最大风能为式中，ρ为空气密度；Cp为风轮的风能转换效率系数；λ为叶尖速比，λ＝ωrβ/vm；β为叶片桨距角；R为风轮机半径；A为风轮机叶片扫掠面积；vm为风速；ωr为转子转速；kg为使风力机输出功率达到最大值的跟踪系数。DFIG机组正常运行于最大功率跟踪(MPPT)模式，本发明选择本发明选桨距角控制与虚拟惯量控制相结合对系统输出频率变化进行响应：当负荷投入频率下降时，在转矩控制中加入虚拟惯量控制释放转子动能与最大功率跟踪共同决定有功功率参考值Pref进行暂态有功支撑，提高频率最低点；当转子转速恢复而功率缺额导致频率的二次跌落时，通过在风力机模型中引入桨距角控制，控制叶片桨距角增加风能的捕获来填补缺额，最大程度上避免频率二次跌落，维持系统有功功率平衡。
在确定了风光储各电源的控制策略之后，采用如图8所示的方法对风光储黑启动过程进行协调控制，具体如下：
1)黑启动前，检测风速v是否大于设定阈值且储能电池荷电状态SOC是否在设定的启动阈值范围内，其风速v的设定阈值为5m/s，储能电池荷电状态SOC的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7，如满足v＞5m/s且0.3≤SOC≤0.7的黑启动条件，启动储能系统零起升压(0～1)；
2)检测母线电压与频率，如满足u＝1.0p.u.，f＝50Hz，投入风光机组和负荷；
3)风光机组并网后，测量当前的Ppv、Pw、Pload、SOC；
4)基于当前量测值，判断是否满足|Ppv+Pw-Pload|≤PESsN这个条件，如满足条件执行步骤5)，不满足则投入或切除风光机组后返回步骤2)；
5)判断是否满足Ppv+Pw≥Pload，若满足执行步骤6)，若不满足执行步骤7)；
6)判断是否满足SOC＜SOCmax：
若满足控制储能充电，反回步骤2)直到实现风光储稳定供电；
若不满足则储能过充，控制切除风光机组，反回步骤2)直到实现风光储稳定供电；
7)判断是否满足SOC＞SOCmin：
若满足控制储能放电，反回步骤2)直到实现风光储稳定供电；
若不满足储能剩余电量不足，控制投入风光机组，反回步骤2)直到实现风光储稳定供电；
在风电机组、光伏单元恢复发电与储能共同供电过程中，为维持站内35kV母线电压和频率的稳定，应解决风光储之间的功率平衡问题，而储能系统充放电负责功率平衡。系统的功率平衡表达式Pw+Ppv+PESSN-Pload＝0。其中Pw为风机出力，Ppv为光伏出力，PESSN为储能出力，Pload为黑启动中的负荷，厂用电等。
实施例2：
本发明实施例公开了一种风光储新能源电站黑启动控制系统如图2所示，包括：
自启动模块，用于当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，控制储能系统在一定时间内持续设定的电压参考值输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
协调供电模块，用于所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电。
协调供电模块，包括：
初始供电模块，用于确定光伏机组和风电机组的初始投入数量，按照初始投入数量投入光伏机组和风电机组并接入负荷；
检测模块，用于采集光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态；
第一判协调模块，用于基于所述光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态数据，判断系统功率余亏值的绝对值是否大于储能电池出力额定值：
若大于储能电池出力额定值调整光伏机组和风电机组的投入数量，返回检测模块；
若小于或等于出储能电池出力额定值，执行第二协调模块；
第二协调模块，用于基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态；
循环模块，用于重复执行检测模块、第一判协调模块、第二协调模块和循环模块步骤，直到实现对负荷的稳定供电；
所述系统功率余亏值等于光伏机组与风电机组的输出功率之和减去负荷用电功率。
第二协调模块，包括：
第一判断模块，用于判断光伏机组和风电机组输出功率之和是否大于等于负荷用电功率：
若否大于等于负荷用电功率，执行步骤B2；
若否小于负荷用电功率，执行步骤B3；
第二判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否小于设定的最大阈值：若小于设定的最大阈值，控制储能电池充电，并返回检测模块步骤；若大于等于设定的最大阈值，减少光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤；
第三判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否大于设定的最小阈值：若大于设定的最小阈值，控制储能电池放电，并返回检测模块步骤；若小于等于设定的最小阈值，增加光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤。
储能电池的荷电状态最大阈值为0.9，储能电池荷电状态最小阈值为0.1。
协调供电模块，还包括：
光伏输出功率控制模块，用于对光伏机组输出功率采用恒功率控制；
风电输出功率控制模块，用于对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制；
储能电池输出功率控制模块，用于对储能电池输出功率采用电压/频率控制。
风电输出功率控制模块，包括：
虚拟惯量控制模块，用于当系统负荷投入频率下降时，采用虚拟惯量控制风电机组的双馈电机释放转子动能，进行系统暂态有功支撑；
桨距角控制模块，用于当所述双馈电机转子转速恢复时，通过桨距角控制风机叶片的桨距角吸收风力，进行系统稳态有功支撑。
黑启动条件是指：所述风光储新能源电站所处区域的风速大于设定的阈值且储能电池的荷电状态SOC在设定的启动阈值范围内。
风速的设定阈值为5m/s，储能电池的荷电状态SOC设定的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

Claims (14)

1.一种风光储新能源电站黑启动控制方法，其特征在于，包括：
当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，在一定时间内对储能系统的电压参考值进行持续设置以控制储能系统输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电；
所述基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电，包括：
A1确定光伏机组和风电机组的初始投入数量，按照初始投入数量投入光伏机组和风电机组并接入负荷；
A2采集光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态；
A3基于所述光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态数据，判断系统功率余亏值的绝对值是否大于储能电池出力额定值：
若大于储能电池出力额定值调整光伏机组和风电机组的投入数量，返回步骤A2；
若小于或等于出储能电池出力额定值，执行步骤A4；
A4基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态；
A5重复执行步骤A2-A5，直到实现对负荷的稳定供电；
所述系统功率余亏值等于光伏机组与风电机组的输出功率之和减去负荷用电功率。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态，包括：
B1判断光伏机组和风电机组输出功率之和是否大于等于负荷用电功率：
若否大于等于负荷用电功率，执行步骤B2；
若否小于负荷用电功率，执行步骤B3；
B2判断储能电池的荷电状态是否小于设定的最大阈值：若小于设定的最大阈值，控制储能电池充电，并返回步骤A2；若大于等于设定的最大阈值，减少光伏机组和风电机组的投入数量，并返回步骤A2；
B3判断储能电池的荷电状态是否大于设定的最小阈值：若大于设定的最小阈值，控制储能电池放电，并返回步骤A2；若小于等于设定的最小阈值，增加光伏机组和风电机组的投入数量，并返回步骤A2。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，设定的储能电池的荷电状态最大阈值为0.9，设定的储能电池荷电状态最小阈值为0.1。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤A1之后且步骤A2之前，还包括：
对光伏机组输出功率采用恒功率控制；
对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制；
对储能电池输出功率采用电压/频率控制。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制，包括：
当系统负荷投入频率下降时，采用虚拟惯量控制风电机组的双馈电机释放转子动能，进行系统暂态有功支撑；
当所述双馈电机转子转速恢复时，通过桨距角控制风机叶片的桨距角吸收风力，进行系统稳态有功支撑。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述黑启动条件是指：所述风光储新能源电站所处区域的风速大于设定的阈值且储能电池的荷电状态SOC在设定的启动阈值范围内。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述风速的设定阈值为5m/s，储能电池的荷电状态SOC设定的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7。
8.一种风光储新能源电站黑启动控制系统，其特征在于，包括：
自启动模块，用于当电网出现故障且风光储新能源电站具备黑启动条件时，在一定时间内对储能系统的电压参考值进行持续设置以控制储能系统输出电压，对供电母线电压和频率进行恢复，直到供电母线电压和频率达到额定值；
协调供电模块，用于所述供电母线电压和频率达到额定值后，基于风光储的协调控制方法对风电机组、光伏机组和储能电池供电进行控制，实现对负荷的稳定供电；
所述协调供电模块，包括：
初始供电模块，用于确定光伏机组和风电机组的初始投入数量，按照初始投入数量投入光伏机组和风电机组并接入负荷；
检测模块，用于采集光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态；
第一判协调模块，用于基于所述光伏机组输出功率、风电机组输出功率、负荷用电功率和储能电池的荷电状态数据，判断系统功率余亏值的绝对值是否大于储能电池出力额定值：
若大于储能电池出力额定值调整光伏机组和风电机组的投入数量，返回检测模块；
若小于或等于出储能电池出力额定值，执行第二协调模块；
第二协调模块，用于基于储能电池的荷电状态约束，调整光伏机组和风电机组的投入数量及调整储能电池的充放电状态；
循环模块，用于重复执行检测模块、第一判协调模块、第二协调模块和循环模块步骤，直到实现对负荷的稳定供电；
所述系统功率余亏值等于光伏机组与风电机组的输出功率之和减去负荷用电功率。
9.如权利要求8所述的系统，其特征在于，所述第二协调模块，包括：
第一判断模块，用于判断光伏机组和风电机组输出功率之和是否大于等于负荷用电功率：
若否大于等于负荷用电功率，执行步骤B2；
若否小于负荷用电功率，执行步骤B3；
第二判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否小于设定的最大阈值：若小于设定的最大阈值，控制储能电池充电，并返回检测模块步骤；若大于等于设定的最大阈值，减少光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤；
第三判断模块，用于判断储能电池的荷电状态是否大于设定的最小阈值：若大于设定的最小阈值，控制储能电池放电，并返回检测模块步骤；若小于等于设定的最小阈值，增加光伏机组和风电机组的投入数量，并返回检测模块步骤。
10.如权利要求9所述的系统，其特征在于，储能电池的荷电状态最大阈值为0.9，储能电池荷电状态最小阈值为0.1。
11.如权利要求8所述的系统，其特征在于，所述协调供电模块，还包括：
光伏输出功率控制模块，用于对光伏机组输出功率采用恒功率控制；
风电输出功率控制模块，用于对风电机组输出功率采用虚拟惯量控制和桨距角控制；
储能电池输出功率控制模块，用于对储能电池输出功率采用电压/频率控制。
12.如权利要求11所述的系统，其特征在于，所述风电输出功率控制模块，包括：
虚拟惯量控制模块，用于当系统负荷投入频率下降时，采用虚拟惯量控制风电机组的双馈电机释放转子动能，进行系统暂态有功支撑；
桨距角控制模块，用于当所述双馈电机转子转速恢复时，通过桨距角控制风机叶片的桨距角吸收风力，进行系统稳态有功支撑。
13.如权利要求8所述的系统，其特征在于，所述黑启动条件是指：所述风光储新能源电站所处区域的风速大于设定的阈值且储能电池的荷电状态SOC在设定的启动阈值范围内。
14.如权利要求13所述的系统，其特征在于，所述风速的设定阈值为5m/s，储能电池的荷电状态SOC设定的启动阈值范围为0.3≤SOC≤0.7。
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