1.一种基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于，该方法分为以下步骤：S1、根据含储能电站的开环电力系统模型和阻尼控制器模型，构建含储能电站的电力系统振荡抑制模型，具体如下：S1‑1、含储能电站的开环电力系统模型描述如下：

其中，t表示时间，xo(t)、wo(t)、uo(t)和yo(t)分别为开环电力系统的状态变量、代数变量、输入变量和输出变量， 为开环电力系统的状态变量对时间t的导数，f(·，·，·)为开环电力系统的动态函数关系，由开环电力系统中的发电机、励磁器、调速器元件的动态方程组成，其中开环电力系统的发电机动态方程由常规电站发电机动态方程和储能电站发电机动态方程组成，g(·，·，·)为开环电力系统的代数函数关系，由开环电力系统中的潮流方程组成，o(·，·，·)为开环电力系统的输出函数关系，由阻尼控制器的输入信号和输出信号决定；

将含储能电站的开环电力系统模型在电力系统平衡点线性化，得到含储能电站的开环电力系统线性化模型：其中，Δxo(t)为开环电力系统的状态变量增量，Ao，Bo和Co分别为开环电力系统的状态矩阵、输入矩阵和输出矩阵；

S1‑2、阻尼控制器的传递函数模型为：

其中，yc(s)为阻尼控制器输出信号的拉普拉斯变换值，uc(s)为阻尼控制器输入信号的拉普拉斯变换值，Kc为阻尼控制器增益，Tw为阻尼控制器隔直环节时间常数，s为拉普拉斯变换的复频率，T1、T2、T3和T4分别为阻尼控制器超前滞后环节时间常数；

将阻尼控制器的传递函数模型转化为状态空间形式，得到阻尼控制器的状态空间模型：其中，xc(t)为阻尼控制器的状态变量，uc(t)为阻尼控制器的输入变量，yc(t)为阻尼控制器的输出变量， 为阻尼控制器的状态变量对时间t的导数，Ac，Bc，Cc和Dc分别为阻尼控制器的状态矩阵、输入矩阵、输出矩阵和前馈矩阵；

S1‑3、根据含储能电站的开环电力系统与阻尼控制器的连接关系，得到含储能电站的开环电力系统输入、输出与阻尼控制器的输入、输出的连接关系模型：其中，h(t)为电力系统输出信号传输延迟，h(t)满足

τ表示电力系统输出信号传输延迟上界即时滞稳定裕度， 表示电力系统输出信号传输延迟的变化率，μ表示电力系统输出信号传输延迟的变化率上界；

联立含储能电站的开环电力系统线性化模型和阻尼控制器的状态空间模型，得到含储能电站的电力系统振荡抑制模型：T

x(t)＝[Δxo(t) xc(t)]，

其中，x(t)为电力系统振荡抑制模型的状态变量，由开环电力系统的状态变量增量Δxo(t)和阻尼控制器的状态变量xc(t)组成；A为电力系统振荡抑制模型的状态矩阵，Ad为电力系统振荡抑制模型的时滞矩阵；

S2、根据含储能电站的电力系统振荡抑制模型中各状态变量对振荡模式参与程度，确定与电力系统振荡模式强相关的储能电站，构建振荡模式‑储能电站关联表，具体如下：S2‑1、采用参与因子矩阵描述状态变量对振荡模式参与程度

参与因子矩阵P如下：

P＝[P1，P2，…，Pi，…，Pn]，

Pi为参与因子矩阵P的第i个列向量：

其中，i表示矩阵A+Ad的第i个特征值编号，n表示矩阵A+Ad的特征值个数，k表示电力系统振荡抑制模型状态变量x(t)的第k个状态变量编号，k的取值范围为1，2，…，n；对矩阵A+Ad进行特征值、右特征向量、左特征向量计算以确定Pi，具体如下：φki表示第i个特征值中第k个状态变量参与程度，为矩阵A+Ad的第i个右特征向量φi的第k个元素，φi通过下式计算得到：(A+Ad)φi＝λiφi，λi为矩阵A+Ad第i个特征值；ψik表示第k个状态变量对第i个特征值的贡献程度，为矩阵A+Ad的第i个左特征向量ψi的第k个元素，ψi通过下式计算得到：ψi(A+Ad)＝ψiλi；

S2‑2、根据矩阵A+Ad的第i个特征值λi确定待抑制的电力系统振荡模式λ及与其强相关的储能电站矩阵A+Ad的第i个特征值λi为复数，将λi写为复数形式：λi＝σi±jωi，其中σi为λi的实部，ωi为λi的虚部，j为复数的虚部符号；特征值λi的阻尼比ξi计算如下：若σi大于给定的阻尼因子σ0，或者ξi大于给定的阻尼比ξ0，则λi对应的振荡模式能够自动平息，λi不作为待抑制的电力系统振荡模式λ；若σi小于给定的阻尼因子σ0，或者ξi小于给定的阻尼比ξ0，则将λi确定为待抑制的电力系统振荡模式λ；

当状态变量编号k′同时满足如下两个条件时：

选取第k′个状态变量对应的储能电站作为抑制电力系统振荡的机组，其中max

{·，…，·}表示取最大值函数；

S2‑3、根据振荡模式与储能电站的映射关系构建振荡模式‑储能电站关联表

待抑制的电力系统振荡模式λ与第k′个状态变量对应的储能电站之间的映射关系Mapping_1定义为：Mapping_1：待抑制的电力系统振荡模式λ 第k′个状态变量对应的储能电站其中，表示映射关系符号；根据Mapping_1得到如下元素：(待抑制的电力系统振荡模式λ，第k′个状态变量对应的储能电站)，并将其作为振荡模式‑储能电站关联表中的一行；矩阵A+Ad有n个特征值，对于矩阵A+Ad的第i个特征值λi，当i取值从1到n时，就可以得到具有多行的振荡模式‑储能电站关联表；

S3、针对与电力系统振荡模式强相关的储能电站，采用时滞依赖稳定条件构建阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表S3‑1、根据含储能电站的电力系统振荡抑制模型 采用时

滞依赖稳定条件计算得到时滞稳定裕度τ，同时根据矩阵A+Ad计算得到阻尼比ξi采用的时滞依赖稳定条件为：给定时滞稳定裕度τ和电力系统输出信号传输延迟的变化率上界μ，若存在矩阵

和合适维数矩阵N1、N2使得以下线性

矩阵不等式成立：

其中，

则系统 稳定；

由于含储能电站的电力系统振荡抑制模型中状态矩阵A和时滞矩阵Ad是随阻尼控制器的状态矩阵Ac、输入矩阵Bc、输出矩阵Cc和前馈矩阵Dc而变化的，因此计算得到的时滞稳定裕度τ是与参数为(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)的阻尼控制器对应的；同时根据矩阵A+Ad计算得到阻尼比ξi，此时ξi也是与参数为(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)的阻尼控制器对应的；

S3‑2、根据阻尼控制器参数及S3‑1计算得到的时滞稳定裕度τ和阻尼比ξi，构建阻尼控制器参数与时滞稳定裕度τ、阻尼比ξi的映射关系阻尼控制器参数与时滞稳定裕度τ、阻尼比ξi的映射关系Mapping_2定义为：根据Mapping_2得到如下元素：

(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4，τ，ξi)，

并将其作为阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表中的一行；

S3‑3、根据阻尼控制器参数与时滞稳定裕度、阻尼比的映射关系，构建阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表调整阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)的取值，得到与该阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)取值对应的以传递函数描述的阻尼控制器和以状态空间描述的阻尼控制器，获得与以状态空间描述的阻尼控制器对应的Ac，Bc，Cc和Dc取值，进而得到与该阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)取值对应的含储能电站的电力系统振荡抑制模型的状态矩阵A和时滞矩阵Ad，之后以该状态矩阵A和时滞矩阵Ad为基础，采用时滞依赖稳定条件和阻尼比计算公式分别得到与该阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)取值对应的时滞稳定裕度τ和阻尼比ξi，推导和计算过程描述如下：(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)→(Ac，Bc，Cc，Dc)→(A，Ad)→(τ，ξi)其中，→表示推导关系符号；

当阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)有多个取值时，将得到多个Mapping_2元素(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4，τ，ξi)，并将其作为阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表中的多行，形成阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表；

S4、根据振荡模式‑储能电站关联表、阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表，构建基于储能电站的振荡控制策略知识库基于储能电站的振荡控制策略知识库由两部分组成，一部分为S2中得到的振荡模式‑储能电站关联表，另一部分为S3中得到的阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表；

基于储能电站的振荡控制策略知识库搜索过程如下：首先给定待抑制的电力系统振荡模式λ；然后从振荡模式‑储能电站关联表得到与待抑制的电力系统振荡模式λ强相关的储能电站即第k′个状态变量对应的储能电站；最后根据该储能电站，从阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表得到与时滞稳定裕度τ和阻尼比ξi对应的阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)；采用此方式获得的阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)在抑制电力系统振荡模式λ时满足时滞稳定裕度τ和阻尼比ξi的阻尼性能要求；

S5、根据实时采集的电力系统振荡模式，在基于储能电站的振荡控制策略知识库中搜索匹配的振荡模式和振荡控制策略S5‑1、在基于储能电站的振荡控制策略知识库中，将实时采集的电力系统振荡模式λ′与待抑制的电力系统振荡模式λ进行比较，若λ′∈η(λ，ρ)，则确定待抑制的电力系统振荡模式为λ，其中η(λ，ρ)表示以为λ中心、半径为ρ的圆形邻域；

S5‑2、在基于储能电站的振荡控制策略知识库中，根据待抑制的电力系统振荡模式λ，从振荡模式‑储能电站关联表得到与待抑制的电力系统振荡模式λ强相关的储能电站即第k′个状态变量对应的储能电站；

S5‑3、在基于储能电站的振荡控制策略知识库中，根据第k′个状态变量对应的储能电站和阻尼控制器参数‑时滞稳定裕度‑阻尼比关联表，采取以下方式确定阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)：方式①：若只给定时滞稳定裕度τ0，则选择时滞稳定裕度τ大于给定的时滞稳定裕度τ0的阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)作为待设置的阻尼控制器参数；此方式表示待设置的阻尼控制器若采用此参数，在阻尼控制器输入信号传输时滞小于或等于τ0情形下，电力系统仍能维持稳定；

方式②：若只给定阻尼比ξ0，则选择阻尼比ξi大于给定阻尼比ξ0的阻尼控制器参数作为待设置的阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)；此方式表示待设置的阻尼控制器若采用此参数，电力系统能以阻尼比大于或等于ξ0的阻尼性能趋于稳定；

方式③：若给定时滞稳定裕度τ0和给定阻尼比ξ0，则选择时滞稳定裕度τ大于给定的时滞稳定裕度τ0、且阻尼比ξi大于给定阻尼比ξ0的阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)作为待设置的阻尼控制器参数；此方式表示待设置的阻尼控制器若采用此参数，电力系统能以阻尼比大于或等于ξ0的阻尼性能趋于稳定，即使阻尼控制器输入信号传输时滞达到τ0时电力系统仍能维持稳定；

通过在基于储能电站的振荡控制策略知识库中搜索，得到与待抑制的电力系统振荡模式λ强相关的储能电站及阻尼控制器参数(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)，构成与实时采集的电力系统振荡模式λ′相匹配的振荡控制策略，该振荡控制策略是电力调度机构对电力系统振荡进行抑制的决策依据；

S6、根据与实时采集的电力系统振荡模式λ′相匹配的振荡控制策略抑制电力系统振荡从与实时采集的电力系统振荡模式λ′相匹配的振荡控制策略中获取用于抑制电力系统振荡的储能电站信息和阻尼控制器参数值(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)，然后将阻尼控制器参数更新为与实时采集的电力系统振荡模式λ′相匹配的振荡控制策略中的阻尼控制器参数值(Kc，Tw，T1，T2，T3，T4)，最后储能电站与参数已更新的阻尼控制器联动，抑制电力系统振荡。

2.一种根据权利要求1所述基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于：S1‑1中，储能电站发电机动态方程采用同步发电机模型或虚拟同步发电机模型。

3.一种根据权利要求2所述基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于：S1‑1中，当储能电站发电机动态方程采用如下虚拟同步发电机模型：

其中，ωv、 和 分别为储能电站接入点处电网电角速度、电网电角速度参考值和电网电角速度导数，Pv和Qv分别为虚拟同步发电机输出的有功功率和无功功率， 和 分别为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值和无功功率参考值，Jv和Kv分别为虚拟同步发电机的虚拟转动惯量和虚拟励磁调节惯性系数，Dp和Dq分别为虚拟同步发电机的阻尼系数和无功‑电压下垂系数，Uv和 分别为储能电站接入点处电网电压和电网电压参考值，Ev和θv分别为虚拟同步发电机的幅值和相位， 和 分别为虚拟同步发电机的幅值和相位的导数。

4.一种根据权利要求1所述基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于：S3‑1中，时滞稳定裕度τ的计算通过Matlab实现，计算中电力系统输出信号传输延迟的变化率上界μ根据实际电力系统输出信号采集点与阻尼控制器之间传输延迟的最大变化率事先给定。

5.一种根据权利要求4所述基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于：S3‑1中，电力系统输出信号传输延迟的变化率上界μ取值介于0到1之间。

6.一种根据权利要求1所述基于储能电站的低碳电力系统振荡抑制方法，其特征在于：S5‑1中，半径p取0.01。