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考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略

赵熙临 张大恒 桂玥 李品 谭森元

赵熙临, 张大恒, 桂玥, 等. 考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略[J]. 现代电力, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
引用本文: 赵熙临, 张大恒, 桂玥, 等. 考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略[J]. 现代电力, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
ZHAO Xilin, ZHANG Daheng, GUI Yue, etc. An Integrated Control Strategy for Energy Storage Participating in Primary Frequency Regulation Considering State of Charge Constraint[J]. Modern Electric Power, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
Citation: ZHAO Xilin, ZHANG Daheng, GUI Yue, etc. An Integrated Control Strategy for Energy Storage Participating in Primary Frequency Regulation Considering State of Charge Constraint[J]. Modern Electric Power, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009

考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略

doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
详细信息
    作者简介:

    赵熙临(1969),男,教授,硕士生导师,研究方向为电力系统运行与控制、新能源发电,E-mail:zhaoxl@mail.hbut.edu.cn

    张大恒(1997),男,硕士研究生,研究方向为新能源发电及储能系统控制,E-mail:1821557688 @qq.com

    桂玥(1999),女,硕士研究生,研究方向为电力系统分析与控制,E-mail:1084955387@qq.com

    李品(1998),男,硕士研究生,研究方向为储能发电控制,E-mail:1596539726@qq.com

    谭森元(1998),男,本科,研究方向为电气工程及其自动化,E-mail:1106861584 @qq.com

  • 中图分类号: TM 912

An Integrated Control Strategy for Energy Storage Participating in Primary Frequency Regulation Considering State of Charge Constraint

  • 摘要: 电池储能具有响应速度快、控制精度高、容量配置灵活的优点,近年来在电网调频中得到广泛关注。但传统控制方式易造成电池过充或过放,给电网运行及电池使用带来负面影响。针对该问题,提出一种考虑荷电状态 (state of charge,SOC)约束的储能参与电网一次调频综合控制策略。首先,构建储能电池参与电网一次调频的自动发电控制(automatic generation control, AGC)模型,提出根据电池SOC约束进行储能容量配置的方案。其次,通过对储能虚拟惯性控制及虚拟下垂控制的特征分析,根据电网频率偏差动态变化进行分配比例系数的设计,实现2种方式参与度的平滑改变。再次,以适应于电池SOC状态的参数自适应调节为目标,进行储能充放电控制系数的调整,以改善调频性能及电池SOC的变化特征。最后,通过多种方法的仿真对比,验证了所提方法的可行性和有效性。
  • 图  1  储能电池参与电网一次调频控制模型

    Figure  1.  The control model of energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

    图  2  虚拟惯性控制分配比例系数−频率偏差变化曲线

    Figure  2.  Curve of virtual inertial control distribution coefficient vs. frequency deviation change

    图  3  储能电池参与电网一次调频流程

    Figure  3.  Energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

    图  4  储能电池参与电网一次调频系统总体结构

    Figure  4.  Overall structure of energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

    图  5  负荷突减时储能控制参数变化

    Figure  5.  Variation of energy storage control parameters under sudden load reduction

    图  6  负荷突减时电网频率偏差曲线

    Figure  6.  Power grid frequency deviation curve under sudden load reduction

    图  7  负荷突减时储能电池SOC变化曲线

    Figure  7.  SOC Variation of energy storage battery under sudden load reduction

    图  8  负荷突增时储能控制参数变化

    Figure  8.  Control parameter variation under sudden load increase

    图  9  负荷突增时电网频率偏差曲线

    Figure  9.  Power grid frequency deviation under sudden load increase

    图  10  负荷突增时储能电池SOC变化曲线

    Figure  10.  Curve of SOC variation of energy storage battery under sudden load increase

    图  11  负荷连续扰动时储能控制参数变化

    Figure  11.  Change of energy storage control parameters under continuous load disturbance

    图  12  负荷连续扰动时电网频率偏差曲线

    Figure  12.  Power grid frequency deviation curve under continuous load disturbance

    图  13  负荷连续扰动时储能电池SOC变化曲线

    Figure  13.  SOC variation curve of energy storage battery under continuous load disturbance

    表  1  电力系统变量及参数

    Table  1.   Power system variables and parameters

    参数/变量含义单位取值
    Tg调速器时间常数s0.1
    Tt汽容时间常数s0.2
    Tr再热时间常数s10
    Kr再热系数25
    H惯性时间常数s5.92
    D负荷阻尼系数Hz/pu2.75
    ΔPE储能电池输出功率pu
    ΔPL负荷扰动pu
    ΔPg火电机组输出功率pu
    Δf频率偏差Hz
    R发电机频率因子pu /Hz0.05
    KW虚拟惯性控制系数3.8
    KG虚拟下垂控制系数3.45
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    表  2  0.08阶跃扰动条件下调频指标

    Table  2.   Frequency regulation index under the condition of 0.08 step disturbance

    方法ΔfmSOC
    无储能7.980×10−3
    本文方法6.720×10−30.764 2
    直接切换法7.290×10−30.862 4
    全程参与法5.801×10−30.900 0
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    表  3  −0.1阶跃扰动条件下调频指标

    Table  3.   Frequency regulation index under the condition of −0.1 step disturbance

    方法ΔfmSOC
    无储能−9.974×10−3
    本文方法−8.086×10−30.23
    直接切换法−8.853×10−30.14
    全程参与法−7.254×10−30.1
    下载: 导出CSV
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出版历程
  • 收稿日期:  2021-01-08
  • 录用日期:  2021-12-01
  • 刊出日期:  2022-01-10

考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略

doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
    作者简介:

    赵熙临(1969),男,教授,硕士生导师,研究方向为电力系统运行与控制、新能源发电,E-mail:zhaoxl@mail.hbut.edu.cn

    张大恒(1997),男,硕士研究生,研究方向为新能源发电及储能系统控制,E-mail:1821557688 @qq.com

    桂玥(1999),女,硕士研究生,研究方向为电力系统分析与控制,E-mail:1084955387@qq.com

    李品(1998),男,硕士研究生,研究方向为储能发电控制,E-mail:1596539726@qq.com

    谭森元(1998),男,本科,研究方向为电气工程及其自动化,E-mail:1106861584 @qq.com

  • 中图分类号: TM 912

摘要: 电池储能具有响应速度快、控制精度高、容量配置灵活的优点,近年来在电网调频中得到广泛关注。但传统控制方式易造成电池过充或过放,给电网运行及电池使用带来负面影响。针对该问题,提出一种考虑荷电状态 (state of charge,SOC)约束的储能参与电网一次调频综合控制策略。首先,构建储能电池参与电网一次调频的自动发电控制(automatic generation control, AGC)模型,提出根据电池SOC约束进行储能容量配置的方案。其次,通过对储能虚拟惯性控制及虚拟下垂控制的特征分析,根据电网频率偏差动态变化进行分配比例系数的设计,实现2种方式参与度的平滑改变。再次,以适应于电池SOC状态的参数自适应调节为目标,进行储能充放电控制系数的调整,以改善调频性能及电池SOC的变化特征。最后,通过多种方法的仿真对比,验证了所提方法的可行性和有效性。

English Abstract

赵熙临, 张大恒, 桂玥, 等. 考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略[J]. 现代电力, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
引用本文: 赵熙临, 张大恒, 桂玥, 等. 考虑荷电状态约束的储能参与电网一次调频综合控制策略[J]. 现代电力, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
ZHAO Xilin, ZHANG Daheng, GUI Yue, etc. An Integrated Control Strategy for Energy Storage Participating in Primary Frequency Regulation Considering State of Charge Constraint[J]. Modern Electric Power, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
Citation: ZHAO Xilin, ZHANG Daheng, GUI Yue, etc. An Integrated Control Strategy for Energy Storage Participating in Primary Frequency Regulation Considering State of Charge Constraint[J]. Modern Electric Power, 2022, 39(1): 95-103. doi: 10.19725/j.cnki.1007-2322.2021.0009
    • 近年来,随着新能源的广泛应用,一定程度上缓解了化石能源使用与环境保护之间的矛盾,但由于其本身随机性与不确定性的特点,又会给电力系统的正常运行带来新问题[1-3]。另一方面,储能系统能够快速响应电网频率变化进行电能输出与消纳,且控制精度高、容量配置灵活,成为辅助电网一次调频的重要手段[4-6]。合理调节储能电池的出力对优化电网调频效果具有现实意义。

      储能电池参与电网调频是通过改变电池的充放电过程来实现的,在实际应用中,需考虑相关约束,以防止对电池使用寿命的不利影响[7-9]。在通过对电池充放电控制改变储能输出功率的研究中,文献[10-12]分别采用储能虚拟惯性和虚拟下垂控制以调整其输出功率,并将其应用于电网的一次调频。前者虽能够降低系统最大频率偏差,但不能改善一次调频的稳态频率偏差,而后者与之相反。因此,文献[13]提出利用储能虚拟惯性及虚拟下垂同时参与的控制方法(下文称“全程参与法”),虽然能够解决上述2种控制方式单独参与调频时所带来的问题,但易导致电池过充、过放。文献[14-15]采用2种控制方式直接切换的控制策略(下文称“直接切换法”),分析了切换时机对于电网调频的影响,但是控制方式的直接切换会导致储能出力突变。而且,上述研究更倾向于对储能控制方式的探讨,忽略了储能电池自身荷电状态(state of charge,SOC)限制的问题。

      当通过控制储能电源出力,使其参与电网调频时,为了防止电池过充或过放,需要实时监控电池SOC状态,使其更高效参与电网调频的同时,提高电池使用寿命。文献[16]引入不同控制函数,利用SOC反馈动态调节储能虚拟下垂系数,一定程度上改善了储能的出力状况。文献[17]引入储能负虚拟惯性控制策略,并设计了考虑SOC及最大频率偏差实时调整电池出力的自适应控制策略,但控制方式较为复杂,不利于在线实施。文献[18]在电网频率恢复阶段利用电池SOC反馈控制储能负虚拟惯性控制系数,但当电池初始SOC较高时,该方案的控制效果并不明显。文献[19]设计了储能电池虚拟惯性及虚拟下垂系数的自适应控制策略,能够改善电池SOC维持效果,但自适应程度较弱。

      根据上述分析,储能电池参与电网一次调频需解决如下问题:1)如何在电池荷电状态基础上进行电能消纳、出力的动态调整。2)如何将上述储能充放电过程与电网调频需求相匹配。对此,本文提出一种考虑SOC约束的储能参与电网一次调频综合控制策略,引入储能分配比例系数实时调整储能虚拟惯性及虚拟下垂控制出力比例;同时利用储能电池SOC自适应调整储能充放电控制系数,以改善电池SOC动态特征,优化储能参与电网一次调频的动态性能。

    • 一般情况下,当电网发生负荷扰动时,储能电池能够通过自身充放电特征参与电力系统频率调节,其AGC模型如图1所示,系统各环节的数学模型请参考文献[20]。

      图  1  储能电池参与电网一次调频控制模型

      Figure 1.  The control model of energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

      此时,电网频率为

      $$ \Delta \dot f = - \dfrac{D}{M}\Delta f + \dfrac{1}{M}(\Delta {P_{\text{g}}} + \Delta {P_{\text{E}}} - \Delta {P_{\text{L}}}) + \dfrac{{\text{1}}}{{{T_{\text{g}}}}}\Delta {P_{\text{c}}} $$ (1)

      式中:Δf为系统频率偏差;ΔPL为系统负荷扰动;ΔPg为火电机组输出功率差额;ΔPE为储能电池的输出功率,由图1可知,储能电池的输出功率可由式(2)表示:

      $$ \Delta {P_{\rm{E}}}{\text{ = }}{K_{\text{w}}}\dfrac{{{\text{d}}\Delta f}}{{{\text{d}}t}}{\text{ + }}{K_{\text{G}}}\Delta f $$ (2)

      式中:KWKG分别代表储能电池的虚拟惯性及虚拟下垂控制系数。通过2种控制方式的协调配合能够充分挖掘储能参与电网调频的潜力。

      储能辅助电网调频时,若电池容量配置过高,则会增加系统造价,经济性降低;电池容量配置过低,则易导致储能SOC越限,造成频率二次跌落。因此,电池容量配置需结合储能输出功率及SOC限制为约束。储能电池SOC的计算如式(3)所示:

      $$ {S_{{\text{OC}}t + \Delta t}}{\text{ = }}{S_{{\text{OC}}t}}{\text{ + }}\dfrac{{\int_t^{t{\text{ + }}\Delta t} {\Delta P_{\text{E}}^*{\text{d}}t} }}{{E_{\text{N}}}} $$ (3)

      式中:$E_{\text{N}}$$ {S_{{\text{OC}}t}} $$ {S_{{\text{OC}}t + \Delta t}} $分别为储能电池的额定功率、初始荷电状态、储能放电$ \Delta t $时刻后的荷电状态;$ \Delta P_{\text{E}}^* $为对应时刻储能电池的输出功率。储能电池在工作时其荷电状态需要满足的条件如式(4)所示:

      $$ \left\{ \begin{gathered} {\text{max(}}{S_{{\text{OC}}t + \Delta t}}) \leqslant {S_{{\text{OCmax}}}} \hfill \\ {\text{min(}}{S_{{\text{OC}}t + \Delta t}}) \geqslant {S_{{\text{OCmin}}}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (4)

      将式(4)代入式(3)计算可得:

      $$ \left\{ \begin{gathered} E_{\text{N}} \leqslant \frac{{\max {\left(\int_t^{t{\text{ + }}\Delta t} \Delta P_{\text{E}}^*{\text{d}}t\right)} }}{{{S_{{\text{OCmax}}}} - {S_{{\text{OC}}t}}}} \hfill \\ E_{\text{N}} \geqslant \frac{-{\rm{min}} {\left(\int_t^{t{\text{ + }}\Delta t} \Delta P_{\text{E}}^*{\text{d}}t \right)}}{{{S_{{\text{OC}}t}} - {S_{{\text{OCmin}}}}}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (5)

      同时储能在参与电网频率调节时需要对其输出功率进行限制,其限制条件如式(6)所示:

      $$ \Delta P_{\text{E}\text{,}\mathrm{min}}\le \Delta {P}_{\text{E}}^{*}\le \Delta P_{\text{E}\text{,}\mathrm{max}} $$ (6)

      式中:$\Delta P_{\text{E},\mathrm{min} }$$\Delta P_{\text{E},\mathrm{max}}$分别为储能电源参与电网一次调频时的出力额上下限值。通过式(6)及式(5)可得:

      $${ E_\text{N}}\ge \mathrm{max}\left\{\frac{\mathrm{max}{\left(\displaystyle {\int }_{t}^{t\text+\Delta t}\Delta {P}_{\text{E}}^{*}\text{d}t\right)}}{{S}_{\text{OCmax}}-{S}_{\text{OC}t}}\text{,}\frac{-{\rm{min}}{\left(\displaystyle {\int }_{t}^{t\text+\Delta t}\Delta {P}_{\text{E}}^{*}\text{d}t\right)}}{{S}_{\text{OC}t}-{S}_{\text{OCmin}}}\right\} $$ (7)

      当式(7)取等号时,即为能够满足电网调频需求以及储能电池SOC限制的储能额定容量最小值。

    • 为了能够充分发挥储能虚拟惯性控制及虚拟下垂控制的优势,引入2种控制模式的出力分配比例系数,同时通过电池SOC状态实时反馈,调节储能电池的充放电控制系数,防止电池过充或过放。

    • 结合储能电池虚拟惯性控制及虚拟下垂控制方式的性能特征,在电网频率上升阶段采用以虚拟惯性控制为主,虚拟下垂控制为辅的策略,以电网频率偏差达到最大值时刻为界,电网频率恢复阶段应以虚拟下垂控制方式为主,虚拟惯性控制为辅。此时储能电池的控制函数如式(8)所示:

      $$ \Delta P_{\text{E}} = {a_1}K_{\text{W}}\dfrac{{{\text{d}}\Delta f}}{{{\text{d}}t}}{\text{ + }}{a_2}K_{\text{G}}\Delta f $$ (8)

      式中$ a_1 $$ a_2 $分别代表虚拟惯性控制及虚拟下垂控制的分配比例系数。当系统发生负荷扰动时,在频率变化不同阶段,通过电网频率偏差实时调节$ a_1 $$ a_2 $的值,在频率上升阶段$ a_1 $$ a_2 $的控制函数如式(9)所示:

      $$ \left\{ \begin{gathered} a_{\text{1 }=}{{\text{e}}^{ - n\Delta f}} \geqslant 0.5 \hfill \\ a_{\text{2 }} = 1- {{\text{e}}^{ - n\Delta f}} \leqslant 0.5 \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (9)

      由式(9)可知,在电网频率上升阶段,$ {a_1} $逐渐由1降为0.5,同时$ {a_2} $由0上升为0.5。同时,$ {a_1} $=$ {a_2} $=$ 0.5 $能为频率偏差达到最大值时2种控制方式的平滑切换做充足准备。

      在电网频率恢复阶段,为了改善电网的稳态频率偏差,应当充分发挥储能电池虚拟下垂控制的优势,同时以虚拟惯性控制为辅,此时$ {a_1} $$ {a_2} $的控制函数如式(10)所示:

      $$ \left\{ \begin{gathered} a_{\text{1 }}={\left(\frac{{\Delta f - \Delta f_{\text{low}}}}{{\Delta f_{\text{max}} - \Delta f_{\text{low}}}}\right)^n} \leqslant 0.5 \hfill \\ a_{\text{2 }} = 1- {\left(\frac{{\Delta f - \Delta f_{\text{low}}}}{{\Delta f_{\text{max}} - \Delta f_{\text{low}}}}\right)^n} \geqslant 0.5 \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (10)

      式中:Δfmax表示电网频率偏差最大值;Δflow为储能电池参与电网一次调频的阈值,由式(10)可知,在频率恢复阶段,$ {a_1} $的值由0.5减至0,$ {a_2} $由0.5增加到1,恒有$ {a_1} $<$ {a_2} $$ {a_1} $+$ {a_2} $=1。通过上述分配比例系数控制,不仅能够保持储能的一次调频效果,且能够保证2种储能控制方式参与度的平滑改变。以$ {a_1} $为例,其随电网频率偏差变化的曲线如图2所示。

      图  2  虚拟惯性控制分配比例系数−频率偏差变化曲线

      Figure 2.  Curve of virtual inertial control distribution coefficient vs. frequency deviation change

    • 当电网发生负荷扰动时,若储能电池一直以最大虚拟惯性及虚拟下垂控制系数出力,容易导致电池SOC越限的情况,不仅不利于电池使用,而且容易引起电网频率二次跌落。对于电池SOC的评估,一般将电池SOC分为4类,最小值(SOCmin=0.1)、较低值(SOClow=0.45)、较高值(SOChigh=0.55)及最大值(SOCmax=0.9)。根据SOC区间的划分,通过引入线性分段函数改变储能的充放电控制系数,能够有效平滑储能出力过程。当电池充电时,具体的控制函数如式(11)及式(12)所示:

      $$ K_{\text{W(SOC)}} = \left\{ \begin{gathered} K_{\rm{W}}{\text{ , 0}} \leqslant {S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.55}} \hfill \\ \frac{{0.9 - {S_{{\text{OC}}}}}}{{0.35}} \cdot K_{\rm{W}}{\text{ , 0}}{\text{.55 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.9}} \hfill \\ 0{\text{ , 0}}{\text{.9 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{1}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (11)
      $$ K_{\text{G(SOC)}} = \left\{ \begin{gathered} K_{\rm{G}}{\text{ , 0}} \leqslant {S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.55}} \hfill \\ \frac{{0.9 - {S_{{\text{OC}}}}}}{{0.35}} \cdot K_{\rm{G}}{\text{ , 0}}{\text{.55 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.9}} \hfill \\ 0{\text{ , 0}}{\text{.9 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{1}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (12)

      当电池放电时,储能电池控制系数函数模型如式(13)及(14)所示:

      $$ K_{\text{W(SOC)}} = \left\{ \begin{gathered} {\text{0 , 0}} \leqslant {S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.1}} \hfill \\ \frac{{S_{\text{OC}} - {\text{0}}{\text{.1}}}}{{0.35}} \cdot K_{\rm{W}}{\text{ , 0}}{\text{.1 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.45}} \hfill \\ K_{\rm{W}}{\text{ , 0}}{\text{.45 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{1}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (13)
      $$ K_{\text{G(SOC)}} = \left\{ \begin{gathered} {\text{0 }}, {\text { 0}} \leqslant {S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.1}} \hfill \\ \frac{{{S_{{\text{OC}}}} - {\text{0}}{\text{.1}}}}{{0.35}} \cdot K_{\rm{G}},{\text{ 0}}{\text{.1 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{0}}{\text{.45}} \hfill \\ K_{\rm{G}},{\text{ 0}}{\text{.45 < }}{S_{{\text{OC}}}} \leqslant {\text{1}} \hfill \\ \end{gathered} \right. $$ (14)

      式中:$ K_{\text{W(SOC)}} $$ K_{\text{G(SOC)}} $分别为基于电池SOC自适应反馈调节后储能电池的虚拟惯性及虚拟下垂控制系数,当电池SOC达到对应的较高/低值时,通过对上述参数的调整,调整电池出力,防止其过度使用。

      将储能电池参与电网调频的死区设置为0.033 Hz,以电网负荷突减为例,所提储能控制策略参与电网一次调频过程表现如下文所述。

      1)电网负荷突减时,通过对储能电源SOC及电网频率偏差进行判断,当电网频率偏差大于0.033 Hz,储能电源SOC>0.1时,电池充电消纳电网功率;否则电池不动作。

      2)在电网频率上升阶段,通过式(9)实时确定储能2种控制方式的分配比例系数,从而保证储能采取虚拟惯性为主,虚拟下垂为辅,以减小电网最大频率偏差,同时根据式(11)及式(12)调节储能2种控制方式的控制系数,并通过式(8)计算电池出力。

      3)在电网频率偏差达到最大值后(频率恢复阶段),通过式(9)与式(10)之间的切换,此后恒有$ {a_1} $<$ {a_2} $,储能电池采取以虚拟下垂为主,虚拟惯性为辅的控制策略,同时通过式(11)及式(12)自适应调整储能充电控制系数,利用式(8)确定储能电池消纳功率值,最后当电网频率偏差达到稳态值时,表示一次调频结束。

      当依据上述控制策略,使储能参与系统一次调频时,其流程如图3所示。

      图  3  储能电池参与电网一次调频流程

      Figure 3.  Energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

      同理,当电网发生负荷突增时,储能电池放电为电网提供额外功率,其放电控制原理可由上述流程类比确定。

    • 火电机组容量为600 MW,储能电池容量为9 MW/1 (MW·h)(为更直观地呈现不同策略对储能电池SOC的影响,故配置较小的电池容量),频率基准值为50 Hz,电力系统的变量及参数如表1所示。

      表 1  电力系统变量及参数

      Table 1.  Power system variables and parameters

      参数/变量含义单位取值
      Tg调速器时间常数s0.1
      Tt汽容时间常数s0.2
      Tr再热时间常数s10
      Kr再热系数25
      H惯性时间常数s5.92
      D负荷阻尼系数Hz/pu2.75
      ΔPE储能电池输出功率pu
      ΔPL负荷扰动pu
      ΔPg火电机组输出功率pu
      Δf频率偏差Hz
      R发电机频率因子pu /Hz0.05
      KW虚拟惯性控制系数3.8
      KG虚拟下垂控制系数3.45

      系统总体结构如图4所示,图4ABCD点分别代表系统火电机组输出功率、系统负荷扰动、储能输出功率接入点及电网频率偏差。

      图  4  储能电池参与电网一次调频系统总体结构

      Figure 4.  Overall structure of energy storage battery participating in power grid primary frequency regulation

    • 在基于Matlab/Simulink环境对所提方法进行验证。在电网发生负荷突减、负荷突增、以及负荷随机扰动3种情况下对比无储能、直接切换法、全程参与法进行分析。

      1)情况1:电网负荷突减。

      在20 s时电网负荷突减0.08 pu,电池初始SOC为0.35,电池通过充电参与电网一次调频,充电过程中储能充电控制系数随SOC动态变化如图5所示。当0.35<SOC<0.55时,电池以最大充电控制系数充电,当0.55<SOC<0.9时,此时为了防止电池由于过充导致系统二次扰动的问题,根据电池SOC实时调整储能电池的充电控制系数。相对于本文方法,直接切换法在电网频率偏差达到最大值之前电池以最大虚拟惯性控制系数充电,此后以最大虚拟下垂控制系数充电,2种方式的切换易引起电池出力突变;全程参与法在调频阶段储能电池则一直以最大充电控制系数进行充电,虽能够保证系统频率调节的效果,却易使电池SOC达到限值。

      图  5  负荷突减时储能控制参数变化

      Figure 5.  Variation of energy storage control parameters under sudden load reduction

      当电网负荷突减时,由图6表2可知无储能、直接切换法、本文方法的最大频率偏差分别为7.98×10−3、7.29×10−3、6.72×10−3,虽然控制结果均满足CPS标准,但相对于前2种控制方式,本文方法调节电网最大频率偏差的能力分别提高了14.9%及7.8%;同时全程参与法虽然调频效果优于本文控制策略,但由图7可知,当利用储能全程参与控制策略电池SOC达到0.9时,直接切换法及本文方法SOC分别为0.862 4及0.764 2,由于上述2种控制方式电池SOC达到限制,电池退出调频导致频率二次变化,本文方法相对于直接切换法及全程参与法在电池SOC维持效果方面分别提高了16.3%及11.2%,能够保持良好的SOC动态特征。

      图  6  负荷突减时电网频率偏差曲线

      Figure 6.  Power grid frequency deviation curve under sudden load reduction

      表 2  0.08阶跃扰动条件下调频指标

      Table 2.  Frequency regulation index under the condition of 0.08 step disturbance

      方法ΔfmSOC
      无储能7.980×10−3
      本文方法6.720×10−30.764 2
      直接切换法7.290×10−30.862 4
      全程参与法5.801×10−30.900 0

      图  7  负荷突减时储能电池SOC变化曲线

      Figure 7.  SOC Variation of energy storage battery under sudden load reduction

      2)情况2:电网负荷突增。

      为了进一步验证本文所提控制策略与上述2种储能传统控制方式相比的优势,本文对电网发生负荷突增0.1 pu,储能电池初始SOC为0.6的情况下进行了仿真对比,由图8及情况1中对应情况类比分析可知,使用本文方法的储能控制参数相比于直接切换法能够避免由于控制方式的切换所带来的储能电池出力发生阶跃变化的问题,同时,与全程参与法相比则能够根据储能电池SOC实时调整其控制系数,提高储能SOC的维持效果。

      图  8  负荷突增时储能控制参数变化

      Figure 8.  Control parameter variation under sudden load increase

      当电网负荷突增时,储能电池放电为电网提供功率补偿,图9表3可知,所提方法相对于无储能及直接切换法在调节电网最大频率偏差的能力分别提高了15.2%及7.5%。全程参与法调频效果虽优于所提方法,但由图10可知,利用全程参与法控制储能参与调频,电池SOC最先达到SOC限值0.1,同时储能退出调频会引起电网频率二次跌落,同时本文方法储能SOC值为0.23,不会出现电网频率的二次跌落,相对于直接切换法及全程参与法储能电池SOC维持效果分别提高了16.5%及10.7%,电池有更充足的能量参与电网一次调频。

      图  9  负荷突增时电网频率偏差曲线

      Figure 9.  Power grid frequency deviation under sudden load increase

      表 3  −0.1阶跃扰动条件下调频指标

      Table 3.  Frequency regulation index under the condition of −0.1 step disturbance

      方法ΔfmSOC
      无储能−9.974×10−3
      本文方法−8.086×10−30.23
      直接切换法−8.853×10−30.14
      全程参与法−7.254×10−30.1

      图  10  负荷突增时储能电池SOC变化曲线

      Figure 10.  Curve of SOC variation of energy storage battery under sudden load increase

      3)情况3:电网负荷连续波动。

      假设在10 s时电网负荷突增0.12 pu,40 s时电网负荷突减0.18 pu,70 s时电网负荷突增0.16 pu的连续负荷扰动,如图11所示为本文方法下储能控制参数变化图,10 s对应的扰动在电池SOC高于0.45时,储能以最大放电参数出力,以SOC到0.45为界储能控制参数动态变化,防止电池过放;40 s时,电池SOC较低,则以最大充电参数充电,68 s时电池SOC达到较高值,通过实时调节储能控制系数,防止电池过充引起频率二次变化,70 s时参数分析则与10 s时的情况相似,仿真结果如图1113所示。

      图  11  负荷连续扰动时储能控制参数变化

      Figure 11.  Change of energy storage control parameters under continuous load disturbance

      图  12  负荷连续扰动时电网频率偏差曲线

      Figure 12.  Power grid frequency deviation curve under continuous load disturbance

      图  13  负荷连续扰动时储能电池SOC变化曲线

      Figure 13.  SOC variation curve of energy storage battery under continuous load disturbance

      图12所示,当电网发生连续负荷扰动时,所提方法与无储能以及直接切换法相比能够降低系统的最大频率偏差,且在稳态频率偏差方面能够达到与直接切换法及全程参与法相近的调节效果;虽然储能全程参与控制策略在调节系统最大频率偏差方面更加明显,但是,如图13所示在储能电池SOC维持效果方面,所提控制策略的效果更佳,能够使其留有更多的容量参与系统调频,从而可以提高储能电池的循环寿命。

    • 1)利用综合控制策略使储能参与电网一次调频时,能够明显降低电网频率偏差,防止电网频率二次变化,同时能够改善电池SOC,防止电池过充或过放,提高电池使用寿命。

      2)根据电网频率偏差动态调整的储能分配比例系数,能够实现2种控制方式的平滑切换,充分发挥二者的优势,相较于无储能、直接切换法在电网最大频率偏差的控制能力上,分别提高了约15%、7.6%。

      3)根据电池SOC自适应调整储能充放电控制系数,能够防止电网频率二次跌落,改善电池SOC特征,相对于直接切换法、全程参与法,本文方法在SOC的维持能力方面分别提高了约16%、11%。

参考文献 (20)

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