CN109713733A - 大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于电网技术领域，尤其涉及一种大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法。包括确定电网故障后系统的功率差值P_差；当电网发生故障时，系统会产生负荷或电源损失和功率差额，通过调度监控系统得到此时电源发出功率与负荷消耗功率的功率差值P_差；判断功率差值P_差的正负；当P_差＞0时电源发出功率大于负荷消耗功率，增加负荷或减少机组出力；当P_差＜0时电源发出功率小于负荷消耗功率，减少负荷或增加机组出力；当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节；当P_差＜0时，采用储能放火电增调节。本发明显著提高电网故障状态的快速响应能力，提升储能快速功率支撑能力的大小，降低储能多倍充放的时间长度，保证储能设备的安全性。

Description

大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法

技术领域

本发明属于电网技术领域，尤其涉及一种大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法。

背景技术

随着可再生能源发电技术的日趋成熟，储能技术在增强电网对可再生能源发电调度控制能力的积极作用日益凸显。当前，分布式储能技术和大规模储能技术的发展已经成为了主要发展趋势，而对于大规模储能技术，响应速度快、容量大已经成为大规模储能技术在实际应用中的重要技术优势。一般对大规模的储能在容量上能够达到百兆瓦级，功率响应速度则能够达到秒级。

目前，针对传统火电机组，相关技术规范要求其功率响应速率最低要求不低于1.5％，即每分钟功率变化大小为额定功率的1.5％。由于机组类型的不同其响应速率一般会有差别。当机组在实际运行的中，一般常规燃煤机组的平均响应速率为1.5％，而对于燃气机组响应速率一般能够达到3％左右。当系统频率变化时，一般需要通过控制功率进行频率的调整，此时系统的功率响应速率对于电网的稳定至关重要。较大的功率响应速率能够在很短的时间内调整机组输出功率的大小，快速满足机组的功率缺额，使得系统能够保持稳定。因此，如何提高机组的功率响应速率对于系统稳定性的提高具有重要意义。

发明内容

针对上述目前火电机组功率响应速率慢的问题，本发明提供一种大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其目的是为了通过将大规模储能与火电机组联合，利用大规模储能技术的特性与火电机组特性相结合，有效提升电网故障状态快速响应能力。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：

大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，包括：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差；当电网发生故障时，系统会产生负荷或电源损失，此时系统会产生功率差额，通过调度监控系统得到此时电源发出功率与负荷消耗功率的功率差值P_差；

步骤二：判断功率差值P_差的正负；当P_差＞0时，此时电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；当P_差＜0时，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

步骤三：当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节；

步骤四：当P_差＜0时，采用储能放火电增进行调节。

所述步骤三：当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节，其调节方式是通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷，使得△P_储-充＝P_差；△P_储-充为储能充电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的充电负荷，使系统△P_储-充＝P_差，即系统功率平衡；

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步；如P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充；△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，慢速减少储能充电负荷，保证发电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等；

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率；此时△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

所述降低发电机功率，当区域内发电机数量为多台时，根据发电机容量大小，使得各发电机发电功率与自身额定功率之比相同。

所述发电机并未特指某一台发电机，此处主要指故障发生区域内的多台发电机，此时发电机负荷裕度可以满足系统负荷变化需求；多火电厂情况下，当对火电厂进行调节时，同种类型机组以调节后状态一致为标准进行调节，不同类型火电厂，在火电厂调节范围内，调节大小等比例。

所述储能并未特指某一台储能装置，指故障发生区域的多台大规模储能装置，此时储能装置利用容量大和功率多倍充放特性能够短时满足系统负荷变化需求；多储能同时参与时，首先考虑储能状态改变，状态一致情况下，在保证各储能装置工作状态的基础上以同一状态下储能装置功率变化率一致为基准。

所述步骤四：当P_差＜0时，采用储能放火电增进行调节；调节方式是通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷，使得△P_储-放＝|P_差|；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的放电负荷，使系统系统△P_储-放＝|P_差 |，即系统功率平衡；

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步；如P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放；△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，慢速减少储能放电负荷，保证发电机功率增加速率|D△P_发/dt|与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等；

第四步：当△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率；此时△P_储-放＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

所述P_差为固定值或非固定值，当为固定值时则按上述步骤进行调节；当P_差为非固定值时，此时以储能功率响应时间为P_差的测量更新时间，即每次储能功率调节后根据新测P_差值重新进行调节。

所述火电机组，设地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW；在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源	第一火电厂	第二火电厂	第一储能	第二储能
					工作状态	30MW	50MW	15MW(充电)	10MW(充电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能、第二储能工作在充电状态；当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝35MW，需要快速对功率不平衡进行调节；此时利用本发明方法快速对系统状态进行响应，控制步骤如下：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差＝35MW；

步骤二：判断功率差值P_差的正负；此时P_差＞0时，电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；

步骤三：由于P_差＞0，采用储能充火电降进行调节；调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷△P_储-充＝P_差＝35MW；此处增加储能充电负荷主要通过迅速提高第一储能与第二储能的充电负荷，并过负荷进行充电运行；采用平均分配令第一储能与第二储能的过载能力相同，即第一储能充电功率变为34MW，第二储能充电功率变为26MW；此时第一储能过载率为170％，第二储能过载率为173％，过载率近似相等；

第二步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0，则继续下一步；

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充；△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，储能充电负荷减少速率保持与发电机功率降低速率相同，即电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等；

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率；即此时发电机降的低发电功率总计为35MW，根据降低发电功率后各电厂发电功率与各自额定功率相同，则第一火电厂发电功率为22.5MW，第二火电厂发电功率为22.5MW；此时原本增加的△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态；

T₁时刻发生电网故障后，通过储能联合火电机组，有效提高电网故障状态快速响应能力，同时响应后期利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性。

所述火电机组，设该地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW；在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源	第一火电厂	第二火电厂	第一储能	第二储能
					工作状态	30MW	40MW	15MW(充电)	5MW(放电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能工作在充电状态，第二储能工作在放电状态；当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝-20MW，需要快速对功率不平衡进行调节；当储能快速响应完成T₂时刻时，此时系统再次发生故障P_差＝-10MW；利用本方法快速对系统状态进行响应，控制步骤如下：

步骤一：确定T₁时刻电网故障后系统的功率差值P_差＝-20MW；

步骤二：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

步骤三：由于P_差＜0，采用储能放火电增进行调节；调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝20MW；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，首先考虑第一储能状态为充电状态调整为放电状态，此时释放电量15MW，再控制第一储能放电增加至5MW，该过程可直接控制第一储能由充电状态变为放电5MW状态；

第二步：此时为T₂时刻，确定系统功率差值P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：确定T₂时刻P_差＝-10MW；

第四步：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

第五步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝10MW；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，此时第一储能与第二储能状态都为放电5MW状态，根据第一储能、第二储能的额定功率比对该负荷进行分配，则第一储能放电负荷变为11MW,第二储能放电负荷变为9 MW；

第六步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0MW，则继续下一步；

第七步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放；△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，储能放电负荷降低速度时刻保持|D△P_发/dt| 与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等；所述增加发电机功率，由于经两次状态变化，发电机需增加的功率总额为30MW，根据功率分配原则，则令第一火电厂、第二火电厂的发电功率都为55M W；

第八步：当发电机增加功率△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率；此时△P_储-放＝0MW，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态；

T₁时刻发生电网故障后，利用储能响应速度快的优势，快速响应消除系统的不平衡状态；当T₂时刻系统发生二次故障，此时继续利用储能响应的快速性，迅速恢复系统平衡状态；最后利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性；通过储能联合火电机组，提高了原本依靠火电机组进行响应的情况，响应速率由原来的1.5％提升至90％以上。

与现有技术相比，本发明的优点及有益效果为：

(1)本发明利用储能响应快速性但受容量限制的特性，与火电机组响应速率慢但功率具有持续性的特点相结合，在保证系统功率调节稳定性的的同时，显著提高了电网故障状态的快速响应能力。

(2)本发明将储能与火电机组联合，在储能响应快速性的基础上，充分利用储能整流逆变器可以多倍充放的特点，有效提升储能快速功率支撑能力的大小。

(3)本发明在电网快速响应后期，通过火电机组出力的支撑，有效降低了储能多倍充放的时间长度，在提高快速响应能力的基础上，有效保证了储能设备的安全性。

附图说明

为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。

图1是本发明的控制流程图；

图2是地区1电网的电源结构图；

图3是地区1情形1系统紧急状态情况下的控制流程图；

图4是地区1情形1电网故障状态快速响应效果图；

图5是地区1情形2系统紧急状态情况下的控制流程图；

图6是地区1情形2电网故障状态快速响应效果图。

具体实施方式

本发明一种大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，通过对大规模储能技术特性与火电机组特性进行分析，利用多种电源优势融合方案，提出了能够显著提升电网故障状态快速响应能力的方法。

如图1所示，图1为大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力方法的控制流程图，具体包括如下步骤：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差。当电网发生故障时，系统会产生负荷或电源损失，此时系统会产生功率差额，通过调度监控系统得到此时电源发出功率与负荷消耗功率的功率差值P_差。

步骤二：判断功率差值P_差的正负。当P_差＞0时，此时电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；当P_差＜0时，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力。

步骤三：当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节。调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷，使得△P_储-充＝P_差。△P_储-充为储能充电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的充电负荷，使系统△P_储-充＝P_差，即系统功率平衡。

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步。如P_差≠0，则重新进行步骤一。

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充。△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，慢速减少储能充电负荷，保证发电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等。

所述降低发电机功率，当区域内发电机数量为多台时，根据发电机容量大小，使得各发电机发电功率与自身额定功率之比相同。

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率。此时△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

所述发电机并未特指某一台发电机，此处主要指故障发生区域内的多台发电机，此时发电机负荷裕度可以满足系统负荷变化需求。多火电厂情况下，当对火电厂进行调节时，同种类型机组以调节后状态一致为标准进行调节，不同类型火电厂，在火电厂调节范围内，调节大小等比例。

所述储能并未特指某一台储能装置，此处主要指故障发生区域的多台大规模储能装置，此时储能装置利用容量大和功率多倍充放特性能够短时满足系统负荷变化需求。多储能同时参与时，首先考虑储能状态改变，状态一致情况下，在保证各储能装置工作状态的基础上以同一状态下储能装置功率变化率一致为基准。

步骤四：当P_差＜0时，采用储能放火电增进行调节。调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷，使得△P_储-放＝|P_差|。△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的放电负荷，使系统系统△P_储-放＝|P_差 |，即系统功率平衡。

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步。如P_差≠0，则重新进行步骤一。

第三步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放。△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，慢速减少储能放电负荷，保证发电机功率增加速率|D△P_发/dt|与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等。

第四步：当△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率。此时△P_储-放＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

所述P_差可以为固定值或非固定值，当为固定值时则按上述步骤进行调节。当P_差为非固定值时，此时以储能功率响应时间为P_差的测量更新时间，即每次储能功率调节后根据新测P_差值重新进行调节。

下面结合上述各个附图对本发明提出的具体实施方式做进一步的说明。如图1所示，为本发明所提出方法的控制流程图，利用该方法可以实现对电网故障状态时快速响应能力的有效提升。具体应用见实施例1和实施例2。

实施例1：

如图2所述为地区1电网的电源结构图。由结构图可知，该地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW。在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源	第一火电厂	第二火电厂	第一储能	第二储能
					工作状态	30MW	50MW	15MW(充电)	10MW(充电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能、第二储能工作在充电状态。当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝35MW，需要快速对功率不平衡进行调节。此时利用本发明方法快速对系统状态进行响应，如图3所示，主要控制步骤如下：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差＝35MW；

步骤二：判断功率差值P_差的正负。此时P_差＞0时，电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；

步骤三：由于P_差＞0，采用储能充火电降进行调节。调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷△P_储-充＝P_差＝35MW。此处增加储能充电负荷主要通过迅速提高第一储能与第二储能的充电负荷，并过负荷进行充电运行。采用平均分配令第一储能与第二储能的过载能力相同，即第一储能充电功率变为34MW，第二储能充电功率变为26MW。此时第一储能过载率为170％，第二储能过载率为173％，过载率近似相等。

第二步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0，则继续下一步。

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充。△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，储能充电负荷减少速率保持与发电机功率降低速率相同，即电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等。

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率。即此时发电机降的低发电功率总计为35MW，根据降低发电功率后各电厂发电功率与各自额定功率相同，则第一火电厂发电功率为22.5MW，第二火电厂发电功率为22.5MW。此时原本增加的△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

由图4的地区1情形1电网故障状态快速响应效果图可以看到，T₁时刻发生电网故障后，通过储能联合火电机组，有效提高电网故障状态快速响应能力，同时响应后期利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性。

实施例2：

如图2所述为地区1电网的电源结构图。由结构图可知，该地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW。在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源	第一火电厂	第二火电厂	第一储能	第二储能
					工作状态	30MW	40MW	15MW(充电)	5MW(放电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能工作在充电状态，第二储能工作在放电状态。当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝-20MW，需要快速对功率不平衡进行调节。当储能快速响应完成T₂时刻时，此时系统再次发生故障P_差＝-10MW。利用本发明方法快速对系统状态进行响应，如图5所示，主要控制步骤如下：

步骤一：确定T₁时刻电网故障后系统的功率差值P_差＝-20MW。

步骤二：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力。

步骤三：由于P_差＜0，采用储能放火电增进行调节。调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝20MW。△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，首先考虑第一储能状态为充电状态调整为放电状态，此时释放电量15MW，再控制第一储能放电增加至5MW，该过程可直接控制第一储能由充电状态变为放电5MW状态。

第二步：此时为T₂时刻，确定系统功率差值P_差≠0，则重新进行步骤一。

第三步：确定T₂时刻P_差＝-10MW。

第四步：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力。

第五步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝10MW。△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，此时第一储能与第二储能状态都为放电5MW状态，根据第一储能、第二储能的额定功率比对该负荷进行分配，则第一储能放电负荷变为11MW,第二储能放电负荷变为9 MW。

第六步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0MW，则继续下一步。

第七步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放。△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，储能放电负荷降低速度时刻保持|D△P_发/dt| 与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等。所述增加发电机功率，由于经两次状态变化，发电机需增加的功率总额为30MW，根据功率分配原则，则令第一火电厂、第二火电厂的发电功率都为55M W。

第八步：当发电机增加功率△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率。此时△P_储-放＝0MW，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

由图6的地区1情形2电网故障状态快速响应效果图可以看到，T₁时刻发生电网故障后，利用储能响应速度快的优势，快速响应消除系统的不平衡状态。当T₂时刻系统发生二次故障，此时继续利用储能响应的快速性，迅速恢复系统平衡状态。最后利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性。通过储能联合火电机组，提高了原本依靠火电机组进行响应的情况，响应速率由原来的1.5％提升至90％以上。

Claims (9)

1.大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差；当电网发生故障时，系统会产生负荷或电源损失，此时系统会产生功率差额，通过调度监控系统得到此时电源发出功率与负荷消耗功率的功率差值P_差；

步骤二：判断功率差值P_差的正负；当P_差＞0时，此时电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；当P_差＜0时，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

步骤三：当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节；

步骤四：当P_差＜0时，采用储能放火电增进行调节。

2.根据权利要求1所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述步骤三：当P_差＞0时，采用储能充火电降进行调节，其调节方式是通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷，使得△P_储-充＝P_差；△P_储-充为储能充电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的充电负荷，使系统△P_储-充＝P_差，即系统功率平衡；

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步；如P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充；△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，慢速减少储能充电负荷，保证发电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等；

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率；此时△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

3.根据权利要求2所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述降低发电机功率，当区域内发电机数量为多台时，根据发电机容量大小，使得各发电机发电功率与自身额定功率之比相同。

4.根据权利要求2所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述发电机并未特指某一台发电机，此处主要指故障发生区域内的多台发电机，此时发电机负荷裕度可以满足系统负荷变化需求；多火电厂情况下，当对火电厂进行调节时，同种类型机组以调节后状态一致为标准进行调节，不同类型火电厂，在火电厂调节范围内，调节大小等比例。

5.根据权利要求2所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述储能并未特指某一台储能装置，指故障发生区域的多台大规模储能装置，此时储能装置利用容量大和功率多倍充放特性能够短时满足系统负荷变化需求；多储能同时参与时，首先考虑储能状态改变，状态一致情况下，在保证各储能装置工作状态的基础上以同一状态下储能装置功率变化率一致为基准。

6.根据权利要求1所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述步骤四：当P_差＜0时，采用储能放火电增进行调节；调节方式是通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷，使得△P_储-放＝|P_差|；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，迅速增加区域内储能系统的放电负荷，使系统系统△P_储-放＝|P_差|，即系统功率平衡；

第二步：确定系统功率差值是否为0，如P_差＝0，则继续下一步；如P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放；△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，慢速减少储能放电负荷，保证发电机功率增加速率|D△P_发/dt|与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等；

第四步：当△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率；此时△P_储-放＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态。

7.根据权利要求6所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述P_差为固定值或非固定值，当为固定值时则按上述步骤进行调节；当P_差为非固定值时，此时以储能功率响应时间为P_差的测量更新时间，即每次储能功率调节后根据新测P_差值重新进行调节。

8.根据权利要求1所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述火电机组，设地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW；在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源 第一火电厂 第二火电厂 第一储能 第二储能 工作状态 30MW 50MW 15MW(充电) 10MW(充电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能、第二储能工作在充电状态；当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝35MW，需要快速对功率不平衡进行调节；此时利用本发明方法快速对系统状态进行响应，控制步骤如下：

步骤一：确定电网故障后系统的功率差值P_差＝35MW；

步骤二：判断功率差值P_差的正负；此时P_差＞0时，电源发出功率大于负荷消耗功率，需要增加负荷或减少机组出力；

步骤三：由于P_差＞0，采用储能充火电降进行调节；调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能充电负荷△P_储-充＝P_差＝35MW；此处增加储能充电负荷主要通过迅速提高第一储能与第二储能的充电负荷，并过负荷进行充电运行；采用平均分配令第一储能与第二储能的过载能力相同，即第一储能充电功率变为34MW，第二储能充电功率变为26MW；此时第一储能过载率为170％，第二储能过载率为173％，过载率近似相等；

第二步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0，则继续下一步；

第三步：降低发电机功率，同时减少储能充电负荷△P_储-充；△P_发为发电机降低的功率值，保持△P_发+△P_储-充＝P_差，此时在降低发电机功率的同时，储能充电负荷减少速率保持与发电机功率降低速率相同，即电机功率降低速率|D△P_发/dt|与储能充电负荷降低速率|D△P_储-充/dt|相等；

第四步：当△P_发＝P_差时，停止降低发电机功率；即此时发电机降的低发电功率总计为35MW，根据降低发电功率后各电厂发电功率与各自额定功率相同，则第一火电厂发电功率为22.5MW，第二火电厂发电功率为22.5MW；此时原本增加的△P_储-充＝0，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过降低发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态；

T₁时刻发生电网故障后，通过储能联合火电机组，有效提高电网故障状态快速响应能力，同时响应后期利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性。

9.根据权利要求1所述的大规模储能联合火电机组提高电网快速响应能力的方法，其特征是：所述火电机组，设该地区第一火电厂的额定功率为60MW，第二火电厂的额定功率为60MW，第一储能的额定功率为20MW，第二储能的额定功率为15MW；在T₁时刻前，该区域电网处于稳定状态，各电源工作状态保持稳定，功率输出分别为：

电源 第一火电厂 第二火电厂 第一储能 第二储能 工作状态 30MW 40MW 15MW(充电) 5MW(放电)

此时第一火电厂、第二火电厂工作在发电状态，第一储能工作在充电状态，第二储能工作在放电状态；当T₁时刻，区域内发生故障，系统发电功率与用电负荷之间产生功率差额P_差＝-20MW，需要快速对功率不平衡进行调节；当储能快速响应完成T₂时刻时，此时系统再次发生故障P_差＝-10MW；利用本方法快速对系统状态进行响应，控制步骤如下：

步骤一：确定T₁时刻电网故障后系统的功率差值P_差＝-20MW；

步骤二：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

步骤三：由于P_差＜0，采用储能放火电增进行调节；调节方式主要通过将大规模储能与火电机组联合，具体步骤包括：

第一步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝20MW；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，首先考虑第一储能状态为充电状态调整为放电状态，此时释放电量15MW，再控制第一储能放电增加至5MW，该过程可直接控制第一储能由充电状态变为放电5MW状态；

第二步：此时为T₂时刻，确定系统功率差值P_差≠0，则重新进行步骤一；

第三步：确定T₂时刻P_差＝-10MW；

第四步：判断功率差值P_差＜0，此时电源发出功率小于负荷消耗功率，需要减少负荷或增加机组出力；

第五步：增加储能放电负荷△P_储-放＝|P_差|＝10MW；△P_储-放为储能放电负荷变化值，利用储能系统的快速性和过负荷充放电能力，此时第一储能与第二储能状态都为放电5MW状态，根据第一储能、第二储能的额定功率比对该负荷进行分配，则第一储能放电负荷变为11MW,第二储能放电负荷变为9MW；

第六步：确定系统功率差值是否为0，此时P_差＝0MW，则继续下一步；

第七步：增加发电机功率，同时减少储能放电负荷△P_储-放；△P_发为发电机增加的功率值，保持△P_发+△P_储-放＝|P_差|，此时在增加发电机功率的同时，储能放电负荷降低速度时刻保持|D△P_发/dt|与储能放电负荷降低速率|D△P_储-放/dt|相等；所述增加发电机功率，由于经两次状态变化，发电机需增加的功率总额为30MW，根据功率分配原则，则令第一火电厂、第二火电厂的发电功率都为55MW；

第八步：当发电机增加功率△P_发＝|P_差|时，停止增加发电机功率；此时△P_储-放＝0MW，即储能恢复至原有状态，电网功率差额完全由发电机通过增加发电功率的方式进行抵消，系统处于平衡状态；

T₁时刻发生电网故障后，利用储能响应速度快的优势，快速响应消除系统的不平衡状态；当T₂时刻系统发生二次故障，此时继续利用储能响应的快速性，迅速恢复系统平衡状态；最后利用火电机组进行功率支撑，保证了响应调节效果的稳定性；通过储能联合火电机组，提高了原本依靠火电机组进行响应的情况，响应速率由原来的1.5％提升至90％以上。