CN110429614B - 模拟低频减载控制模式的分布式储能装置频率控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了模拟低频减载控制模式的分布式储能装置频率控制方法。本发明首先根据系统最大功率缺额和电力系统负荷调节效应系数计算接入系统调频的分布式储能装置功率。其次给出各轮动作频率和动作功率。然后将动作功率分配给各分布式储能装置。最后根据测量频率，对应各轮继电器动作，控制分布式储能装置发出相应动作功率，控制系统频率的下降。本发明模拟低频减载装置的控制模式，逐次逼近系统功率缺额，减少系统频率的下降，减少参与频率控制的储能装置，减少储能装置的充放电过程，提高储能装置的寿命和经济性。

Description

模拟低频减载控制模式的分布式储能装置频率控制方法
技术领域
本发明属于电力信息技术领域，涉及分布式储能装置的频率控制方法。
背景技术
2015年9月19日，华东电网某馈入特高压直流双极闭锁，受端电网损失功率4900MW，电网频率最低跌至49.56Hz[1]。如果电网遇到发生多回直流同时闭锁等严重故障，电网频率将产生更严重的跌落，甚至可能导致电力系统频率崩溃。为保证直流故障后电网稳定安全稳定运行，通常综合采用多直流提升、抽蓄电站切泵等措施来平衡电网功率的缺额，但在直流严重故障下仍不足以阻止电网的频率跌落，紧急切负荷措施依然是必要手段[2-4]。
新能源发电的快速发展，在电网中比例不断上升，但风电、太阳能发电的快速波动特性对电网频率稳定性造成冲击，而其最大功率跟踪控制不能响应系统频率变化，给电力系统造成较大的调控负担，调频容量需求增加。
对于大规模电网，考虑到储能快速响应特性以及容量单位成本较高，利用储能参与电网调频，相对于调峰只需配置较少的储能额定容量，成本更低，而且能够提升系统的频率稳定性。国内外利用储能装置参与系统调频技术还未达到充分研究利用，从电网安全运行角度，研究储能装置如何更好的参与系统调频，还是当前面临的关键问题。
文献[5]通过计算风电和负荷预测的偏差值，控制储能参与电网一次调频，减少了因风力和负荷预测产生的风险，但该方法更接近于通过平抑风电波动来减小频率波动，且目前来看，利用储能平抑风电波动收益过低。文献[6]以风储联合系统总收益最大为目标，考虑储参与减小弃风和二次调频服务，计及电池寿命损耗和储能SOC保持情况对调频表现的影响来制定储能控制策略，但未给出电池参与二次调频的单位调节功率具体系数选择方法。
动作时机和下垂系数的相关研究同样是时下国内外研究热点，文献[7]假设电池储能的额定功率为Prated，以±20m Hz为一次调频死区，即确定了其动作时机，同时控制电池储能在±20～±200m Hz内线性出力，则KE为(Prated/180)MW/m Hz，即可确定其动作深度，并基于储能实时动作深度的变化提出了一种储能运行的短期调度策略。文献[10]研究了为维持锂离子电池荷电状态在荷电状态运行参考值附近的额外充放电时刻，基于确定的调频控制要求(49.8～50.2Hz)及调频死区(±0.02Hz)，仿真分析表明不同策略的经济性会随荷电状态运行参考值的增大而变差。已有研究已对储能电池参与电网调频控制策略展开了初步探索，但鲜有从机理层面分析参与方法，且对于变下垂系数的求取并未给出详细的求解过程，无法充分发挥控制策略效能。
其中文献[11]以超级电容和钒氧化还原液流电池组成的混合储能系统为研究对象，为充分发挥超级电容的倍率性能与液流电池的能量性能，提出一种基于SOC分层优化的充放电控制策略，并研究了不同储能设备间SOC的协同问题，仿真结果表明了该方法可以平抑指定频段的波动，并保证储能设备SOC在合理范围，避免了过充过放的问题。文献[12]提出一种基于区域控制误差信号分布的独立AGC控制策略，仿真结果表明，利用10MW/3.66MWh电池储能系统可以在测试系统模型上替代约36mw的常规AGC机组，而不影响系统负荷中所经历的日常变化的AGC性能。文献[13]提出了一种结合变下垂控制和虚拟惯性的大容量储能参与电网一次调频的控制策略，但只基于虚拟下垂控制与虚拟惯性控制的初步结合，并未考虑对系统动态特性影响及调频需求，也未考虑储能电池荷电状态(SOC)的限制与变化。文献[14]提出了结合虚拟惯性和可变下垂控制的储能一次调频控制策略，考虑SOC对下垂控制系统进行修正。文献[15]提出基于灵敏度分析储能电池参与二次调频的控制策略。文献[16]提出利用储能装置模拟虚拟同步发电机来实现微网中频率恢复控制。文献[17]提出结合虚拟下垂和虚拟惯性，考虑基于SOC的自适应控制策略。
总体看来，国内外在大规模储能参与电网调频方面的研究取得了一定的进展，但仍存在几个方面有待深入研究：第一，现有的储能电源模型有许多种，何种储能技术调频效益更优以及建模问题有待研究。第二，现有文献的控制策略设计多以简单的扰动情况仿真，便验证了可变单位调节功率的有效性，缺乏结合负荷正常波动设计更合理的控制策略；第三已有的成本核算很少考虑实际运行过程中储能寿命减损的影响，以往的经济效益分析并不够准确，并且部分文献忽视了储能系统的实时市场价格。因此，结合储能经济技术特性，设计调频控制策略，更准确的核算储能的成本及经济收益，使储能系统更好地服务于电网调频，对加快储能参与电网调频辅助服务定价机制建设具有重要工程意义。
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发明内容
本发明针对现有技术中储能装置如果直接参与一次和二次调频，成本过高这个问题，提出储能装置不参与一次和二次调频，而是模拟低频减载方式，当频率下载到49Hz以下时，才利用储能装置调频，以免切负荷及造成更大的系统问题。提出了储能装置模拟低频减载装置的频率控制策略，包括接入调频控制的储能装置容量计算，各级动作频率的确定以及各级动作频率对应的储能装置动作功率计算。这种储能装置控制策略取代传统低频减载切负荷，提高了系统的供电可靠性，而且减少了储能装置参与一次或二次调频的充放电次数，增加了储能装置的寿命，减少了储能装置的调频成本。
本发明方法具体是：
步骤(1)建立电力系统潮流计算和动态仿真模型；
步骤(2)根据系统的最大功率缺额pqe和电力系统的负荷调节效应系数KL*，计算出用于系统调频的储能装置容量pCN；
根据负荷调节效应系数公式
Figure GDA0002622237980000051
展开表达式为：
Figure GDA0002622237980000052
推出
Figure GDA0002622237980000053
式中：fN为系统额定频率；fhf为储能装置调频后的恢复频率；PX为系统负荷功率；
步骤(3)分布式储能装置的动作频率模拟低频减载装置，分为几轮动作频率，第一轮动作频率和低频减载装置一样，设定系统允许的最低频率、动作级数、动作极差频率、动作时间、最低级动作频率；
步骤(4)计算各轮的储能装置的放电功率；考虑到自动装置的选择性，希望每一次动作频率动作后的恢复频率最大值相等为fhf0；
各轮恢复频率的最大值fhf0考虑为：当系统频率下降，并正好稳定在第i轮频率继电器的动作频率fopi时，第i轮继电器动作，并控制分布式储能装置发出放电功率ΔPCNi，于是频率回升到这一轮的最大恢复频率fhf0；
根据负荷调节效应系数可以推出各轮的储能装置的放电功率ΔPCNi：
Figure GDA0002622237980000054
到最后一轮，
Figure GDA0002622237980000055
步骤(5)测量储能装置所在系统频率；然后根据储能装置各轮动作频率和各轮动作功率动作；当频率下降到fop1，系统计算出储能装置的放电功率为ΔPCN1，然后根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；如果频率回升了，则储能装置则无需再动作；如果频率继续下降到fop2，触发第二轮频率继电器动作，则储能装置需增加的放电功率为ΔPCN2，根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；一直到找到功率的缺额的数值，系统频率重新稳定下来或者出现回升时，控制过程才会结束。
这种分布式储能装置控制策略也是借鉴了低频减载的控制模式，用逐次逼近的方法，及时计算出功率缺额，并让储能装置发出相应的功率，阻止频率的下降危及系统安全，给调度值班人员时间去调度处理。
采用模拟低频减载方式进行储能调频控制，当频率下降时，才利用储能装置调频。取代传统低频减载切负荷，提高了系统的供电可靠性，而且减少了储能装置参与一次或二次调频的充放电次数，增加了储能装置的寿命，减少了储能装置的调频成本。
附图说明
图1为本发明方法流程图；
图2为两机电力系统图。
图3为不同控制模式的仿真比较图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明作进一步说明。
a、参考图1，本发明储能调频控制按以下步骤：
b、步骤(1)：建立如图2所示两机电力系统潮流计算和动态仿真模型：
c、分析得到系统的最大功率缺额pqe＝100MW和电力系统的负荷调节效应系数KL*＝2，总负荷px＝120MW。
计算出用于系统调频的储能装置容量
Figure GDA0002622237980000061
根据负荷调节效应系数公式
Figure GDA0002622237980000062
展开表达式为：
Figure GDA0002622237980000063
推出
Figure GDA0002622237980000064
式中：fN为系统额定频率；fhf为储能装置调频后的恢复频率；PX为系统负荷功率。
因此最终确定该系统的储能装置安装容量为99.6MW。
d、分布式储能装置的动作频率模拟低频减载装置，分为6轮动作频率，第一轮动作频率和低频减载装置一样，设定为49Hz。动作级数为6，动作极差频率为0.2Hz，动作时间为0.3s。最低级动作频率为48Hz。
e、计算各轮的储能装置的放电功率；考虑到自动装置的选择性，希望每一次动作频率动作后的恢复频率最大值相等为49.5Hz。(是否要和上面字母对应上，进行参数说明和取值)
根据负荷调节效应系数可以推出各轮的储能装置的放电功率ΔPCNi：
Figure GDA0002622237980000071
当i＝1时，
Figure GDA0002622237980000072
当i＝2时，
Figure GDA0002622237980000073
当i＝3时，
Figure GDA0002622237980000074
当i＝4时，
Figure GDA0002622237980000075
当i＝5时，
Figure GDA0002622237980000076
当i＝6时，ΔPCN6＝99.6-(2.4+3.36+4.32+5.28+6.24)＝78MW
f、然后根据储能装置各轮动作频率和各轮动作功率检测频率，当频率下降到fop1，系统计算出储能装置的放电功率为ΔPCN1，然后根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；如果频率回升了，则储能装置则无需再动作。如果频率继续下降到fop2，触发第二轮频率继电器动作，则储能装置需增加的放电功率为ΔPCN2，根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；一直到找到功率的缺额的数值，系统频率重新稳定下来或者出现回升时，控制过程才会结束。
以下以图2中两机电力系统为例，说明本方法的效果。
利用模拟低频减载方式的储能装置调频控制，如图2中所示，未经过储能装置调频的结果，储能传统下垂控制，如图3所示，从图中可以看出采用模拟低频减载的储能装置调频控制对于频率的支撑有明显的效果。

Claims (1)

1.模拟低频减载控制模式的分布式储能装置频率控制方法，利用几轮频率继电器的动作，去逼近系统的实际功率缺额，其特征在于该方法的具体步骤是：
步骤(1)建立电力系统潮流计算和动态仿真模型；
步骤(2)根据系统的最大功率缺额pqe和电力系统的负荷调节效应系数KL*，计算出用于系统调频的储能装置容量pCN；
根据负荷调节效应系数公式
Figure FDA0002128337080000011
展开表达式为：
Figure FDA0002128337080000012
推出
Figure FDA0002128337080000013
式中：fN为系统额定频率；fhf为储能装置调频后的恢复频率；PX为系统负荷功率；
步骤(3)分布式储能装置的动作频率模拟低频减载装置，分为几轮动作频率，第一轮动作频率和低频减载装置一样，设定系统允许的最低频率、动作级数、动作极差频率、动作时间、最低级动作频率；
步骤(4)计算各轮的储能装置的放电功率；考虑到自动装置的选择性，希望每一次动作频率动作后的恢复频率最大值相等为fhf0；
各轮恢复频率的最大值fhf0考虑为：当系统频率下降，并正好稳定在第i轮频率继电器的动作频率fopi时，第i轮继电器动作，并控制分布式储能装置发出放电功率ΔPCNi，于是频率回升到这一轮的最大恢复频率fhf0；
根据负荷调节效应系数可以推出各轮的储能装置的放电功率ΔPCNi：
Figure FDA0002128337080000021
到最后一轮，
Figure FDA0002128337080000022
步骤(5)测量储能装置所在系统频率；然后根据储能装置各轮动作频率和各轮动作功率动作；当频率下降到fop1，系统计算出储能装置的放电功率为ΔPCN1，然后根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；如果频率回升了，则储能装置则无需再动作；如果频率继续下降到fop2，触发第二轮频率继电器动作，则储能装置需增加的放电功率为ΔPCN2，根据各分布式储能装置的SOC状态，分配到各储能装置功率信号，控制各储能装置功率放电出相应功率；一直到找到功率的缺额的数值，系统频率重新稳定下来或者出现回升时，控制过程才会结束。
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