CN112701706A - 一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法及系统 - Google Patents
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Abstract
一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法及系统，建立电池组模型，选取铅酸蓄电池模块作为电池储能电站的主要能量来源；建立基于同步机标准三阶模型的主动支撑控制策略，为低惯量、弱阻尼的新能源电力系统提供必要的惯量特性与阻尼特性；分析了电力系统多时间尺度的调频过程，为了满足电力系统的多时间调频过程的需求，提出利用储能电站的能量吞吐能力、爬坡速率和额定电量等指标对储能电站提供调频辅助服务的灵活性进行衡量；最后提出基于主动支撑控制的储能电站参与系统二次调频的控制方法，对储能电站参与系统二次调频进行分析。能更好的辅助传统机组恢复转子转速，实现稳态频率零偏差，同时削弱电网频率的突然变化对电网的冲击影响。
Description
技术领域
本发明属于电池储能电站参与电网调频技术领域，尤其涉及一种基于主动支撑控制的电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法及系统。
背景技术
近年来，风电、光伏等新能源机组在电网中渗透率不断增加，然而新能源机组中的电力电子器件几乎不具备惯量特性与阻尼特性，导致电力系统的频率支撑能力下降，这对电力系统的调频手段提出了更高的要求。目前，我国主要利用火电机组与水电机组进行电力系统调频，但是火电机组响应时滞长、爬坡速率低，不能准确跟踪电网调度的调频指令，存在调节延迟、调节偏差和调节反向等现象；相比于火电机组，水电机组虽然响应较快，但其建设受到地理条件的限制，整体可提供的调频容量较为有限。
而基于主动支撑控制的电池储能技术，不仅能够增加电力系统的整体惯量，同时储能装置还有更快的响应速率与爬坡速度，并且储能电站的建设位置较为灵活，能很好地提供频率调节的辅助服务。
中国电机工程学报2015年第35(11)期－电池储能系统的多时间尺度仿真建模研究及大规模并网特性分析：电力系统在时间尺度上具有高度复杂性，该文献提出来一种电池储能系统的多时间尺度模型。但该文献聚焦于中长期动态过程中储能电站对系统的影响，对多时间尺度短期调频过程并未过多涉及。
电工技术学报2019年第34(S2)期－基于分布式控制原理的电池储能系统二次调频控制：献[2]针对新能源电网调频能力不足的问题，提出了分布式储能装置参与二次调频的方案，但忽略了系统调频的多时间尺度对储能装置参数设置的影响。
发明内容
本发明提出一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法及系统，不仅能够有效改善新能源电网低惯量、弱阻尼的状况，还可为电力系统提供良好的调频辅助手段。
本发明的技术解决方案是：
一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法，具体按照以下步骤实施：
步骤一.建立储能电站的电池组模型，包括：
蓄电池模块的放电模型为：
式中：Em为蓄电池的开路电压，Rp为极化电阻，R0为放电过电压电阻，Ucell为单个蓄电池模块的电压，Icell为单个蓄电池模块的电流，τ0为双电层效应时间常数；
蓄电池组放电电流i(t)的放电过程中，t时刻电池组的荷电状态为：
式中Qn为蓄电池充满状态下单个电池模块的额定容量，Kcell与KRow分别为电池组中电池并联和串联个数；
为了快速得到SOC与电压的特性关系，将起点为SOC等于0时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC等于1时最大电压处，拟合一条蓄电池组SOC与开路电压特性直线，其线性表达式为
式中：Umax与Umin为电池组电压最大值与最小值；公式(1)-公式(3)构成了蓄电池组等效数学模型；
步骤二建立同步发电机标准三阶模型；
同步发电机的标准三阶模型是由同步发电机的二阶转子运动方程及一阶暂态电压方程构成，融入了同步发电机的暂态调压过程，同步发电机的标准三阶模型公式如下
式中：H为虚拟惯量，D为阻尼系数，ω为标幺值下的发电机角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，Pm为机械功率，Pe为电磁功率，δ为发电机功角，Td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，Eq′为q轴暂态电动势，Eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗，dω/dt为角频率对时间的微分(角频率的变化率),ω0为额定角频率，dδ/dt为功角对时间的微分(功角的变化率)；
步骤三.分析储能电站多时间尺度调频灵活性指标；
由于电力系统正常频率变化不超过额定频率±0.2Hz；即储能电站贡献的最大频率偏差量Δf为0.4Hz，则储能单元的最大调频出力为Pbattery-N，如下式：
式中：Δf为系统的频率变化量，σbattery％为储能电站的调差系数，fN为系统的额定频率，PN为储能电站的额定功率。
根据电力系统含一、二次调频的调频时长约为30min，配置储能的额定电量Ebattery为
Ebattery＝0.5Pbattery-N (6)
考虑到储能电站参与电网频率调控的能量吞吐能力，储能电站需要在系统一次调频的时长内完成调频功率输出，定义储能电站的爬坡速率ηbattery为：
式中：ΔPbattery-max是指在电网受到负荷扰动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率，Ts为系统一次频率调整时长；
步骤四.分析电池储能电站参与电网二次调频特性方法，包括：
虚拟同步发电机二次调频环节：
由虚拟同步发电机一次调速器模型，虚拟同步发电机二阶模型，虚拟同步发电机二次调频器环节以及二次调频控制器开关构成电池储能电站主动支撑控制的二次调频分析系统，当储能电站参与电网二次调频时，二次调频控制器开关Ksec闭合，将系统的频率变化量积分环节生产二次调频出力ΔPsec，不断的缩小频率变化量，使得Δf＝0为止，从而实现储能电站为电网提供二次调频辅助服务。
进一步，将铅酸蓄电池模块作为电池储能电站的主要能量来源，通过PQ测量模块输出的输出功率Pbattery与通过电池组变量模型模块输出的直流侧电压vdc作为输入信号输入到直流侧计算器模块，得到直流侧电流Idc作为电池组变量模型模块的输入特性，通过电池组变量模块得到单个蓄电池组模块的输出特性，包括单个蓄电池模块的电压Ucell、电流Icell及荷电状态(state of charge,SOC)，同时直流侧电压vdc作为直流侧计算器模块的输入信号和电池组变量模型模块的输出信号形成闭环控制，提高储能电站源端控制的可靠性。
电池储能电站主动支撑控制的二次调频分析系统，由虚拟同步发电器一次调速器模型，虚拟同步发电机二阶模型，虚拟同步发电机二次调频环节以及二次调频控制器开关构成，当储能电站参与电网二次调频时，二次调频控制器开关Ksec闭合。
本发明的有益效果是：
为了满足电力系统的多时间调频过程的需求，利用储能电站的能量吞吐能力、爬坡速率和额定电量等指标对储能电站提供调频辅助服务的灵活性进行衡量。储能电站通过二次调频能独自承担系统中不平衡功率，经过二次调频过后，传统机组经过暂态调节过程后恢复到初始运行点，转子动能重新恢复到扰动前，系统的频率恢复到初始值，最后达到储能电站与负荷波动的供需平衡。无需手动控制同步发电机原动机的调频器，能更好的辅助传统机组恢复转子转速，实现稳态频率零偏差。同时储能电站采用主动支撑控制策略能提高系统总体惯量水平，削弱电网频率的突然变化对电网的冲击影响。
附图说明
图1为本发明的电池储能电站源端特性框图；
图2是本发明的电池组模型示意图；
图3为本发明的同步发电机标准三阶模型框图；
图4为本发明的虚拟同步发电机调速器控制框图；
图5为本发明的虚拟同步发电机励磁器控制框图；
图6为本发明的电力系统调频时间尺度示意图；
图7为本发明的储能电站二次调频控制框图；
图8为本发明的电力系统二次调频特性曲线图；
图9为本发明环形供电系统图；
图10为本发明的二次调频仿真图。
具体实施方式
本发明提出一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法，具体按照以下步骤实施：
步骤1、建立储能电站的电池组模型；
如图1所示，将铅酸蓄电池模块作为电池储能电站的主要能量来源，通过PQ测量模块输出的输出功率Pbattery与通过电池组变量模型模块输出的直流侧电压vdc作为输入信号输入到直流侧计算器模块，得到直流侧电流Idc作为电池组变量模型模块的输入特性，通过电池组变量模块得到单个蓄电池组模块的输出特性，包括单个蓄电池模块的电压Ucell、电流Icell及荷电状态(state of charge,SOC)，同时直流侧电压vdc作为直流侧计算器模块的输入信号和电池组变量模型模块的输出信号形成闭环控制，提高储能电站源端控制的可靠性；
如图2所示，蓄电池模块的放电模型为：
式中：Em为蓄电池的开路电压，Rp为极化电阻，R0为放电过电压电阻，τ0为双电层效应时间常数。
蓄电池组放电电流i(t)的放电过程中，t时刻电池组的荷电状态(State ofCharge,SOC)为：
式中Qn为蓄电池充满状态下单个电池模块的额定容量，Kcell与KRow分别为电池组中电池并联和串联个数。
为了快速得到SOC与电压的特性关系，将起点为SOC等于0时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC等于1时最大电压处，拟合一条蓄电池组SOC与开路电压特性直线，其线性表达式为
式中：Umax与Umin为电池组电压最大值与最小值。由公式(1)-公式(3)得到蓄电池组等效模型：
模型中KRi为(RP+R0)-R0exp(t/τ0)，KRi在数值上近似于RP，KCa为电池组充满状态下的额定容量，与式(2)中Qn·Kcell·KRow数值相同，Tcell为电池组中单个蓄电池的积分时间常数，表征单个蓄电池在放电电流为Icell时电量耗尽所需时间，URi为单个蓄电池源端模型的压降；
步骤2、同步机标准三阶模型的建模分析；
同步发电机的标准三阶公式如下
式中：H为虚拟惯量，D为阻尼系数，ω为标幺值下的发电机角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，Pm为机械功率，Pe为电磁功率，δ为发电机功角，Td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，Eq′为q轴暂态电动势，Eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗，dω/dt为角频率对时间的微分即角频率的变化率),ω0为额定角频率，dδ/dt为功角对时间的微分即功角的变化率；同步发电机标准三阶模型结构如图3所示其中Pbref为储能电站发出有功功率的参考值，Pbattery为储能电站发出有功功率的实际值，由于本发明利用储能模拟同步发电机性质，所以Pbref与Pm对应，Pbattery与Pe对应，ωN为标幺值下的发电机额定角速度，s为微分算子，Ed′为d轴暂态电动势，E′qmax为允许输出的q轴暂态电动势上限值，E′qmin为允许输出的q轴暂态电动势下限值，Eqref为q轴参考电动势，Edref为d轴参考电动势。
如图4所示，虚拟同步发电机一次调速器的数学模型为
Pbref-Pb0＝Km(fref-fmeas) (8)
式中：fref为频率参考值，Pbref为功率参考值，Pb0为储能电站输出的有功功率，fmeas为频率实测值，Km为功频比例系数，该系数通过仿真实验获得；
如图5所示，同步发电机的自动调节励磁系统的数学模型为
式中：Umeas为逆变器出口电压的时测值，Uref为逆变器出口电压参考值，Δuf为励磁电压偏差量，Te为控制环节积分增益系数。由于励磁电压uf和强制空载电动势Eqe之间是为线性关系，公式如下：
式中：xad为直轴电枢反应绕组电抗，rf励磁绕组电抗，Kf为励磁比例系数，该系数通过仿真实验获得；
从而得到端电压偏差量与空载电动势偏差量的关系为：
步骤3、分析储能电站多时间尺度调频灵活性指标，包括：
目前电力系统存在四种调频过程，如图6所示，分别为惯性反应阶段调频，一次调频，二次调频和三次调频(发电厂重新分配)，电力系统多调频时间尺度如图6所示。这四种频率控制类别的数学表示方法如下。
惯量反应阶段旋转机组提供惯量支撑的功率Pinertia：
其中Kinertia为系统中提供惯量支撑改善频率变化率的等效比例系数，
为系统的频率变化率；
一次调频阶段承担调频任务机组的一次调频出力Pprimary：
Pprimary＝KprimaryΔf (13)
式中：Kprimary为一次调频过程中改善频率变化量的等效比例系数，Δf为系统的频率变化量；
二次调频过程调频机组承担的二次调频出力Psecondary：
Psecondary＝ΔPload-Pprimary (14)
式中：ΔPload为用户需求变化量；
三次调频责成各发电厂按照调度指令Pinstruction,j运行发电：
Ptertiary,j＝Pinstruction,j (15)
当大规模储能系统担任系统多时间尺度频率调节的时候，需要考虑到储能系统的充放电能力能否满足系统的调频需求，能否在最恶劣情况下保持着发电端与负荷端之间的供需平衡，这对储能电站为电网提供调频辅助服务的灵活性提出了要求，本发明提出从三个方面来衡量储能电站调频的灵活性，即储能电站的额定功率、额定电量、爬坡速率。
储能电站的调频出力为：
ΔPbattery＝-(KmΔf+DΔω) (16)
式中：Δf为系统频率测量值与参考值的偏差，Δω为转速变化量。储能电站的单位调节功率为：
储能电站的调差系数为：
为了实现储能电站比例系数Km满足于储能调频的多场景需求，同时降低储能投切对电网造成的冲击影响，根据SOC保持率来动态调节比例系数，本发明定义kb为储能电站的修正下垂系数。将储能电站的工作状态划分为三个区间；当SOC∈(SOCmax，1)时，储能电站只放不充，为了尽快SOC恢复到正常的工作区间，SOC越大储能电站的放电速率越大；当SOC∈(SOCmin，SOCmax)时，储能电站在正常的调频工作区间，充放自如；当SOC∈(0，SOCmin)时，蓄电池只充不放，为了SOC恢复到正常工作区间，SOC越小充电储能电站的充电越大。在不同的工作区间内根据SOC修正系统的下垂系数kb，公式为：
式中：kb0为正常工况下的下垂系数，k为极端情况下的修正系数。则储能电站充放电过程拟合到一起的分段调差系数表达式如式(17)所示：
当储能电站工作在调频区间时，储能电站的调频出力为：
由于电力系统正常频率变化不超过额定频率±0.2Hz；即储能电站贡献的最大频率偏差量Δf为0.4Hz，则储能单元的最大调频出力为储能电站的额定功率Pbattery-N，如下式：
根据电力系统调频时长(含一、二次调频)约为30min，配置储能的额定电量Ebattery为
Ebattery＝0.5Pbattery-N (6)
考虑到储能电站参与电网频率调控的能量吞吐能力，储能电站需要在系统一次调频的时长内完成调频功率输出，定义储能电站的爬坡速率ηbattery为：
式中：ΔPbattery-max是指在电网受到负荷扰动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率，Ts为系统一次频率调整时长。
步骤4，电池储能电站参与电网二次调频特性分析，包括：步；
虚拟同步发电机二次调频环节：
如图7所示，由虚拟同步发电机一次调速器模型，虚拟同步发电机二阶模型，虚拟同步发电机二次调频环节以及二次调频控制器开关构成电池储能电站主动支撑控制的二次调频分析系统。系统正常运行时，该控制系统不动作；当电力系统发生扰动时，U、f产生偏差量，输入到分析系统中，一次调速器开始自动控制，由于一次调速是有差调节，如果想恢复到设定的参考值，则需要手动进行二次调频，通过储能去提供二次调频，能完全去提供负荷所缺失的功率，使f和p恢复到参考值。即当储能电站参与电网二次调频时，二次调频控制器开关Ksec闭合，将系统的频率变化量积分环节生产二次调频出力ΔPsec，不断的缩小频率变化量，使得Δf＝0为止，从而实现储能电站为电网提供二次调频辅助服务。二次调频过程中，储能电站的调频出力分为下垂分量，阻尼分量以及二次调频分量，最后储能电站实现对系统不平衡功率的完全消纳，经过二次调频过后，传统机组经过暂态调节过程后恢复到初始运行点，转子动能重新恢复到扰动前，系统的频率恢复到初始值，最后达到储能电站与负荷波动的供需平衡。
如图8所示，储能电站参与系统二次调频过程中，无需要手动控制同步发电机原动机的调频器，同步发电机的有功功率静态频率特性曲线无平移就可以达到系统功率的供需平衡，而是储能电站增加相应调频出力储能电站通过提供调频出力ΔPbattery与负荷扰动量ΔPL0相匹配，从而实现电力系统中能量的供需平衡。
该分析方法涉及的计算机控制程序存贮在计算机硬盘中，将输出信号传给逆变器进行控制。
仿真搭建如图9所示的环网供电网，其中σG1％＝2.6，σG2％＝4.8，选取参数H＝10，D＝30，σbattery％分别设置为0.32，0.92和1.98，Tsce＝0.09s，设置负荷扰动t＝300s时有功负荷突减10MW，t＝400s时有功负荷突增10MW，当储能电站调频控制器中的二次调频器开关Ksec闭合时，二次调频控制器启动，系统的实测频率f，储能电站的调频出力Pbattery，系统的转速变化量dω，G1的调频出力PG1，G2的调频出力PG2及光伏电站的有功出力PPV仿真波形图如图10所示。
t＝300s时系统负荷突减10MW，环网中承担调频任务的两台同步发电机组及一台储能电站同时启动调频控制器进行频率调节，两台旋转机组吸收系统中的过剩能量转化为转子动能，转子转速增加，系统频率f随着增大，当储能电站根据系统调频需求开始逐渐吸收功率进行充电时，传统机组出力PG1和PG2将会随着储能电站吸收功率的增加而减速，当储能电站的二次调频吸收功率ΔPbattery与负荷扰动量ΔPL0相等时，即储能电站吸收的有功达到10MW时，环形供电网重新完成供需平衡，系统的稳态频率f恢复到50Hz，二次调频过程结束，在下一次负荷扰动之前，储能电站为了维护系统频率稳定将保持功率吸收状态。
当t＝400s时系统负荷突增10MW，两台旋转机组为了满足系统的负荷需求，将部分转子动能转化为输出机械功率实现环网的供需平衡，转子转速降低，系统频率随之减小，这时储能电站根据系统的实测频率变化量开始释放电能进行二次频率调节，旋转机组将会吸收储能电站提供的调频出力用以恢复自身的转子动能，随着储能电站输出功率的不断增加，两台旋转机组输出的有功出力将不断减小，系统的稳态频率开始恢复，当储能电站的二次调频出力ΔPbattery与负荷扰动量ΔPL0相等时，即储能电站提供的有功出力达到10MW时，环形供电网重新实现供需平衡，系统的稳态频率恢复到50Hz，二次调频过程结束，在下一次负荷扰动之前，储能电站为了维护系统频率稳定将保持释放能量状态。
由此可以看出本发明利用储能电站参与系统二次调频可以实现电网频率的无差调节，在调频过程中辅助传统机组恢复转子转速，提高新能源系统的频率稳定性。
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：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (3)
1.一种电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法，其特征是：
步骤一建立储能电站的电池组等效数学模型，包括：
蓄电池模块的放电模型：
式中：Em为蓄电池的开路电压，Rp为极化电阻，R0为放电过电压电阻，Ucell(t)为t时刻单个蓄电池模块的电压，Icell为单个蓄电池模块的电流，τ0为双电层效应时间常数；
蓄电池组放电电流i(t)的放电过程中，t时刻电池组的荷电状态：
式中Qn为蓄电池充满状态下单个电池模块的额定容量，Kcell与KRow分别为电池组中电池并联和串联个数；
将起点为SOC等于0时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC等于1时最大电压处，拟合一条蓄电池组SOC与开路电压特性直线，其线性表达式为
式中：Umax与Umin为电池组电压最大值与最小值；。
步骤二建立同步机标准三阶模型，具体如下：
式中：H为虚拟惯量，D为阻尼系数，ω为标幺值下的发电机角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，Pm为机械功率，Pe为电磁功率，δ为发电机功角，Td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，Eq′为q轴暂态电动势，Eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗，dω/dt为角频率对时间的微分即角频率的变化率,ω0为额定角频率，dδ/dt为功角对时间的微分即功角的变化率；
步骤三 分析储能电站多时间尺度调频灵活性指标，包括：
储能单元的最大调频出力Pbattery-N，如下式：
式中：Δf为系统的频率变化量，σbattery％为储能电站的调差系数，fN为系统的额定频率，PN为储能电站的额定功率；
配置储能电站的额定电量Ebattery为
Ebattery＝0.5Pbattery-N (6)
定义储能电站的爬坡速率ηbattery为：
式中：ΔPbattery-max是指在电网受到负荷扰动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率，Ts为系统一次频率调整时长；
步骤四利用电池储能电站参与电网二次调频，包括：
虚拟同步发电机二次调频环节：
由虚拟同步发电机一次调速器模型，虚拟同步发电机二阶模型，虚拟同步发电机二次调频环节以及二次调频控制器开关构成电池储能电站主动支撑控制的二次调频分析系统，当储能电站参与电网二次调频时，二次调频控制器开关Ksec闭合，将系统的频率变化量积分环节生产二次调频出力ΔPsec，不断的缩小频率变化量，使得Δf＝0为止，从而实现储能电站为电网提供二次调频辅助服务。
2.根据权利要求1所述的电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法，其特征是：将铅酸蓄电池模块作为电池储能电站的主要能量来源，通过PQ测量模块输出的输出功率Pbattery与通过电池组变量模型模块输出的直流侧电压vdc作为输入信号输入到直流侧计算器模块，得到直流侧电流Idc作为电池组变量模型模块的输入特性，通过电池组变量模块得到单个蓄电池组模块的输出特性，包括单个蓄电池模块的电压Ucell、电流Icell及荷电状态(state of charge,SOC)，同时直流侧电压vdc作为直流侧计算器模块的输入信号和电池组变量模型模块的输出信号形成闭环控制，提高储能电站源端控制的可靠性。
3.如权利要求1所述的电池储能电站参与电网二次调频特性分析方法的电池储能电站主动支撑控制的二次调分析系统，由虚拟一次调速器模型，同步发电机二阶模型，虚拟二次调频模型以及二次调频控制器开关构成，当储能电站参与电网二次调频时，二次调频控制器开关Ksec闭合。
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