CN112787340A - 一种火电与储能系统联合调频的控制方法 - Google Patents

一种火电与储能系统联合调频的控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种火电与储能系统联合调频的控制方法，包括以下步骤：步骤1、储能控制系统接到一次调频或DCS指令后，向储能系统发送充/放电指令；步骤2、储能系统执行充/放电指令，以“发电机功率±储能系统功率”回馈电网，满足电网需求；步骤3、DCS控制锅炉燃烧率等操作后，使发电机功率逐步升高或降低，并实时向储能控制系统发送发电机的实时功率；步骤4、储能控制系统接收到实时功率后，重复步骤1‑步骤3，直至一次调频信号消失且发电机功率与AGC指令要求的功率相匹配；步骤5、储能系统执行充/放电指令，使“发电机功率±储能系统功率”始终满足电网的负荷需求。本发明可快速响应电网调频需求，还可延长储能系统寿命。

Description

一种火电与储能系统联合调频的控制方法
技术领域
本发明涉及火电与储能系统控制领域，尤其涉及一种火电与储能系统联合调频的控制方法。
背景技术
近年来，随着新能源的加快发展，电力能源结构出现了重大调整。新能源入网装机占比逐年加大，特高压输送逐步实现电力的全国调用。在此基础上，由于新能源依靠风、光等自燃因素，存在电能功率未可预期的波动，从而影响整体电网的运行质量，对电网内原有的调频、调峰机组提出了更高的要求。
火电作为中国目前最为重要的发电型式，依托于中国富煤、少油、贫气的资源特点，仍将长期成为我国电力版图中最为重要的主力。因此，在新能源大力发展、电力大跨度调用的背景下，火电机组的调频、调峰品质，直接决定了电网的稳定运行状态。
为激励和提升火电机组进一步提高网内辅助服务的能力，各大区域电网出台了“两个细则”政策，依据对入网机组的辅助服务品质给予相应的奖惩。
现有技术中，电网通过AGC(Automatic Generation Control)指令将负荷需求发给机组，机组DCS(Distributed Control System)收到AGC指令之后形成机组负荷控制指令，从而通过主机调门、锅炉等指令增减燃料、送风、给水等主要参数，从而实现负荷的快速响应，进而实现调频需求。
但是，伴随机组容量不断扩大，机组固有惯性增加、机组负荷响应时间、控制精度、调频性能上存在先天不足，无法完全满足电网需求。部分机组大幅增加负荷控制难度，使机组长期、高频次往返奔跑，以牺牲机组经济性、设备寿命等代价换取“两个细则”收益。
因此，本领域的技术人员致力于开发一种火电与储能系统联合调频的控制方法，以解决上述问题。
发明内容
有鉴于现有技术的上述缺陷，本发明所要解决的技术问题是如何快速响应电网的调频需求，同时尽可能延长储能系统的寿命。
为实现上述目的，本发明提供了一种火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1、火电机组DCS接到电网要求所述火电机组增加或减少负荷的AGC指令后，根据所述火电机组的发电机功率和所述电网要求所述火电机组增加或减少负荷的数值，通过所述火电机组DCS控制和调整锅炉燃烧率等相关运行参数，向储能控制系统发送当前所述发电机功率，所述储能控制系统以“所述AGC指令与当前所述发电机功率的差值”向储能系统发送充/放电指令；
步骤2、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的充/放电指令后，执行所述储能控制系统的充/放电指令，以“所述发电机功率±储能系统功率”回馈电网，满足所述电网的负荷需求；
步骤3、所述火电机组DCS通过控制和调整所述锅炉燃烧率等相关运行参数后，使得所述发电机功率逐步升高或降低，并向所述储能控制系统实时发送所述发电机功率；
步骤4、所述储能控制系统接收到所述发电机功率后，重复步骤1-步骤3，直至所述发电机功率与所述AGC指令要求的功率相匹配，所述储能控制系统继续向所述储能系统发送充/放电指令；
步骤5、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的充/放电指令后，执行所述储能控制系统的充/放电指令，使所述“所述发电机功率±储能系统功率”始终满足电网的负荷需求。
进一步地，所述方法还包括以下步骤：
步骤01、在所述步骤1-步骤5任一步骤中，如果所述储能控制系统接到电网的一次调频信号时，则立即停止所述步骤1-步骤5的执行，根据所述一次调频信号的高/低频情况，向所述储能系统发送最大充/放电指令；
步骤02、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的最大充/放电指令后，使所述储能系统至最大充/放电状态，直至电池容量充满/释放尽或一次调频信号消失后，所述火电机组DCS继续按所述一次调频信号前的原控制策略动作，所述储能控制系统继续执行原步骤。
进一步地，在所述AGC指令不变或所述AGC指令与所述一次调频信号动作方向相同的情况下，所述最大充/放电指令为“所述一次调频信号动作时的电网频差对应的负荷量×放大系数”，从而确保一次调频动作合格。
进一步地，在所述AGC指令与所述一次调频信号动作方向相反的情况下，所述最大充/放电指令为所述储能系统充/放电的最大值，从而尽量满足一次调频动作要求。
进一步地，所述放大系数为1.1。
进一步地，所述储能系统设有目标控制电位SOC。
进一步地，所述目标控制电位SOC为所述储能系统满载电位SOC的50％。
进一步地，所述目标控制电位SOC是通过控制不同电位SOC下所述储能系统充放电功率限额实现的。
进一步地，所述储能控制系统包括频差转换负荷函数模块、加法模块、限值模块和切换模块，所述储能系统包括储能电池。
进一步地，所述储能电池为铅酸电池、氧化还原液流电池、钠硫电池、锂离子电池或磷酸铁锂电池
本发明的较佳实施方式中，在对电网实施调频的同时，还兼顾到储能系统的电池寿命管理，其中包括火电机组出力、火电机组DCS协调控制、储能系统出力、储能系统电量控制、储能系统温度变化率、电网频率、电网一次调频信号以及电网AGC指令等一系列指令的控制联系。
定义：
AGC指令，电网通过AGC向发电机组下发的负荷需求指令。
机组目标负荷指令，发电机组通过DCS控制系统，设定的目标负荷指令。一般的，AGC系统投运过程中，该目标负荷指令跟随AGC指令波动；AGC系统退出运行时，该指令可手动设定。
发电机功率，发电机实际输出的功率(可测量)。
储能系统功率指令，通过控制系统对储能系统充(放)电功率的指令。
储能系统功率，储能系统实际充(放)电功率(可测量)。充电为储能系统从电气母线系统中吸收功率，放电为储能系统向电气母线系统释放功率。
一次调频，指电网频率发生偏离额定值时，电网中机组控制系统会自动增加有功功率，限制电网频率波动，从而实现稳定电网平率的功能。
储能系统电位SOC，指以百分比型式显示储能系统的电池组容量，满电时电位SOC为100％，空电时电位SOC为0％。
该控制方法具体包括：
首先，电网通过AGC指令信号要求火电机组负荷增或减，火电机组DCS接到AGC指令后通过控制系统调整相关运行参数，以“发电机功率±电储能功率(放电为正，充电为负)”作为机组总功率信号回馈电网。
接到AGC负荷指令之后，DCS控制系统将火电机组目标指令更新，保持与AGC指令一致。
由于火电机组加减负荷惯性，此时火电机组实际负荷与AGC指令需求存在一定负荷偏差，该偏差将有储能系统弥补或部分弥补。具体为：DCS将AGC负荷指令与当前火电机组实际负荷偏差，作为储能系统功率指令下发给储能控制系统。当AGC负荷指令大于机组实际负荷时，该储能系统功率指令为正，储能系统向电气系统放电，弥补上述功率偏差；当AGC负荷指令小于火电机组实际负荷时，该储能系统功率指令为负，储能系统从电气系统吸收电能充电，同样实现上述功率偏差的弥补功能。
鉴于不同储能系统配置，其充放电功率存在上限，因此上述储能系统功率指令依据系统配置，设置上下限。当实际负荷偏差小于上下限时，储能系统能够实现功率的弥补，当实际负荷偏差大于上下限时，储能系统仅能实现电功率的部分弥补。
当火电机组DCS收到一次调频信号时，火电机组控制系统以及储能控制系统将优先满足一次调频需求，增加火电机组与储能系统的功率。即当收到一次调频低频信号时，无论储能系统处于充电或放电状态，立即切换至最大放电状态，直至电池容量释放尽或一次调频信号消失，火电机组控制系统同样按一次调频信号前的原控制策略动作；反之，当收到一次调频高频信号时，无论储能系统处于充电或放电状态，立即切换至最大充电状态，直至电池容量充满或一次调频信号消失，火电机组控制系统同样按一次调频信号前的原控制策略动作。
为避免储能系统经常性深度放电，不利于系统调节余度的同时还会加快储能电池寿命的损耗。在控制方式中加入如下逻辑，以确保储能电池电位SOC始终处于游刃有余的状态，并最大程度减缓电池寿命的损耗。
假定经测试，储能系统电池电位SOC控制50％时即可满足某地区因电网特性。且电池电位SOC长期控制50％，可避免储能电池的深度放电频次，有利于缓解电池寿命损耗。逻辑中可将电池电位SOC50％作为电位SOC目标值进行设定。储能电池电位SOC信号回馈给DCS，将电池实际电位SOC与设定电位SOC的偏差值，以函数型式，作为机组负荷设定值偏置。电位SOC偏差越大，负荷设定的偏置也越大。一般情况下，机组负荷指令跟踪调度AGC指令；优化后“机组负荷指令”跟踪“调度AGC指令+电位SOC引起的负荷指令偏置”
技术效果：本发明能够快速响应电网的调频需求，同时尽可能延长储能系统的寿命，具有良好的技术效果。
以下将结合附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分地了解本发明的目的、特征和效果。
附图说明
图1是本发明的一个较佳实施例的至储能系统负荷指令的总原理图；
图2是本发明的一个较佳实施例的储能系统电位SOC控制原理图。
其中，1-一次调频负荷指令，2-频差转换负荷函数模块，3-加法模块，4-限值模块，5-总储能系统负荷指令，6-AGC负荷指令，7-切换模块，8-负荷差，指(AGC指令)-(实际负荷+EMS负荷)，9-F(x1)，指一次调频动作时的电网频差对应的负荷量，10-F(x2)，指|目标SOC－实际SOC|对应的负荷量。
具体实施方式
以下参考说明书附图介绍本发明的多个优选实施例，使其技术内容更加清楚和便于理解。本发明可以通过许多不同形式的实施例来得以体现，本发明的保护范围并非仅限于文中提到的实施例。
设计原理：
火电与储能系统联合调频的控制方法是通过迅速改变储能系统负荷来满足《两个细则》要求的。设计原理是将火电机组一次调频的负荷指令及AGC负荷指令输出至储能系统，通过储能系统改变负荷。
在储能系统变负荷期间，DCS原负荷控制逻辑不变，仍按照AGC指令(或机组指令)控制负荷。
如图1所示，总储能系统负荷指令5由一次调频负荷指令1和AGC负荷指令6叠加组成，受限于目前储能系统(储能3.0)的电池容量，以及《两个细则》中一次调频考核金额大于AGC考核金额，因此一次调频负荷指令1优先于AGC负荷指令6，即一次调频负荷指令1动作时闭锁AGC负荷指令6的发出。整体设计思路是：一次调频负荷指令1动作使得储能系统电位SOC发生变化，由AGC负荷指令6将其控制在设定的范围内。
具体方案：
一次调频方案：在AGC负荷指令6不变，或AGC负荷指令6方向与一次调频负荷指令1动作方向相同的情况下，通过频差转换负荷函数模块2、加法模块3和限值模块4，总储能系统负荷指令5为“一次调频负荷指令1动作时的电网频差对应的负荷量×放大系数”，从而确保一次调频动作合格。其中转速差大于2.5rpm时，储能系统与机组一次调频功能同时动作。
以1000MW机组容量为例：
转速差(rpm) 对应负荷(MW) 放大系数为1.1时对应负荷(MW)
<-2.5 <-4.17 -4.59
-2.5 -4.17 -4.59
-2.4 -3.33 -3.66
-2.3 -2.5 -2.75
-2.2 -1.67 -1.84
-2.1 -0.83 -0.91
0 0 0
2.1 0.83 0.91
2.2 1.67 1.84
2.3 2.5 2.75
2.4 3.33 3.66
2.5 4.17 4.59
>2.5 4.17 4.59
注：转速差为“3000-实际转速”
在AGC负荷指令6与一次调频负荷指令1动作方向相反的情况下，由DCS下发开关量信号，通过频差转换负荷函数模块2、加法模块3和限值模块4，使总储能系统负荷指令5变至最大值，从而尽量满足一次调频动作要求。
转速差(rpm) 对应负荷(MW)
2.1 +最大功率
0 0
-2.1 -最大功率
AGC方案：AGC负荷指令6为F(X2)10，即“|目标SOC－实际SOC|”对应的负荷量，例如：
SOC差值(％) 目标负荷(MW)
1 1
10 5
当一次调频负荷指令1动作后，储能系统SOC(储能系统的电位SOC)发生改变，设置的目标SOC与实际SOC产生偏差。当目标SOC大于实际SOC时(比如目标50％，实际48％)，可参与减负荷AGC指令，使电池充电减少实际负荷，并使SOC升高至目标值。反之，当目标SOC小于实际SOC时(比如目标50％，实际52％)，可参与增负荷AGC指令，使电池放电至目标SOC。
如图2所示，一次调频动作时，电网频差信号通过F(x1)9转换为一次调频负荷指令1；负荷差8、F(X2)10通过切换模块7、加法模块3和限值模块4，最后形成总储能系统负荷指令5。
实施例一：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发620MW。此时火电机组目标指令跟踪至620MW，火电机组相关协调控制系统开始调整增加风、煤、水，但由于锅炉惯性机组负荷瞬时无法满足。此时，火电机组负荷与AGC指令之间存在负荷偏差20MW，储能控制系统下发储能系统功率指令20MW，随即储能系统输出功率达到20MW。当前火电机组负荷600MW叠加储能系统20MW，实现了快速响应调度的负荷需求。数分钟后，火电机组实际功率逐步升高，火电机组实际负荷与AGC负荷指令差值缩小，储能系统输出功率对应下降。过程中，火电机组实际负荷与储能系统功率叠加值，始终满足AGC负荷指令。
实施例二：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发570MW。此时火电机组目标指令跟踪至570MW，火电机组相关协调控制系统开始调整减少风、煤、水，由于锅炉惯性机组负荷瞬时无法满足。此时，火电机组负荷与AGC指令之间存在负荷偏差-30MW，储能控制系统下发储能系统功率指令-30MW，随即储能系统功率达到-30MW(即充电功率30MW)。当前火电机组负荷600MW叠加储能系统-30MW，实现了快速响应调度的负荷需求。数分钟后，火电机组实际功率逐步下降，火电机组实际负荷与AGC负荷指令差值缩小，储能系统充电功率对应下降。过程中，火电机组实际负荷与储能系统功率叠加值，始终满足AGC负荷指令。
实施例三：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发700MW。此时火电机组目标指令跟踪至700MW，火电机组相关协调控制系统开始调整增加风、煤、水，火电机组负荷瞬时无法满足。此时，火电机组负荷与AGC指令之间存在负荷偏差100MW。假定储能系统功率限额为70MW，100MW偏差大于储能系统最大放电功率，储能控制系统下发储能系统功率指令至正向极值70MW，随即储能系统输出功率达到70MW。当前火电机组负荷600MW叠加储能系统70MW，其合计负荷出力670MW，储能系统由于设计功率限制，将原本100MW功率偏差缩小至30MW，减小了该工况下的电力市场考核。数分钟后，火电机组实际功率逐步升高，当火电机组实际负荷与储能系统负荷合计大于700MW目标值之后，火电机组负荷增加量将替代储能系统输出功率，储能系统输出功率逐渐下降。
实施例四：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发500MW。此时火电机组目标指令跟踪至500MW，火电机组相关协调控制系统开始调整降低风、煤、水，火电机组负荷瞬时无法满足。此时，火电机组负荷与AGC指令之间存在负荷偏差100MW。假定储能系统功率限额为70MW，100MW偏差大于储能系统最大充电功率，储能控制系统下发储能系统充电指令至负向极值-70MW，随即储能系统充电功率达到70MW。当前火电机组负荷600MW叠加储能系统-70MW，其合计负荷出力530MW，储能系统由于设计功率限制，将原本100MW功率偏差缩小至30MW，减小了该工况下的电力市场考核。数分钟后，火电机组实际功率逐步降低，当火电机组实际负荷与储能系统负荷合计小于500MW目标值之后，火电机组负荷减少量将替代储能系统充电功率，储能系统充电功率逐渐下降。
实施例五：
通过实施例三、实施例四，我们可以了解到储能系统由于设计容量限制，存在充放电功率极值。逻辑中该极值并非恒定不变，而是通过系统评估后予以修正。假定储能系统设计最大充放电功率为70MW，在储能系统正常的情况下，该储能系统正负极值均维持70MW(如同上述实施例三、实施例四)。但当电池温度、电位SOC、系统故障等因素影响，储能系统功率正负极值会及时修正调整。在此情况下，实施例三、实施例四中，储能系统功率将相应下降。
实施例六：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发630MW。此时火电机组目标指令跟踪至630MW，火电机组相关协调控制系统开始调整增加风、煤、水。与实施例一逻辑相同，储能控制系统下发储能系统功率指令30MW，储能系统输出功率达到30MW。
突然DCS系统收到一次调频低频信号，储能控制系统协调按一次调频动作的同时迅速将储能系统功率由30MW调整至正向最大极值70MW。火电机组、储能系统联合实现一次调频低频动作，维持电网频率。当一次调频信号结束后，DCS再次回到实施例一判定逻辑，重新调整储能系统功率。
实施例七：
火电机组实际负荷600MW，火电机组协调、储能系统等自动控制系统投运正常。某时刻，AGC指令下发630MW。此时火电机组目标指令跟踪至630MW，火电机组相关协调控制系统开始调整增加风、煤、水。与实施例一逻辑相同，储能控制系统下发储能系统功率指令30MW，储能系统输出功率达到30MW。
突然系统收到一次调频高频信号，DCS协调按一次调频动作的同时迅速将储能系统功率由30MW调整至负向最大极值70MW。此时储能系统功率-70MW。火电机组、储能系统联合实现一次调频高频动作，维持电网频率。当一次调频信号结束后，储能控制系统再次回到实施例一判定逻辑，重新调整储能系统功率。
实施例八：
假定经测试，储能系统电池电位SOC控制60％时即可满足某地区因电网特性。且电池电位SOC长期控制50％，可避免储能电池的深度放电频次，有利于缓解电池寿命损耗。逻辑中可将电池电位SOC50％作为电位SOC目标值进行设定。
当前，储能系统电位SOC90％运行，电位SOC偏差40％，依据逻辑负荷电位SOC偏差为“-40MW”。虽然此时，AGC负荷指令600MW，火电机组实际负荷600MW，火电机组与电网需求无出力偏差，但是由于“火电机组设定负荷＝AGC负荷指令+电位SOC引起的负荷偏置”，火电机组设定负荷指令为560MW，控制系统开始做减负荷动作。火电机组实际负荷逐步向560MW下降过程之中，存在了AGC负荷指令600MW与实际机组负荷的偏差。依据实施例二逻辑，储能系统开始释放电能补偿偏差，因此储能系统电位SOC开始逐渐下降。随着储能系统电位SOC接近“50％电位SOC设定值”，电位SOC引起的负荷偏差绝对值逐渐减小，最终在50％电位SOC对应负荷偏置为0MW，从而实现了动态过程中对盈电储能系统电位SOC的控制。
同理，当储能系统电位SOC10％运行时，电位SOC偏差-40％，依据逻辑负荷电位SOC偏差为“+50MW”。同上例，虽然AGC负荷指令600MW，火电机组实际负荷600MW，火电机组与电网需求无出力偏差，但是由于“机组设定负荷＝AGC负荷指令+电位SOC引起的负荷偏置”，火电机组设定负荷指令为650MW，控制系统开始做加负荷动作。火电机组实际负荷逐步向650MW上升过程之中，产生了AGC负荷指令600MW与实际火电机组负荷的偏差。依据实施例一逻辑，储能系统开始吸收电能从而补偿该偏差，因此储能系统电位SOC开始逐渐上升。随着储能系统电位SOC接近“60％电位SOC设定值”，电位SOC引起的负荷偏差绝对值逐渐减小，最终在60％电位SOC对应负荷偏置为0MW，从而实现了动态过程中对亏电储能系统电位SOC的控制。
以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。

Claims (10)

1.一种火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1、火电机组DCS接到电网要求所述火电机组增加或减少负荷的AGC指令后，根据所述火电机组的发电机功率和所述电网要求所述火电机组增加或减少负荷的数值，通过所述火电机组DCS控制和调整锅炉燃烧率等相关运行参数，向储能控制系统发送当前所述发电机功率，所述储能控制系统以“所述AGC指令与当前所述发电机功率的差值”向储能系统发送充/放电指令；
步骤2、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的充/放电指令后，执行所述储能控制系统的充/放电指令，以“所述发电机功率±储能系统功率”回馈电网，满足所述电网的负荷需求；
步骤3、所述火电机组DCS通过控制和调整所述锅炉燃烧率等相关运行参数后，使得所述发电机功率逐步升高或降低，并向所述储能控制系统实时发送所述发电机功率；
步骤4、所述储能控制系统接收到所述发电机功率后，重复步骤1-步骤3，直至所述发电机功率与所述AGC指令要求的功率相匹配，所述储能控制系统继续向所述储能系统发送充/放电指令；
步骤5、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的充/放电指令后，执行所述储能控制系统的充/放电指令，使所述“所述发电机功率±储能系统功率”始终满足电网的负荷需求。
2.如权利要求1所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述方法还包括以下步骤：
步骤01、在所述步骤1-步骤5任一步骤中，如果所述储能控制系统接到电网的一次调频信号时，则立即停止所述步骤1-步骤5的执行，根据所述一次调频信号的高/低频情况，向所述储能系统发送最大充/放电指令；
步骤02、所述储能系统接到所述储能控制系统发送的最大充/放电指令后，使所述储能系统至最大充/放电状态，直至电池容量充满/释放尽或一次调频信号消失后，所述火电机组DCS继续按所述一次调频信号前的原控制策略动作，所述储能控制系统继续执行原步骤。
3.如权利要求2所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，在所述AGC指令不变或所述AGC指令与所述一次调频信号动作方向相同的情况下，所述最大充/放电指令为“所述一次调频信号动作时的电网频差对应的负荷量×放大系数”，从而确保一次调频动作合格。
4.如权利要求2所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，在所述AGC指令与所述一次调频信号动作方向相反的情况下，所述最大充/放电指令为所述储能系统充/放电的最大值，从而尽量满足一次调频动作要求。
5.如权利要求3所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述放大系数为1.1。
6.如权利要求1所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述储能系统设有目标控制电位SOC。
7.如权利要求6所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述目标控制电位SOC为所述储能系统满载电位SOC的50％。
8.如权利要求6所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述目标控制电位SOC是通过控制不同电位SOC下所述储能系统充放电功率限额实现的。
9.如权利要求1所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述储能控制系统包括频差转换负荷函数模块、加法模块、限值模块和切换模块，所述储能系统包括储能电池。
10.如权利要求9所述的火电与储能系统联合调频的控制方法，其特征在于，所述储能电池为铅酸电池、氧化还原液流电池、钠硫电池、锂离子电池或磷酸铁锂电池。
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