CN113824156A - 基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法 - Google Patents

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Abstract

本申请涉及电力系统分析与控制技术领域，公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，方法在电力系统动态调频模型的基础上，生成火电机组模型、抽水蓄能机组模型和电化学储能系统模型，以此构建负荷频率控制模型。进一步在负荷频率控制模型的基础上，提出了采用虚拟惯性和虚拟下垂协同控制电化学储能参与电网调频的控制方法。本申请充分利用抽水蓄能机组容量大和电化学储能系统快速充放电特性，将两者联合参与电网调频，弥补了传统火电机组爬坡速度慢的缺点，提高了电力系统调频的效率，对电网的安全稳定具有积极意义。

Description

基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法
技术领域
本申请涉及电力系统分析与控制技术领域，尤其涉及一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法。
背景技术
在力争实现“双碳”目标的背景下，可再生能源在电力系统中发挥着越来越重要的作用。但可再生能源具有随机性和波动性，大规模并网将会造成电网的可靠性和电能质量降低，使电网安全运行更加困难。电网的频率稳定性对于电力系统的安全稳定运行至关重要。频率稳定反映了发电机输出有功功率与负荷需求之间的平衡关系，负荷频率控制在负荷侧和发电侧之间的功率平衡中起着重要作用。
随着风电和光伏发电量日益增多，仅包含火电机组的负荷频率控制很难平衡电网输出功率和负荷所需功率，电网频率稳定性降低。现有技术中，抽水蓄能机组和电化学储能系统可以快速调节其自身出力，但是目前调频主要针对单一的抽水蓄能机组或电化学储能系统调频方法进行建模研究，缺乏对抽水蓄能机组和电化学储能系统联合参与电网调频的建模研究。
发明内容
本申请公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，以解决目前调频主要针对单一的抽水蓄能机组或电化学储能系统调频方法进行建模研究，缺乏对抽水蓄能机组和电化学储能系统联合参与电网调频建模研究的技术问题。
本申请公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，包括：
获取预先构建的电力系统动态调频模型，所述电力系统动态调频模型用于在电力系统受到负荷扰动后，确定频率偏差，所述频率偏差是指收到负荷扰动后的电网频率和电网额定频率的差值；
生成火电机组模型、抽水蓄能机组模型和电化学储能系统模型；
确定区域控制误差；
根据所述电力系统动态调频模型、所述火电机组模型、所述抽水蓄能机组模型、所述电化学储能系统模型和所述区域控制误差，构建负荷频率控制模型；
利用所述负荷频率控制模型进行电网调频；
其中，利用所述负荷频率控制模型进行电网调频，包括：判断频率偏差是否超过预设的死区范围，若所述频率偏差超过所述死区范围，则进一步判断电网是否处于频率恶化阶段，若电网处于频率恶化阶段，则利用虚拟惯性控制和虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频；若电网处于频率恢复阶段，则利用所述虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频。
可选的，所述虚拟惯性控制包括：虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系；
通过如下公式确定所述虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure BDA0003322246640000021
其中，Δf(s)表示频率偏差，ΔPL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，MB表示预设的储能虚拟惯性系数，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
可选的，所述虚拟下垂控制包括：虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系；
通过如下公式确定所述虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure BDA0003322246640000022
其中，Δf(s)表示频率偏差，ΔPL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，KB表示预设的储能虚拟单位调节功率，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
可选的，所述控制电化学储能进行电网调频，还包括：
获取所述电化学储能的SOC；
根据所述电化学储能的SOC和频率偏差，确定电化学储能系统状态；
获取火电机组的爬坡速率和抽水蓄能机组的爬坡速率；
当频率偏差超过所述死区范围时，判断所述火电机组的爬坡速率和所述抽水蓄能机组的爬坡速率是否均趋于0，若是，则根据所述电化学储能系统状态，确定所述电化学储能在进行电网调频的同时是否需要调节SOC。
可选的，所述频率偏差通过如下步骤确定：
在电力系统受到负荷扰动后，获取机组的输出功率变化量，所述机组包括火电机组和抽水蓄能机组；
确定所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值；
将所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值通过预先确定的发电机与电力系统连接的传递函数，确定所述频率偏差。
可选的，所述发电机与电力系统连接的传递函数通过如下公式确定；
Figure BDA0003322246640000031
其中，Sys(s)表示发电机与电力系统连接的传递函数，Δω(s)表示转子转速偏差，ΔPG(s)表示机组的输出功率变化量，ΔPL(s)表示负荷扰动，D表示预设的负荷阻尼系数，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，s表示拉普拉斯变换算子。
可选的，所述火电机组模型通过如下步骤生成：
获取汽轮机模型和火电机组调速器模型；
根据所述汽轮机模型和所述火电机组调速器模型生成所述火电机组模型。
可选的，所述抽水蓄能机组调速器模型通过如下步骤生成：
获取水轮机模型、抽水蓄能机组调速器模型和水泵模型；
根据所述水轮机模型、所述抽水蓄能机组调速器模型和所述水泵模型生成所述抽水蓄能机组模型。
可选的，所述区域控制误差通过如下公式确定：
ACE＝βΔf；
β＝D+1/Ri；
其中，ACE表示区域控制误差，β表示区域频率响应系数，Δf表示频率偏差，D表示预设的负荷阻尼系数，Ri表示调差系数。
可选的，所述死区范围设置为±0.033Hz。
本申请涉及电力系统分析与控制技术领域，公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，方法在电力系统动态调频模型的基础上，生成火电机组模型、抽水蓄能机组模型和电化学储能系统模型，以此构建负荷频率控制模型。进一步在负荷频率控制模型的基础上，提出了采用虚拟惯性和虚拟下垂协同控制电化学储能参与电网调频的控制方法。本申请充分利用抽水蓄能机组容量大和电化学储能系统快速充放电特性，将两者联合参与电网调频，弥补了传统火电机组爬坡速度慢的缺点，提高了电力系统调频的效率，对电网的安全稳定具有积极意义。
附图说明
为了更清楚地说明本申请的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法的工作流程示意图；
图2为本申请实施例提供的电力系统动态调频模型示意图；
图3为本申请实施例提供的火电机组模型示意图；
图4为本申请实施例提供的抽水蓄能机组模型示意图；
图5为本申请实施例提供的电化学储能系统模型示意图；
图6为本申请实施例提供的负荷频率控制模型示意图；
图7为本申请实施例提供的虚拟惯性控制示意图；
图8为本申请实施例提供的虚拟下垂控制示意图；
图9为本申请实施例提供的负荷频率控制模型进行电网调频的示意图；
图10为本申请实施例提供的负荷频率控制模型进行电网调频的工作流程示意图；
图11为本申请实施例提供的考虑SOC的储能出力策略图。
具体实施方式
为了解决现有技术中的调频主要针对单一的抽水蓄能机组或电化学储能系统调频方法进行建模研究，缺乏对抽水蓄能机组和电化学储能系统联合参与电网调频建模研究的技术问题，本申请通过以下实施例公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法。
本申请公开了一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，参见图1所示的工作流程示意图，具体包括以下步骤：
步骤S101，获取预先构建的电力系统动态调频模型，所述电力系统动态调频模型用于在电力系统受到负荷扰动后，确定频率偏差，所述频率偏差是指收到负荷扰动后的电网频率和电网额定频率的差值。
其中，电力系统动态调频过程是搭建负荷频率控制(load frequency control，LFC)模型的理论依据，电力系统动态调频模型中的发电机-电力系统模型是负荷频率控制模型中实现功率-频率转换的重要部分。因此，建立电力系统动态调频模型是本实施例研究方法的基础。
在传统的调频技术研究当中，通过分析常规电网中电源、负荷的频率特性，可以构建反映其动态调频特性的等效模型。参见图2，电力系统调频动态模型由原动机、调速器、控制器、负荷、联络线等组成，其中原动机为汽轮机或水轮机。根据实际调频过程连接各个模块，可得到电力系统调频动态模型。图中Gov(s)表示调速器的传递函数，Gen(s)表示原动机的传递函数，Sys(s)表示发电机与电力系统连接的传递函数，K(s)表示控制器的传递函数，ΔPc表示控制器的输出量，ΔPp表示调速器的输入量，ΔPG表示机组的输出功率变化量，Ri表示调差系数。负荷包含在发电机与电力系统连接的传递函数Sys(s)里。
在本申请的部分实施例中，所述频率偏差通过如下步骤确定：
在电力系统受到负荷扰动后，获取机组的输出功率变化量，所述机组包括火电机组和抽水蓄能机组。
确定所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值。
将所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值通过预先确定的发电机与电力系统连接的传递函数，确定所述频率偏差。
具体来说，当电力系统受到负荷扰动ΔPL后，火电机组的输出功率变化量ΔPG1和抽蓄机组的输出功率变化量ΔPG2与负荷扰动ΔPL的差值通过发电机与系统连接的传递函数Sys(s)产生频率偏差Δf。
发电机-电力系统模型包括发电机与系统连接的传递函数，在建立发电机-电力系统模型时，本实施例忽略一些非常快速的动态过程和同步电动机阻尼绕组的电磁暂态过程，其转子运动方程为：
Figure BDA0003322246640000051
其中，δ为q轴与参考轴的夹角；ω为转子转速；ω0为转子转速的基准值，预先根据实际应用场景确定；TJ为发电机的惯性时间常数，预先根据实际应用场景确定；D为负荷阻尼系数，预先根据实际应用场景确定；PT为机械功率，PE为电磁功率。
由转子运动方程可得：
Figure BDA0003322246640000061
其中，M表示控制区域内发电机的惯性常数之和，预先根据实际应用场景确定；ΔPE为电磁功率变化量；Δω为转子转速偏差。
对上式进行拉普拉斯变换，可得：
ΔPG(s)-ΔPE(s)＝MsΔω(s)；
由于PE和负荷变化的相位相同，可以得出：
ΔPE(s)＝ΔPL(s)+ΔPLf(s)＝ΔPL(s)+DΔω(s)；
其中，ΔPLf表示频率相关变化量。
由以上步骤可以推得，所述发电机与电力系统连接的传递函数，如下所示：
Figure BDA0003322246640000062
其中，Sys(s)表示发电机与电力系统连接的传递函数，Δω(s)表示转子转速偏差，ΔPG(s)表示机组的输出功率变化量，ΔPL(s)表示负荷扰动，D表示预设的负荷阻尼系数，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，s表示拉普拉斯变换算子。
步骤S102，生成火电机组模型、抽水蓄能机组模型和电化学储能系统模型。
在本申请的部分实施例中，所述火电机组模型通过如下步骤生成：
获取汽轮机模型和火电机组调速器模型。
根据所述汽轮机模型和所述火电机组调速器模型生成所述火电机组模型。
其中，由于火电机组的频率动态特性受调速器和汽轮机的影响较大，本实施例对传统火电机组进行一定的简化，建模时仅考虑火电机组的调速器模型和汽轮机模型。参见图3，PID控制器之前的环节为调速器死区限制，以减少调速系统控制器的频繁动作，调频死区的典型值一般为0.033Hz；非再热汽轮机之后的环节为发电机变化率约束，蒸汽发电机发电功率的变化都要受到给定最大变化率的限制，变化率限制是为了避免温度、压力等变化过大危及设备的安全，大型汽轮机发电机变化率约束的典型值一般为0.0017/s。
在本申请的部分实施例中，所述死区范围设置为±0.033Hz。
当系统的频率发生变化后，调速器开始动作，通过调节阀门的开度，改变机械功率的输出。因调速器动作比较迅速，本申请选取一阶惯性函数来反映火电机组调速器的响应延时，控制阀门的开度变化量。
火电机组调速器模型：其中汽轮机控制阀的动作量ΔY1与转速变化量Δω之间的传递函数Gg(s)为：
Figure BDA0003322246640000071
其中，Tg为火电机组调速器的时间常数，预先根据实际应用场景确定。
汽轮机模型：火电机组的汽轮机是一种将热能转化为机械能的机械装置，汽轮机类型分为非再热汽轮机和再热汽轮机。再热型汽轮机的优点是可以实现蒸汽再热循环，再热型汽轮机主要由转子、高压汽缸(HP)、中压汽缸(IP)、低压汽缸(LP)、通管和冷凝器等部分组成。其工作过程简述为锅炉的过热蒸汽首先通过高压调节控制阀和导气管进入汽轮机的高压汽缸(HP)膨胀做功，做完工的蒸汽经过再热器加热为再热蒸汽，再热蒸汽经中压调节阀进入汽轮机的中压汽缸(IP)做工,然后进入汽轮机的低压汽缸(LP)形成乏汽，最后通过凝汽器变成水。
本实施例不具体研究火电机组的特性，为简化模型，本实施例模型中的汽轮机采用非再热汽轮机。非再热机组与再热机组相比没有再热环节，其汽轮机环节可以由一阶惯性环节等效代替。非再热汽轮机输出功率变化量ΔPm与汽轮机蒸汽阀的动作量ΔY2之间的传递函数为：
Figure BDA0003322246640000072
其中，Tt为汽轮机高压蒸汽容积的时间常数，预先根据实际应用场景确定。
在本申请的部分实施例中，所述抽水蓄能机组调速器模型通过如下步骤生成：
获取水轮机模型、抽水蓄能机组调速器模型和水泵模型。
根据所述水轮机模型、所述抽水蓄能机组调速器模型和所述水泵模型生成所述抽水蓄能机组模型。
其中，本实施例分别对抽水蓄能机组的调速器、水轮机和电动工况进行建模，参见图4，与火电机组类似，PID控制器之前的环节也是调速器死区限制，以减少调速系统控制器的频繁动作，调频死区的典型值一般为0.033Hz。
水流动中的惯性作用使得水轮机具有独特的响应：正常运行下压力导管中各处的水速与水压是保持一定的，但在导叶开度变小的一瞬间，由于水流惯性，会出现水锤现象，使得导管中的压力迅速增大，此时水轮机的机械功率并不因开度变小而减少，而是先增后减。传统的水轮机多采用含暂态斜率补偿的调速器，可有效抑制水轮机的强滞后性。本实施例的抽水蓄能机组调速器采用数字电液调速系统，其控制系统对机组实现起动、运行、停机全过程的自动监视、调节、控制、保护等，多被应用于新型的水轮机组。抽水蓄能机组调速器调速器模型如下所示：
Figure BDA0003322246640000081
其中，R1表示水轮机调节系数，预先根据实际应用场景确定；Kp、Ki、Kd分别为抽水蓄能机组调速器的比例、积分、微分增益，均预先根据实际应用场景确定；f为电力系统的频率。
对于水轮机，引入随负荷变化的水起动时间Tw，用以表示对于水头H0，引水管的水从静止加速到U0速度所需要的时间。在典型情况下，满载时Tw在0.4～0.5之间,如下式所示：
Figure BDA0003322246640000082
其中，L为水管长度，预先根据实际应用场景确定；ag为重力加速度。
水轮机模型：理想的无损耗水轮机输出功率随导叶开度变化而变化的传递函数Gw(s)为：
Figure BDA0003322246640000083
其中，ΔPG2为水轮机输出功率变化量；ΔG为导叶位置变化量，可使用拉绳式位移传感器获取。
当电力系统中负荷侧的用电功率突然降低，会造成电网的电量过剩，电力系统的频率增大。此时，部分抽水蓄能机组处于抽水工况，储存多余的电量，减小电网频率的偏差。水泵的模型为：
Ppump＝n·ΔPipump；
其中，Ppump为水泵消耗的总功率，n为处于抽水工况下的电动机数量，预先根据实际应用场景确定；ΔPpump为在抽水工况下的每台电动机消耗的功率。
在研究电化学储能参与电网调频领域，采用适当简化的仿真模型可在提高仿真速度的同时保证仿真精度。本实施例中的电化学储能系统模型采用一阶惯性环节模型，可表示为：
Figure BDA0003322246640000091
其中，ΔPB(s)表示电化学储能调频输出功率变化量；KB表示电化学储能增益，为电化学储能调频输出功率变化量ΔPB(s)和频率偏差Δf(s)的比例关系。
用一阶惯性环节可以描述电池储能的时间延迟效果，其模型结构简明，将重点放在储能外特性而忽略其内部工作特性。根据戴维南等效电路模型建立本实施例中的简化电化学储能模型，参见图5，其中SOCOV为电化学储能的初始SOC，Sn为储能额定容量。
步骤S103，确定区域控制误差。
其中，在单区域LFC中，采用定频率控制模式(flat frequency control，FFC)计算区域控制误差(area control error，ACE)。
进一步的，所述区域控制误差通过如下公式确定：
ACE＝βΔf；
β＝D+1/Ri；
其中，ACE表示区域控制误差；β表示区域频率响应系数，预先根据实际应用场景确定；Δf表示频率偏差；D表示负荷阻尼系数；Ri表示调差系数。
步骤S104，根据所述电力系统动态调频模型、所述火电机组模型、所述抽水蓄能机组模型、所述电化学储能系统模型和所述区域控制误差，构建负荷频率控制模型。
其中，参见图6，为负荷频率控制模型示意图，其中R1和R2分别为抽水蓄能机组和火电机组的调差系数。
步骤S105，利用所述负荷频率控制模型进行电网调频。
其中，利用所述负荷频率控制模型进行电网调频，包括：判断频率偏差是否超过预设的死区范围，若所述频率偏差超过所述死区范围，则进一步判断电网是否处于频率恶化阶段，若电网处于频率恶化阶段，则利用虚拟惯性控制和虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频。若电网处于频率恢复阶段，则利用所述虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频。
具体来说，在含抽水蓄能和电化学储能的负荷频率控制模型基础上，进一步提出了采用虚拟惯性和虚拟下垂协同控制电化学储能参与电网调频的控制方法。该方法充分利用惯性控制和下垂控制的优点，抑制频率恶化，加快频率恢复的速度。
虚拟惯性控制的模型为：
Figure BDA0003322246640000101
其中，ΔPB(s)表示电化学储能调频输出功率变化量，MB为电化学储能的虚拟惯性系数，预先根据实际应用场景确定。
当采用虚拟惯性控制方式时，参见图7，此时，机组的输出功率变化量ΔPG(s)与频率偏差Δf(s)的传递函数，以及负荷扰动ΔPL(s)、机组的输出功率变化量ΔPG(s)、电化学储能调频输出功率变化量ΔPB(s)的关系如下：
Figure BDA0003322246640000102
Figure BDA0003322246640000103
其中，Kg为机组的单位调节功率，MB为储能虚拟惯性系数，GB(s)为储能电池的传递函数。
通过以上步骤整理得出虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系。
在本申请的部分实施例中，所述虚拟惯性控制包括：虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系。
通过如下公式确定所述虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure BDA0003322246640000104
其中，Δf(s)表示频率偏差，ΔPL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，MB表示预设的储能虚拟惯性系数，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
虚拟下垂控制的模型为：
Figure BDA0003322246640000111
其中，电化学储能系统模型也是采用该模型。KB为电池储能的虚拟下垂系数，即电化学储能调频输出功率变化量ΔPB(s)和频率偏差Δf(s)的比例关系。
当采用虚拟下垂控制方式时，参见图8，此时，机组的输出功率变化量ΔPG(s)与频率偏差Δf(s)的传递函数，以及负荷扰动ΔPL(s)、机组的输出功率变化量ΔPG(s)、电化学储能调频输出功率变化量ΔPB(s)的关系的关系如下：
Figure BDA0003322246640000112
其中，KB表示储能虚拟单位调节功率，预先根据实际应用场景确定。
通过以上步骤整理得出虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系。
在本申请的部分实施例中，所述虚拟下垂控制包括：虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系。
通过如下公式确定所述虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure BDA0003322246640000113
其中，Δf(s)表示频率偏差，ΔPL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，KB表示预设的储能虚拟单位调节功率，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
根据负荷扰动和频率偏差的关系，可对不同负荷扰动下的频率偏差进行调整。
参见图9，为本申请实施例提供的负荷频率控制模型进行电网调频的示意图，其中BESS是指电池储能系统(Battery Energy Storage System，BESS)。参见图10，具体控制流程为：当电网发生负荷扰动后，电网频率会偏移额定值，产生频率偏差。若频率偏差在死区范围内(即|Δf|≤0.033Hz)，则各调频机组不动作；若频率偏差超过死区，则各调频机组开始进行有功功率调节，以减小频率偏移，使电网频率恢复至额定值。在调频过程中，若电网处于频率恶化阶段，即频率偏差逐步增大，则电化学储能系统采用虚拟惯性和虚拟下垂协同控制的方法参与电网调频，抑制频率恶化；若电网处于频率恢复阶段，即频率偏差逐步减小，则电化学储能系统采用虚拟下垂控制方法参与电网调频，促进频率恢复。
本申请考虑了“双碳”背景下的风、光大规模并网对电力系统稳定性造成的影响，将抽水蓄能机组和电化学储能系统接入电网共同参与调频。电化学储能充放电速度很快，在调频初期能迅速响应电网调频需求，尽快吸收多余电能或释放电能补充功率缺额。对于电化学储能系统调频控制方式选择，在频率恶化阶段选择虚拟惯性与虚拟下垂共同控制方式，一方面利用下垂控制稳态效果好的优势缩小频率偏差，另一方面利用惯性控制减小频差变化率，阻碍频率的进一步恶化；在频率恢复阶段采用虚拟下垂控制方式，使电化学储能出力与电网恢复至稳态的需求出力方向一致，快速减小系统频率偏差。抽水蓄能机组的容量大，爬坡速度比传统火电机组快，可在调频后期提供较大的功率支撑。抽水蓄能机组根据电网调频需求在发电工况和抽水工况之间进行工况转换，减小电力系统的频率偏移，增强电网的稳定性。
在本申请的部分实施例中，所述控制电化学储能进行电网调频，还包括：
获取所述电化学储能的SOC。
根据所述电化学储能的SOC和频率偏差，确定电化学储能系统状态。
获取火电机组的爬坡速率和抽水蓄能机组的爬坡速率。
当频率偏差超过所述死区范围时，判断所述火电机组的爬坡速率和所述抽水蓄能机组的爬坡速率是否均趋于0，若是，则根据所述电化学储能系统状态，确定所述电化学储能在进行电网调频的同时是否需要调节SOC。
具体来说，本实施例提出的联合调频模型含电化学储能部分，因此，在调频过程中，应考虑储能SOC，跟踪其变化。为改善调频效果与维持储能荷电状态，综合考虑系统调频需求与SOC恢复需求，根据储能电池充放电功率、时间和初始SOC计算储能电池运行过程中的SOC，以此判断储能电池是否处于良好状态，并根据频率偏差判断系统调频需求。
本实施例考虑发电机组爬坡速率与调频死区，兼顾电网调频与维持储能SOC状态两个目标，将储能荷电状态与系统频率状态可能出现的所有场景划分为四个区域，构建出一个以ΔSOC为横轴，频率偏差Δf为纵轴的直角坐标系，参见图11，在联合调频阶段提出一种综合考虑储能SOC状态的储能出力策略。
若不计储能电池的充电与放电损耗，储能电池的剩余电量与充放电功率的动态关系如下：
Figure BDA0003322246640000131
其中，E(t)表示电化学储能的剩余电量；E(t0)表示电化学储能在初始t0时刻的电量；PBESS为电化学储能充放电功率，大于0表示放电，反之表示充电。
SOC是电池所剩电量的相对度量，定义为电池剩余电量E(t)与额定电量Emax之比，即SOC(t)＝E(t)/Emax，其中，SOC(t)＝0表示电池已完全放电，SOC(t)＝1表示电池已充满电。基于上述SOC定义，可得：
Figure BDA0003322246640000132
其中，SOC(t0)为初始t0时刻的SOC。
储能电池过充或过放都会影响电池的寿命。电化学储能在参与调频过程中，SOC应维持在0.2～0.8。利用上述表达式计算出储能电池当前的SOC，若SOC在允许范围内，则电化学储能可参与电网调频。
当频率波动越过调频死区，即|Δf|>0.033Hz时，判断抽蓄机组和火电机组的爬坡速率是否均趋于0，其中抽蓄机组和火电机组的爬坡速率可以根据火电机组和抽水蓄能机组的出力曲线测量得到。若抽蓄机组和火电机组爬坡速率非常缓慢，说明调频即将结束，此时可根据系统状态选择对应的储能出力策略。当系统状态处于第Ⅰ、Ⅲ象限时，储能电池只调频，不需调节SOC；当系统状态处于第Ⅱ、Ⅳ象限时，储能电池调频和SOC恢复要同时进行，确保SOC维持在0.2～0.8之间。当抽蓄机组和火电机组爬坡速率较快时，系统正处于频率偏差较大的状态，此时电化学储能需要协同抽蓄机组参与调频，尽快充放电以稳定电网频率。
以上结合具体实施方式和范例性实例对本申请进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本申请的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本申请精神和范围的情况下，可以对本申请技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本申请的范围内。本申请的保护范围以所附权利要求为准。

Claims (10)

1.一种基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，包括：
获取预先构建的电力系统动态调频模型，所述电力系统动态调频模型用于在电力系统受到负荷扰动后，确定频率偏差，所述频率偏差是指收到负荷扰动后的电网频率和电网额定频率的差值；
生成火电机组模型、抽水蓄能机组模型和电化学储能系统模型；
确定区域控制误差；
根据所述电力系统动态调频模型、所述火电机组模型、所述抽水蓄能机组模型、所述电化学储能系统模型和所述区域控制误差，构建负荷频率控制模型；
利用所述负荷频率控制模型进行电网调频；
其中，利用所述负荷频率控制模型进行电网调频，包括：判断频率偏差是否超过预设的死区范围，若所述频率偏差超过所述死区范围，则进一步判断电网是否处于频率恶化阶段，若电网处于频率恶化阶段，则利用虚拟惯性控制和虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频；若电网处于频率恢复阶段，则利用所述虚拟下垂控制电化学储能进行电网调频。
2.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述虚拟惯性控制包括：虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系；
通过如下公式确定所述虚拟惯性控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure FDA0003322246630000011
其中，△f(s)表示频率偏差，△PL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，MB表示预设的储能虚拟惯性系数，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
3.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述虚拟下垂控制包括：虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系；
通过如下公式确定所述虚拟下垂控制下负荷扰动与频率偏差的关系：
Figure FDA0003322246630000012
其中，△f(s)表示频率偏差，△PL(s)表示负荷扰动，s表示拉普拉斯变换算子，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，D表示预设的负荷阻尼系数，Kg表示预设的机组单位调节功率，Gen(s)表示原动机的传递函数，Gov(s)表示表示调速器的传递函数，KB表示预设的储能虚拟单位调节功率，GB(s)表示电化学储能的传递函数。
4.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述控制电化学储能进行电网调频，还包括：
获取所述电化学储能的SOC；
根据所述电化学储能的SOC和频率偏差，确定电化学储能系统状态；
获取火电机组的爬坡速率和抽水蓄能机组的爬坡速率；
当频率偏差超过所述死区范围时，判断所述火电机组的爬坡速率和所述抽水蓄能机组的爬坡速率是否均趋于0，若是，则根据所述电化学储能系统状态，确定所述电化学储能在进行电网调频的同时是否需要调节SOC。
5.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述频率偏差通过如下步骤确定：
在电力系统受到负荷扰动后，获取机组的输出功率变化量，所述机组包括火电机组和抽水蓄能机组；
确定所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值；
将所述机组的输出功率变化量和负荷扰动的差值通过预先确定的发电机与电力系统连接的传递函数，确定所述频率偏差。
6.根据权利要求5所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述发电机与电力系统连接的传递函数通过如下公式确定；
Figure FDA0003322246630000021
其中，Sys(s)表示发电机与电力系统连接的传递函数，△ω(s)表示转子转速偏差，△PG(s)表示机组的输出功率变化量，△PL(s)表示负荷扰动，D表示预设的负荷阻尼系数，M表示预设的控制区域内发电机的惯性常数之和，s表示拉普拉斯变换算子。
7.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述火电机组模型通过如下步骤生成：
获取汽轮机模型和火电机组调速器模型；
根据所述汽轮机模型和所述火电机组调速器模型生成所述火电机组模型。
8.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述抽水蓄能机组调速器模型通过如下步骤生成：
获取水轮机模型、抽水蓄能机组调速器模型和水泵模型；
根据所述水轮机模型、所述抽水蓄能机组调速器模型和所述水泵模型生成所述抽水蓄能机组模型。
9.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述区域控制误差通过如下公式确定：
ACE＝β△f；
β＝D+1/Ri；
其中，ACE表示区域控制误差，β表示区域频率响应系数，△f表示频率偏差，D表示预设的负荷阻尼系数，Ri表示调差系数。
10.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和虚拟下垂的抽蓄和电池储能协同调频方法，其特征在于，所述死区范围设置为±0.033Hz。
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