CN114696342A - 一种考虑agc协同的风光储场站快速调频控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，根据调频死区及风光储各逆变器正常工作电压范围确定快速调频闭锁标志位；若进入非电压越限频率故障，根据实时采样获取的风光储场站并网点频率及频率变化率生成一次调频及虚拟惯量控制指令；对虚拟惯量与一次调频功率调节方向不一致的情况，闭锁虚拟惯量控制指令的合成及下发；对虚拟惯量及一次调频总指令以一次调频优先的方式进行限幅操作；实时检测调频进入时刻及调频过程中的AGC指令下发情况，于AGC指令叠加死区范围外闭锁未完成响应的、调频过程中新下达的反向AGC指令；对叠加AGC调节指令后的调频总指令按储光风的次序以顶表法的方式进行指令下达，完成快速调频控制。
Description
技术领域
本发明属于电力系统调频领域，尤其涉及一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法。
背景技术
随着人类对能源的需求逐渐增加，化石能源的逐渐开采，人类与大自然的关系也日益紧张。在此背景下，构建以新能源为主体的新型电力系统成为新的发展方向。但是，新能源的大规模接入势必会导致电力系统惯量减小，这对电力系统频率控制和新能源的调频稳定性提出了更高的要求。
目前，我国的风机光伏总装机容量逐年增加，但由于风光资源本身的波动性以及电压型逆变器功频脱耦的特性，导致区域电网在保证频率稳定安全边际的情况下存在新能源接入上限，这就导致大量弃光弃风的现象发生。所以，新能源辅助调频服务的合理运行需要大规模储能的参与，国内外的辅助服务领域也已经应用了非常多的商用储能工程，这使得风光储场站调频需求和控制策略成为了当前的研究热点。
尽管目前风储、光储、储能调频控制方面的研究已经比较深入，但针对新能源场站数量的逐年递增，新能源本身承担的调频、调峰等辅助服务的数量的增多，如何实现调频任务及多种辅助任务的协调及更好的发挥调频过程中新能源场站的可控性还有待进一步研究。
发明内容
针对上述问题，本发明提出了一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法。该方法包括：根据调频死区及风光储各逆变器正常工作电压范围确定是否投入快速调频；根据实时采样获取的风光储场站并网点频率及频率变化率生成一次调频及虚拟惯量控制指令；对虚拟惯量与一次调频功率调节方向不一致的情况，闭锁虚拟惯量控制指令的合成及下发，确保调频性能最优；对虚拟惯量及一次调频总指令以一次调频优先的方式进行限幅操作；实时检测调频进入时刻及调频过程中的AGC指令下发情况，于AGC指令叠加死区范围外闭锁未完成响应的、调频过程中新下达的反向AGC指令；对叠加AGC调节指令后的调频总指令按储光风的次序以顶表法的方式进行指令下达，实现快速调频与AGC指令的协同配合，完成快速调频控制。
本发明所述方法包括以下步骤：
步骤1：选择针对风光储场站的控制模式并进行算法初始化；
步骤2：实时获取风光储场站并网点的频率、频率变化率、三相电压幅值，检验频率是否超过死区，并对电压幅值进行高低穿检验，判断快速调频功能是否启动；
步骤3：根据步骤2所得频率、频率变化率生成相应的一次调频及虚拟惯量控制指令，生成其他调节功能的遥调闭锁标志位；
步骤4：检验一次调频指令与虚拟惯量指令是否同向，若否，则虚拟惯量指令置零，且闭锁此控制周期虚拟惯量指令作用；
步骤5：检验一次调频与虚拟惯量指令和是否超过调频响应限幅，如未越限，则以一次调频与虚拟惯量指令和生成快速调频控制指令；如越限，则做越限处理，由越限处理后的一次调频指令和虚拟惯量指令生成快速调频控制指令；
步骤6：若此控制周期为调频进入时刻，则锁定此时的风光储运行点为调频基准运行点；记录此时刻的AGC调节指令，并由运行点计算AGC指令未完成响应的指令余量；若此控制周期为调频过程中，则比较当前时刻AGC指令相对上一控制周期是否发生变化，若是，将指令偏差求和累积；
步骤7：检验需要叠加的进入时刻的未完成响应的AGC指令余量或调频过程中AGC指令变化产生瞬时指令偏差量是否与快速调频指令调节方向相同，若是则无脑叠加，若否则检验频率是否超过AGC指令叠加死区，若已超过则对AGC需要叠加的指令置零并不做叠加处理，若未超过则无脑叠加；指令叠加后，对虚拟惯量指令超过储能调节裕度的部分不作响应，并将其他指令按照储、光、风的顺序依据顶表法进行指令下达，完成快速调频控制。
本发明的有益效果：本发明所提出的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法能够使得即使在调频过程中，风光储场站亦能够保证对于不恶化调频支撑效果的AGC指令有执行能力，能进一步加强调频事故过程中电网对区域风光储场站的调度能力，保证电网安全有效的稳定运行。
附图说明
图1为本发明方法的流程图；
图2为本发明实施例中的场站控制器AGC指令；
图3为本发明实施例中的并网点频率阶跃信号；
图4为本发明实施例中的风光储总指令和风光储总响应；
图5为本发明实施例中的储能模块指令曲线与响应曲线；
图6为本发明实施例中的光伏模块指令曲线和光伏响应曲线；
图7为本发明实施例中的风机模块指令曲线和响应曲线；
图8为本发明实施例中的储能模块SOC变化曲线。
具体实施方式
下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他例，都属于本发明的保护范围。
图1为本发明方法的流程图。
步骤1：控制模式选择与算法初始化。
风光储场站一般存在风光储、风储、光储、单风、单光、单储出力六种运行模式，本发明主要涉及的是风光储模式。根据具体的运行要求，由人机界面获取控制参数，如：一次调频控制死区设定值，虚拟惯量控制死区设定值，AGC指令叠加死区设定值，风光储场站正常工作电压边界，调频功率控制指令限值Plimit；根据控制目标输入具体的虚拟惯量控制参数H，一次调频控制参数K，控制指令最小允许下发周期T，完成算法初始化。
步骤2：实时获取风光储场站并网点的频率、频率变化率、三相电压幅值等电气量信息，检验频率是否超过死区，并对电压幅值进行高低穿检验，判断快速调频功能是否启动。
以采样周期通过PMU采集装置获取并网点三相电压幅值、频率及频率变化率，一方面检验频率是否超过死区判断快速调频是否介入，一方面检测并网点电压是否超过正常稳定运行电压的90％～110％判断是否为高低穿状态，超过则进入高低穿状态；若频率未越限或并网点电压进入高低穿状态，则快速调频功能不投入，闭锁遥调信号指令送出；当频率越限且电压未超过运行区间时判断风光储场站具备调频能力且遭遇调频事故，调频功能启动。
步骤3：根据步骤2获取的频率、频率变化率生成相应的一次调频及虚拟惯量控制指令，生成其他调节功能的遥调闭锁标志位。
若频率偏差超过一次调频死区且风光储逆变器均运行在非高低电压穿越状态，则虚拟惯量控制指令可由下式计算而出。
其中，f0为频率基准值，ΔPst为有功功率调节量，H为惯性时间常数，
为频率变化率，PN为风光储场站的额定功率。风光储场站的额定功率指的是风机场站的额定功率和光伏场站的额定功率之和，一般储能由于容量限制，不能长时间提供功率支撑，因此计算风光储场站额定功率时不计算储能场站额定功率。
若频率偏差超过一次调频死区且风光储逆变器均运行在非高低电压穿越状态，则一次调频控制指令可由下式计算而出。
其中，ΔPst为有功功率调节量，K为一次调频控制常数，f0为频率基准值，Δf为频率偏差。f1为调频死区，调频死区一般为±0.05Hz，当频率偏差为正的时候，需要减去正向的死区0.05Hz，当频率偏差为负的时候，需要减去负向的死区-0.05Hz，即普通型死区；故当频率偏差为正时调频死区取负，反之为正。PN为风光储场站的额定功率。
而由于采样周期远小于对风光储场站的控制指令最小允许下发周期，因此可由下式对采样周期的调频指令进行平均化操作，在满足控制指令最小允许下发周期的同时减小频率瞬时波动对调频产生的影响。
其中，ΔPst为有功功率调节量，T为控制指令最小允许下发周期，ΔPsT经过平均化操作的有功功率调节量。
步骤4：检验一次调频指令与虚拟惯量指令是否同向，若否，则虚拟惯量指令置零，且闭锁此控制周期虚拟惯量指令作用。
通过下式判断一次调频指令及虚拟惯量指令是否同向。若下式不成立，则一次调频指令和虚拟惯量指令反向，此时将此周期虚拟惯量指令置为0。
其中，Δf为频率偏差，
为频率变化率。
步骤5：检验一次调频与虚拟惯量指令和是否超过调频响应限幅，如未越限，则以一次调频与虚拟惯量指令和生成快速调频控制指令；如越限，则做越限处理，由越限处理后的一次调频指令和虚拟惯量指令生成快速调频控制指令；
通过下式判断虚拟惯量及一次调频指令和是否越限，若不越限则以指令和生成快速调频控制指令
ΔPst1+ΔPst2＜Plimit
其中，Plimit为正向调频指令限幅，ΔPst1为虚拟惯量控制指令，ΔPst2为一次调频控制指令。
若控制指令和越限则以下式检验一次调频指令是否越限
ΔPst2＜Plimit
若一次调频指令也越限则由下式重新置数虚拟惯量及一次调频指令。
ΔPst1＝0
ΔPst2＝Plimit
否则一次调频指令保持原值，以下式重新置数虚拟惯量指令。
ΔPst1＝Plimit-ΔPst2
后由重新置数后的虚拟惯量指令及一次调频指令生成快速调频控制指令。反向越限处理与上述处理过程除方向相反外基本相同。
步骤6：若此控制周期为调频进入时刻，则锁定此时的风光储运行点为调频基准运行点，记录此时刻的AGC调节指令，并由运行点计算AGC指令未完成响应的指令余量；若此控制周期为调频过程中，则比较当前时刻AGC指令相对上一控制周期是否发生变化，若是，将指令偏差求和累积。
通过遥调闭锁标志位上下周期是否一致判断此周期是否为调频进入时刻，遥调闭锁标志位为0则表示一次调频没有介入，遥调闭锁标志位为1则表示一次调频参与控制，则闭锁标志位出现上升沿跳变的时刻则认为是调频进入时刻。若是调频进入时刻，则记录调频进入时刻的AGC指令采样值、风光储各场站实际运行点，以下式计算目前未完全响应的AGC指令值。
ΔPAGC＝PAGC-PW-PL-PB
其中，ΔPAGC为未完全响应的AGC指令值，PAGC为进入调频时刻的AGC指令采样值，PW为进入调频时刻的风机场站实时运行点，PL为进入调频时刻的光伏场站实时运行点，PB为进入调频时刻的储能场站实时运行点。
如果不是进入时刻，则记录此周期AGC指令值，以下式求取AGC指令变化量。
ΔPAGC(t)＝PAGC(t)-PAGC(t-1)
其中，ΔPAGC(t)为AGC指令变化量，PAGC(t)为此控制周期AGC指令值，PAGC(t-1)为上一控制周期AGC指令值。
步骤7：检验需要叠加的进入时刻的未完成响应的AGC指令余量或调频过程中AGC指令变化产生瞬时指令偏差量是否与快速调频指令调节方向相同，若是则无脑叠加，若否，则检验频率是否超过AGC指令叠加死区；若已超过则对AGC需要叠加的指令置零并不做叠加处理，若未超过则无脑叠加；指令叠加后，对虚拟惯量指令超过储能调节裕度的部分不作响应，并将其他指令按照储、光、风的顺序依据顶表法进行指令下达，完成快速调频控制。
通过下式检验需要叠加的AGC指令是否与快速调频指令相反，如不满足该式则相反。
(ΔPAGC+ΔPAGC(t))×(ΔPst1+ΔPst2)＞0
其中，ΔPAGC为未完全响应的AGC指令值，ΔPACC(t)为AGC指令变化量，ΔPst1为虚拟惯量控制指令，ΔPst2为一次调频控制指令。
若计算结果不满足上式，则再判断频率相对于基准频率(50Hz)的偏差是否小于±0.1Hz，若依旧不满足则以下式生成最终调频下发指令。
ΔPst_final＝ΔPst2
其中，ΔPst_final为最终生成的此控制周期的调频下发指令。
否则，以下式生成最终调频下发指令。
ΔPst_final＝ΔPst2+ΔPAGC+ΔPAGC(t)
生成最终调频下发指令后，将先叠加虚拟惯量调频控制指令ΔPst1于储能场站调频运行点，检测是否越限；若越限则对虚拟惯量调频指令越限部分进行置零，后将最终调频下发指令以储、光、风的顺序按顶表法叠加至调频基准运行点生成风光储控制指令，后下发至风光储场站响应，完成快速调频控制。
下面通过一个具体实例来对本发明所述方法进行说明。该实施例中风光储场站及等值电网参数设置情况如下：风电模块并网有功功率411.7MW，光伏模块并网有功功率70.47MW，储能模块并网充电功率为109MW，风光储场站参与一次调频调节的正向功率可调裕度为6％的场站额定容量，负向功率可调裕度为10％的场站额定容量。相关例参数参照GB/T 19963.1-2021风电场接入电力系统技术规定设置调差率为3％，调频死区为±0.05Hz，一次调频指令计算与分配周期为150ms；采用理想信号源生成频率阶跃信号，模拟场站并网点频率变化；在场站一次调频模块作用过程中，场站AGC模块不间断生成控制指令，测试一次调频模块与AGC模块协同功能是否正常。
在当前例中，并网点频率由50Hz阶跃上升，频率偏差为正，若场站投入一次调频功能，应向场站下发有功功率下调指令，同时，风光储模块应具备有功功率下调能力。此时，储能模块的运行点为109MW(充电)，具有31MW的下调裕度；光伏发电模块的运行点为70.47MW，风电模块的运行点为411.7MW，风光模块双向可调裕度均较为充裕。考虑到一次调频响应时间、调节时间要求及风光储模块动态响应性能，按照储、光、风顺序顶表思想，优先投入储能模块参与一次调频，光伏模块次之，风电模块最后。
按照场站控制器各有功调节功能模块协同作用优先级，一次调频模块最高、虚拟惯量控制模块次之、AGC模块最低。在本次测试中，除一次调频模块作用以外，场站AGC模块也投入并生成控制指令。因此，一次调频模块将完成一次调频控制指令与AGC控制指令的叠加和分配，此时，AGC指令的分配逻辑与一次调频指令相同，即储、光、风顺序顶表。
结果及分析如下：
电力系统调度中心下发的AGC指令如图2所示，在约48.94秒，AGC指令由370MW下调至320MW。同时，在约52.2秒，并网点频率发生幅值为0.09Hz的阶跃上扰，如图3所示，超出一次调频模块死区，一次调频模块功能动作。应当指出，此时AGC模块尚未调节完毕(AGC调节过程一般为数秒)。
受场站AGC模块调节指令步长限制，场站AGC模块将50MW下调指令拆解为数步完成。在48.94秒，场站AGC模块控制指令先由370MW下调至332.5MW，风、光、储模块按AGC指令分配逻辑响应此指令。在52.42秒，场站并网点频率变化并超出一次调频死区，随后，一次调频模块下发有功调节指令，场站风光储模块功率下调约11MW。需要指出，由于测试现场频率阶跃信号生成方法并非理想信号源，场站控制器实测频率可视为50.09Hz叠加一高频小幅噪声信号。考虑到AGC50MW下调指令，一次调频与AGC叠加后风光储场站运行点在309MW附近。至73秒，场站并网点频率恢复至50Hz，一次调频模块退出。由于AGC模块预设储能工作在109MW(充电)状态，因此，储能运行点将跃变至109MW(充电)，造成场站并网点功率由310MW跃变至337MW。随后，继续由AGC模块响应系统AGC调节指令，完成调节。整个调节过程如图4所示。
场站储能、光伏和风电模块接收的一次调频指令值与响应情况如图5至图7所示。在本实施例中，系统最大频率偏差约+0.09Hz，一次调频控制指令为约11MW(下调)，叠加AGC下调50MW调节指令，场站并网点有功功率目标值应为约309MW。进入一次调频时刻，场站并网点功率为约335MW，距离目标值为26MW，未超出储能预留调节功率范围(负向调节31MW)，因此，由储能完全响应调节指令，风电、光伏模块不参与调频。
由图5可知，储能功率在进入一次调频功能后迅速变137.5MW(充电)，退出一次调频后，迅速变为AGC模块预设储能运行点，即109MW(充电)。
由图6可知，光伏场站的初始运行点在70.57MW，存在下调裕度。当受到AGC指令后，光伏出力下调6.77MW至63.8MW。由于储能模块预留调节范围可以完全响应一次调频与AGC模块调节需求，因此，在一次调频模块作用过程中，光伏模块不参与调节。当一次调频模块退出后，光伏模块已完全响应AGC调节指令，故无需进一步调节。
风电模块初始运行点为411.8MW，具备充裕的下调空间。在AGC发出指令后，风电模块指令值为378MW。当一次调频模块作用时，考虑到风机缓慢的动态特性，其尚未完全响应AGC指令值，也不参与一次调频。当一次调频模块退出后，风电模块继续响应AGC指令，由于模型倍乘特性导致实发会高于指令，属于实施例环境引入的误差。由于在调频退出后，风机模块会将风机响应值作为指令值再发送一遍，所以在55秒时，风机模块指令值发生3MW的跃变，如图7所示。
在实施例的调频过程中，场站总有功出力在310至370MW之间快速波动，储能持续处于充电状态，因此储能SOC将上升，如图8所示。在一次调频作用过程中，储能SOC相较正常参与AGC调节仅变化0.02％，远小于储能电量变化范围(20％～80％)。因此，在一次调频模块作用时，无需考虑储能SOC状态，也无需考虑储能参与一次调频对其自身健康状态的影响。
由实施例可知，本发明所提方法能够使得风光储场站参与电网一次调频的调节方向及指令值正确，场站内部风电、光伏、储能模块投入一次调频次序正确且动态响应满足预期指标，同时，一次调频模块与AGC模块协同正常。
此实施例仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，所述方法包括：
步骤1：选择针对风光储场站的控制模式并进行算法初始化；
步骤2：实时获取风光储场站并网点的频率、频率变化率、三相电压幅值，检验频率是否超过死区，并对电压幅值进行高低穿检验，判断快速调频功能是否启动；
步骤3：根据步骤2所得频率、频率变化率生成相应的一次调频及虚拟惯量控制指令，生成其他调节功能的遥调闭锁标志位；
步骤4：检验一次调频指令与虚拟惯量指令是否同向，若否，则虚拟惯量指令置零，且闭锁此控制周期虚拟惯量指令作用；
步骤5：检验一次调频与虚拟惯量指令和是否超过调频响应限幅，如未越限，则以一次调频与虚拟惯量指令和生成快速调频控制指令；如越限，则做越限处理，由越限处理后的一次调频指令和虚拟惯量指令生成快速调频控制指令；
步骤6：若此控制周期为调频进入时刻，则锁定此时的风光储运行点为调频基准运行点；记录此时刻的AGC调节指令，并由运行点计算AGC指令未完成响应的指令余量；若此控制周期为调频过程中，则比较当前时刻AGC指令相对上一控制周期是否发生变化，若是，将指令偏差求和累积；
步骤7：检验需要叠加的进入时刻的未完成响应的AGC指令余量或调频过程中AGC指令变化产生瞬时指令偏差量是否与快速调频指令调节方向相同，若是则无脑叠加，若否则检验频率是否超过AGC指令叠加死区，若已超过则对AGC需要叠加的指令置零并不做叠加处理，若未超过则无脑叠加；指令叠加后，对虚拟惯量指令超过储能调节裕度的部分不作响应，并将其他指令按照储、光、风的顺序依据顶表法进行指令下达，完成快速调频控制。
2.根据权利要求1所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤2中，并网点电压超过正常稳定运行电压的90％～110％则判断为高低穿状态；若频率未越限或并网点电压进入高低穿状态，则快速调频功能不投入，闭锁遥调信号指令送出；当频率越限且电压未超过运行区间时判断风光储场站具备调频能力且遭遇调频事故，调频功能启动。
3.根据权利要求2所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤3中：
若频率偏差超过一次调频死区且风光储逆变器均运行在非高低电压穿越状态，则虚拟惯量控制指令及一次调频控制指令可分别由下面的公式计算
其中，ΔPst为有功功率调节量，K为一次调频控制系数，f0为频率基准值，Δf为频率偏差，PN为风光储场站的额定功率，H为惯性时间常数常数，
为频率变化率，PN为风光储场站的额定功率；f1为调频死区，当频率偏差为正时调频死区取负，反之为正。
4.根据权利要求3所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤4中，通过下式判断一次调频指令及虚拟惯量指令是否同向；若下式不成立，则一次调频指令和虚拟惯量指令反向，此时将此周期虚拟惯量指令置为0；
5.根据权利要求4所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤5中，通过下式判断虚拟惯量及一次调频指令是否越限，若不越限则以指令和生成快速调频控制指令，
ΔPst1+ΔPst2＜Plimit
其中，Plimit为正向调频指令限幅，ΔPst1为虚拟惯量控制指令，ΔPst2为一次调频控制指令；
若控制指令和越限则以下式检验一次调频指令是否越限，
ΔPst2＜Plimit
若一次调频指令也越限则由下式重新置数虚拟惯量及一次调频指令，
ΔPst1＝0
ΔPst2＝Plimit
否则一次调频指令保持原值，以下式重新置数虚拟惯量指令，
ΔPst1＝Plimit-ΔPst2
后由重新置数后的虚拟惯量指令及一次调频指令生成快速调频控制指令；反向越限处理与上述处理过程除方向相反外基本相同。
6.根据权利要求5所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤6中，通过遥调闭锁标志位上下周期是否一致判断此周期是否为调频进入时刻，若是，则记录进入调频时刻的AGC指令采样值、风光储各场站实际运行点，以下式计算目前未完全响应的AGC指令值，
ΔPAGC＝PAGC-PW-PL-PB
如果不是进入时刻，则记录此周期AGC指令值，以下式求取AGC指令变化量，
ΔPAGC(t)＝PAGC(t)-PAGC(t-1)
其中，ΔPAGC(t)为AGC指令变化量，PAGC(t)为此控制周期AGC指令值，PAGC(t-1)为上一控制周期AGC指令值，ΔPAGC为未完全响应的AGC指令值，PAGC为进入调频时刻的AGC指令采样值，PW为进入调频时刻的风机场站实时运行点，PL为进入调频时刻的光伏场站实时运行点，PB为进入调频时刻的储能场站实时运行点。
7.根据权利要求6所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤7中，通过下式检验需要叠加的AGC指令是否与快速调频指令相反，
(ΔPAGC+ΔPAGC(t))×(ΔPst1+ΔPst2)＞0
若计算结果不满足上式，则再判断频率相对于基准频率50Hz的偏差是否小于±0.1Hz，若依旧不满足则以下式生成最终调频下发指令，
ΔPst_final＝ΔPst2
否则，以下式生成最终调频下发指令，
ΔPst_final＝ΔPst2+ΔPAGC+ΔPAGC(t)
生成最终调频下发指令后，将先叠加虚拟惯量调频控制指令ΔPst1于储能场站调频运行点，检测是否越限；若越限则对虚拟惯量调频指令越限部分进行置零，后将最终调频下发指令以储、光、风的顺序按顶表法叠加至调频基准运行点生成风光储控制指令，后下发至风光储场站响应，完成快速调频控制；其中，ΔPst1为虚拟惯量控制指令，ΔPst2为一次调频控制指令，ΔPst_final为最终生成的此控制周期的调频下发指令。
8.根据权利要求1所述的一种考虑AGC协同的风光储场站快速调频控制方法，其特征在于，所述步骤3中，可由下式对采样周期的调频指令进行平均化操作，
其中，ΔPst(n)为n时刻有功功率调节量，T为控制指令最小允许下发周期，ΔPsT经过平均化操作的有功功率调节量。
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