CN115149548A - 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端 - Google Patents

基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端 Download PDF

Info

Publication number
CN115149548A
CN115149548A CN202210692081.0A CN202210692081A CN115149548A CN 115149548 A CN115149548 A CN 115149548A CN 202210692081 A CN202210692081 A CN 202210692081A CN 115149548 A CN115149548 A CN 115149548A
Authority
CN
China
Prior art keywords
frequency
energy storage
soc
charge
virtual inertia
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202210692081.0A
Other languages
English (en)
Inventor
林毅
林伟伟
薛静玮
吴威
林威
魏鑫
张祥宇
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Original Assignee
State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by State Grid Fujian Electric Power Co Ltd, Economic and Technological Research Institute of State Grid Fujian Electric Power Co Ltd filed Critical State Grid Fujian Electric Power Co Ltd
Priority to CN202210692081.0A priority Critical patent/CN115149548A/zh
Publication of CN115149548A publication Critical patent/CN115149548A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • H02J3/144—Demand-response operation of the power transmission or distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/40—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation wherein a plurality of decentralised, dispersed or local energy generation technologies are operated simultaneously
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/58—The condition being electrical
    • H02J2310/60—Limiting power consumption in the network or in one section of the network, e.g. load shedding or peak shaving

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

本发明公开了基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端，建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小；本发明在系统发生负荷扰动而导致频率变化时，建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，从而精确计算频率安全升降时间，并在所得频率安全升降时间内根据储能荷电状态的变化量评估出储能虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑。

Description

基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端
技术领域
本发明涉及发电系统控制技术领域，特别涉及基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端。
背景技术
随着各种新能源发电的接连并网，传统同步发电机的比例不断降低，随之面临的问题是系统的惯量水平不断降低，抵御频率波动的能力下降，对电力系统的稳定性带来了挑战。目前有很多控制策略是对风机进行虚拟惯量控制，通过释放风机转子动能来为系统提供一定的惯量支撑，但是这种控制方案和风机最大功率跟踪控制相矛盾，而且转速恢复的过程中也可能产生频率二次跌落问题，无法最大限度地利用风能。因此还可以采用为风电机组配置储能的方案，理论上储能可以通过存储能量/释放储存的能量来为系统提供惯量支撑，从而降低频率变化速率。因此，如何计算出频率安全升降过程中储能的虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑，是在新能源高渗透率下保证系统频率稳定的一个关键问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是：提供基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端，能够计算出储能提供的虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，包括步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
为了解决上述技术问题，本发明采用的另一种技术方案为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，包括处理器、存储器以及存储在存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
本发明的有益效果在于：本发明的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，在系统发生负荷扰动而导致频率变化时，依据含储能的高渗透的多机系统的频率响应过程建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，用含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型来表征整个系统的频率响应过程，从而精确计算频率安全升降时间，并在所得频率安全升降时间内根据储能荷电状态的变化量评估出储能虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑。
附图说明
图1为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的流程图；
图2为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端的结构图；
图3为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的不同风电渗透率下频率响应曲线示意图；
图4为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的储能输出功率和荷电状态的关系示意图；
图5为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的三机系统仿真拓扑结构图；
图6为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的不同风电渗透率下频率响应曲线仿真结果示意图；
图7为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的储能有无附加虚拟惯性控制时频率响应曲线示意图；
图8为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的储能荷电状态的变化曲线示意图；
图9为本发明实施例的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法的新能源并网系统一次调频传递函数框图。
标号说明：
1、基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端；2、处理器；3、存储器。
具体实施方式
为详细说明本发明的技术内容、所实现目的及效果，以下结合实施方式并配合附图予以说明。
请参照图1以及图2，基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，包括步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、建立储能的输出功率和荷电状态的关系式，并计算频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量；
S3、根据虚拟惯量定义、所述关系式以及频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
从上述描述可知，本发明的有益效果在于：本发明的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，在系统发生负荷扰动而导致频率变化时，依据含储能的高渗透的多机系统的频率响应过程建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，用含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型来表征整个系统的频率响应过程，从而精确计算频率安全升降时间，并在所得频率安全升降时间内根据储能荷电状态的变化量评估出储能虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑。
进一步地，所述步骤S1中所述频率升降时间计算模型具体为：
系统的频率响应动态方程为：
Figure BDA0003700390810000041
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应，将所述频率响应动态方程整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式：
Figure BDA0003700390810000042
其中，KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure BDA0003700390810000043
则Δf的解析解为：
Figure BDA0003700390810000044
式中：
Figure BDA0003700390810000045
其中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始负荷扰动，ΔPG、ΔPwind、ΔPbess分别为同步机、风机、储能的响应功率；
所述根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间具体为：
将所述系统安全频率阈值代入Δf，计算得到频率安全升降时间。
由上述描述可知，建立系统频率升降过程中的频率偏差与时间的关系式，通过将频率安全阈值代入频率偏差，从而计算得到频率安全升降时间。
进一步地，所述步骤S2具体为：
根据虚拟惯量定义、所述关系式以及频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，储能的虚拟惯量在放电时表示为：
Figure BDA0003700390810000051
储能的虚拟惯量在充电时表示为：
Figure BDA0003700390810000052
其中，ωe为同步机的电角速度，Δωe为同步机的电角速度的变化量，Δωe＝2πΔf，pn为同步机的极对数，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，SOC表示储能当前的荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量。
由上述描述可知，分为充电和放电两种情况，通过上式，根据荷电状态的变化量计算出储能的虚拟惯量大小。
进一步地，系统惯性时间常数Ts的取值为2Hsys，Hsys的取值范围为3-9s，系统负荷调节效应系数KL的取值范围为0-2，发电机调差系数R的取值范围为0.04-0.1，发电机一次调频响应系数Tg的取值范围为0-3，系统初始负荷扰动ΔPL的取值为0-10％。
由上述描述可知，部分参数的取值范围如上作为本发明的一种具体实施例。
进一步地，储能荷电状态的最小值SOCmin的取值为0.1，较小值SOClow的取值为0.2，较大值SOChigh的取值为0.8，最大值SOCmax的取值为0.9，储能放电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC1的取值为0.3，储能充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC2的取值为0.7。
由上述描述可知，SOC的部分分区取值如上作为本发明的一种具体实施例。
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，包括处理器、存储器以及存储在存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、建立储能的输出功率和荷电状态的关系式，并计算频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量；
S3、根据虚拟惯量定义、所述关系式以及频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
从上述描述可知，本发明的有益效果在于：本发明的在系统发生负荷扰动而导致频率变化时，依据含储能的高渗透的多机系统的频率响应过程建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，用含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型来表征整个系统的频率响应过程，从而精确计算频率安全升降时间，并在所得频率安全升降时间内根据储能荷电状态的变化量评估出储能虚拟惯量大小，从而更好地对系统提供惯量支撑。
进一步地，所述步骤S1中所述频率升降时间计算模型具体为：
系统的频率响应动态方程为：
Figure BDA0003700390810000061
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应，将所述频率响应动态方程整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式：
Figure BDA0003700390810000071
其中，KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure BDA0003700390810000072
则Δf的解析解为：
Figure BDA0003700390810000073
式中：
Figure BDA0003700390810000074
其中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始负荷扰动，ΔPG、ΔPwind、ΔPbess分别为同步机、风机、储能的响应功率；
所述根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间具体为：
将所述系统安全频率阈值代入Δf，计算得到频率安全升降时间。
由上述描述可知，建立系统频率升降过程中的频率偏差与时间的关系式，通过将频率安全阈值代入频率偏差，从而计算得到频率安全升降时间。
进一步地，所述步骤S2具体为：
根据虚拟惯量定义、所述关系式以及频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，储能的虚拟惯量在放电时表示为：
Figure BDA0003700390810000075
储能的虚拟惯量在充电时表示为：
Figure BDA0003700390810000081
其中，ωe为同步机的电角速度，Δωe为同步机的电角速度的变化量，Δωe＝2πΔf，pn为同步机的极对数，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，SOC表示储能当前的荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量。
由上述描述可知，分为充电和放电两种情况，通过上式，根据荷电状态的变化量计算出储能的虚拟惯量大小。
进一步地，系统惯性时间常数Ts的取值为2Hsys，Hsys的取值范围为3-9s，系统负荷调节效应系数KL的取值范围为0-2，发电机调差系数R的取值范围为0.04-0.1，发电机一次调频响应系数Tg的取值范围为0-3，系统初始负荷扰动ΔPL的取值为0-10％。
由上述描述可知，部分参数的取值范围如上作为本发明的一种具体实施例。
进一步地，储能荷电状态的最小值SOCmin的取值为0.1，较小值SOClow的取值为0.2，较大值SOChigh的取值为0.8，最大值SOCmax的取值为0.9，储能放电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC1的取值为0.3，储能充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC2的取值为0.7。
由上述描述可知，SOC的部分分区取值如上作为本发明的一种具体实施例。
本发明的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，适用于电并网发电系统中由储能吸收存储/释放能量来为系统提供惯量支撑的场景。
请参照图1，本发明的实施例一为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，包括步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
所述步骤S1中所述频率升降时间计算模型具体为：
系统的频率响应动态方程为：
Figure BDA0003700390810000091
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应，将所述频率响应动态方程整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式：
Figure BDA0003700390810000092
其中，KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure BDA0003700390810000093
则Δf的解析解为：
Figure BDA0003700390810000094
式中：
Figure BDA0003700390810000095
其中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始负荷扰动，ΔPG、ΔPwind、ΔPbess分别为同步机、风机、储能的响应功率；
所述根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间具体为：
将所述系统安全频率阈值代入Δf，计算得到频率安全升降时间。
S2、根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
所述步骤S2具体为：
根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，储能的虚拟惯量在放电时的计算具体为：
Figure BDA0003700390810000101
储能的虚拟惯量在充电时的计算具体为：
Figure BDA0003700390810000102
其中，t为频率安全升降时间，ωe为同步机的电角速度，Δωe为同步机的电角速度的变化量，Δωe＝2πΔf，pn为同步机的极对数，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，SOC表示储能当前的荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量，Prated表示储能充放电时的额定功率，SOCmin、SOClow、SOChigh和SOCmax分别表示预设的储能荷电状态的最小值、较小值、较大值和最大值,SOC1和SOC2分别为储能放电和充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态。各参数中，除频率安全升降时间外，其余各参数均为已知或通过测量获取。
根据计算得到的储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小，对储能进行进一步的虚拟惯量控制。
请参照图3和图4，本发明的实施例二为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，包括步骤：
步骤1：分析受到负荷扰动后的系统频率特性，建立含储能新能源并网系统的频率升降时间计算模型；
步骤2：根据含储能新能源并网系统的频率升降时间计算模型得到频率升降至安全阈值所需的时间；
步骤3：根据储能运行状态得到储能输出功率和荷电状态的关系；
步骤4：在频率升降时间段内，根据储能的荷电状态和储能出力情况，计算储能能量的变化量；
步骤5：考虑荷电状态，根据储能虚拟惯量定义，评估出储能在频率升降时间段内的虚拟惯量大小。
根据电力系统受到负荷扰动后的频率响应过程建立含储能的新能源并网系统频率响应模型，即含储能新能源并网系统的频率升降时间计算模型，可参照图9。含储能的新能源并网系统频率响应模型是将多机系统的频率响应模型通过参数聚合等值成单台同步发电机的频率响应模型，可以在保证误差较小的情况下计算出系统在频率响应过程中的频率升降时间和暂态频率偏差极值。
根据含储能新能源并网系统频率响应模型，可得到系统的频率响应动态方程如下式所示：
Figure BDA0003700390810000111
式中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始过负载。式中除惯性时间常数Ts外其余均为标幺值。
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应。将上式整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式如下式所示：
Figure BDA0003700390810000112
式中：KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure BDA0003700390810000121
联立上述两式得Δf的解析解为：
Figure BDA0003700390810000122
式中：
Figure BDA0003700390810000123
由上式可以看出频率偏差Δf为时间t的函数，Δf对t进行求导，导数为0的时刻即为暂态频率偏差极值点所对应的时刻。计算可得暂态频率偏差极值点对应的时刻tlim和暂态频率偏差极值Δflim如式(6)所示：
Figure BDA0003700390810000124
式中各参数取值如表1所示：
表1系统频率响应模型参数取值
Figure BDA0003700390810000125
随着风电渗透率的提高，系统惯性时间常数和等效调差系数等比例变化，系统的频率响应过程也随之变化。渗透率作为已知数，渗透率并没有直接参与计算，但是渗透率的大小会间接影响系统惯性时间常数Hsys的大小。给定系统扰动为负荷突增10％，则根据式(5)和式(6)以及表1中的参数可得不同风电渗透率下系统频率响应过程中频率下降时间。
图3是不同风电渗透率下负荷突增时频率响应曲线，系统的惯性时间常数随着风电渗透率的提高等比例下降，系统等效调差系数随风电渗透率提高等比例上升。根据图3可知，风电渗透率的提高给系统频率响应过程带来的影响是系统频率跌落速度变快，暂态频率偏差极值变大。
因此，风电渗透率的提高会影响系统的安全稳定运行的能力，需对风电机组配置相应的储能，为系统提供虚拟惯量支撑，提高系统的惯量水平。
储能的虚拟惯量大小取决于储能的运行状态，储能的运行状态主要表现在储能的输出功率和荷电状态。
图4表示了储能的输出功率和荷电状态的关系，根据图4，储能的输出功率和荷电状态的关系可以分为放电时和充电时两种情况。
放电时：
Figure BDA0003700390810000131
充电时：
Figure BDA0003700390810000132
式中，Pbess,Prated分别表示储能充放电时的实际功率和额定功率，SOCmin，SOClow，SOChigh，SOCmax分别表示储能荷电状态最小值，较小值，较大值，最大值,SOC1，SOC2分别为储能放电、充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态。式中各参数取值如表2所示：
表2SOC分区取值
Figure BDA0003700390810000133
在系统频率变化过程中，蓄电池能量可以表示为：
Figure BDA0003700390810000141
式中uB、iB分别为蓄电池的电压和电流，ωe为同步机的电角速度，pn为同步机的极对数，QN为蓄电池的额定容量，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，以放电时为例可表示为：
Figure BDA0003700390810000142
在充电时可表示为：
Figure BDA0003700390810000143
式中Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量。可以看到蓄电池的虚拟惯量与蓄电池的容量和荷电状态有关，若蓄电池荷电状态变化率远大于发电机转速变化率，则通过蓄电池的短时能量调节，可虚拟出比同步发电机更大转动惯量。
给定频率安全阈值Δfs为0.5Hz，根据步骤1和步骤2计算出频率安全升降时间ts，再根据步骤3和步骤4得到频率安全升降时间内蓄电池能量和荷电状态的变化量，最后根据步骤5就可计算出蓄电池的虚拟惯量大小。
本发明提供一种基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量评估方法，首先建立含储能的新能源并网系统等效模型，通过频率响应求解出频率安全升降时间，在这段时间里，储能可以通过自身能量的释放来为系统提供一定的虚拟惯量支撑，弥补新能源高渗透率下系统惯量支撑不足的缺陷。因此定义储能的虚拟惯量，类比风机虚拟惯量的表达形式来表示储能虚拟惯量，并且在频率安全升降时间内，对储能所能提供的虚拟惯量大小进行评估，量化储能对系统的支撑能力。
请参照图5至图8，本发明的实施例三为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，根据计算所得的频率升降时间，给含储能新能源系统中的储能附加虚拟惯性控制，使储能在系统负荷发生波动时通过惯性响应为系统提供惯量支撑。图5是本发明实施例三的三机系统仿真拓扑结构图，如图5所示的一种含储能的高风电渗透电力系统，包括等值同步发电机SG1、等值同步发电机SG2，配置储能的风电场、并网换流器、变压器T1、变压器T2、变压器T3和变压器T4、以及系统总负荷L。所述等值发电机SG1通过变压器T1连接至母线B4上，等值发电机SG2通过变压器T4连接至母线B4上，双馈风电机组通过所述并网换流器以及变压器T2和T3连接至母线B4上，系统负荷直接连接至母线B4上。在系统负荷发生变化时，所述储能系统根据系统频率信号进行惯性响应。
本实施例基于DIGSILENT/Power Factory仿真平台搭建风电场并入的三机仿真系统，该仿真系统包括两个容量为900MVA的同步发电机和一个600台2MW的双馈风电机组DFIG，配置10％风机容量的储能系统，风电机组初始渗透率为40％，风机并联台数可调，通过改变风机台数和同步发电机容量来改变风电机组渗透率。
通过设置以下两种控制方案，控制方案1用来验证系统惯量大小对频率响应过程的影响，控制方案2用来验证本发明所提出的在频率安全升降时间内评估储能虚拟惯量方法的有效性。
控制方案1：系统中的储能不附加虚拟惯性控制，改变风机并联台数和同步发电机容量来改变渗透率，通过观察频率响应过程验证本发明所提频率升降时间计算方法的正确性；
控制方案2：系统中的储能附加虚拟惯性控制，在频率安全升降时间内控制荷电状态变化，验证本发明所提的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量评估方法的正确性。
设置一个在3s时刻发生的负荷突增10％的系统扰动。图6是控制方案1系统的频率响应曲线。随着新能源渗透率提高，在储能不进行惯性响应时，电力系统惯性时间常数减小，系统等效调差系数增大，导致系统在负荷突增时频率跌落速度变快，暂态频率偏差增大，但频率跌落到最低点的时间几乎不变，仿真结果与计算结果接近，验证了本发明所提计算系统频率安全升降时间的正确性。
在控制方案2中，根据步骤(1)和步骤(2)建立的风电并网系统的频率计算模型计算得在10％的负荷扰动下，风电渗透率为40％的情况下系统频率经2.03s降至安全阈值0.5Hz，假定蓄电池的额定容量为120MW×4s，初始荷电状态为SOC0＝0.9，则蓄电池以额定功率Prated放电，荷电状态变化量为ΔSOC＝0.5，查阅资料可知等容量同步发电机的转动惯量为8220kg*m2，根据步骤(5)可以计算出蓄电池在系统频率降至安全阈值时间内提供的虚拟惯量为16.68Js。
图7为储能施加虚拟惯性控制前后系统频率的响应曲线。储能施加虚拟惯性控制后系统频率变化率降低，为系统提供了有效的惯量支撑，同时由于惯量支撑地影响，频率的恢复速率也同时减小，但是不会改变频率的稳态偏差，验证了储能虚拟惯性控制的有效性。图8为储能的荷电状态变化曲线，从曲线可以看出储能的初始荷电状态SOC0＝0.88，ΔSOC＝0.507,因此可以根据公式(10)计算储能在频率安全升降时间内提供的虚拟惯量为17.29Js。
仿真结果验证了所提基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量评估方法的正确性。
请参照图2，本发明的实施例四为：
基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端1，包括处理器2、存储器3以及存储在存储器3中并可在所述处理器2上运行的计算机程序，所述处理器2执行所述计算机程序时实现以上实施例一至三的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法中的步骤。
综上所述，本发明提供的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，相比于传统方法，本发明依据系统的频率响应过程建立含储能的新能源并网系统模型，将含储能的新能源并网系统模型的惯性响应和一次调频过程等效成一阶惯性响应环节，得到频率响应过程的等效传递函数框图，然后根据传递函数框图计算系统受到负荷扰动时的频率升降至安全阈值所用的时间。根据该时间内储能荷电状态的变化量评估储能的虚拟惯量大小。本发明提供的一种基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量评估方法，通过频率安全升降时间内储能荷电状态的变化量计算出储能虚拟惯量的大小，将储能虚拟惯量在频率时间内量化，可得到储能在进行惯性响应时的支撑能力。
以上所述仅为本发明的实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等同变换，或直接或间接运用在相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。

Claims (10)

1.基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，其特征在于，包括步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
2.根据权利要求1所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，其特征在于，所述步骤S1中所述频率升降时间计算模型具体为：
系统的频率响应动态方程为：
Figure FDA0003700390800000011
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应，将所述频率响应动态方程整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式：
Figure FDA0003700390800000012
其中，KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure FDA0003700390800000013
则Δf的解析解为：
Figure FDA0003700390800000014
式中：
Figure FDA0003700390800000015
其中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始负荷扰动，ΔPG、ΔPwind、ΔPbess分别为同步机、风机、储能的响应功率；
所述根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间具体为：
将所述系统安全频率阈值代入Δf，计算得到频率安全升降时间。
3.根据权利要求1所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，其特征在于，所述步骤S2具体为：
根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，储能的虚拟惯量在放电时的计算具体为：
Figure FDA0003700390800000021
储能的虚拟惯量在充电时的计算具体为：
Figure FDA0003700390800000022
其中，t为频率安全升降时间，ωe为同步机的电角速度，Δωe为同步机的电角速度的变化量，Δωe＝2πΔf，pn为同步机的极对数，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，SOC表示储能当前的荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量，Prated表示储能充放电时的额定功率，SOCmin、SOClow、SOChigh和SOCmax分别表示预设的储能荷电状态的最小值、较小值、较大值和最大值,SOC1和SOC2分别为储能放电和充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态。
4.根据权利要求2所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，其特征在于，系统惯性时间常数Ts的取值为2Hsys，Hsys的取值范围为3-9s，系统负荷调节效应系数KL的取值范围为0-2，发电机调差系数R的取值范围为0.04-0.1，发电机一次调频响应系数Tg的取值范围为0-3，系统初始负荷扰动ΔPL的取值为0-10％。
5.根据权利要求3所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法，其特征在于，储能荷电状态的最小值SOCmin的取值为0.1，较小值SOClow的取值为0.2，较大值SOChigh的取值为0.8，最大值SOCmax的取值为0.9，储能放电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC1的取值为0.3，储能充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC2的取值为0.7。
6.基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，包括处理器、存储器以及存储在存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：
S1、建立含储能的新能源并网系统的频率升降时间计算模型，并根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间；
S2、根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，计算出储能在频率安全升降时间内的虚拟惯量大小。
7.根据权利要求6所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，其特征在于，所述步骤S1中所述频率升降时间计算模型具体为：
系统的频率响应动态方程为：
Figure FDA0003700390800000031
风机运行在最大功率跟踪状态，输出功率受风速的影响，对系统频率变化无响应，储能的输出功率受荷电状态的影响，未附加虚拟惯量控制时对系统频率变化同样无响应，将所述频率响应动态方程整理化简可得频率偏差Δf与时间t的关系式：
Figure FDA0003700390800000041
其中，KS＝KG+KL，假设在t＝0时刻系统出现负荷扰动，则初始条件为：
Figure FDA0003700390800000042
则Δf的解析解为：
Figure FDA0003700390800000043
式中：
Figure FDA0003700390800000044
其中，KL为系统负荷频率调节效应系数，KG为发电机功频静特性系数，KG＝1/R，Ts为系统惯性时间常数，TG为发电机一次调频响应系数，其中，Ts＝2Hsys，ΔPL为系统初始负荷扰动，ΔPG、ΔPwind、ΔPbess分别为同步机、风机、储能的响应功率；
所述根据系统安全频率阈值计算频率安全升降时间具体为：
将所述系统安全频率阈值代入Δf，计算得到频率安全升降时间。
8.根据权利要求6所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，其特征在于，所述步骤S3具体为：
根据虚拟惯量定义、所述频率安全升降时间以及所述频率安全升降时间内储能的荷电状态变化量，储能的虚拟惯量在放电时的计算具体为：
Figure FDA0003700390800000045
储能的虚拟惯量在充电时的计算具体为：
Figure FDA0003700390800000051
其中，t为频率安全升降时间，ωe为同步机的电角速度，Δωe为同步机的电角速度的变化量，Δωe＝2πΔf，pn为同步机的极对数，Jvir_B为蓄电池的虚拟惯量，Js为等容量同步发电机的转动惯量，ΔSOC为蓄电池在频率升降时间内荷电状态变化量，SOC0为初始荷电状态，SOC表示储能当前的荷电状态，EK为等容量同步发电机所具有的能量，Prated表示储能充放电时的额定功率，SOCmin、SOClow、SOChigh和SOCmax分别表示预设的储能荷电状态的最小值、较小值、较大值和最大值,SOC1和SOC2分别为储能放电和充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态。
9.根据权利要求7所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，其特征在于，系统惯性时间常数Ts的取值为2Hsys，Hsys的取值范围为3-9s，系统负荷调节效应系数KL的取值范围为0-2，发电机调差系数R的取值范围为0.04-0.1，发电机一次调频响应系数Tg的取值范围为0-3，系统初始负荷扰动ΔPL的取值为0-10％。
10.根据权利要求8所述的基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算终端，其特征在于，储能荷电状态的最小值SOCmin的取值为0.1，较小值SOClow的取值为0.2，较大值SOChigh的取值为0.8，最大值SOCmax的取值为0.9，储能放电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC1的取值为0.3，储能充电过程中输出功率由额定功率开始减小的临界荷电状态SOC2的取值为0.7。
CN202210692081.0A 2022-06-17 2022-06-17 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端 Pending CN115149548A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210692081.0A CN115149548A (zh) 2022-06-17 2022-06-17 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210692081.0A CN115149548A (zh) 2022-06-17 2022-06-17 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN115149548A true CN115149548A (zh) 2022-10-04

Family

ID=83408370

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210692081.0A Pending CN115149548A (zh) 2022-06-17 2022-06-17 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115149548A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117175656A (zh) * 2023-08-30 2023-12-05 国网吉林省电力有限公司经济技术研究院 一种构网型储能提升新型电力系统支撑能力评估方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117175656A (zh) * 2023-08-30 2023-12-05 国网吉林省电力有限公司经济技术研究院 一种构网型储能提升新型电力系统支撑能力评估方法
CN117175656B (zh) * 2023-08-30 2024-05-10 国网吉林省电力有限公司经济技术研究院 一种构网型储能提升新型电力系统支撑能力评估方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Hwang et al. Disturbance-adaptive short-term frequency support of a DFIG associated with the variable gain based on the ROCOF and rotor speed
CN110943451B (zh) 一种基于扰动数据的系统分区域惯量评估的方法
CN110535153B (zh) 混合储能系统dc/ac变换器协调控制方法及装置
CN105743107B (zh) 一种电力孤网系统频率调节的控制方法
CN111864769B (zh) 考虑风机和系统频率响应特性的调频参数确定方法及系统
CN109599865B (zh) 一种确定电力系统中新能源占比的方法
CN109449937B (zh) 一种通过系统频率稳定约束确定电网新能源承载力的方法
CN109861251A (zh) 一种用于微网暂稳态频率优化的双馈风机综合控制方法
CN105186502B (zh) 基于安全域的含双馈风机电力系统暂态稳定性分析方法
CN111064196B (zh) 一种高渗透风机模糊自适应运行的微网电压控制方法
CN109861258B (zh) 一种虚拟同步机一次调频性能在线评价方法
CN111835023B (zh) 一种双馈风电机组控制方法、装置和存储介质
CN105870973A (zh) 一种储能系统应对高风电渗透率系统调频需求容量配置方法
CN115149548A (zh) 基于频率安全升降时间的储能虚拟惯量计算方法与终端
CN113708406A (zh) 用于分布式储能型风电场的惯性控制方法及处理器
CN115313443A (zh) 一种基于储能虚拟惯量需求的调频状态转移控制方法
CN110649596A (zh) 一种考虑系统初始状态的频率全响应解析模型
CN112290590A (zh) 基于超级电容虚拟惯性和短期一次调频的pmsg风机控制方法
CN111934343A (zh) 一种用于电网机电仿真分析的电化学储能系统仿真模型
CN110867899A (zh) 一种含高比例风机的电力系统惯量量测方法及系统
CN114614504A (zh) 考虑频率支撑需求和低压穿越的储能容量量化评估方法
CN113346517B (zh) 一种虚拟同步机的阻尼支撑策略
CN115207941A (zh) 一种电力系统惯量水平评估方法
CN116154812A (zh) 一种针对电网电压运行问题的构网型储能控制方法及系统
Omran et al. Grid integration of a renewable energy system: modeling and analysis

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination