CN116131277A - 一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统 - Google Patents
一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统 Download PDFInfo
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Abstract
本发明实施例公开了一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统，通过采集电网频率，电化学储能电站输出的有功功率，电网联络线功率值，电网侧机端电压，电化学储能电站中电池组的初始时刻的荷电状态，以及预先设置频率参考值，机端电压参考值，新能源功率平抑量，电化学储能电站有功功率参考值，分别建立电化学储能电站的频率支撑模型、二次调频模型、功率控制模型、电池组模型、电池限制模型和并网接口模型。所述方法和系统构建的电化学储能电站参与大电网多场景调控的仿真模型，能够准确模拟储能电站的功率响应特性，并且相比于常规机组，储能电站能够快速响应AGC的调控指令，快速完成系统的频率支撑需求。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统及其自动化领域，尤其是一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统。
背景技术
储能技术根据能量存储形式的不同，一般可以分为机械类(抽水蓄能，压缩空气，飞轮)、电化学类(各种电池)、电气类(超导储能，超级电容器)、热储能以及化学类等。不同类型储能因其容量、功率、响应速度及特性的不同，均有不同的适用场景和优势。当前，对于大电网而言，电化学储能在技术成熟度和经济性方面具有较大优势，并已达到工程应用。
电化学储能经变流器接入交流系统，响应速度快并具有灵活的功率调控特性，在电网中不同应用场景下获得了广泛的理论研究，例如，削峰填谷、潮流控制、平抑新能源波动、系统调压功能、系统调频功能、功率控制等应用场景下开展了大量的示范性研究工作。不过在研究电化学储能电站参与大规模电网的调控技术和性能时，却由于缺乏一套适用于大电网仿真的电化学储能电站动态仿真模型，而难以开展完善的仿真分析工作。
当前有部分学者针对储能系统的不同部分开展了相关仿真建模研究。基于美国西部电力协调委员会(Western Electricity Coordinating Council，WECC)提出的新能源模型通用控制模型——发电机控制模型REGC_A、电气控制模型REEC_C以及厂站级控制模型REPC_A，构建了储能电站的机电暂态仿真模型，但该套模型中，未涉及储能参与自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)二次调频应用场景的建模。国内电化学储能电站的建模研究主要集中在部分应用场景和功能的研究，例如电化学储能电站参与电网频率调节的仿真模型，涉及Rint模型、Thevenin模型等不同类型的电池本体等效模型，计及电池充放电功率及充放电次数限制的无时延电池储能系统机电暂态模型等，但是所构建的控制模型也较为简略，并且缺乏电化学储能电站参与大电网AGC二次调频的相关功能。
综合来看，当前所提出的模型并不完善，难以支撑储能电站在大电网不同应用场景下的仿真分析，特别是缺乏储能电站参与大电网AGC二次调频的中长期动态仿真的模型。
发明内容
为了解决现有技术中缺乏储能电站参与大电网AGC二次调频的中长期动态仿真的模型，从而难以支撑储能电站在大电网不同应用场景下的仿真分析的技术问题，，本发明的实施例提供了一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统。
根据本发明实施例的一个方面，提供了一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc；
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc；
基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp；
根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值；
根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref；
基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
可选地，在本发明上述各方法实施例中，基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和Tw0wi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
可选地，在本发明上述各方法实施例中，基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
可选地，在本发明上述各方法实施例中，基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp，包括：
基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
可选地，在本发明上述各方法实施例中，根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idmax分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
可选地，在本发明上述各方法实施例中，根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
可选地，在本发明上述各方法实施例中，基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
根据本发明实施例的另一个方面，提供了一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统，所述系统包括：
频率支撑模型模块，用于基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc；
二次调频模型模块，用于基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc；
功率控制模型模块，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp；
电池组模型模块，用于根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值；
电流限制模型模块，用于根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref；
并网接口模型模块，用于基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
可选地，在本发明上述各系统实施例中，频率支撑模型模块基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和Tw0wi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
可选地，在本发明上述各系统实施例中，二次调频模型模块基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
可选地，在本发明上述各系统实施例中，功率控制模型模块包括：
有功功率控制模型模块，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
无功功率控制模型模块，用于基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
可选地，在本发明上述各系统实施例中，电池组模型模块根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idmax分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
可选地，在本发明上述各系统实施例中，电流限制模型模块根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
可选地，在本发明上述各系统实施例中，并网接口模型模块基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
基于本发明上述实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统通过采集电网频率，电化学储能电站输出的有功功率，电网联络线功率值，电网侧机端电压，电化学储能电站中电池组的初始时刻的荷电状态，以及预先设置频率参考值，机端电压参考值，新能源功率平抑量，电化学储能电站有功功率参考值，分别建立电化学储能电站的频率支撑模型、二次调频模型、功率控制模型、电池组模型、电池限制模型和并网接口模型。所述方法和系统不仅构建了电化学储能电站参与大电网多场景调控的机电暂态及中长期动态仿真模型，所构建的仿真模型能够准确模拟储能电站的功率响应特性，适用于大电网中典型场景的仿真分析，而且构建了电化学储能电站参与AGC二次调频模型，相比于常规机组，储能电站能够快速响应AGC的调控指令，快速完成系统的频率支撑需求。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
通过结合附图对本发明实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其他目的、特征和优势将变得更加明显。附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中，相同的参考标号通常代表相同部件或步骤。
图1是本发明一示例性实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法的流程示意图；
图2(a)是本发明一示例性实施例提供的放电工况下有功功率指令阶跃响应时有功功率变化对比的示意图；
图2(b)是本发明一示例性实施例提供的放电工况下有功功率指令阶跃响应时无功功率变化对比的示意图；
图3是本发明一示例性实施例提供的放电工况下无功功率指令阶跃响应时的示意图；
图4是本发明一示例性实施例提供的大电网AGC二次调频时联络线功率变化对比示意图；
图5是本发明一示例性实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统的结构示意图。
具体实施方式
下面，将参考附图详细地描述根据本发明的示例实施例。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是本发明的全部实施例，应理解，本发明不受这里描述的示例实施例的限制。
应注意到：除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。
本领域技术人员可以理解，本发明实施例中的“第一”、“第二”等术语仅用于区别不同步骤、设备或模块等，既不代表任何特定技术含义，也不表示它们之间的必然逻辑顺序。
还应理解，在本发明实施例中，“多个”可以指两个或两个以上，“至少一个”可以指一个、两个或两个以上。
还应理解，对于本发明实施例中提及的任一部件、数据或结构，在没有明确限定或者在前后文给出相反启示的情况下，一般可以理解为一个或多个。
另外，本发明中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本发明中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
还应理解，本发明对各个实施例的描述着重强调各个实施例之间的不同之处，其相同或相似之处可以相互参考，为了简洁，不再一一赘述。
同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。
以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。
对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，技术、方法和设备应当被视为说明书的一部分。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
本发明实施例可以应用于终端设备、计算机系统、服务器等电子设备，其可与众多其它通用或专用计算系统环境或配置一起操作。适于与终端设备、计算机系统、服务器等电子设备一起使用的众所周知的终端设备、计算系统、环境和/或配置的例子包括但不限于：个人计算机系统、服务器计算机系统、瘦客户机、厚客户机、手持或膝上设备、基于微处理器的系统、机顶盒、可编程消费电子产品、网络个人电脑、小型计算机系统、大型计算机系统和包括上述任何系统的分布式云计算技术环境，等等。
终端设备、计算机系统、服务器等电子设备可以在由计算机系统执行的计算机系统可执行指令(诸如程序模块)的一般语境下描述。通常，程序模块可以包括例程、程序、目标程序、组件、逻辑、数据结构等等，它们执行特定的任务或者实现特定的抽象数据类型。计算机系统/服务器可以在分布式云计算环境中实施，分布式云计算环境中，任务是由通过通信网络链接的远程处理设备执行的。在分布式云计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备的本地或远程计算系统存储介质上。
示例性方法
图1是本发明一示例性实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法的流程示意图。本实施例可应用在电子设备上，如图1所示，包括以下步骤：
步骤101，基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc。通过构建频率支撑模型确定电化学储能电站参与一次调频及惯量支撑的有功功率调节量，能够用于模拟频率支撑场景。
优选地，基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和Tw0wi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
步骤102，基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc。通过构建电化学储能电站参与大电网AGC二次调频模型，能够用于参与定联络线控制以及二次调频。
优选地，基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
步骤103，基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp。通过构建功率控制模型，能够用于有功功率控制和无功功率控制的场景。
优选地，基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp，包括：
基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
步骤104，根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值。通过构建电池组模块，能够用于模拟电化学储能电站中储能电池的长时间尺度充分电过程。
优选地，根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idmax分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
步骤105，根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref。通过构建电流限制模型，能够用于模拟电化学储能电站的过流特征景的模拟。
优选地，根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
步骤106，基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
优选地，基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
在一个实施例中，基于实际并网运行的某储能电站实测录波曲线，开展储能电站机电暂态仿真场景模型的实测对比。该储能电站由8台变流器组成，每台变流器额定容量为2.5MVA，电站总容量为20MVA。针对其中一台变流器的输出功率响应特性进行对比。
在放电工况下有功功率指令阶跃响应时，将故障设置为储能电站X号变流器初始有功出力为0.5MW，并以0.5MW作为阶跃指令，逐步提升其有功指令至额定功率，然后逐步降低有功指令至初始值。无功功率控制模式设置为定功率因数控制，给定功率因数为0.025。图2(a)是本发明一示例性实施例提供的放电工况下有功功率指令阶跃响应时有功功率变化对比的示意图。如图2(a)所示，实测有功功率变化曲线与仿真有功功率变化曲线基本吻合。图2(b)是本发明一示例性实施例提供的放电工况下有功功率指令阶跃响应时无功功率变化对比的示意图。如图2(b)所示，实测无功功率变化曲线与仿真无功功率变化曲线也基本吻合。
图3是本发明一示例性实施例提供的放电工况下无功功率指令阶跃响应时的示意图。将故障设置为储能电站X号变流器初始有功出力为0.5MW，初始无功出力为0.025MVar(发出无功)，在18秒时刻，修改无功功率指令值为斜率上升(吸收无功)，至17秒时刻提升至1MVar(吸收无功)；在39秒时刻按斜率恢复至初始值。如图3所示，有功功率指令下无功功率被测值与仿真结果也基本上一致，从而极好地验证了模型的准确性。
在另一个实施例中，基于省级电网案例验证按照本发明所述方法建立的模型参与大电网AGC二次调频的效果。基于某省级电网数据，对电化学储能电站参与大电网AGC二次调频功能进行仿真，仿真时长600s。该电网包含节点28202个，发电机2340台、支路34041条。其中，常规机组28698MW，负荷32928MW，直流馈入功率4000MW，省间联络线馈入1354MW，省内AGC上备用2100MW，储能电站额定容量600MW。设置直流在3s时刻发生单极闭锁故障，电网损失功率2000MW，系统最低频率49.275Hz，省间联络线波动峰值约1950MW，联络线输送功率严重越限。启用AGC二次调频功能，设定为定联络线功率控制模式。设置两组工况进行对比。工况1：电化学储能电站参与AGC二次调频；工况2：电化学储能电站不参与AGC二次调频，并以等容量常规机组代替参与AGC二次调频。
图4是本发明一示例性实施例提供的大电网AGC二次调频时联络线功率变化对比示意图。通过图4可知，在电化学储能电站参与大电网AGC二次调频时，联络线功率上升速度更快。
综上所述，采用本发明实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法，可以方便地模拟电化学储能电站电池组充放电场景、频率支撑场景、储能电站参与大电网AGC二次调频场景、功率控制场景以及电流限制场景的动态仿真，能够应用于电化学储能电站接入大电网后不同仿真场景下的仿真计算。而且通过进行仿真模型的功能性验证，证明了本实施例所述方法能够准确模拟电化学储能电站的功率响应特性，也能正确模拟储能参与AGC二次调频的动作过程，并且，储能响应速度快，在参与AGC调节时可以大幅缩短系统频率和联络线恢复耗时。
示例性系统
图5是本发明一示例性实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统的结构示意图。如图5所示，本实施例所述适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统包括：
频率支撑模型模块501，用于基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc；
二次调频模型模块502，用于基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc；
功率控制模型模块503，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp；
电池组模型模块504，用于根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值；
电流限制模型模块505，用于根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref；
并网接口模型模块506，用于基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
优选地，频率支撑模型模块501基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和TwOwi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
优选地，二次调频模型模块502基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
优选地，功率控制模型模块503包括：
有功功率控制模型模块531，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
无功功率控制模型模块532，用于基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
优选地，电池组模型模块504根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCnin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idmax分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
优选地，电流限制模型模块505根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
优选地，并网接口模型模块506基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
本实施例提供的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统对电化学储能电站进行建模的步骤，与本实施例提供的基适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法采取的步骤相同，达到的技术效果也相同，此处不再赘述。
除了上述方法和系统以外，本公开的实施例还可以是计算机程序产品，其包括计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本公开各种实施例的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法中的步骤。
所述计算机程序产品可以以一种或多种程序设计语言的任意组合来编写用于执行本公开实施例操作的程序代码，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言，诸如Java、C++等，还包括常规的过程式程序设计语言，诸如“C”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算设备上执行、部分地在用户设备上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算设备上部分在远程计算设备上执行、或者完全在远程计算设备或服务器上执行。
此外，本公开的实施例还可以是计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本公开各种实施例的适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法中的步骤。
所述计算机可读存储介质可以采用一个或多个可读介质的任意组合。可读介质可以是可读信号介质或者可读存储介质。可读存储介质例如可以包括但不限于电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。
以上结合具体实施例描述了本公开的基本原理，但是，需要指出的是，在本公开中提及的优点、优势、效果等仅是示例而非限制，不能认为这些优点、优势、效果等是本公开的各个实施例必须具备的。另外，上述公开的具体细节仅是为了示例的作用和便于理解的作用，而非限制，上述细节并不限制本公开为必须采用上述具体的细节来实现。
本说明书中各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处，各个实施例之间相同或相似的部分相互参见即可。对于系统实施例而言，由于其与方法实施例基本对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本公开中涉及的器件、装置、设备、系统的方框图仅作为例示性的例子并且不意图要求或暗示必须按照方框图示出的方式进行连接、布置、配置。如本领域技术人员将认识到的，可以按任意方式连接、布置、配置这些器件、装置、设备、系统。诸如“包括”、“包含”、“具有”等等的词语是开放性词汇，指“包括但不限于”，且可与其互换使用。这里所使用的词汇“或”和“和”指词汇“和/或”，且可与其互换使用，除非上下文明确指示不是如此。这里所使用的词汇“诸如”指词组“诸如但不限于”，且可与其互换使用。
可能以许多方式来实现本公开的方法和装置。例如，可通过软件、硬件、固件或者软件、硬件、固件的任何组合来实现本公开的方法和装置。用于所述方法的步骤的上述顺序仅是为了进行说明，本公开的方法的步骤不限于以上具体描述的顺序，除非以其它方式特别说明。此外，在一些实施例中，还可将本公开实施为记录在记录介质中的程序，这些程序包括用于实现根据本公开的方法的机器可读指令。因而，本公开还覆盖存储用于执行根据本公开的方法的程序的记录介质。
还需要指出的是，在本公开的装置、设备和方法中，各部件或各步骤是可以分解和/或重新组合的。这些分解和/或重新组合应视为本公开的等效方案。提供所公开的方面的以上描述以使本领域的任何技术人员能够做出或者使用本公开。对这些方面的各种修改对于本领域技术人员而言是非常显而易见的，并且在此定义的一般原理可以应用于其他方面而不脱离本公开的范围。因此，本公开不意图被限制到在此示出的方面，而是按照与在此公开的原理和新颖的特征一致的最宽范围。
为了例示和描述的目的已经给出了以上描述。此外，此描述不意图将本公开的实施例限制到在此公开的形式。尽管以上已经讨论了多个示例方面和实施例，但是本领域技术人员将认识到其某些变型、修改、改变、添加和子组合。
Claims (14)
1.一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法，其特征在于，所述方法包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc；
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc；
基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp；
根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值；
根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref；
基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和Tw0wi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp，包括：
基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idma分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
8.一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模系统，其特征在于，所述系统包括：
频率支撑模型模块，用于基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc；
二次调频模型模块，用于基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc；
功率控制模型模块，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref、新能源功率平抑量Paux和机端电压参考值Vref，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立功率控制模型，所述功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp；
电池组模型模块，用于根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值；
电流限制模型模块，用于根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref；
并网接口模型模块，用于基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy。
9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，频率支撑模型模块基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref建立频率支撑模型，所述频率支撑模型的输出为频率支撑调节量Pfrc，包括：
基于电网频率测量值f和预设的频率参考值fref计算频率偏差量Δf，其计算公式为：
式中，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述频率偏差量Δf计算经频率动作死区限制后的频率偏差量Δfb，其计算公式为：
式中，DBf为实际控制器设定值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的一次调频分量限幅值确定一次调频分量dPf，其计算公式为：
式中，DPDFup为正频率偏差工况下的比例系数；DPDFdn为负频率偏差工况下的比例系数；DPmin为一次调频分量的下限幅值，DPmax为一次调频分量的上限幅值；
基于所述频率偏差量Δfb和预设的惯量支撑分量限幅值确定一次惯量支撑分量dPw，其计算公式为：
式中，Kw为第四比例系数，Tlpwi和Tw0wi分别为控制器时间常数；Pmnwl为惯量支撑分量的下限幅值，Pmxwl为惯量支撑分量的上限幅值；
基于所述一次调频分量dPf和惯量支撑分量dPw计算频率支撑调节量Pfrc，其计算公式为：
Pfrc＝dPf+dPw。
10.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，二次调频模型模块基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP建立二次调频模型，所述二次调频模型的输出为调频功率调节量Pagc，包括：
基于电网频率测量值f、预设的频率参考值fref和电网联络线功率值ΔP计算区域功率偏差量PACE，其计算公式为：
PACE＝Δf*KF*BIASK+ΔP*KL
式中，KF为频率分量系数，BIASK为频率偏差系数，KL为联络线分量系数，Tpe为测量时间常数，s为频域计算因子；
基于所述区域功率偏差量PACE计算区域功率调节量PARR，其计算公式为：
式中，KP和KI分别为第一比例系数和第一积分系数；
对接入大电网的若干个电化学储能电站，区域功率调节量PARR经过分频控制，以及调节量分配后，确定分配到每个电化学储能电站的功率调节量PR，其中，分频控制用于将调节量划分为不同的频率组，高频组部分的功率调节量下发给电化学储能电站，低频部分的调节量下发给常规发电机；
对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行死区校验、调节步长校验和出力校验后，按照预设的调节量分配规则确定每个电化学储能电站的调频功率调节量Pagc，其中，死区校验及调节步长校验针对每个电化学储能电站分配的功率调节量PR进行判断，若所述功率调节量PR小于预设的死区门槛，对应的电化学储能电站舍弃该功率调节量PR，若所述功率调节量PR的步长大于最大调节步长对应的调节量，则将功率调节量PR进行限幅，出力校验是指为保护机组，避免无效动作。
11.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，功率控制模型模块包括：
有功功率控制模型模块，用于基于预设的电化学储能电站有功功率参考值Pref和新能源功率平抑量Paux，以及频率支撑调节量Pfrc，调频功率调节量Pagc，从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen和电网机端电压测量值Vt建立有功功率控制模型，所述有功功率控制模型的输出为有功电流分量Idrefp，其计算公式为：
式中，T1和T2分别为第一惯性时间常数和第二惯性时间常数，KIp和Kpp分别为第二比例系数和第二积分系数；
无功功率控制模型模块，用于基于从电网侧测量的电化学储能电站有功功率Pgen、电网侧机端电压测量值Vt和预设的机端电压参考值Vref建立无功功率控制模型，所述无功功率控制模型的输出为无功电流分量Iqrefp，其中：
当进行定交流电压控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，Tr和Tv分别为第三惯性时间常数和第四惯性时间常数，Kpv和Kvi分别为第三比例系数和第三积分系数；
当进行定功率因数控制时，电化学储能电站理论上输出的无功功率Qref0的计算公式为：
式中，TPE为第五惯性时间常数，PFref为预设的初始功率因数；
根据所述无功功率Qref0和预设的电化学储能电站无功功率限幅值确定电化学储能电站实际输出的无功功率Qref，其表达式为：
根据无功功率Qref和机端电压Vt计算无功电流分量Iqrefp，其计算公式为：
12.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，电池组模型模块根据所述有功功率Pgen和电化学储能电站中的储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit建立电池组模型，所述电池组模型的输出为有功电流限幅值包括：
根据所述有功功率Pgen和每个储能系统中储能电池组初始时刻的荷电状态SOCinit，计算储能电池组充放电过程中任意t时刻的荷电状态SOC(t)，其计算公式为：
根据所述荷电状态SOC(t)和预设的储能电池组荷电状态的运行区间[SOCmin，SOCmax]，确定储能电池组t时刻充放电的有功电流限幅值，其中：
当SOC(t)＞SOCmax时，Idmin＝0，Idmax＝Idmax0
当SOC(t)＜SOCmin时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝0；
当SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax时，Idmin＝Idmin0，Idmax＝Idmax0；
式中，Idmin0和Idmax0分别为预设的有功电流的下限幅值和上限幅值，Idmin和Idmax分别为储能电池组t时刻充放电的有功电流下限幅值和上限幅值。
13.根据权利要求12所述的系统，其特征在于，电流限制模型模块根据所述有功电流限幅值，有功电流分量Idrefp、无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值建立电流限制模型，所述电流限制模型的输出为有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref包括：
根据所述有功电流限幅值和有功电流分量Idrefp计算有功电流分量Idref0，其中：
根据所述无功电流分量Iqrefp和预设的无功电流限幅值计算无功电流分量Iqref0，其计算公式为：
式中，Iqmin和Iqmax分别为预设的无功电流下限幅值和上限幅值；
根据有功电流分量Idref0、Iqref0和预设的换流器最大电流值Imax计算电化学储能站输出的有功电流分量Idref和无功电流分量Iqref，其中：
当有功功率控制模式优先时，
Idref＝Idref0
当无功功率控制模式优先时：
Iqref＝Iqref0。
14.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，并网接口模型模块基于所述有功电流分量Idrefp和无功电流分量Iqrefp建立并网接口模型，所述并网接口模型的输出为x-y坐标系的有功电流分量Ix和无功电流分量Iy，其计算公式为：
式中，θ为机端电压测量值Vt的相角。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210981992.5A CN116131277A (zh) | 2022-08-16 | 2022-08-16 | 一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统 |
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210981992.5A CN116131277A (zh) | 2022-08-16 | 2022-08-16 | 一种适用于大电网动态仿真的电化学储能电站建模方法和系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116131277A true CN116131277A (zh) | 2023-05-16 |
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|---|---|
| CN (1) | CN116131277A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117748544A (zh) * | 2024-02-20 | 2024-03-22 | 华北电力大学 | 压缩空气储能系统控制系统及电力系统频率调节方法 |
-
2022
- 2022-08-16 CN CN202210981992.5A patent/CN116131277A/zh active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117748544A (zh) * | 2024-02-20 | 2024-03-22 | 华北电力大学 | 压缩空气储能系统控制系统及电力系统频率调节方法 |
| CN117748544B (zh) * | 2024-02-20 | 2024-05-24 | 华北电力大学 | 压缩空气储能系统控制系统及电力系统频率调节方法 |
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