CN113013896A - 一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，包括：分别对光伏发电***和储能***进行建模，获取到光伏发电***模型和储能***模型；将光伏通过一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法参与电网调频；在协调下垂控制以及正负虚拟惯性控制的基础下，基于储能变系数自适应控制策略，采用储能联合调频；对储能的容量进行设置，使其可以提供和同步发电机组相匹配的惯性响应，采用光伏可变减载和配置储能联合调频，实现光储支撑电网一次调频的协调控制。本发明能够提升光储***的惯性以及频率响应能力，并且能兼顾调频和储能容量的保持效果，有利于发挥综合效益，在提高***稳定水平的同时，提升新能源的利用率。

Description

一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法

技术领域

本发明属于新能源并网频率稳定性领域，涉及一次调频控制方法，具体涉及一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法。

背景技术

随着光伏发电渗透率的大幅增加，电力***故障扰动下的频率调节特性显著恶化。为了提升光伏利用率，光伏发电一般工作在最大功率点，不提供惯量支撑以及未考虑必要的能量储备，对电网的电压、频率支撑作用极其有限。考虑到对***的主动支撑作用，将光伏发电参与***频率电压调节显得尤为迫切。此外，从利用新的支撑手段的角度，发挥储能快速灵活响应特性，开展光伏和储能的协调控制，有利于发挥综合效益，在提高***稳定水平的同时，提升新能源的利用率。

但是现有的光伏调频策略对于如何实现光伏功频特性控制系数与减载备用容量动态匹配，以及储能调频控制策略中调频参数设置灵活性和自适应性等问题仍然有待改进。储能不仅可以平滑光伏的功率波动，又可以弥补光伏单独参与调频的不足。而目前涉及大电网中光储协调参与一次调频的研究较少，急需一个有效的技术方案来解决现存的技术问题。

发明内容

发明目的：针对光伏发电经电力电子接口并网不具有频率响应能力的问题，提供一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其能够提升光储***的惯性以及频率响应能力，并且能兼顾调频和储能容量的保持效果，有利于发挥综合效益，在提高***稳定水平的同时，提升新能源的利用率。

技术方案：为实现上述目的，本发明提供一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，包括如下步骤：

S1：分别对光伏发电***和储能***进行建模，获取到光伏发电***模型和储能***模型；所述光伏发电***包括光伏阵列、Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***；所述储能***包括储能电池、Buck-Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***；

S2：将光伏通过一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法参与电网调频；所述光伏跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法为：光伏采用最大功率点跟踪方式得到最大有功输出P_mppt，经过可变减载控制并限幅后作为光伏新的有功功率给定，输出给Boost变换器的控制***；

S3：在协调下垂控制以及正负虚拟惯性控制的基础下，基于储能变系数自适应控制策略，采用储能联合调频；

S4：对储能的容量进行设置，使其可以提供和同步发电机组相匹配的惯性响应，采用光伏可变减载和配置储能联合调频，实现光储支撑电网一次调频的协调控制。

进一步的，所述步骤S1中的光伏发电***具体为：光伏阵列输出的直流电压V_pv和直流电流I_pv，经最大功率点跟踪控制器后产生直流电压参考值V_refmppt，V_refmppt和V_PV的误差信号经积分后得到光伏输出有功功率给定P_ref，P_ref和boost变换器高压侧的有功功率P_dc经PI控制后生成占空比d，驱动Boost变换器工作，从而实现光伏阵列的MPPT控制；并网逆变器工作在单位功率因数状态i_gq ^*＝0，光伏阵列经Boost变换器升压后得到直流电压U_dc，与电压参考值U_ref做差后，通过PI控制生成电流内环参考值i_dref，再与采样所得的实际电流值i_d、i_q做偏差经PI控制器和电流解耦控制后，得到电压给定u_sq、u_sd，最后经坐标变换后通过脉宽调制后得到并网逆变器的触发脉冲S_g，从而实现并网逆变器有功无功的解耦控制及并网运行。

进一步的，所述步骤S1中储能***具体为：储能***通过升降压斩波电路实现储能的充放电切换；采样Buck-Boost低压侧的电压电流V_L、I_L，相乘得到电池功率P_bat。当DC/DC变换器工作在放电模式时，将有功参考给定P_ref与电池功率P_bat进行比较，采用PI控制器进行调节后得到占空比信号D_Boost，和变频锯齿波发生器产生的频率信号一起经插补触发脉冲生成驱动Boost变换器的脉冲信号G_Boost。当变换器工作在充电模式时，将P_ref取相反数，与电池功率P_bat做差后乘以-1，再进行和放电模式下类似的控制后，得到驱动Buck动作的触发信号G_Buck。

进一步的，所述步骤S2中动态可变减载的控制特性曲线表达式如下：

σ％＝K₀×(P_mppt/P_N+Δf/Δf_max) (1)

式中：P_N为光伏***在标况下的额定有功功率；P_mppt为光伏***在当前工况的最大有功功率；Δf_max为***允许的最大频率偏差；Δf为***频率偏差；K₀为初始情况下的减载率；σ_max％为减载率的上限值。

进一步的，所述步骤S3中下垂控制方法为

将储能分为四个区间：S_max：储能电池工作的最大限值；S_high：储能电池正常工作的上限值；S_low：储能电池正常工作的下限值；S_min：储能电池工作的最小限值；

采用Logistic函数对下垂系数进行自适应控制，其曲线函数表达式：

式中：P₀为初始值；K为终值；r衡量曲线增长的快慢；

以SOC作为自变量，P₀和r作为参变量，充放电系数为因变量，构造如下等式：

1)电池放电

2)电池充电

式中：K_max为充放电时，下垂系数的终值；S_soc为储能的荷电状态；K_bc和K_bd分别为放电和充电时对应的系数。

进一步的，所述步骤S3中正虚拟惯性控制方法为：

正虚拟惯性响应公式为：

ΔP_bess＝-M_bpdf/dt (5)

式中：M_bp为正虚拟惯性系数；M_bp-c、M_bp-d分别为储能充放电时的正虚拟惯性系数；M_p为随频率偏差变化的调节系数；n为参变量；c₁为正虚拟惯性系数初始值。D_p为正虚拟惯性频率变化率死区。

进一步的，所述步骤S3中负虚拟惯性控制方法为：

负虚拟惯性响应公式为：

ΔP_bess＝-M_bn df/dt (8)

式中：M_bn为负虚拟惯性系数；M_bn-c、M_bn-d分别为充放电时的负虚拟惯性系数；b₁为负虚拟惯性系数初始值；M_b1为关于频率偏差变化的调节系数；f_bess-d为储能调频死区；f_max为电网允许的最大频率偏差幅值。

进一步的，所述步骤S4中配置储能容量的方法为：

为了保证配置的储能可以提供和同步发电机组相匹配的惯性响应，对储能的容量大小设置如下：

当发电机转速为ω时，同步发电机具有的旋转动能为

当电机转速跟随***频率从ω₀变化为ω₁时

同步发电机的转速正比于***频率，一般在小范围内变化。电网运维准则规定，特殊情况下***频率在短时间内可能上升到51Hz或者下降到48Hz。以频率下降分析，同步发电机转子的转速范围为0.95～1pu，可以释放的动能为：

储能装置只受限于SOC，通常可以实现大范围的功率吞吐，因此较小的储能容量就可以实现和常规发电机组相同的调频效果。当配置有储能的光伏电站取代常规发电机组并入电网时，由于储能充放电时间一般大于惯性响应时间，故储能功率满足要求时，容量也就满足要求。

设储能***在Δt内释放出的能量与同转子动能相同，则有：

ΔE_bess＝P_bessΔt＝0.0784HS_N (14)

令Δt＝2H

P_bess＝0.0392S_N (15)

式中：ΔE_bess、P_bess分别为为储能的容量和功率；S_N为发电机的额定容量；H为惯量常数；J为发电机的惯性时间常数。

进一步的，所述步骤S4中光储联合调频的方法为：

1)储能***为电力***频率变化初期提供与常规发电机组相匹配的惯性响应；

2)光伏利用可变减载调频策略和储能自适应控制策略联合参与一次调频。

本发明分别提出了光伏和储能参与电网一次调频的策略：光伏采用一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载调频策略，实时响应***频率波动，提高光伏电站的频率稳定性。储能采用一种跟随荷电状态、频率变化率及频率偏差变化的自适应控制策略，下垂控制基于logistic函数动态调整控制系数；正虚拟惯性控制结合频率偏差和频率变化率的影响；负虚拟惯性综合考虑电池SOC、频率变化率及频率偏差来调整出力；实现了三者的协调与优势互补。为了尽量减少固定减载所造成的功率损失以及降低储能***的成本，采用光伏可变减载和配置储能联合调频的措施：由储能为电力***频率初始变化阶段提供惯性响应，光伏利用可变减载运行和储能联合参与一次调频，从而实现了储能和光伏的协调运行。

本发明提出利用一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法。由于光伏受光照强度及温度等环境因素的影响，光伏发电具有随机性、波动性和不确定性等特点。光伏阵列一般工作在最大功率点，没有可以存储动能和提供惯量的旋转设备，无法为电网提供必要的电压、频率支撑和阻尼作用。随着光伏占比越来越高，电力电子接口逐渐规模化替代机械开关接口，电力***整体惯性水平随之下降，其对电力***的安全稳定运行的威胁愈加显现，光伏参与***频率的调整越来越有必要。储能不仅可以平滑光伏的功率波动，又可以弥补光伏单独参与调频的不足。为了尽量减少固定减载所造成的功率损失以及降低储能***的成本，采用光伏可变减载和配置储能联合调频的措施：因此给出一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法具有十分重要的现实意义。

本发明首先对光伏***和储能***调频特性进行分析。其次分别提出了光伏和储能参与电网一次调频的策略：光伏采用一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载调频方法；储能采用一种跟随荷电状态、频率变化率及频率偏差变化的自适应控制方法。为了尽量减少固定减载所造成的功率损失以及降低储能***的成本，采用光伏可变减载和配置储能联合调频的措施：由储能为电力***频率初始变化阶段提供惯性响应，光伏利用可变减载运行和储能联合参与一次调频，从而实现了储能和光伏的协调运行。最后利用典型区域电网算例，对所提策略进行了仿真验证。

本发明提出一种光伏可变减载调频方法：光伏采用最大功率点跟踪方式得到最大有功输出P_mppt，经过可变减载控制并限幅后作为光伏新的有功功率给定，输出给Boost变换器控制***。一方面可变减载控制系数能够跟随***频率偏差和最大有功出力而动态变换出力，另一方面反向调节***的减载率，使***具有一次调频的能力，避免了使用减载和下垂的控制策略时，下垂特性斜率的选取问题，具有灵活的自适应性。

本发明提出一种电池储能自适应控制方法：下垂控制基于Logistic函数的特点，利用对称性，在充放电区间内各仅设置一个函数，并采用SOC分区自适应调节下垂系数，避免了分段函数设置的复杂性；正负虚拟惯性系数利用频率偏差变化函数作为调节因子，结合频率变化率及SOC变化特点进行设置；三者的协调，既保证了储能的荷电状态又发挥了储能一次调频的优势。

本发明提出一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法。储能***为电力***频率变化初期提供与常规发电机组类似的惯性响应；光伏利用可变减载调频策略和储能自适应控制策略联合参与一次调频。既有效利用了光伏的减载备用容量，又减少了储能的容量配置占比。

本发明创新性在于光伏使用可变减载调频方法，一方面能够跟随***频率偏差和最大有功出力而动态变换出力；另一方面反向调节***的减载率，使***具有一次调频的能力。避免了使用虚拟下垂控制策略时，下垂特性斜率的选取问题，具有灵活性。其创新性还在于下垂控制基于Logistic函数，利用SOC分区自适应调节下垂系数；正负虚拟惯性系数利用频率偏差变化函数作为调节因子，结合频率变化率及SOC变化特点进行设置；实现了三者的协调与优势互补，具有更好的自适应性。既保证了储能的荷电状态又发挥储能一次调频的优势。最后由储能为电力***频率初始变化阶段提供惯性响应，光伏利用可变减载运行和储能联合参与一次调频，从而实现了储能和光伏的协调运行。

有益效果：本发明与现有技术相比，光伏和储能均采用功率外环，电流内环的双环控制策略，通过叠加各自调频控制策略得到的有功增量到有功控制环路中，实现了一次调频能力。储能控制策略中可变系数的正负惯性控制和下垂控制，能够动态调整储能的出力，既保证了储能的荷电状态又发挥储能一次调频的优势。光伏采用可变减载调频控制方法，该策略控制方式简单，并且能够跟随频率偏差和出力变化，动态改变光伏的减载系数，避免了常规控制策略中控制参数选取的不灵活性。利用储能在初始频率跌落阶段为电网提供惯性支撑，和光伏联合进行一次调频，***的频率稳定性得到大大提升。在19.05％和28.57％的光伏占比下，储能容量分别节约了3％和2.5％，既有效利用了光伏的减载备用容量，又减少了储能的容量配置占比。

附图说明

图1为本发明的光储联合参与电网的一次调频协调控制流程框图；

图2为本发明的光伏发电***示意图；

图3为本发明的光伏可变减载策略示意图；

图4为本发明的储能***示意图；

图5为本发明的储能工作区间设置示意图；

图6为本发明的储能下垂控制系数K_b随P₀、r的变化曲线图；

图7为本发明的储能正虚拟惯性控制中调节因子M_p和储能调频出力变化曲线图；

图8为本发明的储能负虚拟惯性控制中调节因子M_b1和负虚拟惯性系数M_bn变化曲线图；

图9为本发明实施例仿真分析模拟的三机九节点典型区域电网调频仿真模型示意图；

图10为本发明实施仿真分析模拟的光伏减载备用下的频率和光伏出力特性曲线图；

图11为本发明实施仿真分析模拟的储能初始SOC＝0.6时的定K法和变K法的频率、SOC对比图；

图12为本发明实施仿真分析模拟的储能初始SOC＝0.3时定K法和变K法的频率、SOC对比图；

图13为本发明实施仿真分析模拟的储能不同调频方式下的频率变化曲线及结果图；

图14为本发明实施仿真分析模拟的光储联合调频下19.05％光伏占比下的频率、光伏出力及储能出力特性曲线；

图15为本发明实施仿真分析模拟的光储联合调频下28.57％光伏占比下的频率、光伏出力及储能出力特性曲线。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例，进一步阐明本发明，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落于本申请所附权利要求所限定的范围。

本发明提供一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，以下分别对该方案的整体设计原理、方法流程以及仿真分析进行说明。

1、一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法

本发明将首先分别提出了光伏和储能参与电网一次调频的策略：光伏采用一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载调频策略。储能采用一种跟随荷电状态、频率变化率及频率偏差变化的自适应控制策略，下垂控制基于logistic函数动态调整控制系数；正虚拟惯性控制结合频率偏差和频率变化率的影响；负虚拟惯性综合考虑电池SOC、频率变化率及频率偏差来调整出力；实现了三者的协调与优势互补。进一步地，为了尽量减少固定减载所造成的功率损失以及降低储能***的成本，采用光伏可变减载和配置储能联合调频的措施：由储能为电力***频率初始变化阶段提供惯性响应，光伏利用可变减载运行和储能联合参与一次调频，从而实现了储能和光伏的协调运行。最后利用典型区域电网算例，对所提策略进行了仿真验证。

1.1、光伏发电***和储能***的模型

对光伏发电***和储能***分别进行建模。如附图2所示，光伏发电***主要由光伏阵列、Boost变换器、并网逆变器和滤波器及其控制***组成。如附图4，储能***主要由储能电池、Buck-Boost变换器、并网逆变器和滤波器其控制***组成。

1.2、光伏可变减载备用调频方法

由附图3可见，光伏采用最大功率点跟踪方式得到最大有功输出P_mppt，经过可变减载控制并限幅后作为光伏新的有功功率给定，输出给Boost变换器控制***。其中，可变减载控制特性曲线表达式如下。

σ％＝K₀×(P_mppt/P_N+Δf/Δf_max) (1)

当***频率下降时，Δf为负，减载系数动态跟随频率偏差变小，增发有功出力。当***频率上升时，Δf为正，减载系数动态随频率偏差变大，减少有功出力。从而响应电力***频率变化参与一次调频。本文提出的可变减载调频控制策略中，一方面控制系数σ％能够跟随***频率偏差和最大有功出力而动态变换出力。另一方面反向调节***的减载率，使***具有一次调频的能力。避免了使用减载和下垂的控制策略时，下垂特性斜率的选取问题，具有灵活的自适应性。

1.3储能自适应调频策略

下垂控制基于logistic函数动态调整控制系数，见附图6，通过变化曲线对P₀和r进行选取；Logistic曲线具有天然的凹凸性。使得储能的自适应策略可以兼顾调频和SOC保持效果。当储能放电且储能容量充足时，曲线呈上凸性，可以保证储能的单位调节功率处于一个相对更大的值。如果储能容量不充足，曲线呈下凸性，随着SOC的下降，放电速度变慢，此时单位调节功率处于较小的值以保持SOC效果。正虚拟惯性控制结合频率偏差和频率变化率的影响；能兼顾到频率初始变化率大，然后逐渐变小，直到最大频率偏差点处变化率变为0的特点。在初始阶段的控制系数取稍小一点，在最大频率偏差点附近取的大一点。使储能能够均匀出力，同步改善初始频率变化率和最大频率偏差。负虚拟惯性综合考虑电池SOC、频率变化率及频率偏差来调整出力；考虑到频率恢复阶段，最大频率偏差大，但是频率变化率低，此时可以乘较大的系数，使***的频率快速恢复。随着时间的延长，频率偏差减小，储能的SOC值降低，此时乘较小的系数，保证储能的SOC维持效果。实现了三者的协调与优势互补。

1.4光储联合参与电网一次调频的协调控制方法

储能***为电力***频率变化初期提供与常规发电机组类似的惯性响应。光伏利用可变减载调频策略和储能自适应控制策略联合参与一次调频。既有效利用了光伏的减载备用容量，又减少了储能的容量配置占比。

2、方法流程

如图1所示，本发明提供了一种光储联合***参与电网一次调频控制方法。

参照图1，具体步骤如下：

S1：给出光伏发电***和储能***的模型。光伏发电***主要由光伏阵列、Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***组成。储能***主要由储能电池、Buck-Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***组成。

S2：现有的光伏调频策略主要从利用虚拟同步发电机技术，或者控制光伏输出电压不在最大功率点运行留减载调频备用展开。但是在实现功频特性控制系数与减载备用容量匹配上欠灵活性，为此采用一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法参与电网调频，实时响应***频率波动，提高光伏电站的频率稳定性。

S3：为增强光伏调频经济性，采用储能联合调频。现有储能调频控制策略中调频参数设置灵活性和自适应性等问题仍然有待改进。本文在协调下垂控制以及正负虚拟惯性控制的特点下，提出一种跟随荷电状态、频率偏差及频率变化率变化的储能变系数自适应控制策略，在提高调频效果的同时，又能很好的维持了储能的荷电状态。

S4：为了尽量减少光伏单独调频时固定减载所造成的功率损失，以及降低储能***的成本。对储能的容量进行设置，使其可以提供和同步发电机组类似的惯性响应。最后采用光伏可变减载和配置储能联合调频，从而实现光储支撑电网一次调频的协调控制。

光伏发电***主要由光伏阵列、Boost变换器、并网逆变器及滤波器及其控制***组成。本实施例中光伏阵列输出的直流电压V_pv和直流电流I_pv，经最大功率点跟踪控制器后产生直流电压参考值V_refmppt，V_refmppt和V_PV的误差信号经积分后得到光伏输出有功功率给定P_ref，P_ref和Boost变换器高压侧的有功功率P_dc经PI控制后生成占空比d，驱动Boost变换器工作，从而实现光伏阵列的MPPT控制。逆变器的控制实质上是一个双闭环控制***，主要由内环(电流控制环)和外环(功率控制环)组成。通常情况下，逆变器工作在单位功率因数状态，无功功率的电流参考值为i_qref＝0。光伏阵列经Boost变换器升压后得到直流电压U_dc，与电压参考值U_ref做差后，通过PI控制生成电流内环参考值i_dref。再与采样所得的实际电流值i_d、i_q做偏差经PI控制器和电流解耦控制后，得到电压给定u_sq、u_sd。最后经坐标变换后通过脉宽调制后得到逆变器的触发脉冲S_g。从而实现逆变器有功无功的解耦控制及并网运行。

储能***主要由储能电池、Buck-Boost变换器、并网逆变器及滤波器及其控制***组成。升降压斩波电路实现储能的充放电切换。采样Buck-Boost低压侧的电压电流V_L、I_L，相乘得到电池功率P_bat。当DC/DC变换器工作在放电模式时，将有功参考给定P_ref与电池功率P_bat进行比较，采用PI控制器进行调节后得到占空比信号D_Boost，和变频锯齿波发生器产生的频率信号一起经插补触发脉冲生成驱动Boost变换器的脉冲信号G_Boost。当变换器工作在充电模式时，将P_ref取相反数，与电池功率P_bat做差后乘以-1，再进行和放电模式下类似的控制后，得到驱动Buck动作的触发信号G_Buck。并网逆变器的主要控制原理和光伏发电***类似，此处不再赘述。

本实施例的步骤S2中光伏跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法如下：

光伏采用最大功率点跟踪方式得到最大有功输出P_mppt，经过可变减载控制并限幅后作为光伏新的有功功率给定，输出给Boost变换器的控制***。

可变减载控制特性曲线表达式如下：

σ％＝K₀×(P_mppt/P_N+Δf/Δf_max) (1)

式中：P_N为光伏***在标况下的额定有功功率，MW；P_mppt为光伏***在当前工况的最大有功功率，MW；Δf_max为***允许的最大频率偏差，取0.5Hz；Δf为***频率偏差，Hz；K₀为初始情况下的减载率，使光伏具有随时参与调频的能力；σ_max％为减载率的上限值；K₀和σ_max％可根据光伏电站出力情况确定。

由式(1)可知，当***频率下降时，Δf为负，减载系数动态跟随频率偏差变小，增发有功出力。当***频率上升时，Δf为正，减载系数动态随频率偏差变大，减少有功出力。从而响应电力***频率变化参与一次调频。本文提出的可变减载调频控制策略中，一方面控制系数σ％能够跟随***频率偏差和最大有功出力而动态变换出力。另一方面反向调节***的减载率，使***具有一次调频的能力。避免了使用减载和下垂的控制策略时，下垂特性斜率的选取问题，具有灵活的自适应性。

本实施例的步骤S3中下垂控制方法为

参照附图5，本实施例将电池储能分为五个区间：S_max：电池工作的最大限值，这里取值0.9；S_high：电池正常工作的上限值，这里取值0.55；S_low：电池正常工作的下限值，这里取值0.45；S_min：电池工作的最小限值，这里取值0.1。

Logistic函数具有天然的指数性、凹凸性和饱和性。本实施例采用其对下垂系数进行自适应控制。使得储能的自适应策略可以兼顾调频和SOC保持效果。其曲线函数表达式：

式中：P₀为初始值，P₀值越大，达到饱和的时间越短；K为终值；r衡量曲线增长的快慢，r越大，增长越快。

当储能放电且储能容量充足时，曲线呈上凸形，可以保证储能的单位调节功率处于一个相对更大的值。当储能容量不充足时，曲线呈下凸性，随着SOC的下降，放电速度变慢，此时单位调节功率处于较小的值以保持SOC效果。当储能充电时，与上述过程类似。以SOC作为自变量，P₀和r作为参变量，充放电系数为因变量。构造如下等式。

1)电池放电

2)电池充电

式中：K_max为充放电时，下垂系数的终值；S_soc为储能的荷电状态；K_bc和K_bd分别为放电和充电时对应的系数。

r和P₀分别变化时的K_b曲线如附图6所示。可以看出当r、P₀过大时，K_b仅在一小段范围内跟随SOC有较大的变化，自适应能力比较弱。当r、P₀变小时，K_b随SOC变化越敏感。

为了使储能电池在正常工作的上下限值(0.45，0.55)内得到充分的利用。对r、P₀进行适当选取。保证在储能工作的最大限值和储能正常工作的上限值内，有较大的控制系数。以储能放电为例，当SOC大于储能正常工作的上限值时，系数随着SOC而变化，仍然处于一个相对较大值。当SOC小于储能正常工作的下限值时，更多考虑SOC维持效果，减小控制系数。本文r取8、P₀取0.02。

本实施例提出的下垂控制基于Logistic函数的特点，利用对称性，在充放电区间内各仅设置一个函数，并采用SOC分区自适应调节下垂系数，不仅充分利用电池储能的调频能力，还兼顾了SOC的保持效果，避免了分段函数设置的复杂性。

本实施例中步骤S3中变系数正虚拟惯性控制方法为：

虚拟惯性控制策略模拟同步发电机的惯性响应过程。由于发电机转子转速不能突变，机械功率短时间内保持不变，而电磁功率的增加使转子转速下降，释放动能。惯性响应公式如下：

ΔP_bess＝-M_b df/dt (5)

式中：M_b为惯性系数。

在初始扰动阶段，df/dt较大，而△f较小，仅靠下垂控制无法满足调频需求。加入正虚拟惯性控制后，可以在降低初始频率变化率的同时，在一定程度上降低频率偏差。正虚拟惯性的响应时间很短，可不考虑储能的荷电状态。其响应公式为：

ΔP_bess＝-M_bpdf/dt (6)

式中：M_bp为正虚拟惯性系数；M_bp-c、M_bp-d分别为储能充放电时的正虚拟惯性系数；M_p为随频率偏差变化的调节系数；n为参变量；c₁为正虚拟惯性系数初始值；D_p为正虚拟惯性频率变化率死区。

本实施例中调节系数M_p和储能调频出力变化曲线图具体如图7所示。M_p的大小和变化速率与n的取值有关，n值过小，则M_p值较小，正虚拟惯性能力不能得到充分发挥；n值过大，则△f略有增大时将导致M_p急剧增大，频率曲线会发生抖动。综合考虑后本文选择n＝6。

本实施例提出的正虚拟惯性策略能兼顾到频率初始变化率大，然后逐渐变小，直到最大频率偏差点处变化率变为0的特点。在初始阶段的控制系数取稍小一点，在最大频率偏差点附近取的大一点。使储能能够均匀出力，同步改善初始频率变化率和最大频率偏差。

本实施例的步骤S3中变系数负虚拟惯性控制方法为：

当频率偏差达到最大并开始进行频率恢复时，频率变化率的极性改变。正虚拟惯性的响应出力与调频需求方向相反，如果不加以修正，对***来说将是一个新的扰动，不利于电网频率的恢复。故要切换成负虚拟惯性控制，负虚拟惯性的作用时间较长，需考虑储能的SOC。其响应公式为：

ΔP_bess＝-M_bn df/dt (9)

式中：M_bn为负虚拟惯性系数；M_bn-c、M_bn-d分别为充放电时的负虚拟惯性系数；b₁为负虚拟惯性系数初始值；M_b1为关于频率偏差变化的调节系数；f_bess-d为储能调频死区；f_max为电网允许的最大频率偏差幅值，这里取0.5Hz。。

本实施例中调节系数M_b1和负虚拟惯性系数M_bn变化曲线图具体如图8所示。当n过大时，M_b1随着频率偏差变小先急剧变小后缓慢减小，不利于负虚拟惯性控制能力的利用；n变小时，M_b1减小趋势逐渐趋于线性平稳，综合考虑后本文n取2。

本实施例提出的负虚拟惯性策略考虑到频率恢复阶段，最大频率偏差大，但是频率变化率低，此时可以乘较大的系数，使***的频率快速恢复。随着时间的延长，频率偏差减小，储能的SOC值降低，此时乘较小的系数，保证储能的SOC维持效果。

本实施例的步骤S4中配置储能容量的方法为：

为了保证配置的储能可以提供和同步发电机组类似的惯性响应，对储能的容量大小设置如下：

当发电机转速为ω时，同步发电机具有的旋转动能为

当电机转速跟随***频率从ω₀变化为ω₁时

同步发电机的转速正比于***频率，一般在小范围内变化。电网运维准则规定，特殊情况下***频率在短时间内可能上升到51Hz或者下降到48Hz。以频率下降分析，同步发电机转子的转速范围为0.95～1pu，可以释放的动能为：

储能装置只受限于SOC，通常可以实现大范围的功率吞吐，因此较小的储能容量就可以实现和常规发电机组相同的调频效果。当配置有储能的光伏电站取代常规发电机组并入电网时，由于储能充放电时间一般大于惯性响应时间，故储能功率满足要求时，容量也就满足要求。

设储能***在Δt内释放出的能量与同转子动能相同，则有：

ΔE_bess＝P_bessΔt＝0.0784HS_N (15)

这里发电机组的惯性时间常数H约为5s，令Δt＝2H。

P_bess＝0.0392S_N (16)

式中：ΔE_bess、P_bess分别为为储能的容量和功率；S_N为发电机的额定容量；H为惯量常数；J为发电机的惯性时间常数。由式(16)可知，当配置光伏电站额定功率的3.92％的储能时，可以实现和同步发电机组类似大小的惯性响应。考虑到储能上下调节情况，可将储能的容量放宽到额定功率的5％。

本实施例的步骤S4中光储联合调频的方法为：

1)储能***为电力***频率变化初期提供与常规发电机组类似的惯性响应。

2)光伏利用可变减载调频策略和储能自适应控制策略联合参与一次调频。

3、仿真分析

基于IEEE3机9节点典型***，搭建PSCAD仿真***模型，如图9所示。水电机组G1、火电机组G2、G3均由调速器和原动机组成参与调频，其总额定容量为567.5MVA，总负荷量为315+j115MVA。首先在Bus8母线分别接入光伏和储能验证本文所提策略的有效性。最后将光储联合投入，仿真光储联合***参与电网一次调频协调控制策略的优越性。

3.1光伏调频优化策略仿真验证

在图9中Bus8母线处，接入90MW的光伏等值电源。在Bus6母线3s时增投16MW的负荷。仿真光伏不参与调频、光伏采用可变减载控制策略(初始减载率分别为5％和10％)等3种情况。由图10可见，光伏不参与调频时，频率跌落最低点为49.4Hz。考虑本文所提可变减载调频策略后，光伏发电能够有效利用减载备用容量，随着***频率变化而动态调整，提高频率恢复响应特性。当初始减载率为5％时，频率跌落最低点为49.5Hz。初始减载率为10％时，频率跌落最低点为49.65Hz。可以看出，初始减载水平越大其在暂态过程中可以增发的调频容量也越大，参与***调频的能力越强。但由于过大的减载水平会使得光伏阵列的工作效率下降，造成正常运行情况下的功率损失，所以采用光伏单独调频受到减载容量的限制，调频效果仍不理想。

3.2储能参与一次调频自适应控制方法验证

将容量为4.5MW的储能等值电源接入图9Bus8母线。仿真对比阶跃负荷扰动下，下垂控制定K法和变K法(本文所用方法)的调频特性。在bus6母线3s时施加12MW的负荷投入。在初始SOC为0.6和0.3两种情况进行仿真。

从图11可以看出，当SOC初始值较高，即电池能量充足时。定K法效果与K的取值相关，K值越大，最大频率偏差越小，调频效果越好，但电池能量下降越快。通过对K的适当选取，可以实现调频效果和荷电状态与变K法相当。如图所示定K法K＝9时和变K法效果相当。选取定K法(K＝9)和变K法对比。由图12可以看出当初始SOC＝0.3时，即电量较小时。为兼顾SOC的保持效果，下垂控制的出力减小，定K法的最大频率偏差为0.18Hz，变K法为0.2Hz。变K法调频效果稍弱于定K法。但是定K法由于没有考虑储能SOC的影响。SOC变化曲线下降迅速，很容易达到储能的容量限值而提前退出调频，从而导致频率的二次跌落。

针对上述同一算例，仿真储能不参与调频、利用下垂控制(定K法)、下垂控制(变K法)、下垂控制+虚拟惯性、本文所用方法等五种情况进行仿真，以验证本文所提方法的有效性和优越性。结合图13可以看出，采用本文所采用储能自适应控制策略，初始频率变化率最低为-0.03Hz/s，最大频率偏差为0.27Hz，在频率恢复后提供的负虚拟惯性可以明显提高频率恢复速度。由此可见所提方法的优越性。

3.3光储联合调频控制策略验证

在图9仿真***中，将4.5MW储能和光伏联合接入Bus8母线。分别在光伏出力60MW和90MW时，即占比为19.05％和28.57％的光伏占比下的电力***，加入16MW的负荷扰动，仿真光伏不参与调频，仅储能参与调频，仅光伏参与调频、光储协同参与调频(本文策略)等4种调频方式下***的频率特性。

通过图14中的14a(频率曲线)和14b(光伏出力曲线)可以看出，仅常规发电机参与调频时，19.05％光伏占比下，频率最低点为49.45Hz。28.57％光伏占比下，频率最低点为49.41Hz。由此可见：光伏占比越大，频率跌落越严重。当***加入光伏调频时，调频效果明显变好，但由于光伏减载备用有限，调频效果受总备用容量限制；仅储能调频方式下，储能能够积极响应频率变化：当光伏占比为19.05％时，储能峰值功率占光伏电站的13％，频率最低点比不加控制时提升51％；当光伏占比为28.57％时，储能峰值功率占光伏电站的9.2％，频率最低点比不加控制时提升54％。当采用光储联合调频时，在综合利用光伏的可变减载调频和储能的自适应调节策略后，电力***的频率稳定性得到大大提升。结合图14、15可以看出：整个一次调频过程既充分利用了光伏的减载备用容量，储能调频的出力又没有明显的尖峰特性，有利于储能的荷电状态保持。从图14c(储能出力特性曲线)中可以看出，当频率最低点恢复到稳定值49.8Hz时，需要配置的储能容量占光伏电站的10％。同样根据图15，从图15中可以看出需要的储能容量为6.7％。采用光储协调控制后比储能单独调节分别节约了3％和2.5％。综上所述，所提方法在尽量减少储能配置容量的同时，又使得整个光储联合调频效果更好。

Claims (9)

1.一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：包括如下步骤：

S1：分别对光伏发电***和储能***进行建模，获取到光伏发电***模型和储能***模型；所述光伏发电***包括光伏阵列、Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***；所述储能***包括储能电池、Buck-Boost变换器、并网逆变器、滤波器及其控制***；

S2：将光伏通过一种跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法参与电网调频；所述光伏跟随***出力及频率变化的动态可变减载方法为：光伏采用最大功率点跟踪方式得到最大有功输出P_mppt，经过可变减载控制并限幅后作为光伏新的有功功率给定，输出给Boost变换器控制***；

S3：在协调下垂控制以及正负虚拟惯性控制的基础下，基于储能变系数自适应控制策略，采用储能联合调频；

S4：对储能的容量进行设置，使其可以提供和同步发电机组相匹配的惯性响应，采用光伏可变减载和配置储能联合调频，实现光储支撑电网一次调频的协调控制。

2.根据权利要求1所述的光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S1中的光伏发电***具体为：

光伏阵列输出的直流电压V_pv和直流电流I_pv，经最大功率点跟踪控制器后产生直流电压参考值V_refmppt，V_refmppt和V_PV的误差信号经积分后得到光伏输出有功功率给定P_ref，P_ref和boost变换器高压侧的有功功率P_dc经PI控制后生成占空比d，驱动Boost变换器工作，从而实现光伏阵列的MPPT控制；并网逆变器工作在单位功率因数状态i_gq ^*＝0，光伏阵列经Boost变换器升压后得到直流电压U_dc，与电压参考值U_ref做差后，通过PI控制生成电流内环参考值i_dref，再与采样所得的实际电流值i_d、i_q做偏差经PI控制器和电流解耦控制后，得到电压给定u_sq、u_sd，最后经坐标变换后通过脉宽调制后得到并网逆变器的触发脉冲S_g，从而实现并网逆变器有功无功的解耦控制及并网运行。

3.根据权利要求1所述的光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S1中储能***具体为：

储能***通过升降压斩波电路实现储能的充放电切换；采样Buck-Boost低压侧的电压电流V_L、I_L，相乘得到电池功率P_bat。当DC/DC变换器工作在放电模式时，将有功参考给定P_ref与电池功率P_bat进行比较，采用PI控制器进行调节后得到占空比信号D_Boost，和变频锯齿波发生器产生的频率信号一起经插补触发脉冲生成驱动Boost变换器的脉冲信号G_Boost。当变换器工作在充电模式时，将P_ref取相反数，与电池功率P_bat做差后乘以-1，再进行和放电模式下类似的控制后，得到驱动Buck动作的触发信号G_Buck。

4.根据权利要求1所述的一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S2中动态可变减载的控制特性曲线表达式如下：

σ％＝K₀×(P_mppt/P_N+Δf/Δf_max) (1)

式中：P_N为光伏***在标况下的额定有功功率；P_mppt为光伏***在当前工况的最大有功功率；Δf_max为***允许的最大频率偏差；Δf为***频率偏差；K₀为初始情况下的减载率；σ_max％为减载率的上限值。

5.根据权利要求1所述的一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S3中下垂控制方法为

将储能分为四个区间：S_max：储能电池工作的最大限值；S_high：储能电池正常工作的上限值；S_low：储能电池正常工作的下限值；S_min：储能电池工作的最小限值；

采用Logistic函数对下垂系数进行自适应控制，其曲线函数表达式：

式中：P₀为初始值；K为终值；r衡量曲线增长的快慢；

以SOC作为自变量，P₀和r作为参变量，充放电系数为因变量，构造如下等式：

1)电池放电

2)电池充电

式中：K_max为充放电时，下垂系数的终值；S_soc为储能的荷电状态；K_bd和K_dc分别为放电和充电时对应的系数。

6.根据权利要求1所述的一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S3中正虚拟惯性控制方法为：

正虚拟惯性响应公式为：

ΔP_bess＝-M_bpdf/dt (5)

式中：M_bp为正虚拟惯性系数；M_bp-c、M_bp-d分别为储能充放电时的正虚拟惯性系数；M_p为随频率偏差变化的调节系数；n为参变量；c₁为正虚拟惯性系数初始值；D_p为正虚拟惯性频率变化率死区。

7.根据权利要求1所述的一种光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S3中负虚拟惯性控制方法为：

负虚拟惯性响应公式为：

ΔP_bess＝M_bndf/dt (8)

式中：M_bn为负虚拟惯性系数；M_bn-c、M_bn-d分别为充放电时的负虚拟惯性系数；b₁为负虚拟惯性系数初始值；M_b1为关于频率偏差变化的调节系数；f_bess-d为储能调频死区；f_max为电网允许的最大频率偏差幅值。

8.根据权利要求1所述的光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S4中配置储能容量的方法为：

为了保证配置的储能可以提供和同步发电机组相匹配的惯性响应，对储能的容量大小设置如下：

当发电机转速为ω时，同步发电机具有的旋转动能为

当电机转速跟随***频率从ω₀变化为ω₁时

可以释放的动能为：

设储能***在Δt内释放出的能量与同转子动能相同，则有：

ΔE_bess＝P_bessΔt＝0.0784HS_N (14)

令Δt＝2H

P_bess＝0.0392S_N (15)

式中：ΔE_bess、P_bess分别为为储能的容量和功率；S_N为发电机的额定容量；H为惯量常数；J为发电机的惯性时间常数。

9.根据权利要求1所述的光储联合参与电网一次调频的协调控制方法，其特征在于：所述步骤S4中光储联合调频的方法为：

1)储能***为电力***频率变化初期提供与常规发电机组相匹配的惯性响应；

2)光伏利用可变减载调频策略和储能自适应控制策略联合参与一次调频。

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