綜合儲能協同控制方法在一次調頻中的應用

［摘 要］ 針對不同儲能類型運行成本和效率差異性的問題，以蓄電池和超級電容為例，提出一種綜合儲能協同控制方法用于電網頻率控制，期望在提升調頻效果的同時滿足經濟性要求。首先，根據超級電容和蓄電池自身特性，分別采用自適應控制和變系數下垂控制方式進行輸出有功調整；然后，基于全壽命周期成本計算兩種儲能的調頻效益，并據此來優化其容量配置；在此基礎上，設計調頻所需功率分配機制，根據超級電容和蓄電池的剩余調頻能力，進行調頻任務分配。最后，通過Matlab/Simulink進行仿真驗證，結果表明所提方法在電網調頻中的經濟性和有效性。

［關鍵詞］ 綜合儲能； 協同控制； 一次調頻； 荷電狀態

［中圖分類號］ TM71 ［文獻標識碼］ A

大比例火力發電帶來的環境問題，使得新能源發電在電網中占比不斷提升[1-2]。而以風電、光伏為代表的新能源具有較強的隨機性，其滲透率的提高又會導致電力系統相對備用容量和相對轉動慣量降低，對電網的穩定運行造成負面影響[3]。在此背景下，由于儲能可較好彌補新能源發電對電網調頻造成的不良影響，在一次調頻領域得到廣泛關注[4-5]。

經過近年來的研究和實踐，儲能參與電網調頻的控制方法已趨近成熟[6-7]，然而蓄電池充放電深度與電池使用壽命密切相關，較高的充放電深度和高頻次的充放電切換會降低其使用壽命[8-9]。因此，采取何種控制方式，使電池荷電狀態（state of change， SOC）能夠維持在合適區間以降低其運行損耗是當下研究的熱點問題。文獻[10]根據復頻域靈敏度原理對電網頻率特性進行了分析，提出儲能的綜合控制模式，將虛擬慣性和虛擬下垂進行結合，并確定合適的動作時機。文獻[11]提出一種儲能電量持續管理策略，將電池SOC劃分為多個區間，不同區間內使用不同的控制方式，使得電池SOC保持在合適區間內，提高了SOC保持率，保證了電池的調頻能力。文獻[12]采用雙電池系統，使用兩個等容量的鋰電池分別承擔充電與放電任務，來減少電池充放電次數，但仍局限于單一類型電池，沒有充分發揮具有不同功率特性電池的互補作用。目前多數儲能在一次調頻中的研究僅針對單一儲能進行考量，在調頻過程中由于負荷的隨機性導致電池頻繁地進行充/放電狀態切換，增加其壽命損耗。

超級電容作為應用較為廣泛的功率型儲能設備，具有較強的瞬時大功率輸出特性，響應時間和功率密度特性均強于傳統電池，且循環壽命較長，但成本較高，限制了其應用規模[13]。如果能將超級電容和傳統蓄電池結合，利用彼此特性進行互補運行，能有效解決上述問題。目前較為常見的蓄電池和超級電容協同動作方式是由超級電容承擔高頻信號，蓄電池承擔低頻信號[14]。然而電網調頻過程中，分解后的ACE信號以零點為中心呈正態分布，低頻功率波動會使蓄電池頻繁切換充放電狀態，降低電池使用壽命，未能達到降低運行成本的目的。如何解決蓄電池的使用損耗仍是目前待研究的問題。

本文提出了一種包含蓄電池和超級電容的綜合儲能參與電網一次調頻的協同控制策略，擬根據兩種不同類型儲能設備的運行和功能特點，進行協同運行策略的設計，期望獲得更好的調頻效果和經濟性。

1 綜合儲能模型及特征分析

1.1 綜合儲能類型

在目前廣泛應用的儲能設備中，超級電容功率密度大、響應速度快、使用壽命長，能夠在極短的時間內輸出大量能量，但無法長時間提供功率支撐；蓄電池能量密度大、充放電時間長，但功率密度小、循環使用壽命較低。相關參數如表1所示。

根據超級電容和蓄電池各自特征，為獲得更好的調頻效果，在頻率變化前期使用超級電容器，快速平抑系統功率波動；在頻率變化后期使用蓄電池，來提供持續性功率支撐。有研究對蓄電池及超級電容等效模型進行電路分析及推演，證實等效模型能準確體現儲能的充放電特征，并將其應用于電網調頻[15-16]。

1.2 荷電狀態及充放電深度

電池荷電狀態在一定程度上可表示其剩余調頻能力的大小，在電池工作過程中需考慮電池荷電狀態。超級電容和蓄電池SOC計算方式相同，其表達式為：

2 系統結構圖

2.1 儲能輔助調頻策略

當綜合儲能作為輔助設備接入電網參與一次調頻時，系統拓撲結構如圖1所示。

超級電容和蓄電池通過DC/AC變流器在交流側并聯，經過功率變換系統（Power Converter System， PCS）、升壓變壓器接入電廠母線，變壓后接入電網。

當負荷擾動發生時，系統頻率產生偏差，發電機組根據接收到的一次調頻指令和協調控制器發出的輔助控制信號調整機組出力，協調控制器依據一次調頻指令、機組出力及儲能系統狀態反饋得到儲能出力指令信號。隨后，儲能設備動作，完成一次調頻。

2.2 儲能輔助調頻系統模型

當綜合儲能參與電網調頻時，其系統模型如圖2所示，圖中傳統發電機組模塊中各環節數學模型詳見文獻[18]，SC為超級電容，Battery為蓄電池，k1為超級電容功率分配比例系數，k2為蓄電池功率分配比例系數。

其中，電網頻率偏差為：

式中：ΔPB為蓄電池輸出功率；ΔPS為超級電容器輸出功率。

系統各參數具體描述如表2所示。

3 綜合儲能協同控制策略及評價指標

3.1 協同控制策略設計

綜合儲能參與調頻過程中，當系統出現負荷擾動時，能量分配控制器根據儲能處理指令及超級電容狀態反饋判斷超級電容能否獨自承擔調頻任務。若可以，則超級電容動作，蓄電池不動作；若不能，則對超級電容和蓄電池進行調頻能量分配。功率控制器接收到動作信號后，根據蓄電池的SOC反饋信息，確定蓄電池出力大小。

當超級電容和蓄電池均參與系統調頻時，系統電源有功功率曲線如圖3所示。

由于傳統發電機組難以平抑負荷帶來的波動，會產生頻率偏差。根據系統頻率的變化確定儲能系統所需輸出功率：

3.2 儲能輸出控制方法

虛擬慣性和虛擬下垂作為目前廣泛使用的儲能參與一次調頻的出力控制方式，有很好的系統頻率波動抑制作用。其中，虛擬慣性控制可在頻率變化初期有效抑制頻率變化，后期作用效果較小；虛擬下垂控制在頻率變化前期作用效果較小，后期可提供有效功率支撐，減小頻率穩態偏差。

因此，根據二者各自的優勢，對超級電容采用虛擬慣性和虛擬下垂綜合的自適應控制策略，在頻率變化初期以虛擬慣性控制為主，放緩頻率變化速度；后期以虛擬下垂為主，改善頻率穩態偏差。具體控制如圖4所示。

超級電容在調頻中的出力

式中：a1、a2分別為虛擬慣性模式和虛擬下垂模式下的分配比例系數；Me為超級電容的虛擬慣性系數；Ke為超級電容虛擬下垂系數。

根據慣性響應階段和下垂響應階段頻率偏差及頻率偏差變化率的特點，設計慣性響應階段比例系數為：

慣性響應階段，由于系統負荷改變造成頻率偏差，Δf值增大，a1值從1開始逐漸減小，a2值從0開始逐漸增加，且在此變化過程中二者之和恒為1。

下垂響應階段比例系數為：

式中：Δflow為超級電容參與一次調頻的閾值；Δfmax為電力系統的最大頻率偏差值。下垂響應階段，系統頻率偏差已達到最大值，Δf值減小，a1值從0.5開始逐漸減小至0，a2值從0.5開始逐漸增大為1。

蓄電池僅在下垂響應階段參與系統調頻，同時考慮到自身荷電狀態的影響較大，采用變系數下垂控制方式。具體控制框圖如圖5所示。

3.4 一次調頻流程

綜上所述，在綜合儲能參與電網一次調頻過程中，首先需判斷儲能是否參與電網調頻；在系統頻率偏差達到最大值時，根據電網功率缺額判斷超級電容能否單獨承擔調頻任務；當確定蓄電池參與調頻后，計算超級電容和蓄電池出力分配比例，并據此輸出能量。具體而言，其流程如圖6所示。

4 仿真分析

為驗證上述協調控制策略的有效性，使用Matlab/Simulink平臺對圖3所示系統進行仿真驗證。將綜合儲能系統與單一儲能系統進行對比分析。經計算，在800 MW的火電機組背景下，配置3.6 MW/0.03 MW·h超級電容和10 MW/2.5 MW·h蓄電池為最優配置。鑒于傳統機組一次調頻死區設置為±0.033 Hz，在此，電池儲能系統的調頻死區設置為火電機組一次調頻死區上下限的60%。

1）情況一：電網負荷突增

考慮到負荷突增和突減分別對應儲能的放電和充電過程，其物理機理具有相似性。在此，僅考慮負荷突增時的情況，假設在10 s時電網負荷突增0.15 p.u.，電池初始SOC均為0.65，在此過程中儲能設備通過放電參與電網一次調頻。其中，電網頻率偏差曲線如圖7所示，蓄電池和綜合儲能中各儲能設備輸出曲線和SOC曲線分別如圖8、9所示，調頻過程中k值變化曲線如圖10所示。

從圖8可知，有儲能參與的系統較無儲能系統而言在最大頻率偏差及穩態頻率偏差上均有所改善。兩種綜合儲能控制下的電網頻率偏差曲線無明顯差別，基本相同。電網分別在12.9 s時達到最大頻率偏差值，在23 s左右達到穩態頻率值。

如圖8、9、10可知，系統擾動發生時，k1為1，僅超級電容輸出功率，其SOC下降速度較快。12.9 s時，因蓄電池前期不動作，導致超級電容SOC明顯低于蓄電池，加上本身的容量差異，超級電容的剩余調頻能力遠小于蓄電池。此時蓄電池參與調頻，超級電容和蓄電池的出力比例根據剩余調頻能力進行調整，k1值從1降至0.1左右，超級電容輸出減小，其SOC值下降速度減緩，k2從0增至0.9左右，主要由蓄電池承擔大部分的調頻任務。同時在調頻過程中k值因兩種儲能設備剩余調頻能力在不斷變化而產生微量的調整。50 s時，傳統控制方式下蓄電池SOC值為0.2，協同控制方式下蓄電池SOC值為0.23，較傳統控制方式而言放電深度減小了9%。

2）情況二：電網負荷連續波動

為近一步驗證本文所提策略較傳統綜合儲能控制策略優勢，在電網連續擾動的條件下與無儲能參與、傳統綜合儲能控制方式參與下的調頻結果進行對比。

如圖11所示，10 s時系統負荷波動為0.3 p.u.，40 s時降為-0.03 p.u.，70 s時增至0.15 p.u.。系統頻率偏差曲線如圖12所示，綜合儲能傳統控制方式及協調控制方式下超級電容和蓄電池SOC曲線如圖13所示，兩種控制方式下ki值變化曲線如圖14所示。

從圖12可以看出，綜合儲能相較無儲能系統在調頻效果上有明顯改善。在第一段擾動發生后，有儲能參與的系統儲能可立即動作，為系統提供頻率支撐，在12.9 s時達到最大頻率偏差-0.024，無儲能參與的系統只能由火電機組提供頻率支撐，由于火電機組爬坡速度較慢，前期輸出不足，導致最大頻率偏差較大，為-0.03。同理而言，在第二段擾動發生后，系統頻率在42.8 s時達到最大頻率偏差，其中無儲能系統頻率偏差為0.031，綜合儲能系統頻率偏差為0.027，小于無儲能系統。三種情況下穩態頻率偏差無明顯差別。

由圖13可知，在擾動發生初期，在協同優化過程中，為了減小蓄電池的動作深度和頻次，增加了超級電容的出力比例，承擔了更多的調頻任務，因此協同控制方式下超級電容SOC下降速度明顯大于傳統控制模式下超級電容SOC的下降速度。10 s擾動發生時，協同控制方式下超級電容立即響應，蓄電池不動作。13 s左右蓄電池輸出能量，參與調頻，k1值從1降至0.1，k2值從0增至0.9。40～70 s第二段擾動發生時，因超級電容剩余調頻能力可滿足調頻需求，因此僅超級電容動作，蓄電池處于靜止狀態，超級電容獨自承擔調頻任務，減少了蓄電池的動作次數。經計算，綜合儲能協同控制方式下蓄電池NE值為1298，較傳統控制方式提升了39%。

5 結論

本文提出一種綜合儲能參與電網一次調頻協同控制策略，通過理論分析及仿真驗證，可得出以下結論：

1）以綜合儲能調頻效益最大為目標優化容量配置，獲得了更好的經濟性。

2）采用虛擬慣性和虛擬下垂的自適應控制策略，使得系統頻率在前期變化速度有所減緩、后期更快恢復至穩定狀態，提升了系統頻率的穩定性。

3） 根據超級電容和蓄電池響應特性的分析，設計超級電容與蓄電池協同的調頻控制策略，可以發揮超級電容循環使用次數大的特點，減小蓄電池充放電次數，延長使用壽命，提高系統運行經濟性。

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Application of a Comprehensive Energy Storage Cooperative ControlMethod in Primary Frequency Modulation

GUI Yue， ZHAO Xilin

（School of Electrical and Electronic Engin.， Hubei Univ. of Tech.， Wuhan 430068， China）

Abstract： In view of the variability of operating cost and efficiency of different energy storage types， an integrated energy storage cooperative control method is proposed to meet the economic requirements while improving the grid frequency control effect， which is analyzed in the paper with battery and super-capacitor as examples. Firstly， according to the characteristics of the super-capacitor and battery， the output active power is adjusted by adaptive control and variable coefficient droop control respectively. Then， the frequency modulation benefit of two kinds of energy storage is calculated based on the life-cycle cost. According to that， the capacity allocation is optimized. Based on that， the power distribution mechanism for frequency regulation is designed. The task of frequency regulation is allocated according to the remaining frequency regulation capability of the super-capacitor and the battery. Finally， the simulation results of Matlab/Simulink show that the proposed method is economical and effective in power grid frequency regulation.

Keywords： integrated energy storage; cooperative control; primary frequency modulation; state of charge

［責任編校： 閆 品］

［收稿日期］ 2022-12-14

［基金項目］ 國家自然科學基金（61603127）

［第一作者］ 桂 玥（1999-）， 女， 湖北武漢人， 湖北工業大學碩士研究生， 研究方向為新能源發電。

［通信作者］ 趙熙臨（1969-）， 男， 湖北武漢人， 工學博士， 湖北工業大學教授， 研究方向為系統自動發電控制。