储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统及方法

摘要

本发明公开了一种储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统及方法，包括：储能单元与功率变换装置、滤波装置依次连接后接入区域电网，逻辑判断装置与发送电网调度中心的AGC指令的装置、传统机组出口以及功率变换装置分别连接；电网调度中心的AGC指令同时下发至储能装置和传统机组，逻辑判断装置分别采集AGC指令、发电机出口功率和储能装置电池荷电状态信息并判断储能单元在每一时刻的出口功率大小。本发明有益效果：在发电侧引入储能装置能改善调频效果，可以有效抑制传统调频方式可能出现的响应速度慢、调节精度低、机组“反调”和死区震荡问题。

说明书

技术领域

本发明涉及储能装置参与调频技术领域，尤其涉及一种储能装置参与机组 AGC调频的优化控制策略与容量规划系统及方法。

背景技术

随着电网规模的不断扩大，传统调频方式的固有缺陷也逐渐突显出来：响应 慢、爬坡速率低已经不能较好的跟踪自动发电控制(AutomaticGenerationControl， AGC)指令；另外，可再生能源大量并网运行，其间歇性和波动性也加剧了电 网的频率波动，严重的影响了电网的安全稳定运行。为此，寻求一种新的调频方 式，来解决电网调频容量不足以及大规模不确定性新能源并网引发的频率稳定问 题，已成为当前理论研究的热点。

近些年，储能技术得到了持续高速发展，使得规模化储能装置引入电网运行 成为可能。储能装置的充放功率具有快速、精确、瞬时吞吐量大的特点，能够较 好的满足电网的调频需求。将储能装置引入调频领域，作为一、二次调频的辅助 手段参与调频，已经在国内外电网中出现示范性应用。

同时，国内外学者对该领域已展开一定的理论研究。比如：

将储能装置按照调频效果换算成传统机组调频等同容量，继而确定储能的理 论容量；基于区域控制偏差(AreaControlError,ACE)提出了AGC动态可用率 (DynamicAvailableAGC,DAA)的概念，并给储能装置参与区域AGC服务的控 制策略；将AGC信号进行傅里叶计算，分解成高频与低频分量，并基于区域控 制需求(AreaRegulationRequirement,ARR)确定储能装置充放电策略；等等。

上述研究的研究对象都主要针对区域电网，根据计算区域控制偏差确定区域 调频需求，进而确定储能装置的充放电策略，尚未从电侧角度出发，研究储能装 置配合传统机组参与AGC的控制策略。并且，在实际运行中，储能装置完全替 代传统调频机组进行调频，其经济性也有待商榷。

同时，考虑到目前储能介质的性能特点：功率型储能装置瞬时功率大、无过 充过放限制和充放电次数限制，但单位成本较高、能量容量较小；能量型储能装 置的单位成本低、容量大，但是瞬时功率较小、存在过冲过放和充放电次数的限 制。为充分利用储能技术优势，构建以铅酸电池(VRLA)和全钒液流电池(VRB) 为介质的混合储能系统，将功率型和能量型储能进行优势互补。

发明内容

本发明的目的就是为了解决上述问题，提供了一种储能装置参与机组AGC 调频的优化控制策略与容量规划方法。该方法以铅酸电池(VRLA)和全钒液流 电池(VRB)为介质的混合储能系统，综合考虑混合储能装置与传统调频方式的 调频特点，根据传统机组出力和AGC指令值的偏移量，提出了储能装置运行的 五种典型场景，并构建相应的储能充放电控制策略；在此基础上，构建了考虑发 电厂辅助服务补偿指标的储能装置容量优化计算模型，该模型引入AGC调频性 能指标(Kp指标)、储能装置投资函数和惩罚函数，确定了以发电机组日盈利最 大为目标的优化函数，依此确定该机组配置储能的容量。利用现场实际运行数据 进行了算例分析，并对所提控制策略的调频效果和容量计算结果进行了对比验证。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统，包括：储能单元、 传统机组、逻辑判断装置、功率变换装置、滤波装置和远程测控终端RTU；

所述储能单元与功率变换装置、滤波装置依次连接后接入区域电网，逻辑判 断装置与远程测控终端RTU、传统机组出口以及功率变换装置分别连接；

电网调度中心的AGC指令同时下发至储能装置和传统机组，逻辑判断装置 分别采集AGC指令、发电机出口功率和储能装置电池荷电状态信息并判断储能 单元在每一时刻的出口功率大小。

一种储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划方法，包括以下步骤：

(1)根据AGC指令功率值、传统机组实际功率值、储能装置自身SOC状 态和充放电状态数据，确定储能装置当前的运行状态；

(2)针对储能装置不同的运行状态建立不同的充放电控制策略；

(3)根据储能装置充放电功率约束和储能装置SOC水平约束条件，在保证 提高AGC调频效果指标Kp的前提下，构建以发电侧收益最大化为目标的储能 装置容量优化目标函数；

(4)采用粒子群优化算法或者遗传算法对储能装置目标优化函数进行求解， 确定储能装置的最优容量。

所述步骤(1)中储能装置当前的运行状态包括：

正常场景下的充放电策略和特殊场景下的充放电策略；

所述正常场景为：较长时间内调频目标值和实际值偏差量较为平缓；

所述特殊场景包括：调频机组反向调频的状态、传统机组在AGC调频时出 现死区震荡的状态、储能装置过度放电的状态以及储能装置SOC水平强制归位 的状态。

所述正常场景下的充放电策略具体为：

引入SOC标志位将混合储能装置的运行状态进行分类，具体如表1所示：

表1

表中：SOC_a(t)和SOC_b(t)分别为VRLA与VRB的当前SOC值；S_L和S_H分别 为SOC的低警戒位和高警戒位；

1)在状态S4，S7，S8中，VRB储能元件的SOC水平高于VRLA储能元件 的SOC水平，采取VRLA充电主导、放电从属的充放电策略；

当VRLA的SOC过高，VRB的SOC水平过低，两者差距过大时，不能保 证在下一时刻VRLA具有充沛的上调容量，因此，放电时首先利用VRB放电， 不足时利用VRLA补充；在充电时首先对VRLA充电，多余量对VRB进行充电， 保证VRB和VRLA的SOC都处于正常调节范围以内；

2)在状态S1，S2，S3，S5，S6和S9中，状态S2，S3和S6为VRLA的 SOC高于VRB，状态S1，S5和S9为VRLA和VRB的SOC处于同一水平区段；

采取VRLA放电主导、充电从属的充放电策略；

当VRB的SOC过高，VRLA的SOC水平过低，两者差距过大时，不能保 证在下一时刻VRB具有充沛的上调容量，因此，放电时首先利用VRLA放电， 不足时利用VRB补充；在充电时首先对VRB充电，多余量对VRLA进行充电， 保证VRB和VRLA的SOC都处于正常调节范围以内。

所述采取VRLA充电主导、放电从属的充放电策略具体为：

放电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_dmax},\Delta P(t)-P_{b\_d\max })\end{array}\right);$

充电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_c}\left(t\right)=max(-P_{a\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=max(-P_{b\_cmax},\Delta P(t)-P_{a\_c\max })\end{array}\right);$

式中：ΔP(t)为t时刻AGC指令值与传统机组实际值的偏差量，P_{b_d}(t)、P_{b_c}(t) 分别为VRB在t时刻的充、放电功率；P_{a_d}(t)、P_{a_c}(t)分别为VRLA在t时刻的 充、放电功率；P_{b_dmax}、P_{b_cmax}分别为VRB的最大充、放电功率；P_{a_dmax}、P_{a_cmax}分别为VRLA的最大充、放电功率。

所述VRLA放电主导、充电从属的充放电策略具体为：

放电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d}\left(t\right)=\min (P_{b\_dmax},\Delta P(t)-P_{a\_d\max })\end{array}\right);$

充电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_c}\left(t\right)=max(-P_{b\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_c}\left(t\right)=max(-P_{a\_cmax},\Delta P(t)-P_{b\_c\max })\end{array}\right);$

式中：式中：ΔP(t)为t时刻AGC指令值与传统机组实际值的偏差量，P_{b_d}(t)、 P_{b_c}(t)分别为VRB在t时刻的充、放电功率；P_{a_d}(t)、P_{a_c}(t)分别为VRLA在t 时刻的充、放电功率；P_{b_dmax}、P_{b_cmax}分别为VRB的最大充、放电功率；P_{a_dmax}、 P_{a_cmax}分别为VRLA的最大充、放电功率。

当t时刻AGC信号为升高功率时，与此同时传统机组正处于降功率过程中， 并且VRB的SOC状态保持在正常范围内，则储能装置进入防反向调频模式；

当t时刻AGC信号为降低功率时，传统机组正处于升功率过程中，并且储 能装置的SOC状态保持在正常范围内，则储能装置也进入防反向调频模式；

在调频机组反向调频的状态下，储能装置在其后的[t，t+T_int]时间段内采取的 充放电策略为：

$k_v=\left|\frac{P_G\left(t\right)-P_G(t-1)}{P_A\left(t\right)-P_A(t-1)}\right|;$

如果k_v>1，则:

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},\Delta P(t)-P_{b\_d}(t\left)\right)\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },\Delta P(t)-P_{b\_c}(t\left)\right)\end{array}\right)$

调节时间区间为：

T_int＝T_ref

如果k_v<1，则引入调节分配系数k_int

k_int＝0.5·(1+k_v)

此时充放电策略为：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},k_{\mathrm{int}}·\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},k_{\mathrm{int}}·\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},(1-k_{\mathrm{int}})·\Delta P\left(t\right))\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },(1-k_{\mathrm{int}})·\Delta P\left(t\right))\end{array}\right)$

调节时间区间为：

T_int＝k_int·T_ref

式中：P_A(t)和P_A(t-1)分别代表在t时刻和t-1时刻AGC信号给出的功率值；P_G(t) 和P_G(t-1)分别代表在t时刻和t-1时刻传统机组的实际功率值；k_int为调节分配系 数，为[0,1]之间的正数；T_int为储能装置抑制传统机组的反调节时间区间，其数 值与传统机组t时刻的出力变化量大小成正比，T_ref为正比系数。

传统机组在AGC调频时出现死区震荡的状态下，储能装置采取的充放电策 略为:

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},\Delta P(t)-P_{b\_d\max })\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },\Delta P(t)-P_{b\_c\max })\end{array}\right).$

在储能装置过度放电的状态下，

若VRLA单独处于过度放电的状态，则

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},\Delta P(t)-P_{b\_d\max })\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },\Delta P(t)-P_{b\_c\max })\end{array}\right);$

若VRB单独处于过度放电的状态，则

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d/c}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax/c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_c}\left(t\right)=min(P_{a\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=min(k_{out}·P_{b\_dmax/c\max },\Delta P(t)-P_{a\_d\max /c\max })\\ P_{b\_c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{b\_c\max },\Delta P(t)-P_{a\_c\max })\end{array}\right);$

若VRLA和VRB同时处于过度放电的状态，则

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d/c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{a\_d\max /c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{b\_d\max /c\max },\Delta P(t)-P_{a\_d\max /c\max })\end{array}\right);$

式中：k_out为减功率收缩系数。

在储能装置SOC水平强制归位的状态下，

在预放电区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max },P_{g\_down\max }·t)\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max },PAA(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=\min (P_{b\_c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right);$

在稳定放电区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=P_{a\_d\max }\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max },PAA(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=\min (P_{b\_c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right);$

在放电后恢复区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max },P_{g\_up\max }·t)\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max },PAA(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=\min (P_{b\_c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right);$

式中，PAA(t)为强制VRLA放电后调频目标值根据放电速度确定发向传统机 组的新目标值；P_{g_downmax}和P_{g_upmax}分别为传统机组调频时下调功率和上调功率 的爬坡速度。

所述步骤(3)中构建的以发电侧收益最大化为目标的储能装置容量优化目 标函数具体为：

minC＝C_in+C_pe+C_kp；

其中，C_in为储能装置的投资成本函数，C_pe为储能装置的惩罚成本函数，C_kp 为机组参与AGC调频服务的经济补偿。

所述步骤(3)中，

储能装置的充放电功率约束为：

P_{d_min}＜P_d(t)＜P_{d_max}

P_{c_min}＜P_c(t)＜P_{c_max}；

储能装置SOC水平约束为：

SOC_min＜SOC(t)＜SOC_max；

其中，P_d(t)、P_c(t)分别为储能装置在t时刻的充放电功率；P_{d_min}、P_{d_max}分 别为储能装置VRB的最小和最大充放电功率；P_{c_min}、P_{c_max}分别为储能装置VRLA 的最小和最大充放电功率；SOC_min和SOC_max分别为储能装置的最小SOC和最大 SOC水平。

本发明的有益效果：

1)利用储能配合发电侧特点进行调频控制，在储能-机组系统中，储能装置 根据发电机实时出力确定充放电策略，进而保证区域电网的ACE保持在安全区 域，相较于根据ACE是否偏离安全区域确定储能装置充放电的方式更有利于电 网的安全稳定运行。另一方面，以发电侧为研究对象可以改善调频机组的调频效 果，有效增加电厂的调频效益，提高电厂参与AGC调频的积极性。

2)在发电侧引入储能装置能改善调频效果，可以有效抑制传统调频方式可 能出现的响应速度慢、调节精度低、机组“反调”和死区震荡问题。

3)在发电侧引入一定容量的储能装置可以提高发电厂的调频收益，但是根 据算例分析可知，储能装置的容量并不是越大越好，需要综合考虑储能装置的投 资成本与调频效果收益确定储能装置的最优容量。

附图说明

图1为本发明储能装置参与AGC调频系统结构示意图；

图2为传统机组调频的“反调”现象示意图；

图3为传统机组调频的“死区震荡”现象示意图；

图4为强制归位3个时间分区示意图；

图5为AGC指令与机组实际响应局部图；

图6为AGC指令与机组实际响应的功率偏差量示意图；

图7为经济指标随容量变化等高线图；

图8为经济指标等高线局部放大图；

图9为无储能与混合储能跟随AGC信号偏差值对比图；

图10为VRLA和VRB的SOC状态变化曲线对比图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明。

本发明综合考虑混合储能装置与传统调频方式的调频特点，根据传统机组出 力和AGC指令值的偏移量，提出了储能装置运行的五种典型场景，并构建相应 的储能充放电控制策略；在此基础上，构建了考虑发电厂辅助服务补偿指标的储 能装置容量优化计算模型，该模型引入AGC调频性能指标(Kp指标)、储能装置 投资函数和惩罚函数，确定了以发电机组日盈利最大为目标的优化函数，依此确 定该机组配置储能的容量。利用现场实际运行数据进行了算例分析，并对所提控 制策略的调频效果和容量计算结果进行了对比验证。

一种储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划系统，如图1所示，包括： 储能单元、传统机组、逻辑判断装置、功率变换装置、滤波装置和远程测控终端 RTU；

储能单元与功率变换装置、滤波装置依次连接后接入区域电网，逻辑判断装 置与远程测控终端RTU、传统机组出口以及功率变换装置分别连接；

电网调度中心的AGC指令同时下发至储能装置和传统机组，逻辑判断装置 采集AGC指令、发电机出口功率、储能装置电池荷电状态(StateOfCharge,SOC) 等信息判断储能装置在每一时刻的出口功率大小；PCS是储能单元与系统连接的 功率接口设备，承担控制电网与储能单元间能量双向流动的功能，使储能满足调 频要求的功率控制精度和充放电快速转换的响应速度。

本发明储能装置参与机组调频的优化控制与容量规划的方法如下：

1、储能参与机组AGC调频的充放电策略

该充放电策略的总体思路为：电网调度中心的AGC指令同时下发至储能装 置和传统机组，在储能参与机组AGC调频过程中，利用储能装置弥补传统机组 的欠调量，而利用传统机组的超调量对储能装置充电，并通过检测传统机组的调 频状态，综合考虑储能装置荷电状态(StateOfCharge,SOC)及充放电功率，确 定储能装置在五种典型场景下的充放电策略，有效抑制机组因响应慢而产生的反 调现象和因出力不精确造成的机组死区震荡，进而实现储能装置与常规机组的有 效配合和优化运行。

为充分利用混合储能装置的优势，混合储能装置的逻辑判断模块通过采集 AGC指令功率值、传统机组实际功率值、储能装置自身SOC状态和充放电状态 等数据量，确定储能装置的当前运行状态，并针对不同的运行状态分别构建相应 的充放电策略。

(1)正常场景下充放电策略

文中所述正常场景为较长时间内调频目标值和实际值偏差量较为平缓，此处 正常场景是相对于其它特殊场景设定的，即除去其它特征明显的特殊场景外，可 视为正常场景。

在此场景下应充分利用VRLA大容量的优点，以VRLA为主要充放电方式。 同时，避免不同储能元件的SOC水平差值过大，为下一时间段的平抑任务预留 调频容量，应协调VRLA和VRB的SOC水平。为此，引入SOC标志位将混合 储能装置的运行状态进行分类，具体如表1所示。

表1考虑SOC的储能控制策略分类

表中：SOC_a(t)和SOC_b(t)分别为VRLA与VRB的当前SOC值；S_L和S_H分别 为SOC的低警戒位和高警戒位。

1)在状态S4，S7，S8中，VRB储能元件的SOC水平高于VRLA储能元件 的SOC水平。一方面由于VRLA储能元件的作为能量型储能元件具有大储存容 量的特性，另一方面VRB储能元件应为下一时段调节任务保留一定的充电容量。 因此，应采取VRLA充电主导、放电从属的充放电策略，如式(1)、式(2) 所示：

放电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=\max (P_{b\_d\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=\max (P_{a\_d\max },\Delta P(t)-P_{b\_d\max })\end{array}\right)---\left(1\right)$

充电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_c}\left(t\right)=\max (-P_{a\_c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=\max (-P_{b\_c\max },\Delta P(t)-P_{a\_c\max })\end{array}\right)---\left(2\right)$

式中：ΔP(t)为t时刻AGC指令值与传统机组实际值的偏差量，P_{b_d}(t)、P_{b_c}(t) 分别为VRB在t时刻的充、放电功率；P_{a_d}(t)、P_{a_c}(t)分别为VRLA在t时刻的 充、放电功率；P_{b_dmax}、P_{b_cmax}分别为VRB的最大充、放电功率；P_{a_dmax}、P_{a_cmax}分别为VRLA的最大充、放电功率。

当VRLA的SOC过高，VRB的SOC水平过低，两者差距过大时，不能保证在 下一时刻VRLA具有充沛的上调容量。因此，在此策略下，放电时首先利用VRB 放电，不足时利用VRLA补充；在充电时首先对VRLA充电，多余量对VRB进行 充电，进而降低VRB的SOC水平，提高VRLA的SOC水平，保证VRB和VRLA的 SOC都处于正常调节范围以内。

2)在状态S1，S2，S3，S5，S6和S9中，状态S2，S3和S6为VRLA的SOC 高于VRB，状态S1，S5和S9为VRLA和VRB的SOC处于同一水平区段。为保证 VRLA在下一时段内具有一定的调节能力，并充分利用VRB无充放电次数限制的 优势，应采取VRLA放电主导、充电从属的充放电策略。如式(3)、式(4)所 示：

放电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max },\Delta P(t)-P_{a\_d\max })\end{array}\right)---\left(3\right)$

充电:$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_c}\left(t\right)=\max (-P_{b\_c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\max (-P_{a\_c\max },\Delta P(t)-P_{b\_c\max })\end{array}\right)---\left(4\right)$

当VRB的SOC过高，VRLA的SOC水平过低，两者差距过大时，不能保证在 下一时刻VRB具有充沛的上调容量。因此，在此策略下，放电时首先利用VRLA 放电，不足时利用VRB补充；在充电时首先对VRB充电，多余量对VRLA进行充 电，进而降低VRLA的SOC水平，提高VRB的SOC水平，保证VRB和VRLA的SOC 都处于正常调节范围以内。

(2)特殊场景下充放电策略

储能装置参与机组AGC调频应充分考虑传统机组进行AGC调频的特点， 参考机组特性有针对性的确定储能装置在特殊场景下的充放电策略。本文针对传 统机组的调频特点确定储能装置四种特殊运行模式，具体如下表所示：

表2储能装置充放电策略模式分类

1)储能装置的防“反调”模式

传统机组由于响应慢，不能即时跟随AGC信号，当AGC下发指令的功率 变化方向与机组当前实际功率变化方向相反时，传统机组并不能立即转变功率变 化方向，而是会有一定时间的反方向调节惯性，即会出现调频机组的“反调”现 象，如图2所示。

当满足下列条件时，逻辑判断装置将判定储能装置处于防“反调”模式：

$\left(\begin{array}{c}{P}_A\left(t\right)-P_A(t-1)>0\\ P_G\left(t\right)-P_G(t-1)<0\\ S_L<SO{C}_b\left(t\right)<S_H\end{array}\right)$或$\left(\begin{array}{c}{P}_A\left(t\right)-P_A(t-1)<0\\ P_G\left(t\right)-P_G(t-1)>0\\ S_L<{\mathrm{SOC}}_b\left(t\right)<S_H\end{array}\right)---\left(5\right)$

式中：P_A(t)和P_A(t-1)分别代表在t时刻和t-1时刻AGC信号给出的功率值； P_G(t)和P_G(t-1)分别代表在t时刻和t-1时刻传统机组的实际功率值。

当t时刻AGC信号为升高功率时，与此同时传统机组正处于降功率过程中， 并且VRB的SOC状态保持在正常范围内，则储能装置进入防“反调”模式；同 样，当t时刻AGC信号为降低功率时，传统机组正处于升功率过程中，并且储 能装置的SOC状态保持在正常范围内，则储能装置也进入防“反调”模式。

机组的反方向调节现象将会导致功率偏差量出现突变峰值，这种模式下应充 分利用VRB瞬时功率大的优点。当偏差量变化大时，完全利用VRB储能装置 对功率偏差量进行调节，不能调节的剩余部分由VRLA承担；当偏差量变化较 小时，引入调节分配系数，优化利用VRLA和VRB储能装置，保证下一时段具 有充沛的充放电容量。因此，储能装置在其后的[t,t+T_int]时间段内采取的充放电 策略如式(7)和式(10)所示：

$k_v=\left|\frac{P_G\left(t\right)-P_G(t-1)}{P_A\left(t\right)-P_A(t-1)}\right|---\left(6\right)$

如果k_v>1，则:

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},\Delta P(t)-P_{b\_d}(t\left)\right)\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },\Delta P(t)-P_{b\_c}(t\left)\right)\end{array}\right)---\left(7\right)$

调节时间区间为：

T_int＝T_ref(8)

如果k_v<1，则引入调节分配系数k_int

k_int＝0.5·(1+k_v)(9)

此时充放电策略为：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d}\left(t\right)=min(P_{b\_dmax},k_{\mathrm{int}}·\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_c}\left(t\right)=min(P_{b\_cmax},k_{\mathrm{int}}·\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d}\left(t\right)=min(P_{a\_dmax},(1-k_{\mathrm{int}})·\Delta P\left(t\right))\\ P_{a\_c}\left(t\right)=\min (P_{a\_c\max },(1-k_{\mathrm{int}})·\Delta P\left(t\right))\end{array}\right)---\left(10\right)$

调节时间区间为：

T_int＝k_int·T_ref(11)

式中：k_int为调节分配系数，为[0,1]之间的正数。T_int为储能装置抑制传统机 组的反调节时间区间，其数值与传统机组t时刻的出力变化量大小成正比，T_ref为正比系数。

2)储能装置的防“震荡”模式

传统机组的实际出力并不能精确控制，在进行AGC调频时，当机组实际出 力达到目标值时，传统机组并不能将出力稳定在目标值上，而是在目标值附近波 动，继而产生传统机组在AGC调频时出现“死区震荡”的现象，如图3所示。

当机组处于“死区震荡”时，机组出力围绕目标值出现高频往复波动，因此， 应充分利用VRB储能元件无充放电次数限制的优势，避免VRLA储能元件频繁 充放电导致寿命损伤。因此，在应用混合储能装置在反震荡状态下，应在提高调 频效果的同时，尽可能的避免VRLA的充放电状态频繁转换。

这种模式下储能装置采取的充放电策略如下：

a)若VRLA满足上述条件：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max /c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{a\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max /c\max },\Delta P(t)-P_{b\_d\max /c\max })\end{array}\right)---\left(13\right)$

b)若VRB满足上述条件：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max /c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{b\_d\max /c\max },\Delta P(t)-P_{a\_d\max /c\max })\end{array}\right)---\left(14\right)$

c)若两者同时满足上述条件：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d/c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{a\_d\max /c\max },\Delta P(t\left)\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (k_{out}·P_{b\_d\max /c\max },\Delta P(t)-P_{a\_d\max /c\max })\end{array}\right)---\left(15\right)$

式中：k_out为减功率收缩系数。P_{b_d/c}(t)和P_{a_d/c}(t)分别为VRB或VRLA在t时 刻的充、放电功率；P_{b_dmax/cmax}和P_{a_dmax/cmax}分别为VRB或VRLA的最大充、放电 功率。

该充放电策略是针对储能装置在处于SOC警戒水平时采取的一种保护措施。 首先，保持一定的功率输入输出，可保证一定程度上平抑功率偏差值；其次，由 于储能装置的SOC水平处于警戒状态，VRLA存在过充过放的寿命损失，VRLA在 SOC水平处于警戒区时采取减功率输出，能够避免因过度充放电对储能造成损伤； 最后，VRB的SOC水平处于警戒区时，采取减功率输出可以保存一定的充放电裕 度，使储能装置在下一时刻也能具有一定的平抑能力。

4)储能装置的“强制归位”模式

考虑到电网运行实际，通过对大量山东电网调频运行数据进行分析对比，发 现传统机组实际出力与目标出力的差值具有一定的规律性。传统发电企业在参与 AGC调频时出于对考核指标和发电利润的考虑，将会使传统机组的实际出力累 积高于目标出力，而这一传统调频的特点对储能装置的影响较大。具体而言，储 能装置在某一段时间窗口内的平均SOC将会逐渐上升而并不是保持在0.5附近， 进而长时间的调频累积可能造成储能装置达到SOC高警戒区间，而并不能自主 回落至正常区间。针对这一特点，提出储能装置的SOC水平“强制归位”模式。 如果满足

$\left(\begin{array}{c}SO{C}_a\left(t\right)\ge S_H\\ {\mathrm{SOC}}_b\left(t\right)\ge S_H/2\\ \Delta P\left(t\right)>0\end{array}\right)---\left(16\right)$

则判定VRLA储能元件处于SOC水平处于警戒区，储能装置转为强制归位 模式。

由于传统调频机组的出力改变为线性改变，存在爬坡速率的限制，则当储能 装置进入强制归位状态时，将强制归位划分为三个时间区间：预放电调整区，稳 定放电区，放电后恢复区。如图4所示。

其中T_ws和T_we分别为强制归位模式起始和终止时间，T_fs和T_fe分别为稳定放 电区的起始和终止时间。起止时间根据机组的爬坡率、储能装置的容量、最大放 电功率共同确定：

T_fs-T_ws＝P_{a_dmax}/P_{g_downmax}(17)

T_we-T_fe＝P_{a_dmax}/P_{g_upmax}(18)

T_fe-T_fs＝(144·V_a-0.5·σ)/P_{a_dmax}(19)

$\sigma =P_{a\_dmax}^2-(1/P_{g\_downmax}-1/P_{g\_upmax})---\left(20\right)$

式中：P_{g_downmax}和P_{g_upmax}分别为传统机组调频时下调功率和上调功率的爬 坡速度。

在预放电区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max },P_{g\_down\max }·t)\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max /c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right)---\left(21\right)$

式中PAA(t)为强制VRLA放电后调频目标值根据放电速度确定发向传统机 组的新目标值。

在稳定放电区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=P_{a\_d\max }\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max /c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right)---\left(22\right)$

在放电后恢复区采取如下充放电策略：

$\left(\begin{array}{c}{P}_{a\_d}\left(t\right)=\min (P_{a\_d\max },P_{g\_up\max }·t)\\ PAA\left(t\right)=PA\left(t\right)-P_{a\_d}\left(t\right)\\ P_{b\_d/c}\left(t\right)=\min (P_{b\_d\max /c\max },PAA(t\left)\right)\end{array}\right)---\left(23\right)$

如式(21)-式(23)所示，在强制归位模式下，强制设定VRLA的放电功率，分 别根据传统机组的爬坡速率和储能装置的最大放电功率确定，在此策略下，可以 使VRLA尽快恢复至正常SOC水平区间，以期为下一调频区段准备充放电裕度， 提高储能平抑偏差值的能力。

2储能容量优化

储能装置参与机组AGC调频的容量优化模型是在保证提高Kp指标(AGC调 频效果指标)的前提下，考虑储能装置投资、维护成本和参与AGC调节补偿收 益的制约关系，采用优化计算方法确定储能装置能量容量，并使发电侧收益最大 化。本发明的优化模型可以在保证提高Kp指标的情况下，使发电侧的收益达到 最优值，实现储能装置经济参与调频服务。

2.1目标函数

综合考虑储能投资成本、惩罚成本和考虑KP指标的收益等多方面因素确立 目标函数。储能装置的投资成本和考虑Kp指标的系统收益与储能装置的容量成 正比关系，而惩罚成本则与储能装置的容量成反比关系。

(1)储能装置的投资成本

发电厂增添储能设备需要支付一定的建设成本和安装成本：

C_in＝α_aV_{BO_a}+α_bV_{BO_b}(24)

式中：C_in为储能装置的投资成本函数；α_a和α_b分别为VRLA和VRB的单位 投资建设成本系数；V_{BO_a}和V_{BO_b}分别为VRLA和VRB的最优容量。

(2)储能装置的惩罚成本

惩罚成本是指储能装置在生产运行过程中由于过度放电而产生寿命损失所 对应的成本。过度放电是指储能装置的SOC水平达到最小值即SOC_min。

C_pe＝β_a·N_{out_a}+β_b·N_{out_b}(25)

其中：C_pe为储能装置的惩罚成本函数；β_a和β_b分别为VRLA和VRB储能装 置出现过度放电的惩罚系数；N_{out_a}和N_{out_b}分别为VRLA和VRB储能装置出现过 度放电的次数。

(3)考虑Kp指标的调频收益

发电厂提供AGC调频服务会造成电厂发电容量损失、影响机组寿命、增加 平均煤耗等经济损失，而利用储能装置参与调频后更是增加了发电机的发电成本， 所以在市场环境下必须对AGC机组进行调频补偿。

调频性能目前普遍采用机组的Kp指标来评价，包括调节速度指标K1、调节 精度指标K2和响应时间指标K3三部分。

其中速度指标K1是指机组响应AGC指令的速率，即机组的爬坡速率。计算 方法如式(26)所示：

$K_1=\frac{V}{V_n}---\left(26\right)$

其中：$V=\frac{1}{n}·\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\frac{\left|P_{Ei}-P_{Si}\right|}{(T_{Ei}-T_{Si})}---\left(27\right)$

式中V为机组在投运时间段内响应AGC指令的平均调节速度；V_n为机组标 准调节速率，其值根据机组类型不同取值不同。P_Si为机组接收AGC指令时的起 始功率；P_Ei为机组达到AGC指令的功率或未达到指令功率接收到下次功率时的 功率值；T_Si为机组接收到第i次AGC指令时的时间；P_Ei为机组达到AGC指令功 率调节结束的时间或者未达到制定功率但接收到下次指令的时间。

调节精度指标K₂是指机组达到AGC指定功率后出力值和给定值的偏差水平。 计算方法如式(28)所示：

$K_2=\frac{\Delta P}{{\mathrm{\Delta P}}_n}---\left(28\right)$

其中：$\Delta P=\frac{1}{n}·\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\frac{{\int }_{T_{PSi}}^{T_{PEi}}|P_E\left(t\right)-P_A\left(t\right)|dt}{(T_{PEi}-T_{PSi})}---\left(29\right)$

式中ΔP为机组在投运AGC调频服务期间达到指定功率后与给定值的偏差总 量。P_n为机组额定容量；T_pSi为第i次接收AGC指令后到达指令功率的时间；T_pEi为接收到第i+1次AGC指令的时间；P_E(t)为t时刻机组瞬时出力值；P_A为AGC指 定功率值。

响应时间指标K₃是指当机组接收到AGC指令后，机组出力可靠跨出与调节 方向一致的调节死区所用时间。计算方法如式(29)所示：

$K_3=\frac{1}{{\mathrm{nT}}_n}·\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{\mathrm{\Delta T}}_i---\left(30\right)$

式中ΔT_i为第i次接收AGC指令后的响应时间；T_n为响应时间基准值，根据 机组类型由经验值确定。

进而可以得到Kp指标：

$KP=\frac{K_1}{0.75·K_2·K_3}---\left(31\right)$

根据AGC性能指标Kp可以确定机组参与AGC调频服务的经济补偿C_kp为：

$C_{kp}=Y_{AGC}{K}_P\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left({\eta }_i{D}_i\right)---\left(32\right)$

式中Y_AGC为AGC调节性能补偿标准，一般取30元/MW,D_i为第i次AGC调 节深度，即机组在第i次AGC调频中为电网频率稳定所做贡献，当接收下次AGC 指令前达到指定功率时D_i＝P_A-P_Si，当未达到指定功率时D_i＝P_Ei-P_Si；η_i为调频折 返参数，当机组进行折返调频时η_i＝0.005P_n，当机组未进行折返调频时η_i＝1。

综上所述，可以构建储能装置最优容量计算的目标函数：

minC＝C_in+C_pe+C_kp(33)

2.2约束条件

约束条件主要包括储能装置充放电功率约束和SOC水平约束：

1)储能装置的充放电功率约束：

P_{d/c_min}＜P_d/c(t)＜P_{d/c_max}(34)

式中：P_d/c(t)为储能装置在t时刻的充放电功率；P_{d/c_min}和P_{d/c_max}分别为储能 装置的最小和最大充放电功率。

2)储能装置SOC水平约束：

SOC_min＜SOC(t)＜SOC_max(35)

式中：SOC(t)为储能装置在t时刻的SOC水平；SOC_min和SOC_max分别为储能 装置的最小SOC和最大SOC水平。

3算例分析

利用山东某火力发电厂实际运行数据验证分析所提方法的有效性。该机组装 机容量330MW，全天全时段参与AGC调频。调取2015年5月连续两日AGC数 据和电厂实发功率，采样时间间隔为5S，共34560个有效数据点。AGC指令数 据和实际响应功率某一时间窗口的数据如图5所示：

传统机组在响应AGC指令具有延迟性，反调性和死区震荡等特点，所以机 组的实际响应功率与AGC指令具有一定偏差，如图6所示.

由图6可以看出，传统机组调频跟随AGC指令的性能较差，功率偏差值在 区间[-5,5]内频繁波动，其偏移量的最大值和最小值为10.66MW和-9.64MW。

3.1储能装置规划容量分析

计算所需参数均参考行业标准：VRLA和VRB的单位投资成本α_a和α_b参照文 献[16]分别取值为37.5万美元/(MW·h)和80万美元/(MW·h)，其余各单位 经济量指标均以VRLA的单位投资成本α_a为基准设置标幺值；VRLA和VRB的最 大充放电功率P_{a_dmax/cmax}和P_{b_dmax/cmax}分别取值为3MW和8MW，机组爬坡速率 为3.5MW/min。根据华北区域发电厂并网运行管理实施细则和华北区域并网发 电厂辅助服务管理实施细则确定性能指标参数：机组标准调节速率V_n为0.015P_n； 机组标准调节精度为0.01P_n；机组标准响应时间为10s；AGC调频效果补偿标准 为30元/MW。具体参数见附录A表A1。

根据实际运行数据，针对无储能装置、单一VRLA储能装置、VRLA和VRB 混合储能装置三种情景应用本文所述充放电策略及容量优化方法进行仿真计算， 并利用粒子群算法求解，计算结果如表3所示：

表3三种调频方式结果对比

由上表可得：(1)在经济收益方面，含有混合储能装置的调频方式获得的经 济收益最大(13.1388万美元)，单一VRLA储能方式次之，无储能装置的调频方 式获益最少。(2)在调频效果方面，含有混合储能装置的调频方式Kp指标最大 (5.6528)，可明显提升机组的Kp性能指标；单一混合储能次之，也在一定程度 上提升了机组Kp性能指标；无储能装置的调频方式计算所得Kp值最小(2.6264)。 (3)在配置最优容量方面，单一储能方式的最优容量与混合储能的容量相差不 大，但是所获得的效果并没有混合储能明显。

为表明经济指标的优越性，分别以储能装置的容量和经济值为坐标轴，提取 某一容量变化范围的目标函数值作等高线图，如图7所示，其局部放大图如图8 所示。

由上述两图可知，当固定VRLA容量不变，VRB容量的逐渐增大时，发电侧 调频收益先减小，随后增大后再减小；而当固定VRB容量不变，VRLA容量逐渐 增大时，发电侧调频收益先减小，随后增大再减小。上述现象说明：(1)发电侧 配置较小容量储能装置时，需增加一定的固定投资，但是储能装置容量较小调频 效果改善有限，导致发电侧调频收益有一定下降。(2)配置容量优化的储能装置 可提高发电侧的调频效果，进而增加发电侧的调频收益。(3)储能装置容量并不 是越大越好，随着储能装置容量的提高，储能装置投资增加，但进一步改善的调 频效果逐渐降低，导致发电侧调频收益的减少。

3.2储能装置参与机组AGC调频效果分析

利用所获取的储能装置最优容量，无储能装置和接入混合储能的机组实际功 率与AGC指令功率差值对比如图9-10所示。

由图9可知，利用混合储能装置配合机组AGC调频可以较好的平抑传统机 组跟踪AGC调频信号的偏差，具有较好的调频效果，功率偏差值无较大范围波 动，最大值为2.66，最小值为-2.99，波动仅在较小区域，下行波动产生原因是由 于VRLA处于强制放电模式时，VRB提供的输出功率并不能完全平抑偏差值；上 行波动产生原因是由于VRLA和VRB所能提供的功率和并不能完全平抑偏差值， 无法进一步平抑功率偏差。

如图10所示，VRLA在参与机组AGC调频时SOC曲线相对平缓，无高频波 动和数值突变；VRB参与机组AGC调频时SOC曲线小范围波动较多，并在某些 区域内高频振荡和在某些采样点处出现数值突变。由此可以看出，本文提出的混 合储能装置参与机组AGC调频的充放电策略一方面可以充分减少VRLA储能装置 的充放电次数，提高其使用寿命；另一方面，充分利用了VRB储能装置可频繁 充放电转换和瞬时高功率吞吐的优势。

对于储能装置参与发电侧AGC调频，本文主要对配合传统机组的充放电策 略和考虑调频效果获益的储能装置容量优化计算模型。在充放电策略方面，综合 考虑发电侧传统机组进行AGC调频的实际运行情况，针对可能出现的“反调”、 死区震荡问题，提出了储能装置的充放电策略；在容量优化模型方面，引入了调 频效果指标(Kp指标)，并给出了考虑Kp指标的调频效果获益计算方法，构建 了储能装置参与发电侧AGC调频的容量优化计算方法。

通过发电厂实际运行数据仿真分析，本文主要得到以下结论：

1)在发电侧引入储能装置能改善调频效果，可以有效抑制传统调频方式可 能出现的响应速度慢、调节精度低、机组“反调”和死区震荡问题。

2)在发电侧引入一定容量的储能装置可以提高发电厂的调频收益，但是根 据算例分析可知，储能装置的容量并不是越大越好，需要综合考虑储能装置的投 资成本与调频效果收益确定储能装置的最优容量。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保 护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本 领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的 保护范围。