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第6卷 第6期 2023年11月；页码：640-649
基于储能惯性响应的电网紧急频率控制方法
Grid Emergency Frequency Control Method Based on Energy Storage Inertial Response
- 1．国网江苏省电力有限公司，江苏省 南京市 210024
- 2．南京工程学院电力工程学院，江苏省 南京市 211167
- 1.State Grid Jiangsu Electric Power Co.,Ltd.,Nanjing 210024,Jiangsu Province,China
- 2.School of Electric Power Engineering,Nanjing Institute of Technology,Nanjing 211167,Jiangsu Province,China
关键词
Keywords
摘 要
Abstract
针对特高压直流闭锁等原因造成的受端电网频率严重跌落问题，提出一种储能紧急频率控制策略。首先，建立储能参与紧急频率控制的数学模型。其次，对于大功率缺额后发电机组惯性响应不足问题，提出了改进的频率变化率（rate of change of frequency，RoCoF）下垂控制策略以提高储能的惯量支撑，根据储能比例分配系数实时调节储能虚拟惯性及下垂控制出力；惯性响应阶段以RoCoF下垂控制为主、虚拟惯性控制为辅，抑制系统频率变化率；结合频率调节需求和储能系统出力特点提出不同区域的调频策略，并通过模糊控制量化处理区域控制偏差及荷电状态不确定性，提高储能系统频率控制的精度。最后，以某电网实际算例仿真验证了所提方法的有效性和工程实用性。
Aiming at the serious drop of receiving end power frequency caused by UHVDC blocking,an energy storage emergency frequency control strategy is proposed.Firstly,the mathematical model of energy storage participating in emergency frequency control is established.Secondly,for the problem of insufficient inertia response of generator set after DC blocking,an improved rate of change of frequency(RoCoF)droop control strategy is proposed to improve the inertia support of energy storage.According to the energy storage proportional distribution coefficient,the virtual inertia and droop control output of the energy storage are adjusted in real-time.RoCoF droop control is mainly used in the inertial response stage,supplemented by virtual inertia control,and the frequency change rate of the system is suppressed.Combined with the demand for frequency regulation and the output characteristics of energy storage system,the frequency regulation strategy of different regions is proposed,and the uncertainty of regional control deviation(ACE)and state of charge(SOC)is quantified by fuzzy control to improve the accuracy of frequency control of energy storage system.Finally,the effectiveness and engineering practicability of the proposed method are verified by the simulation of a practical example of a power grid.
0 引言
中国多个省级电网已逐步发展为多馈入直流系统的受端电网[1-3]，区域内传统燃煤机组占比正逐年下降。特高压直流系统存在的直流闭锁故障风险[4-7]叠加未来高比例新能源接入的随机性波动性问题，将会给受端电网安全稳定运行带来新的挑战。这种挑战主要体现在潮流大范围转移过程中出现的局部电网有功无功大额缺口和电压问题，进而激发电网可能存在的多种不稳定运行模式，最终可能发生大面积停电事故。传统调节手段虽能缓解电网功率缺额，但对于直流闭锁等严重故障而言，仅依靠常规机组调频不足以有效控制电网频率的跌落，紧急切负荷依然是必要手段[8-9]。储能作为一种新型调频手段正逐步被纳入电网频率安全防御体系中[10-13]。储能具有响应速度快、容量配置灵活和四象限调节功率等特点，因此可以利用储能补偿直流闭锁后发电机组惯性响应的不足，抑制系统频率变化。
在储能辅助电网调频方面已有较多研究。针对储能参与电网调频，文献[14-15]提出了固定下垂系数和动态变系数下垂因子调整储能单元出力，具有较好的调频效果，但未考虑惯性响应阶段的储能频率控制。文献[16-18]通过引入虚拟惯性和虚拟下垂两种控制模式的出力比例分配系数动态跟随频率变化，在有效减少偏差的同时抑制频率变化率，但其对稳态频率偏差作用较小。为了充分利用惯性控制和下垂控制两种模式的优势，文献[19]提出将两者相结合的综合控制方法，解决了上述控制所带来的问题，但未计及储能荷电状态（state of charge，SOC）的不确定性。文献[20]基于频率偏差提出考虑SOC恢复的储能调频控制，通过引入权重因子表示两种控制下的储能出力比重。上述研究所提控制策略大多只是针对抑制储能频率变化率、提高频率恢复速度以及减小稳态频率偏差等某个具体方面，鲜有从整体频率控制角度开展的研究，且对故障后的负荷要求即区域控制偏差（area control error，ACE）关注不足。在特高压直流系统发生故障后储能参与紧急支撑策略方面，文献[21]采用分布式储能快速紧急功率支撑弥补了系统发电机惯性响应不足的问题，但未涉及储能系统具体控制策略方面的研究。文献[22]研究了储能多种控制模式对系统频率稳定支撑的作用，但该研究主要关注储能容量配置及投入时机等方面，对系统频率调节的作用不大。综上所述，储能参与系统频率调控需要综合考虑惯性响应阶段和频率恢复阶段，但惯性响应阶段对储能功率的支撑仍存在不足之处。
本文首先建立了储能参与紧急频率控制的数学模型；在惯性响应阶段，提出一种改进的频率变化率（rate of change of frequency，RoCoF）下垂控制策略以提高系统惯量支撑，引入储能分配比例系数实时调整储能下垂控制出力；其次，考虑SOC和ACE不确定性，设计一种基于模糊控制规则的储能辅助调频控制方法，提高储能系统频率控制的精度；最后，以某电网数据为例，仿真验证直流闭锁故障下所提方法的有效性和实用性。
1 储能参与紧急频率控制建模
典型的特高压直流受端电网如图1所示。本文以包含i 座储能电站的受端电网为研究对象，当系统发生直流闭锁故障后，重点分析储能及各机组参与电网的频率控制策略。
图1 特高压直流系统受端电网示意图
Fig.1 Schematic diagram of receiving end power grid of UHVDC system
其中，
分别为t 时刻风电、光伏、各发电机组和负荷的功率；
为t时刻储能参与电网调频增发的功率。储能电站参与电网调频时的动态响应过程如图2所示。图中，t0和tmax分别为储能响应的初始时刻和最大频率偏差时刻；Δ fd、Δ fm和Δ fs分别为储能动作死区、最大频率偏差及稳态频率偏差值。
图2 储能调频的动态响应过程
Fig.2 Dynamic response process of energy storage frequency modulation
特高压直流闭锁后导致受端电网功率大量缺失，利用储能补偿系统中的不平衡能量，其有功频率表达式为
式中：ΔPf 和PLi 分别为无储能时闭锁后的功率缺额和第i台可切负荷功率；Pi′为投入储能后第i 台发电机组的转动惯量功率；ΔPs t 和Ps分别为t 时刻系统总的功率缺额和总的有功功率；M和N分别为发电机台数和切负荷台数；ρ、Km和Kl分别为系统旋转备用系数、发电机频率静态特性系数和负荷频率静态特性；Δft为时段t内最大扰动出现后的系统频率偏差；f为系统频率。
根据储能出力得到t时刻储能惯量支撑：
2 改进下垂控制及动态比例分配控制方法
2.1 传统储能的频率控制方法
储能参与系统紧急频率控制时，以频率偏差达到最大值为界[23]，将紧急频率控制划分为惯性响应阶段和频率恢复阶段。在储能响应过程中，主要控制模式可分为虚拟惯性控制和虚拟下垂控制，两种控制有利于改善系统频率变化率和稳态频率偏差，根据两者特性得到储能调频出力表达式为
式中：
分别为储能的虚拟惯性响应系数和虚拟下垂控制系数；
为储能调频死区。
式（3）为储能无动态分配系数的出力（下文称定系数法），在此基础上引入虚拟惯性与虚拟下垂控制比例分配系数动态跟随频率变化控制（下文称变系数法），具体可[24]。
2.2 基于RoCoF下垂控制的储能惯量支撑控制
特高压直流受端电网发生直流闭锁后导致功率严重缺额，在此过程中，功率缺失易使系统频率跌落，此时机组转子加速提供转动惯量功率，储能可以弥补直流闭锁后的发电机组惯性响应不足，抑制系统频率变化。
据上述分析可知，提高储能惯性响应阶段的惯量支撑是研究的关键。因此，对逆变器的控制方法进行改进（如图3所示），将工频f0与系统频率f作差，得到频率偏差Δft。通过调节低通滤波器的带宽ωc，滤除其中所包含的高频噪声，经过微分环节得到系统的RoCoF，再利用下垂系数
将得到的信号经过放大后得辅助指令
：
图3 改进下垂控制的储能系统控制框图
Fig.3 Control block diagram of energy storage system with improved droop control
式中：s为拉氏算子。
从式（4）可以看出，相较于虚拟下垂控制，在扰动来临时采用RoCoF下垂控制能够在提供更大惯量支撑的同时减小频率偏差。
由图4可以看出，在1 s发生3000 MW大功率缺额瞬间，储能自动分配扰动功率使其电磁功率突增，随后储能在不平衡功率下进行惯量支撑。传统控制方式下不足以在系统出现大功率缺额后紧急提供所需的惯量支撑，而通过RoCoF下垂和虚拟惯性相结合可补偿3000 MW不平衡功率，使电网电磁功率与负荷快速达到平衡，并在频率恢复阶段保持3000 MW的支撑功率不变。随着调速器增发机械功率减小系统的不平衡量，惯量支撑功率随之减少，直至系统机械功率与电磁功率相等时，频率达到最低点，而后继续增发机械功率恢复转子转速，使得频率恢复到允许偏差范围。
图4 系统大功率缺额后的功率响应
Fig.4 Power response of system after high-power shortage
2.3 两阶段储能出力分配控制方法
首先在惯性响应阶段，以2.2节所提控制方法为主、以虚拟惯性控制为辅，补偿发电机组惯量支撑的不足，建立惯性响应阶段分配系数表达式：
式中：α1和α2分别为储能惯性控制和下垂控制比例分配系数；n1为曲线形状参数；α1实时跟随频率偏差的变化，由0逐渐增大至0.5；α2实时跟随频率变化率的趋势，逐渐由0.5减小到0。
频率恢复阶段采用虚拟下垂控制为主、负虚拟惯性控制[25]为辅的频率控制策略，减小稳态频率偏差，建立频率恢复阶段分配系数表达式：
式中：n2为曲线f0的形状参数，设其等于ln3/(20 n2 )；α1由0.5增大到1；α2实时跟随频率变化率从0增大到0.5。虚拟惯性控制在频率恢复阶段会制约频率恢复，为此对虚拟惯性控制修正以负虚拟惯性促进频率恢复。
确定惯性控制与下垂控制的比例分配系数后，可建立储能两阶段出力表达式：
动态比例分配系数α1和α2分别为惯性响应阶段及频率恢复阶段在调频响应过程中的出力占比，实现两个阶段平滑改变。但由于储能电站受制作工艺和初始容量的影响，长时间采用较大充放电系数容易导致SOC越限，并考虑到不同区域频率调节需求各异，因此需要考虑SOC和ACE的不确定性以修正储能出力。
2.4 考虑SOC和ACE的储能紧急频率控制策略
为解决SOC和ACE的不确定性，提高储能控制精度，采用模糊控制修正储能出力。输入变量分别为ACE和储能SOC，对输入变量进行模糊化，经过模糊规则后得到模糊输出结果，最后经过解模糊得到储能修正系数，从而实现储能出力跟随系统状态实时调整的控制方法。
本文设计的模糊控制首先将2个输入量的论域均处理为[-1,1]。再将输入量划分为7个等级，得到其模糊均集为：NB（负向偏大），NM（负向偏中），NS（负向偏小），ZO（零），PS（正向偏小），PM（正向偏中），PB（正向偏大）。为了更好地满足控制精度要求，储能出力决策的模糊集也划分为7个等级{Z，PS，S，M，L，PL，VL}，分别表示输出变量为Z（零）、PS（偏小）、S（小）、M（中）、L（大）、PL（偏大）、VL（非常大）状态。建立模糊控制规则见表1。采用面积重心法[26]对模糊集进行清晰化处理，修正后的表达式为
表1 模糊控制规则
Table 1 Fuzzy control rules
SOC ACE NBNMNSZOPSPMPN NBPSSSZZZZ NMSSSZZLL NSSSMZZLL ZOMMMZLLL PSMMZZLPLPL PMMMZZPLPLPL PBZZZZPLPLVL
式中：m1和m2为修正因子，两者分别随SOC和ACE自适应变化；
分别为下垂控制和惯性控制系数的最大值。
3 储能参与电网紧急频率综合控制策略
根据上述分析，综合考虑ACE和储能系统SOC，设置紧急频率综合控制策略如图5所示，具体频率控制过程如下。
图5 储能参与电网的紧急频率综合控制策略
Fig.5 Integrated emergency frequency control strategy of energy storage in power grid
1）储能辅助电网调频时，储能及各传统机组均以ACE作为优先考虑因素。首先根据不同的阈值将ACE划分为4个调节区。电网处于调频死区时，储能系统不动作。在进入正常调节范围时，储能优先出力，通过式（5）及式（6）实时确定储能两阶段出力，在a1=a2=0.5时，能为频率偏差达到最大值时两阶段控制方式的平滑切换做充分准备，发挥其出力迅速和调节速度快的特点。继而各机组开始增大出力，而此时储能逐渐减小，直至频率满足要求后退出调频。储能处于紧急调节区时，配合惯性控制与下垂控制并以输出因子对储能出力修正，快速恢复系统频率稳定。当处于超紧急调节区时，储能及各发电机组已不足以满足调节需求，此时储能退出而采取稳控切负荷方式恢复系统稳定。
2）考虑到储能SOC不能长时间处于禁用区，储能系统此时不动作；当储能处于充放电状态时，根据自动发电控制指令结合模糊控制修正储能出力，辅助各机组参与系统紧急频率控制。在储能进入到充电或者放电优先区时，应适当调整储能在调频过程中的出力比重，更多通过传统机组参与系统频率支撑。
4 仿真分析
为验证本文所提策略的有效性，以某电网2022年的夏季高峰运行方式为例，采用PSCAD/EMTDC仿真软件进行分析，系统等值网络如图6所示。电网发生±800 kV BHT直流双极闭锁故障及±800 kV JP直流和BHT直流同时双极闭锁故障，在两种场景下对比无储能、储能定系数控制（方法一）、储能变系数控制（方法二）和本文综合策略法（本文方法）。发电机旋转备用为8618 MW，储能总装机容量为1451 MW，电网额定频率为50 Hz，发电机组、储能系统调频死区设定参见文献[27]。
图6 特高压直流受端电网等值网络
Fig.6 Equivalent network of UHVDC receiving end power grid
1）场景一：BHT直流双极闭锁故障。
BHT直流双极闭锁后由直流输送的2×1900 MW功率转移到交流线路上，导致受端系统频率大幅度跌落，对比不同控制方式下的频率偏差和SOC变化曲线，如图7所示。
图7 BHT直流闭锁后频率偏差及SOC曲线
Fig.7 Frequency deviation and SOC curve after DC blocking in BHT
由图7可以看出，当发生直流闭锁故障后，相较于其他方法，本文方法由于在惯性响应阶段加入了RoCoF下垂控制，因此在应对系统较大功率缺额时可以在有效抑制频率变化率的同时减小Δfm，进而提高了储能的惯量支撑。此外，本文所提方法考虑了动态分配比例系数，储能暂态出力深度最大值相较于定系数控制有明显减小。由表2可知，无储能、储能定系数控制、储能变系数控制、本文方法的最大频率偏差分别为-0.46 Hz、-0.37 Hz、-0.35 Hz、-0.33 Hz。相较于前三种控制方式，本文方法调节电网频率偏差最大值减少约为13%，暂态调频能力更优。在惯性响应阶段，所提策略下频率恢复初始速度更快，即调峰时间tm更小。场景一下具体储能的调频评价指标如表2所示。
表2 场景一下储能系统调频评价指标
Table 2 Frequency modulation evaluation index of energy storage system under scenario 1
控制策略Δfm/HzHES/（GW·s）tm/sΔfs/Hz无储能-0.462.84-0.31方法一-0.37-0.3536.042.71-0.28方法二44.612.55-0.25本文方法-0.3361.302.41-0.23
由图7（b）可以看出，储能定系数控制在频率偏差达到最大值之前以最大控制系数出力，使得储能的SOC很快达到下限值后不再参与调频。当0.3＜SOC＜0.6时，传统储能控制方式以最大控制系数出力，当SOC值越过0.6后，由于储能过充导致系统二次扰动。储能变系数控制下SOC虽有较好的维持水平，但本文方法的储能SOC维持效果更优，其SOC较前两种提高了10.7%。
从图8可以看出，由于本文方法提高了储能的惯量支撑，在系统发生闭锁的瞬间储能出力相较于其余两种控制方式得到显著提升。当系统进入频率恢复阶段，前两种控制下储能输出功率持续减小，而本文方法下储能可有效配合机组进一步减小稳态频率偏差值。由表3可知，本文方法稳控切负荷量小于其余两种方式。
表3 场景一下不同方法优化后切负荷量
Table 3 The optimized load shedding of different methods under scenario 1
控制策略储能最大出力/MW切负荷量/MW方法一532.872 341.45242.64方法二624.482 510.17217.13本文方法809.132 783.35184.17机组最大出力/MW
图8 BHT直流闭锁后储能及机组出力
Fig.8 Energy storage and unit output after BHT DC locking
2）场景二：BHT和JP直流同时双极闭锁故障。
在发生BHT直流双极闭锁后，由JP直流输送的2×3400 MW直流线路同时发生双极闭锁故障，此时系统功率缺额远远大于场景一，系统频率下降得更低。图9所示为BHT和JP直流同时双极闭锁后不同方式下的频率偏差和SOC变化曲线，表4为对应的调频评价指标。
表4 场景二下储能系统调频评价指标
Table 4 Frequency modulation evaluation index of energy storage system under scenario 2
控制策略Δfm/HzHES/（GW·s）tm/sΔfs/Hz无储能-0.9418.84-0.65方法一-0.72641.1018.66-0.52方法二-0.68691.1518.24-0.45本文方法-0.64727.5717.54-0.41
图9 BHT、JP直流闭锁后频率偏差及SOC曲线
Fig.9 Frequency deviation and SOC curve after DC blocking of BHT and JP
从图9（a）可知，相较于场景一，场景二下系统频率偏差更大且在频率恢复阶段较为缓慢。在闭锁故障瞬间，四种控制方法下频率均急剧下降，其中本文方法下降相对较小，Δfm仅为-0.64 Hz，减少约为27%，发生大功率缺额下暂态调频效果依然优于其他方式。此外本文方法在惯性响应阶段的调峰时间更小即频率响应更迅速，且稳态特性也优于其余二种方法，由表4可看出所提方法减小约5%的稳控切负荷量，很好地改善了系统频率特性。
从图9（b）可看出，由于本文方法在惯性响应阶段出力较其他方法偏大从而导致储能SOC变化波动较大，但所提方法SOC在调频全过程中可以维持较好水平，持续为系统出力且不容易出现过充过放现象。在保证系统频率控制效果的同时也有助于储能容量配置优化。
从图10可以看出，在系统同时发生两条直流闭锁后，由于大量功率缺额，储能和机组出力大幅度提升从而阻止频率跌落。由于本文方法在惯性响应阶段加入了RoCoF下垂控制，相比于传统定系数和变系数的虚拟惯性控制，所提方法显著提高了储能出力深度，因此储能可以在调频过程中承担更多的调频功率，以此减小其他机组的调频负担。在储能系统辅助传统机组控制方式下有效减少了稳态频率偏差。由表5可知，本文方法在储能和机组出力优化后，减少稳态频率偏差，从而减少了约11%的稳控切负荷量。
表5 场景二下不同方法优化后切负荷量
Table 5 The optimized load shedding of different methods under scenario 2
切负荷量/MW方法一1 241.655 914.31687.45方法二1 344.716 334.42545.28本文方法1 419.347 541.38517.32控制策略储能最大出力/MW机组最大出力/MW
图10 BHT、JP直流闭锁后储能及机组出力
Fig.10 Energy storage and unit output after DC locking of BHT and JP
5 结论
针对受端电网频率快速跌落问题，本文提出了基于储能惯性响应的电网紧急频率控制方法。以某电网实际运行数据进行仿真分析，所得结论如下。
1）提出了一种改进的RoCoF下垂控制策略，结合储能比例分配系数动态跟随系统频率偏差，改善了储能的惯量支撑特性，更好地抑制了系统最大频率偏差。
2）考虑SOC和ACE的不确定性，并有效配合储能及机组出力，进一步减少了稳态频率偏差和切负荷量。
未来将进一步开展储能与传统机组协同的紧急频率控制策略研究。
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基金项目
国家自然科学基金项目（51707089）；国家电网有限公司总部科技项目（电化学储能电站群在特高压交直流混联受端电网应用关键技术研究及示范）。
National Natural Science Foundation of China(51707089);Science and Technology Foundation of SGCC(Research and Demonstration on Key Technologies of Electrochemical Energy Storage Power Station Group in UHV AC/DC Hybrid Receiving Power Grid).
作者简介
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苏大威
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郝雨辰