傅質(zhì)馨，張晶晶，崔曉丹，吳家龍，朱俊澎，袁越

（1.河海大學(xué)，江蘇南京 211100；2.南瑞集團(tuán)國網(wǎng)電力科學(xué)研究院，江蘇南京 211106；3.河海大學(xué)可再生能源發(fā)電技術(shù)教育部工程研究中心，江蘇南京 210098）

0 引言

隨著電網(wǎng)中光伏滲透率的大幅增加，故障擾動下的系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)特性逐漸惡化。為了提升光伏的利用率，光伏發(fā)電一般工作在最大功率點，不提供慣量支撐，也未考慮必要的容量備用，因此對電網(wǎng)的頻率支撐作用有限[1]?？紤]到對系統(tǒng)的主動支撐作用，光伏發(fā)電參與系統(tǒng)調(diào)頻就尤為必要。另外，從利用新的支撐手段角度，發(fā)揮儲能快速靈活響應(yīng)特性，開展儲能支撐光伏并網(wǎng)調(diào)頻策略研究，有利于發(fā)揮系統(tǒng)綜合效益，在提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的同時，提升新能源的利用率。

目前，對光伏參與調(diào)頻的研究主要有以下兩個方面：一是利用虛擬同步控制策略，使光伏發(fā)電具有下垂、慣性特性，模擬同步發(fā)電機組參與調(diào)頻；二是控制光伏輸出電壓，使其不在最大功率點運行，留有一定的減載調(diào)頻備用[2]，[3]。儲能系統(tǒng)能通過功率變換裝置實現(xiàn)功率的四象限靈活調(diào)節(jié)，迅速響應(yīng)頻率變化。當(dāng)前，關(guān)于儲能輔助電網(wǎng)一次調(diào)頻的控制策略研究，主要關(guān)注儲能電池的選型與容量配置、儲能參與調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性分析、利用單一虛擬下垂控制和協(xié)調(diào)虛擬慣性控制參與調(diào)頻[4]～[10]。在光儲聯(lián)合參與調(diào)頻方面，文獻(xiàn)[11]提出了利用逆變器的空閑容量參與調(diào)頻，其結(jié)果顯示加裝儲能的光伏電站的收益大于光伏電站采用減載調(diào)頻時的收益。文獻(xiàn)[12]對光伏和儲能的逆變器控制策略進(jìn)行改進(jìn)，提出光伏三段式控制策略，但第二段時序切換沒有考慮到和儲能的配合。

綜上所述，現(xiàn)有光伏調(diào)頻策略對于實現(xiàn)附加有功環(huán)節(jié)控制系數(shù)與減載備用容量動態(tài)匹配，儲能調(diào)頻控制策略中的調(diào)頻參數(shù)設(shè)置靈活性及自適應(yīng)性等問題，尚無理想的解決辦法。

儲能不僅能夠平滑光伏的功率波動，還可以彌補光伏單獨參與調(diào)頻的不足。本文首先提出了光伏和儲能參與電網(wǎng)一次調(diào)頻的策略：光伏采用了一種跟隨系統(tǒng)出力及頻率偏差變化的可變減載調(diào)頻策略；儲能采用一種跟隨荷電狀態(tài)、頻率變化率和頻率偏差變化的自適應(yīng)控制策略。為了減少光伏固定減載造成的功率損失，降低儲能系統(tǒng)成本，采用了光伏可變減載和配置儲能聯(lián)合調(diào)頻的策略，由儲能為電力系統(tǒng)頻率初始變化階段提供慣性響應(yīng)，光伏利用可變減載運行和儲能聯(lián)合參與一次調(diào)頻。本文利用IEEE三機九節(jié)點系統(tǒng)，對所提出的策略進(jìn)行了仿真驗證。

1 光伏發(fā)電參與電網(wǎng)的一次調(diào)頻策略

1.1 光伏發(fā)電控制系統(tǒng)

光伏發(fā)電系統(tǒng)主要由光伏陣列、Gboost變換器、并網(wǎng)逆變器、濾波器和控制系統(tǒng)組成（圖1）。光伏陣列輸出的電壓Vpv和電流Ipv經(jīng)最大功率跟蹤（MPPT）控制器后，產(chǎn)生直流電壓參考值Vrefmppt。Vrefmppt和Vpv的誤差信號，經(jīng)積分后得到光伏輸出有功功率給定Pref。Pref和Boost變換器高壓側(cè)的有功功率Pdc比較，經(jīng)PI控制和脈沖寬度調(diào)制（PWM）后生成信號Gboost，驅(qū)動Boost變換器工作，從而實現(xiàn)光伏陣列的MPPT控制。逆變器的控制主要由電流內(nèi)環(huán)和功率外環(huán)組成。通常情況下，逆變器工作在單位功率因數(shù)狀態(tài)，即i*gq=0。電容電壓udc與電壓參考值uref作差后，通過PI控制生成電流內(nèi)環(huán)參考值igd*；再與采樣所得的實際電流值igd，igq作差，經(jīng)PI控制器和電流解耦控制后，得到電壓給定值uiq，uid。最后，經(jīng)過坐標(biāo)變換通過PWM得到逆變器的觸發(fā)脈沖Sg，實現(xiàn)逆變器有功無功的解耦控制及并網(wǎng)運行。

圖1 光伏發(fā)電系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of PV power generation system

1.2 光伏可變減載調(diào)頻策略

由圖2所示的光伏輸出P-V特性曲線可知，光伏系統(tǒng)一般通過MPPT控制保持最大功率輸出（a點）；當(dāng)光伏系統(tǒng)有備用容量需求時，也可以讓光伏陣列處于限功率運行（b點）。

圖2 光伏減載示意圖Fig.2 Schematic diagram of photovoltaic power reserve

光伏系統(tǒng)的減載率σ：

類比常規(guī)機組的調(diào)頻控制原理，光伏系統(tǒng)參與調(diào)頻的兩個條件：①具有一定的備用容量；②負(fù)荷擾動時能夠?qū)崟r響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化而增減出力。基于以上兩點，本文將光伏電站在負(fù)荷擾動下的調(diào)頻出力與系統(tǒng)頻率偏差和光伏最大有功出力建立動態(tài)聯(lián)系，采用的光伏調(diào)頻控制策略如圖3所示。光伏采用MPPT控制后得到最大有功輸出PMPPT，經(jīng)過可變減載控制并限幅后，作為光伏陣列新的有功功率給定Pref，輸出給Boost變換器控制系統(tǒng)。

可變減載控制特性曲線表達(dá)式：

式中：K0為初始情況下的減載率；PMPPT為光伏在當(dāng)前工況下的最大有功功率；PN為光伏在標(biāo)況下的額定有功功率；Δf為系統(tǒng)頻率偏差；Δfmax為系統(tǒng)允許的最大頻率偏差，取Δfmax=0.5 Hz。

根據(jù)式（2），可變減載控制中減載率的變化曲線如圖4所示。光伏初始減載率越大，可以參與調(diào)頻的容量越多，但過大的減載率會造成正常工作下的功率損失。當(dāng)系統(tǒng)出現(xiàn)頻率上升時，減載率越大，光伏減出力的能力越弱。為提高光伏發(fā)電的利用率，在初始減載率K0設(shè)置一定時，實際減載率σ和當(dāng)前工況下光伏最大出力PMPPT成正比。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生頻率下降時，Δf為負(fù)，減載率隨頻率偏差負(fù)增大而變小，光伏陣列增發(fā)有功出力。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生頻率上升時，Δf為正，減載率隨頻率偏差正增大而變大，光伏陣列減少有功出力，動態(tài)響應(yīng)電力系統(tǒng)頻率變化參與一次調(diào)頻。光伏可變減載調(diào)頻控制策略：一方面當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障擾動時，控制系數(shù)σ能夠?qū)崟r響應(yīng)系統(tǒng)頻率波動，跟隨系統(tǒng)頻率偏差和最大有功出力而動態(tài)變化；另一方面反向調(diào)節(jié)了光伏系統(tǒng)的減載率，從而使光伏增減出力參與一次調(diào)頻。本文提出的控制策略避免了文獻(xiàn)[12]所使用的減載和下垂控制策略出現(xiàn)的下垂特性斜率的選取問題，具有靈活的自適應(yīng)性。

圖4 減載率變化曲線Fig.4 Load reduction rate variation curves

2 電池儲能參與電網(wǎng)的一次調(diào)頻策略

2.1 儲能及其控制系統(tǒng)

儲能及其控制系統(tǒng)如圖5所示。Buck-Boost變換器實現(xiàn)儲能的充放電切換，通過采樣儲能輸出的電池功率Pbat和給定的有功功率Pref作差，經(jīng)PI控制器和PWM變換后得到切換儲能充放電的觸發(fā)脈沖GBuck，GBoost。并網(wǎng)變換器的主要控制原理和光伏發(fā)電系統(tǒng)類似，此處不再贅述。

圖5 儲能系統(tǒng)示意圖Fig.5 Schematic diagram of energy storage system

2.2 自適應(yīng)下垂控制策略

虛擬下垂控制的原理是模擬同步發(fā)電機參與一次調(diào)頻的頻率下垂特性，其響應(yīng)計算式為

式中：ΔPbess為儲能調(diào)頻增發(fā)的有功功率；Kb為下垂系數(shù)。

傳統(tǒng)下垂控制采用固定的下垂系數(shù)，在系統(tǒng)發(fā)生短時負(fù)荷擾動或者儲能電池電量充足時，調(diào)頻效果好。然而，在長時負(fù)荷擾動時，儲能的容量很快到達(dá)上下限，既影響了電池服役周期，又可能導(dǎo)致儲能退出時頻率的二次跌落問題。

本文根據(jù)電池儲能荷電狀態(tài)（SOC）動態(tài)調(diào)整下垂系數(shù)（充放電系數(shù)），既可以很好地維持SOC，防止過充過放導(dǎo)致的壽命變短，又可以減小儲能越限時對系統(tǒng)造成的影響。本文采用鋰離子電池儲能，按SOC將其分為5個區(qū)間：工作的最大限值Smax、正常工作的上限值Shigh、正常工作的下限值Slow、工作的最小限值Smin（圖6）。不同電池的充放電特性各異，均取決于其自身特性。為定量分析SOC變化時電池儲能相應(yīng)的出力情況，參考文獻(xiàn)[8]，分別將取值設(shè)為0.90，0.55，0.45，0.10。

圖6 電池儲能工作區(qū)間設(shè)置Fig.6 Working range setting of battery storage

Logistic函數(shù)具有天然的指數(shù)性、凹凸性和飽和性。本文利用Logistic函數(shù)對下垂系數(shù)進(jìn)行自適應(yīng)控制，使儲能的自適應(yīng)策略可以兼顧調(diào)頻和SOC保持效果。曲線函數(shù)表達(dá)式：

式中：K為終值；P0為初始值，P0值越大，達(dá)到飽和的時間越短；r為衡量曲線增長快慢的指標(biāo)，r越大，增長越快。

以儲能放電為例，當(dāng)儲能容量充足時，曲線呈上凸形，保證下垂系數(shù)處于一個相對更大的值；當(dāng)儲能容量不足時，曲線呈下凸形。隨著SOC的下降，放電速度變慢，下垂系數(shù)處于較小的值，以保持SOC效果。以Ssoc為自變量，P0，r為參變量，充放電系數(shù)為因變量，構(gòu)造如下等式。

電池放電：

電池充電：

式中：Kmax為下垂系數(shù)的終值；Ssoc為儲能當(dāng)前的荷電狀態(tài)；Kbc，Kbd分別為充放電時對應(yīng)的下垂系數(shù)。

當(dāng)P0，r分別變化時的Kb曲線如圖7所示。由圖7可見，當(dāng)P0，r過大時，Kb僅在一小段范圍內(nèi)隨SOC有較大的變化，自適應(yīng)能力比較弱；當(dāng)P0，r變小時，Kb隨SOC的變化越敏感。為了兼顧儲能的調(diào)頻能力與SOC維持效果，對Kb進(jìn)行適當(dāng)選取。以儲能放電為例：在SOC大于Shigh時，使系數(shù)隨著SOC變化，仍處于一個相對較大值；在SOC小于Slow時，更多地考慮SOC維持效果，控制系數(shù)變小。綜合考慮上述因素后，本文取P0=0.02，r=8。

圖7 控制系數(shù)Kb隨P0，r的變化曲線Fig.7 Variation curves of control coefficient Kb with P0 and r

本文基于Logistic函數(shù)的特點，利用對稱性，在充放電區(qū)間內(nèi)僅各設(shè)置一個函數(shù)，并采用SOC分區(qū)自適應(yīng)調(diào)節(jié)下垂系數(shù)。這樣，不僅充分利用電池儲能的調(diào)頻能力，還兼顧了SOC的保持效果，規(guī)避了復(fù)雜的分段函數(shù)。

2.3 自適應(yīng)虛擬慣性控制

虛擬慣性控制策略模擬同步發(fā)電機的慣性響應(yīng)過程。慣性響應(yīng)公式：

式中：Mb為慣性系數(shù)。

在初始擾動階段，df/dt較大，而Δf較小，僅靠下垂控制無法滿足調(diào)頻需求。加入正虛擬慣性控制后，可以在降低初始頻率變化率的同時，在一定程度上降低最大頻率偏差。正虛擬慣性的響應(yīng)時間較短，可不考慮儲能的SOC，其響應(yīng)公式為

式中：Mbp為正虛擬慣性系數(shù)；Mbp-c，Mbp-d分別為儲能充、放電時的正虛擬慣性系數(shù)；Mp為隨頻率偏差變化的調(diào)節(jié)因子；c1為正虛擬慣性系數(shù)初始值；n為參變量；Dp為正虛擬慣性頻率變化率死區(qū)。

由圖8可知，Mp的大小和變化速率與n的取值有關(guān)，n值過小，則Mp值較小，正虛擬慣性能力不能得到充分發(fā)揮；n值過大，Δf略有增大時，導(dǎo)致Mp急劇增大，頻率曲線會發(fā)生抖動。經(jīng)過綜合考慮后選擇n=6。與固定慣性控制系數(shù)相比，本文提出的正虛擬慣性策略能兼顧到初始頻率變化率大，然后逐漸變小，直到最大頻率偏差點處變化率變?yōu)榱愕奶攸c。在初始階段的正虛擬慣性系數(shù)取稍小一點，在最大頻率偏差點附近取稍大一點，使儲能均勻出力，同步改善初始頻率變化率和最大頻率偏差。

圖8 不同n時的調(diào)節(jié)因子MPFig.8 Regulatory factor MP with different values of n

然而，當(dāng)頻率偏差達(dá)到最大并開始進(jìn)行頻率恢復(fù)時，頻率變化率的極性發(fā)生改變。正虛擬慣性的響應(yīng)出力與調(diào)頻需求方向相反，如果不加以修正，對系統(tǒng)來說將是一個新的擾動，不利于電網(wǎng)頻率的恢復(fù)[8]。因此，要切換成負(fù)虛擬慣性控制，負(fù)虛擬慣性的作用時間較長，須考慮儲能的SOC。響應(yīng)公式如下：

式中：Mbn為負(fù)虛擬慣性系數(shù)；Mbn-c，Mbn-d分別為充放電時的負(fù)虛擬慣性系數(shù)；b1為負(fù)虛擬慣性系數(shù)初始值；Mb1為關(guān)于頻率偏差變化的調(diào)節(jié)因子；fmax為電網(wǎng)允許的最大頻率偏差幅值，取fmax=0.5 Hz；fbess-d為儲能調(diào)頻死區(qū)，取fbess-d=0.03 Hz。

圖9為負(fù)虛擬慣性控制自適應(yīng)曲線。

由圖9（a）可知，當(dāng)n過大時，Mb1隨著頻率偏差先急劇變小，后緩慢減小，不利于負(fù)虛擬慣性控制能力的利用；n變小時，Mb1減小的趨勢逐漸趨于線性平穩(wěn)。本文經(jīng)過綜合考慮，取n=2。

圖9 負(fù)虛擬慣性控制自適應(yīng)曲線Fig.9 Adaptive curves of negative virtual inertia control

在放電時，負(fù)虛擬慣性系數(shù)Mbn-d隨SSOC及Δf的變化曲線如圖9（b）所示。當(dāng)SOC較高時，負(fù)虛擬慣性系數(shù)大，可充分發(fā)揮儲能的快速調(diào)頻能力；當(dāng)Δf變小時，負(fù)虛擬慣性系數(shù)變小，兼顧了儲能的SOC的穩(wěn)定。

本文提出的負(fù)虛擬慣性策略考慮到頻率恢復(fù)階段的最大頻率偏差大，但是頻率變化率低，此時可以選擇較大的負(fù)虛擬慣性系數(shù)，加速系統(tǒng)的頻率恢復(fù)。隨著時間的延長，頻率偏差減小，儲能的SOC值降低，此時選擇較小的系數(shù)，保證儲能的SOC的維持效果。

2.4 電池儲能參與一次調(diào)頻自適應(yīng)控制策略

綜合考慮儲能的調(diào)頻效果和荷電狀態(tài)，結(jié)合下垂控制及慣性控制的特點及優(yōu)勢，本文提出一種基于SOC和調(diào)節(jié)因子反饋的儲能自適應(yīng)控制策略（圖10）。

圖10 儲能參與一次調(diào)頻自適應(yīng)控制策略Fig.10 Adaptive control strategy of energy storage participating in primary frequency regulation

①首先設(shè)置儲能的調(diào)頻死區(qū)。為充分發(fā)揮儲能快速調(diào)頻的特點，將儲能調(diào)頻死區(qū)設(shè)置在常規(guī)機組死區(qū)的范圍內(nèi)，取fbess-d=0.03 Hz。

②當(dāng)電力系統(tǒng)頻率偏差Δf超過儲能調(diào)頻死區(qū)后，在一次調(diào)頻時間內(nèi)，通過下垂控制參與調(diào)頻，將Δf由變下垂系數(shù)變換疊加到儲能的有功控制環(huán)路中。

③當(dāng)頻率變化率df/dt＜0時，頻率進(jìn)入初始跌落階段，此時選擇正虛擬慣性控制。當(dāng)頻率變化率超過正虛擬慣性控制死區(qū)后，將df/dt由慣性系數(shù)變換疊加到儲能的有功控制環(huán)路中。

④當(dāng)df/dt由小于0轉(zhuǎn)換為大于0時，頻率進(jìn)入恢復(fù)階段，此時利用負(fù)虛擬慣性控制將df/dt經(jīng)過負(fù)虛擬慣性系數(shù)疊加到儲能的有功出力中。

當(dāng)儲能須要吸收功率，即Δf＞0時，控制方法和上文類似。

3 儲能支撐光伏參與電網(wǎng)一次調(diào)頻策略

儲能裝置性能穩(wěn)定。在光伏電站中配置儲能裝置，利用其可快速充放電的特性，平滑光伏出力，降低系統(tǒng)發(fā)生負(fù)荷擾動時對系統(tǒng)頻率的影響，可以提升整個系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性[13]。

不同于常規(guī)機組，光伏和儲能本身不具備慣性響應(yīng)和一次調(diào)頻能力，在附加調(diào)頻控制策略后，這兩部分沒有明確的階段分界[14]?；趹T性響應(yīng)控制主要用于解決頻率變化率的問題，一次調(diào)頻主要用于解決頻率偏差問題。本文根據(jù)常規(guī)機組的頻率調(diào)整特點，使光伏電站能夠和常規(guī)機組具有類似的調(diào)頻特性，按照光伏和儲能策略的特點，將二者的聯(lián)合運行分為兩個時序：①儲能系統(tǒng)為電網(wǎng)頻率變化初期提供與常規(guī)同步發(fā)電機組類似的慣性響應(yīng)；②光伏利用可變減載調(diào)頻策略和儲能自適應(yīng)控制策略聯(lián)合參與一次調(diào)頻。

電網(wǎng)運維準(zhǔn)則規(guī)定，特殊情況下系統(tǒng)頻率在短時間內(nèi)可能上升至51 Hz或者下降至48 Hz，故同步發(fā)電機轉(zhuǎn)速一般在小范圍內(nèi)變化[15]。以頻率下降分析，同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子的轉(zhuǎn)速為0.96～1.00 p.u，可以釋放的動能為

電池儲能系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)大范圍的功率吞吐，因而較小的容量即可實現(xiàn)和常規(guī)機組相同的調(diào)頻效果。由于電池儲能充放電時間一般大于慣性響應(yīng)時間，故當(dāng)儲能功率滿足要求時，容量也就滿足要求。文獻(xiàn)[16]顯示，當(dāng)配置有儲能的光伏電站取代同容量同步發(fā)電機組并入電網(wǎng)時，對儲能的功率容量大小設(shè)置如下。

設(shè)儲能系統(tǒng)在Δt內(nèi)釋放出的能量與轉(zhuǎn)子動能相同，則有：

發(fā)電機組的慣量常數(shù)H≈5 s，設(shè)Δt=2 H。

式中：ω0為同步電角速度；ΔEbess，Pbess分別為儲能的容量和功率；PN為發(fā)電機的額定功率；H為慣量常數(shù)；J為慣性時間常數(shù)。

由式（16）可知，當(dāng)配置儲能為光伏電站額定功率的3.92%時，可以實現(xiàn)和同容量同步發(fā)電機組類似大小的慣性響應(yīng)?？紤]一定的調(diào)節(jié)裕度，本文選取PN的5%作為儲能的額定功率。

4 仿真及結(jié)果分析

基于IEEE 3機9節(jié)點典型系統(tǒng)搭建PSCAD仿真系統(tǒng)模型，如圖11所示。其中，水電機組G1、火電機組G2，G3均配備調(diào)速器，總額定容量為567.5 MVA，總負(fù)荷量為315+j115 MVA。首先在Bus8母線分別接入光伏和儲能，驗證本文所提策略的有效性；然后將光儲聯(lián)合投入運行，仿真并驗證儲能支撐光伏參與電網(wǎng)一次調(diào)頻策略的優(yōu)越性。光儲聯(lián)合參與電網(wǎng)調(diào)頻模型如圖12所示。

圖11 仿真算例系統(tǒng)主接線示意圖Fig.11 Schematic diagram of the main wiring of the simulation example system

圖12 光儲聯(lián)合參與電網(wǎng)調(diào)頻模型Fig.12 Power grid frequency regulation model of PV-ES system

4.1 光伏調(diào)頻策略驗證

系統(tǒng)頻率上升和下降的情況相似，而且光伏并網(wǎng)頻率向上波動的允許范圍小于向下波動的范圍。因此，本文主要針對頻率跌落事件進(jìn)行仿真分析。

在圖11的Bus8母線處，接入90 MW的光伏等值電源，3 s時增投16 MW的負(fù)荷。仿真標(biāo)況下，設(shè)定光伏不參與調(diào)頻、光伏采用可變減載控制策略（K0分別為5%和10%）等3種情況。由圖13可見，當(dāng)光伏不參與調(diào)頻時，在僅有常規(guī)機組進(jìn)行調(diào)頻控制下，頻率跌落最低點為49.4 Hz?？紤]本文所提可變減載調(diào)頻策略后，光伏發(fā)電能夠有效利用減載備用容量，隨著系統(tǒng)頻率變化而動態(tài)調(diào)整，提高了頻率恢復(fù)響應(yīng)特性。當(dāng)初始減載率分別為5%和10%時，頻率跌落最低點分別為49.5 Hz和49.65 Hz。由此可以看出，初始減載水平越大，在暫態(tài)過程中可增發(fā)的調(diào)頻容量也越大，參與系統(tǒng)調(diào)頻的能力就越強。然而，由于過大的減載水平會使得光伏陣列的工作效率下降，造成正常運行情況下的功率損失，因此采用光伏單獨調(diào)頻受到減載容量的限制，調(diào)頻效果仍不理想。

圖13 光伏可變減載策略下的特性曲線Fig.13 The characteristic curves of PV power reserve control

4.2 儲能自適應(yīng)調(diào)頻控制策略驗證

將容量為4.5 MW的儲能等值電源接入Bus8母線，仿真對比階躍負(fù)荷擾動下的下垂控制定K法和變K法（本文方法）的調(diào)頻特性。3 s時增投12 MW的負(fù)荷，分別考察初始SOC為60%和30%兩種情況。

從圖14可見，當(dāng)SOC初始值較高（即電池能量充足時），定K法效果與K的取值相關(guān)，K值越大，最大頻率偏差越小，調(diào)頻效果越好，但電池能量下降越快。通過適當(dāng)選取K值，可以實現(xiàn)調(diào)頻效果和荷電狀態(tài)與變K法相當(dāng)。圖14顯示，在K=9時定K法與變K法的調(diào)頻效果及SOC相當(dāng)。

圖14 初始SOC=60%時的調(diào)頻特性Fig.14 Frequency modulation characteristics when initial SOC=60%

選取定K法（K=9）和變K法進(jìn)行對比（圖15）。由圖15可以看出，當(dāng)初始SOC=30%，即電量較低時，為兼顧SOC的維持效果，下垂控制的出力減小，定K法的最大頻率偏差為0.18 Hz，變K法為0.2 Hz。變K法調(diào)頻效果稍弱于定K法。但由于定K法沒有考慮儲能SOC的影響，SOC變化曲線下降迅速，很容易達(dá)到儲能的容量限值而提前退出調(diào)頻，從而導(dǎo)致頻率的二次跌落。

圖15 初始SOC=30%時的調(diào)頻特性Fig.15 Frequency modulation characteristics when initial SOC=30%

進(jìn)一步地仿真比較儲能不參與調(diào)頻、下垂控制（定K法）、下垂控制（變K法）、變K法加定慣性和本文提出策略等5種情況的效果。從圖16和表1可以看出，本文所采用策略的最大頻率偏差最小，為0.27 Hz，且在頻率初始跌落階段利用正虛擬慣性，初始頻率變化率得到有效減緩，為-0.03 Hz/s。在頻率恢復(fù)后提供負(fù)虛擬慣性支撐，頻率恢復(fù)速度先增加后減緩，在加快頻率恢復(fù)的同時兼顧了儲能荷電狀態(tài)的保持，顯示了本文提出策略的優(yōu)越性。

圖16 不同調(diào)頻方式下的頻率變化曲線圖Fig.16 Frequency change curves under different frequency regulation modes

表1 儲能調(diào)頻策略對比Table 1 Comparison of energy storage frequency modulation strategies

4.3 光儲聯(lián)合調(diào)頻控制策略驗證

在圖11仿真系統(tǒng)中，將4.5 MW儲能與光伏并聯(lián)，經(jīng)變壓器接入Bus8母線。在光伏出力分別為60，90 MW時（占比為19.05%和28.57%），加入16 MW的負(fù)荷擾動，仿真并驗證光伏不參與調(diào)頻、僅儲能參與調(diào)頻、僅光伏參與調(diào)頻和本文策略（光儲聯(lián)合參與調(diào)頻）的頻率特性（圖17、圖18）。

圖17 光伏出力占比19.05%時的特性曲線Fig.17 Characteristic curves under 19.05% PV power generation ratio

圖18 光伏出力占比28.57%時的特性曲線Fig.18 Characteristic curves under 28.57% PV power generation ratio

通過圖17，18可以看出，僅常規(guī)發(fā)電機參與調(diào)頻，在光伏出力占比為19.05%情況下，頻率最低點為49.45 Hz；在光伏出力占比為28.57%情況下，頻率最低點為49.42 Hz。由此可見，光伏占比越大，頻率跌落越嚴(yán)重。當(dāng)系統(tǒng)加入光伏調(diào)頻時，調(diào)頻效果明顯變好，但由于光伏減載備用有限，調(diào)頻效果受總備用容量限制。在僅儲能參與調(diào)頻方式下，儲能可積極響應(yīng)頻率變化。當(dāng)光伏出力占比為19.05%時，儲能峰值功率占光伏電站的13%，頻率最低點比不加控制時提升51%；當(dāng)光伏出力占比為28.57%時，儲能峰值功率占光伏電站的9.2%，頻率最低點比不加控制時提升54%。

當(dāng)采用本文策略時，在綜合利用光伏的可變減載調(diào)頻和儲能的自適應(yīng)調(diào)節(jié)策略后，在光伏出力占比為19.05%情況下，頻率最低點為49.81 Hz；在光伏出力占比為28.57%情況下，頻率最低點為49.83 Hz，電力系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性大大提升。結(jié)合圖17，18可以看出，一次調(diào)頻過程既充分利用了光伏的減載備用容量，儲能調(diào)頻的出力又沒有明顯的尖峰特性，有利于儲能的荷電狀態(tài)保持。從圖17（c）可以看出，當(dāng)頻率最低點恢復(fù)到接近穩(wěn)定值49.8 Hz時，需要配置的儲能容量占光伏電站的10%；從圖18（c）可以看出，需要的儲能容量為光伏電站的6.7%。采用光儲聯(lián)合控制后比儲能單獨調(diào)節(jié)的容量分別減少了3.0%和2.5%。綜上所述，本文所提出策略在盡量減少儲能配置容量的同時，又取得光儲聯(lián)合調(diào)頻的較好效果。

5 結(jié)論

在新能源高比例接入的背景下，系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性須要以更多的調(diào)頻手段來支撐。本文在分析并改進(jìn)光伏、電池儲能獨立調(diào)頻策略的基礎(chǔ)上，利用儲能支撐光伏參與電網(wǎng)一次調(diào)頻，并進(jìn)行了仿真比對驗證。

①本文所提出的光伏可變減載調(diào)頻控制策略，控制方式簡單，能夠跟隨頻率偏差和光伏最大有功出力變化動態(tài)改變光伏的減載率，從而參與系統(tǒng)調(diào)頻，解決了傳統(tǒng)控制策略靈活性差的問題。

②在儲能控制策略中，基于Logistic函數(shù)的下垂控制，利用SOC分區(qū)自適應(yīng)調(diào)節(jié)下垂系數(shù)，在充放電區(qū)間內(nèi)各設(shè)置一個函數(shù)，避免了分段函數(shù)的復(fù)雜性。正、負(fù)虛擬慣性控制利用頻率偏差變化函數(shù)作為調(diào)節(jié)因子，結(jié)合頻率變化率及SOC變化特點進(jìn)行設(shè)置。三者的協(xié)調(diào)運行，既保證了儲能的荷電狀態(tài)，又發(fā)揮了儲能一次調(diào)頻的優(yōu)勢。

③利用儲能在初始頻率跌落階段為電網(wǎng)提供慣性支撐，并與光伏聯(lián)合進(jìn)行一次調(diào)頻，既有效利用了光伏的減載備用容量，又減少了儲能的配置容量，系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性大大地提升。在光伏出力占比為19.05%和28.57%的情況下，儲能容量可分別減少3%和2.5%。

本文所提出的光伏和儲能調(diào)頻策略，僅在確定的配置容量下給出了控制效果的驗證和比較。對于光伏參與控制的代價、儲能投資和參與控制的效益、滿足多種場景下的系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性要求的協(xié)調(diào)規(guī)劃及優(yōu)化運行等綜合考量，均須進(jìn)一步地深化研究。