来源：《中国电力》2024年第9期
引文：田刚领, 武鸿鑫, 李娟, 等. 风电场多功能储能电站功率分配策略[J]. 中国电力, 2024, 57(9): 247-256.
储能具有指令响应速度快、精确控制、功率瞬时吞吐量大等优点，新能源场站侧储能电站可以平滑新能源机组出力、辅助新能源机组参与一次调频以及调压等服务，使新能源场站对电力系统来说更加可控和稳定。储能电站执行单一调频、调峰、备用等模式时，单一指令可能无法充分利用储能功率和容量，将造成储能配置冗余。为最大化发挥储能价值，提升储能电站利用率，需要研究同时运行于多模式的储能电站运行策略。《中国电力》2024年第9期刊发了田刚领等撰写的《风电场多功能储能电站功率分配策略》一文。文章提出了储能电站多模式协调运行策略。首先，利用聚类算法得到储能平抑波动功率需求，基于储能变流器功率因数需求计算储能无功功率备用，基于调频备用比例需求设定风电机组减载备用功率与储能电站调频备用功率。其次，提出平抑风电波动与一次调频协调运行策略；之后，基于储能无功裕度以及电压偏差紧急程度设计模糊控制器对储能无功-电压下垂系数进行修正。最后，以优先保证调频效果为目标提出储能平抑波动、一次调频和调压的储能多功能协调运行策略。基于Matlab/Simulink平台设计阶跃扰动与随机扰动工况，针对储能平抑波动与一次调频、储能平抑波动与调压以及3种功能协调运行分别进行了仿真验证。
随着新能源装机比例的增加，新能源场站调频调压等调节能力日益受到重视。针对配置储能的新能源场站一次调频、功率平滑以及调压协调控制问题，利用聚类算法得到储能平抑波动功率需求，设定风储各自调频备用功率以及储能电站调压备用功率；其次，利用储能剩余有功功率与荷电状态（SOC）修正储能一次调频有功出力；之后，基于储能无功裕度以及电压偏差紧急程度对储能无功-电压下垂系数进行修正；最后，以优先保证调频效果为目标，提出储能平抑波动、一次调频和调压的储能多功能协调运行策略。基于Matlab/Simulink进行仿真验证，对储能平抑波动与一次调频、储能平抑波动与调压以及3种功能协调运行分别进行了仿真工况分析，结果表明，所提多功能协调运行策略可在储能平抑风电波动工况下促进电网频率、电压以及SOC恢复。储能系统单独执行平抑波动工况时仅以储能最大功率为约束，当电网频率/电压越过死区时，调频/调压指令与平抑波动指令叠加可能会超过储能最大充放电功率，导致无法完全响应调频/调压指令。因此在文献[13]基础上，本文提出一种考虑调频调压备用的储能系统运行方式，对储能平抑波动功率进行限幅，控制策略流程如图1所示。
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Fig.1 Operation mode of fluctuation suppression by energy storage considering frequency modulation and voltage modulation
为满足储能变流器功率因数在–0.9~0.9范围内连续可调，首先设定储能无功功率备用Qbess_max为
式中：Qbess为储能无功功率，定义储能发出容性无功功率为正值，吸收感性无功功率为负值； SN为储能额定视在功率。利用聚类算法提取储能平抑波动典型工况，根据聚类结果加权得到平抑波动所需功率并对平抑波动功率进行限幅。定义储能放电功率为负，充电功率为正，在每个时间周期内（T为时间周期，本文选取T=1 h）储能平抑波动工况放电功率限幅系数为δPclam_out、充电功率限幅系数为δPclam_in，则剩余最大调频充电功率Pfmax_in、剩余最大调频放电功率Pfmax_out分别为若储能平抑波动限幅功率与调压备用功率超过储能额定视在功率时，优先设定储能调压备用，则平抑波动工况功率限幅系数修正为式中：Pclam_max_in、Pclam_max_out分别为储能平抑波动充、放电限幅功率。设λdown为风储系统向下调频备用比例规定值、λup为向上调频备用比例规定值，风电场自身具备向下调节能力，因此不存在下备用比例不足的情况；当储能调频放电备用功率不满足上备用需求，即|Pfmax_out|＜λupPN_wind时，设定减载比例系数c，使风电场自身具备一定向上调节能力，即风储联合提供有功备用。式中：PN_wind为风电场额定功率；ηout为储能电站放电效率。风电机组通过自身桨距角控制、超速控制可使风电场具有调频能力，但在调频过程中响应速度慢，且完全依靠风机调频，不利于风电场稳定运行。由于储能电站具有调频快速、灵活、稳定等特点，在风电场装配一定的储能，储能与风机共同参与频率调节，可充分发挥风机自身的调频能力与储能调频的快速响应的能力。
风储联合并行控制是风电场与储能各自单独作为调频资源。由于风电机组惯量响应能力依赖于风速和运行状态，不同时刻惯量响应能力具有很大的差异性。因此本文仅让储能电站加入虚拟惯量控制，在![]()
（f为系统频率；Δf为电力系统频率偏差）时提供额外惯量使整个风储系统具有惯性响应能力；![]()
时储能虚拟惯量时间常数Jbess设置为0，避免![]()
为负值对风储系统功率增量的干扰。频率变化时，风储联合系统可提供的功率ΔPW_B为
式中：ΔPwind、ΔPbess分别为风电场与储能提供的一次调频功率； Kwind、Kbess分别为风电场与储能有功调频系数。根据第1章中风储调频备用功率，设定风储初始下垂系数为式中：fdead1、fdead2分别为上、下调频死区；fmax1、fmax2分别为上、下调频有功功率达到最大值时电网频率。风电机组与储能电站按照并行控制方式，按照各自调频容量备用值初步分解调频指令，即式中：Kwind1、Kbess1分别为频率低于死区时风机和储能下垂系数；Kwind2、Kbess2分别为频率高于死区时风机和储能下垂系数。当储能荷电状态（SOC）SOC位于高区时，若储能充电功率较大，将会导致储能SOC逐渐接近禁充区，使储能停止运行；同理，当储能SOC位于低区时，储能放电功率较大会导致储能快速接近禁放区。因此本文利用Logistic曲线对储能调频功率进行修正，若储能为调频充电功率，当SOC较低时增大下垂系数，当SOC较高时减小下垂系数，修正后的储能调频出力既可促进SOC恢复，又可使电网稳态频率值更接近50 Hz。Logistic曲线是一种常见的S形函数，初始阶段大致是指数增长，随着逐渐饱和，增加速度减慢，达到一定程度增加停止，并稳定在某一值。式中：SOCmin为荷电状态下限值，取0.1；S1、S2分别为储能一次调频放电、充电功率修正系数。式中：SOCmax为荷电状态上限，为0.9；P0和n为自适应因子。由式（10）可知，n值越大，S1和S2对SOC的变化越不敏感；n值越小，S1和S2对SOC的变化越敏感。为了满足储能电站在良好状态SOC=0.5附近充分利用，即Logistic曲线在SOC=0.5附近S1和S2为1，并且为防止储能电站过充与过放电，应使SOC=SOCmin附近S1为0、SOC=SOCmax附近S2为0，因此本文P0取0.01、n取10。基于Logistic曲线以及储能剩余功率修正初始储能下垂系数Kbess1、Kbess2。储能除平抑波动有功功率以及无功调压功率的剩余有功功率与调频频率区间相除得到储能最大下垂系数，与Logistic修正系数S1、S2相乘得到修正后下垂系数，使储能电站SOC更快恢复至0.5。修正后的下垂系数不得低于原下垂系数，否则无法完成国标规定的调频任务。式中：![]()
分别为修正后的储能下垂系数。
当电网出现较大无功缺额或发生故障时，将引起新能源场站出口端母线电压波动，影响正常运行。储能变流器是交/直流可控的四象限运行变流装置，可根据需要调节电流与电压的相位差，进行有功无功输出，兼顾无功补偿与有功平衡。为使风电机组尽可能多发出有功功率提升风电场经济性，令风电无功功率为0，当母线电压下降/上升时，支撑母线电压所需的储能无功功率Qbess为
式中：KU为无功调压下垂系数；U为配置储能的风电场站并网点电压；ΔU为并网点电压偏差；ΔUdead为调压死区；Umax、Umin为调压区间上限、下限；Uref为并网点额定电压，取1.0 p.u.。经调研，中国华北某110 kV风电场母线电压为0.98~1.02 p.u.的概率为73.97%，因此为避免无功资源的浪费，调压死区设置为±2%。GB/T 38983.1—2020《虚拟同步机 第1部分：总则》规定了无功调压系数KU宜为12.5~33.3，设定调压区间在±(2%~5%)时无功调压系数为14.53，满足国标需求。因此ΔUdead设定0.02 p.u.，Umin和Umax分别取0.95 p.u.和1.05 p.u.。储能逆变器的输出无功功率与其视在功率有关，若储能逆变器输出的有功功率越大，则无功容量会相应降低以获得更好的电压调节性能确保新能源场站稳定工作。本文提出基于模糊控制的可变无功-电压下垂系数的储能电站无功控制策略，控制策略如图2所示。
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Fig.2 Optimization of reactive power-voltage sag coefficient of energy storage based on fuzzy control
定义储能无功容量裕度为β为
式中：Qc为储能剩余无功，其最小值为预先预留无功容量Qbess_max，最大值为除调频备用外储能剩余容量，因此β的范围为以储能无功裕度以及电压偏差紧急程度作为模糊控制规则的输入量，无功修正因子kU为模糊控制输出量，修正后的无功-电压下垂系数![]()
为ΔU模糊集为{SG(小),MG(中),LG(大)}，论域为[–0.05,0.05]；β范围{LS(负),MS(中),SM(正)}，其论域为[βmin,βmax]；kU的模糊集为{VS(很小),S(小),MS(较小),ML(较大),L(大),VL(很大)}，其论域为[0,1]。模糊控制器采用 Mamdani型隶属度函数，输入量和输出量的隶属度函数均设置为高斯型隶属函数，最后利用重心法对输出的模糊量清晰化。模糊规则如表1所示。
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平抑波动场景和一次调频场景由储能有功出力承担，调压场景由储能无功出力承担，按照第1章中的等比例无功功率备用方法，储能参与调压场景不会影响平抑波动和一次调频场景。第2、3章所提改进一次调频/调压策略均以储能剩余容量为基准，当储能同时运行于平抑风电功率波动、一次调频与调压工况时，同时修正下垂系数可能会使储能功率超过其额定视在功率。如果系统电压水平提高，负荷所需的有功功率将会增加，电网损耗会略有减少，但系统总的有功需求会增加。如果有功电源不充足，此时就会引起频率下降。相反，系统电压降低，频率会有所升高。因此本文在多工况同时运行时优先对一次调频出力进行修正。按照第2、3章所提修正策略同时修正有功-频率、无功-电压下垂系数，可能导致3种功能所需功率值超过储能电站额定视在功率。本文优先进行储能调频出力修正，保证储能调频下垂系数为优化后的![]()
当未超过额定视在功率时调压下垂系数按照第3章策略进行修正，当超过额定视在功率时进行无功出力限幅，此时无功功率为![]()
储能多功能协调运行策略须满足式（18）约束，整体运行策略流程如图3所示。
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Fig.3 Overall control flow chart of multi-function coordinated operation
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为验证所提控制策略有效性，在Matlab/Simulink仿真平台搭建仿真模型。储能无功功率备用容量按照式（1）设定为4.36 MV·A。根据文献[13]设定1 h内储能平抑波动充电功率需求限幅为3.16 MW、放电功率需求限幅为–3.33 MW。风储系统向上调频备用比例取 8%，则储能上调频备用功率–5.67 MW，风电减载比例为2.33%，储能下调频备用功率为5.84 MW；向上调频死区fdead1为49.95 Hz，向下调频死区fdead2为50.05 Hz，fmax1为49.8 Hz，fmax2为50.24 Hz，因此设置初始风储联合下垂系数KW_B为53.33 MW/Hz，Kwind1、Kwind2分别为15.53、21.89 MW/Hz，初始储能一次调频下垂系数Kbess1、Kbess2分别为37.8、30.74 MW/Hz。初始无功-电压下垂系数KU为0.79 MV·A/kV。风储系统并网仿真拓扑如图4所示，风电场与储能电站升压到35 kV，再升压到110 kV母线经输电线路接入电网。风电场容量为100 MW，储能电站额定功率设置为风电的10%（10 MV·A）且配置时长为2 h。集电线路长度设置25 km。线路电阻R为0.029Ω/km，线路电抗X为0.2776Ω/km。
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Fig.4 Grid-connected simulation topology of wind storage system
将恒定下垂系数并行一次调频控制（Kwind1=15.53 MW/Hz，Kwind2=21.89 MW/Hz，Kbess1=37.8 MW/Hz，Kbess2=30.74 MW/Hz）称为定K法一次调频，基于Logistic曲线修正下垂系数法称为改进一次调频，将风储不参与一次调频、定K法一次调频、改进一次调频进行仿真比较分析。设置在1 s 时电网频率突减0.5 Hz，仿真时长30 s。设定初始SOC为80%，风储系统不调频、定K法一次调频、改进一次调频下的频率对比如图5 a)所示，改进一次调频法稳态频率为49.89 Hz，定K法稳态频率为49.88 Hz；电网频率最低点定K法为49.8 Hz，改进一次调频法为49.82 Hz。储能电站SOC对比如图5 b)所示，本文策略与定K法相比SOC更接近0.5，30 s内恢复程度提高0.018%。储能一次调频功率对比如图5 c)所示，改进一次调频功率最高点为–7.38 MW，定K法一次调频功率最高点仅为–6.02 MW；频率稳定时定K法一次调频功率为–2.28 MW，改进一次调频储能出力为–2.88 MW。综上，本文所提修正一次调频出力策略促进了电网频率恢复的同时提高了储能电站利用率和储能SOC恢复。
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图5 阶跃扰动下电网频率、SOC和一次调频功率对比
Fig.5 Comparison of grid frequency, SOC, and primary frequency modulation power under step disturbance
将恒定无功-电压下垂系数称为传统无功下垂控制（KU=0.79 (MV·A)/kV），基于无功裕度与电压偏差修正无功-电压系数法称为改进电压控制，下面将风储不调压、传统无功下垂控制、改进电压控制进行仿真比较分析。设置在1 s 时PCC点电压突然降到0.95 p.u.，仿真时长设定5 s。风储不调压、传统无功下垂控制、改进电压控制电压对比如图6所示，传统无功-电压控制稳态电压位于0.9605 p.u.附近，改进电压控制稳态电压位于0.9652 p.u.，与传统电压控制相比稳态电压提升了0.0047 p.u.。传统无功下垂控制稳态时无功为3.442 MV·A，改进电压控制稳态时储能出力5.966 MV·A，提升了储能利用率。
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Fig.6 Comparison of PCC point voltage and reactive power under step disturbance
设置连续随机频率与电压偏差，仿真时长设定250 s。将风储不参与一次调频/调压、定K法一次调频与传统无功下垂控制、本文所提多功能协调运行策略进行仿真比较分析。电网频率对比如图7 a)所示，根据本文所提Logistic修正策略，由于初始SOC设置为80%，储能一次调频充电状态Kbess2未过多修正，放电状态下垂系数Kbess1有较大修正。因此在电网频率高于50.05 Hz时，定K法一次调频与改进一次调频频率曲线基本重叠；在电网低于49.95 Hz时，本文所提变K法电网频率与定K法相比电网频率更接近50 Hz。本文所提多功能协调运行策略优先促进电网频率恢复，因此平抑波动功率与一次调频功率较大的时段（如60~80 s）PCC电压与传统无功下垂控制相比电压恢复效果不明显，在平抑波动与一次调频功率较小时段（如190~210 s时段）电压恢复比较明显。
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Fig.7 Comparison of grid frequency, SOC, and voltage under random disturbance
针对连续负荷扰动情况，选取频率偏差均方根值frms、SOC偏差均方根值SOCrms以及电压偏差均方根值Urms分别反映一次调频效果、储能SOC保持效果以及调压效果，计算式为式（19）。指标计算结果如表2所示，在连续负荷扰动下，本文多功能协调运行策略辅助电网调频评价指标frms为0.0466，小于风储不调频0.0681与定K法一次调频0.0492；多功能协调运行策略SOCrms为0.1587，低于定K法一次调频0.1590；多功能协调运行策略Urms为0.0264，低于传统无功下垂控制0.0321。
Table 2 Evaluation indexes for frequency modulation/voltage modulation effect![]()
3种评价指标结果表明，本文所提修正策略既可促进电网频率与并网电压恢复，又可兼顾储能荷电状态SOC恢复。
本文提出一种储能平抑风电功率波动、一次调频与调压协调运行控制策略，所提一次调频下垂系数修正策略与无功-电压修正策略可促进电网频率电压以及储能荷电状态恢复。主要结论如下。1）在阶跃扰动下，基于Logistic曲线储能调频出力修正，既可促进电网频率恢复，也使储能SOC更接近50%的最优充放电能力荷电状态。2）在阶跃扰动下，本文所提改进电压控制促进了电网电压恢复。3）在随机扰动情况下，本文所提修正策略既可促进电网频率与并网电压恢复，又可兼顾储能荷电状态SOC恢复。本文所提出的风电场储能电站多功能协调运行策略仅考虑了一次调频、调压与平抑波动工况，未考虑二次调频、调峰、黑启动等工况，须进一步研究更多工况的协调运行策略。并且本文所提下垂系数修正策略仅考虑了电网与储能电站的实时状态量，未考虑经济性对下垂系数的影响，后续研究应兼顾成本与收益对下垂系数进行修正。
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