1、基于分频原理和区域控制的风储火联合调频策略曲彤，苏小林，阎晓霞，谭逸雪（山西大学 电力工程系，太原 030013）摘要：为解决大规模风电并网带来的系统频率不稳定问题，在分析储能系统、风电机组、火电机组调频特性的基础上，提出了风储火联合调频策略。在一次调频中，以所提出的分频系统自动确定风储火的有功出力，提高了系统调频速度和调频质量。二次调频是在考虑一次调频容量的需求条件下，提出了计及机组备用大小、经济性、安全性、区域控制要求的联合调频策略，减轻了火电机组调频负担，提高了系统的频率调整速度和频率稳定性。通过仿真试验分析，结果表明所提出的联合调频策略较传统调频方式更适合于高风电渗透率的电力系统调频。
2、关键词：双馈型风力发电机；电池储能系统；频率稳定性；一次调频；二次调频中图分类号: TM93 文献标识码：A 文章编号：1001-1390(2018)00-0000-00Frequency combination adjustment modulation strategy of wind power, energy storage and thermal power unit system based on frequency division and regional control principleQu Tong, Su Xiaolin, Yan Xiaoxia, Tan Yixue（
3、 (Department of Electrical Engineering, Shanxi University, Taiyuan 030013, China）)Abstract： In order to solve the problem of system frequency instability caused by large-scale wind power grid connection, based on the analysis of energy storage system, wind turbine and thermal power unit frequency mo
4、dulation characteristics, this paper puts forward a frequency combination modulation strategy of the combined system. In the primary frequency modulation, the active power output of each source is determined by the proposed frequency division system, by this way, the frequency modulation speed and q
5、uality of the system are improved. Secondary frequency modulation based on the capacity demand of primary frequency modulation, a combined frequency modulation strategy is proposed a combined frequency modulation strategy consider ring the reserve size of each unit, economic, safety, regional contro
6、l requirements, so as to reduce the burden of thermal power unit of frequency modulation, and improved the frequency adjusting speed and stability of the system. The simulation results show that the proposed combined frequency modulation strategy is more suitable for power system frequency modulatio
7、n with high wind power permeability than the traditional frequency modulation method.Keywords： doubly-fed wind generator, battery energy storage system, frequency stability, primary frequency modulation, secondary frequency modulation0 引 言并网型风力发电因间歇性、波动性、随机性和不确定性，给电力系统安全优质运行带来诸多问题，尤其是在高风电渗透率下，电力系统的频
8、率稳定问题更为突出。在以火电为主的电力系统中，火电机组有功功率调整是电力系统调频的基本手段。但在高风电渗透率下，仅依靠改进火电机组调频方式 1-2，在调频速度和调频容量上将受到限制。通过对风电机组进行有效控制，可实现电力系统辅助调频 3-5。例如，文献6提出按次优功率点运行，风电机组参与电力系统调频，可减少传统机组的调频负担，提高系统的频率稳定性。但同时，风电参与调频可能会带来频率的二次跌落。利用储能辅助电力系统调频是一种非常有前景的调频手段 7-10。文献11按ACE 大小分为正常、警戒和紧急三种状态，并根据储能系统的荷电状态值（SOC）调整充放电功率以实现频率调整；文献12提出根据 SOC
9、 修正下垂系数的调频方式。但储能系统容量、循环寿命、充放电效率有限，其调频能力也有限。也有文献开展风力发电机组、储能和传统机组两两或三者联合调频的研究，例如文献13研究了储能、风电机组与传统电源联合调频的可行性，能根据储能的 SOC依次启动储能、变桨控制和传统机组，提供调频功率；文献14将风电机组和储能系统分别运用到一次、二次调频过程中，并提出 AGC 的模糊 PI 控制。风储火联合系统调频，可以减轻火电机组的调频负担并提高系统调频效果，较采用增加火电机组调频的方式，可以提高频率的恢复速度；较单独加入风电机组调频的方式，可以防止频率发生二次跌落；较单独加入储能系统调频的方式，可以在提高频率稳定
10、性的同时降低需要的储能容量。目前，关于风储火联合调频策略的研究较少，缺少关于联合系统同时参与一次和二次调频的研究。本文针对一次调频、二次调频需求，研究风力发电机组、储能装置和传统机组的联合调频策略，提出一次调频的分频策略和二次调频的协调策略。1 风电机组、储能系统调频1.1 风电机组调频双馈型感应风力发电机组（DFIG）的风轮从风中吸收能量转化为的机械功率 可以表示为 15：mP3p2m1，CRP（1）式中 是尖速比； 是风轮转动角v/tt速度； 是风轮半径（ ）； 为风速（ ）；s/为空气密度（ ）； 为桨距角（）；3kg为风能利用系数， 为 和 的非线性，pCpC函数，为获得最大风能利用系
11、数，桨距角 ，0只有在 为最佳尖速比 时， 达到最大值max，而此时风力机输出最大机械功率 。maxp maxP在追踪最大功率运行（MPPT）模式下，风电机组没有有功备用容量，不能参与电力系统一次、二次调频。要参与电力系统调频，风电机组需要减载运行 16。如图 1 所示，A、 B、C 三点分别为风速下的最大功率运行点、减载运行点和最小功1v率运行点，其中 B 点： ， ，deldelA， ，输出功率小于最大功率。ABmaxAppC将各风速下的 MPPT 运行曲线右侧输出功率为的运行点相连得到风电机组减载 的max%90P%10运行追踪曲线，即 运行曲线；将各风速下deloa在最大允许转速下运行
12、的点相连得到风电机组的最小运行曲线，即 min 运行曲线。系统正常运行时，风电机组按 运行。当系统频率突降时，可max%90P降低风力机转速，增大输出功率，运行在 和delBP之间。当系统频率突升时，可提升风力机转maxA速，减小输出功率，运行在 和 之间。delBmin风电机组减载运行参与系统调频的控制框图如图 2 所示。图 2 中，桨距角控制采用传统控制模块，在一定风速下由追踪减载运行模块可以得到该风速下风力机输出功率的参考值 ，它与频率响应模refP块得到的系统频率调整需要的有功功率 的和为双馈感应风机的电磁功率。频率响应模块采用虚拟惯量控制和下垂控制方式，有功功率增量 为fRdtfKP
13、1（2）式中 为实际测量得到的系统频率偏差值；f是惯性控制系数； 是下垂控制系数。式（2）中，第一项反映虚拟惯量控制，吸收或释放转子中的部分动能，增加系统的转动惯量使得风电机组具有类似传统机组的惯性响应；第二项反映下垂控制，模拟同步机组的有功功率-频率静态调节特性。d e l o a d 运行曲线M P P T 运行曲线PP A m a xP B d e l A m a x B d e lAB1 0 % nP m i nCv 1m i n 运行曲线图 1 MPPT 运行曲线及减载运行曲线Fig.1 MPPT operation curve and load reduction operatio
14、n curve rP mV wPPP r12 H sT mP mT e P f1 / RK频率响应模块空气动力模块减载运行跟踪模块发电机机电暂态模块P I1T s + 11s r e f桨距角控制模块d / d tm e a sr e fw i n dm e a sPw i n d图 2 风电机组减载运行参与系统调频的控制框图Fig.2 The cControl block diagram of wind power unit load reduction operation participating in system frequency modulation 1.2 电池储能系统调频电池
15、储能系统（BESS）因其响应速度快、能量密度高、功率和容量配置灵活、适用范围广等优点，适用于电力系统频率的快速调整。BESS 包括储能单元、电池管理系统、电压源型换流器（VSC）和 LC 滤波单元等。储能电池与电网之间的能量双向流动是通过 VSC 实现的。VSC 控制单元框图如图 3 所示，内环采用电流解耦控制，外环采用 PI 控制。储能系统附加频率响应单元，通过下垂控制将系统频率偏差转变为储能系统的有功功率参考值。当系统频率处于正常范围时，BESS 不与系统发生有功功率交换。当频率发生偏差时，BESS 可以快速向系统释放或吸收有功功率，为系统提供频率支撑。下垂控制得到的储能系统有功出力参考值
16、为fKPbref（3）式中 为实际测量得到的系统频率偏差值；为下垂控制系数， 。b 0bP I LP Iii = 0iiuuP IPPP W Md qa b cV S C Lr e fdqd _ r e fq _ r e fdqb图 3 储能系统控制框图Fig.3 Control block diagram of energy storage system1T s + 1P ( s ) fKP ( s )r e f bbb图 4 采用下垂控制的储能系统等效模型Fig.4 The eEquivalent model of energy storage system with droop cont
17、rol图 4 所示为储能系统参与电网调频的等效模型。储能系统用一个一阶惯性环节表示， 表示储能电bT池在响应系统变化时的时间延迟效应， 为储sP能系统有功出力值。2 风、储、火调频性能比较风、储、火在电力系统调频性能上具有不同特性。从响应速度方面比较，火电机组具有较大的惯性 17，爬坡速率慢，在系统频率跌落后需要较长的时间才能达到稳定的有功输出增发；风机单机容量小、惯性时间常数小，可以较快地改变输出有功功率；储能系统响应速度最快，可以根据系统频率变化迅速释放或吸收有功功率。三者在调频响应速度方面的对比如表 1 所列。表 1 火电机组、风电机组、电池储能系统频率响应速度对比Tab.1 Compa
18、rison of frequency response speed of thermal power unit, wind power unit and battery energy storage system火电机组 风电机组 电池储能系统响应速度响应时间 3 s；30 s 内可调节调频负荷90%；稳定时间60 s响应时间3 s；12 s 内可调节调频负荷90%；稳定时间30 s响应时间1 s；1.2 s 内可调节调频负荷90%；稳定时间3 s 从调频容量方面比较，电池储能系统因成本、寿命、环境和充放电深度等因素限制，安装容量相对较小，调频能力有限，且为防止储能过充或过放，时刻储能系统输出
19、功率 将受到限制。风电机组t bP通过设置频率响应模块和减载运行，可以参与系统频率调节，为避免大幅度减载造成风能浪费，风电机组通常采用减载 10%运行，其有功备用容量也是有限的。相对而言，火电机组的调频容量最大。3 风储火联合调频策略在风电高渗透的电力系统中，充分利用储能系统和风电机组，与火电机组联合调频，通过优化调频策略，能改善调频质量和系统频率稳定性。3.1 一次调频策略在一次调频中，本文基于分频器原理，将电网的频率偏差进行分频，以决策风、储、火的有功出力。分频器如图 5 所示，它包含冲式滤波器(Washout Filter)和分频滤波器。Washout 滤波器是一个一阶高通滤波器，用于提
20、取暂态分量，去除稳态量和直流分量，只反映动态的频率变化。分频滤波器是通过设置不同时间常数的低通滤波器实现，以提取动态变化频率的高、中、低频率部分，将频率偏差变化最快的部分可分配给储能系统调节，最慢的部分分配给火电机组调节。1T s + 1s TT s + 11T s + 1 f f f 1 f 2 f 火 f “ f 风 f 储FF 1F 2WWW12图 5 分频器原理Fig.5 The pPrinciple of frequency dividerdivisonWashout 滤波器和分频滤波器的传递函数分别为1sWTH（4） （5）式中 是 Washout 滤波器的时间常数； 是T分频滤波
21、器的时间常数。Washout 滤波器将系统频率偏差中的稳态部分滤除，即 。滤除稳态部分后的频率偏差 再f1f经过分频滤波器 F1 将频率波动较快的部分滤除，留下的变化较缓的部分 与稳态部分 一起由f火电机组进行调节，即 W1W1sTffsTsff火（6）去除 后的频率偏差信号为 ，再由分频火f 2f滤波器 F2 将变化较慢的部分分配给风机进行调节，剩余较快的部分分配给储能系统调节。则风电机组和储能系统调节的频率偏差为212-sTsfW火风（7）2123-ssff风火储（8）在一次联合调频中，分频器参数设置是关键。根据前面的分析，Washout 滤波器 FW 的截止频率为最小，滤波器 F1 的截
22、止频率小于 F2 的截止频率，所以滤波器时间常数应满足 。考虑到1T电力系统调频过程中，一次调频调节的时间尺度为秒级及以下，10s 以下周期的频率波动主要由调速器和系统惯性环节平抑；二次调频调节的时间尺度为秒级至分钟级，10s 以上及几分钟周期的频率波动主要由 AGC 平抑 14；高通滤波器的时间常数TW 取值应小于 10s。另外，火电机组响应速度慢，通过调速器可以对周期在 1s-10s 内的波动进行调节。而储能系统的响应速度在秒级以下，风电机组也可以较快的改变输出功率。通过滤波器 F1、F 2 的作用，可以将频率波动周期小于 T2 的部分分配给储能，而风电机组分得的部分周期大于 T2 小于
23、T1。取 T1 值小于 1s，T 2T1。另外，考虑到储能系统和风电机组的调频容量有限，T 1、T 2 的取值不能过大；考虑到分频和调频效果，T 1、T 2 的取值不能过小。基于以上分析可确定出各时间常数取值范围，通过多场景、多系统、多方式的仿真实验研究，确定出了各时间常数，如表 2 所列。表 2 分频器参数设置Tab.2 Parameter setting of Frequency frequency divider parameter setting参数 取值Tw 8s T1 0.5sT2 0.2ss T WT W s + 11T g s + 1K r T r s + 1T r s + 1
24、1T t s + 1负荷D e l o a d e d W T G1T b s + 1K b1M s + DP b ( s ) P L ( s ) P ( s ) f ( s )1T 1 s + 11T 2 s + 1P W ( s )频率响应单元分频器F 2F 1W a s h o u tK G火电机组图 6 风储火联合系统一次调频策略的动态模型Fig.6 A dynamic model of primary frequency modulation control strategy for a combined system风储火联合一次调频的动态模型如图 6 所示。这种联合调频策略充分利
25、用了储能系统和风电机组的快速响应能力，增强了系统一次调频的快速性。3.2 二次调频策略3.2.1 二次调频功率限制电力系统调频中，需要解决好一、二次调频的配合问题。一、二次调频的合理配合对剧烈扰动下电网频率快速恢复非常重要 11。且二次调频对调整容量提出更高要求，为此储能系统和风电机组的调频功率需要满足一定条件。电池储能参与系统调频时，通常会设定其荷电状态的上下限值来防止发生过充过放，通常取、 。本文策略中，%80maxSOC20minS由于储能系统既参与一次调频又参与二次调频，为保证储能系统的一次调频容量，储能系统参与二次调频的荷电状态限制条件为：，即37minmax、%700tSOC（9）
26、则参与二次调频的储能系统充放电功率应满足maxmininmaxbbNaxtbmint-PSS（10）式中 表示储能系统的额定容量； 表示充/NSt放电时长； 分别表示储能系统参与二minaxbP、次调频的最大、最小输出功率； 表示储能系统b参与二次调频的输出功率， 表示释放功率，0bP表示吸收功率。0bP根据 SOC 值，储能可分为三种情况：仅 可 释 放 功 率 ，时 ，可 吸 收 可 释 放 功 率 ，时 ，仅 可 吸 收 功 率 ，时 ， maxminmaxminmaxminbbt bbt bbt0%70030%PSOCPSOC（11）风电机组正常情况下按追踪减载 10%运行，出力为ma
27、xw90P（12）频率发生波动时，风电机组可改变出力运行在该风速下最大、最小有功出力值（ ）之minaxwP、间。风电机组参与一次调频需要的功率 为RfPN/风（13）式中 表示风电机组额定功率； 表示系统Nf频率标准值 50 Hz；R 为风电机组一次调频下垂控制系数。按照 3.1 中调频策略，将式（7）带入式（13）为W21N/ sTsTfP（14）式中下垂系数 R 取 0.05，我国对电力系统的 f偏差规定不超过0.2 Hz，因此频率偏差 取0.2，可以得到风电机组一次调频需要的功率为。则风电机组参与二次调频的输出功率N%6P限制条件为Nww6%-maxmin P（15）风电机组参与二次调
28、频的功率值应满足maxmin tini taxaxwwN6-P（16）式中 分别表示风电机组可以为minaxwP、二次调频提供的最大、最小的功率； 表示风电twP机组 时刻的有功出力； 为风电机组可提供的t二次调频功率， 表示增发， 表示0w0减发。风电机组可分为三种情况：仅 可 减 发 ，时 ，可 增 发 也 可 减 发 ； ， 时 ，可 增 发 ； ，时 ， 06%-06-%6maxmintmax maxmintmin maxmintmin wwNwwwNNwwwNwPPPP（17）3.2.2 二次调频策略二次调频是以自动发电控制（AGC）实现的，其中频率调节信号的分配包括按区域控制偏差（
29、ACE）分配和按区域控制需求（ARR）分配两种，而按 ARR 分配的方式能对系统稳态和暂态频率偏差都起到更好地改善作用 18。ARR 分配关系到调频效果，它与各调频源的状态有关，需引入各调频源状态的反馈控制。控制逻辑如图 7 所示，AGC控制中心根据系统运行情况获得电网的功率缺额，然后确定各调频源状态得到各调频源可以调节的最大功率值 、 及 ，最后由控制策maxbPmaxwaxgP略确定合理的分配因子。其中，储能系统中的能量管理系统可以监控储能系统的荷电状态，从而由式（10）计算出其最大有功增量 ；风电场根据maxb检测的风电场总输出有功功率信号，利用式（16）计算出 。maxwP系统频率 f
30、A G C 控制系统电网功率缺额 P c协调控制策略A R R 分配网络通信工作站运动终端装置 （ P T U ）运动终端装置 （ P T U ）运动终端装置 （ P T U ）常规发电机组储能系统风电机组AGC控制中心调频电源图 7 AGC 控制逻辑图Fig.7 AGC control logic diagram图 8 为按 ARR 分配的风储火二次调频控制框图， 、 分别为机组一次、二次调频出力，1fP2f采用定频率控制（FFC），则 ACE 为 BACE（18）式中： 是控制区域的频率偏差系数， 是系统f频率偏差。采用 PI 控制确定 ARR，有dtACEKPitpc（19）式中 、 分
31、别为 PI 控制器的比例、积分i系数。通过分配系数 将 ARR 分配给各调频源进行i调节， 满足 。i 13211M s + D一次调频B ( K p + K i / s ) P ( s ) P ( s ) G g ( s ) f ( s ) G w ( s ) G b ( s )f 1 P ( s )f 2L231图 8 风储火联合系统二次调频控制框图Fig.8 Secondary frequency control block diagram of the combined system在确定分配系数时，首先从调频能量需求上看，通过比较 ARR 与由式（10）和式（16）计算得到的机组参与
32、二次调频最大出力的大小，确定需要参与二次调频的机组；再从经济角度上看，双馈风电机组采用减载运行的方式参与调频，降低了经济性，应将更多的调频任务交给风电，以减少弃风。而储能系统荷电状态对寿命有严重影响，SOC 值不应过高或高低。因此，以系统发生频率突降为例（），若此时 ，则优0cPf、 %70tSOC先考虑储能系统调频，使 SOC 可以降到 30%70% 以内；若此时 ，则将风电机组放在第一%70tSOC位考虑；但是，当 时，系统有功缺额较maxcwP大需及时调节且风电机组的调频备用不能满足需求，采用联合调频方式提高调节效果。 具体分配方c式如下：（1）当 时，若储能系统状态为maxbc，取 ，
33、即仅由70tSOC10321、储能系统调节；若 ，取%7tS，即仅由风电机组调节；231、（2）当 时，超出储能系maxmaxcbwP统调节范围但小于风电机组有功备用，若，取70tSC，储能系统以最大0-1132b3max 、cP功率进行调节，不足的部分由风电机组承担；若，取 ；%70tSO231、（3）当 时，超出了风电机组的调maxwc节范围，将 按比例分配给三部分进行联合调节。首先依据储能系统的荷电状态、风电机组和火电机组的出力值定义各部分参与二次调频的参与系数，分别为 ，计算如下：gwbK、maxmax bb00PP时 ， 取 ；时 ， 取（20）maxmax wWwK时 ， 取；时
34、， 取（21）maxmax gg00PP时 ， 取 ；时 ， 取（22）此时分配系数为bwg32bwg1KK（23）同理，在系统发生频率突升时，分配系数也可分为三种情况。在该策略下，对储能系统和风电机组加入二次调频限值，保证了机组参与一次调频的有功备用；根据各调频源的备用大小和经济性要求合理分配有功缺额，提高调频效果。4 仿真分析为验证本文提出的风储火联合调频策略的效果，在 Matlab/Simulink 环境下搭建如图 9 所示的仿真系统。其中，火电站的装机容量为 200 MW，风电场装机容量为 30 MW 渗透率为 15%，BESS 容量为 5 MW。负荷 L1=50 MW，负荷 L2=5
35、0 MW，负荷 L3=500 kW，仿真系统的初始频率为 f=50 Hz。不考虑风速影响，取 Vw=8 m/s，风机减载 10%运行，负荷 L2 处设置有负荷阶跃。1 1 0 k V 1 1 0 k V3 5 k VB E S S风电场5 7 5 VL 1 = 5 0 M W L 2 = 5 0 M W L 3 = 5 0 0 k W5 M W3 0 M W2 0 0 M W火电站2 0 k m 8 k m1 1 0 k V /3 5 k V3 5 k V /5 7 5 V图 9 仿真系统图Fig.9 Simulation system diagram4.1 风储火联合系统一次调频图 10、图
36、 11 分别为在 10 s 时突然增大、减小负荷 L2，传统一次调频方式和采用风火储联合调频方式的系统频率变化的比较。从中可以看出，采用联合调频策略的系统频率从幅值和恢复时间上都有了明显的改善，系统的频率稳定性有明显提高。负荷突增时系统频率最低值由 49.946 提升到49.972；负荷突减时系统频率最高值由 50.055 下降到 50.029。0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 04 9 . 9 54 9 . 9 64 9 . 9 74 9 . 9 84 9 . 9 95 05 0 . 0 15 0 . 0 2f/HZ火电机组调频 风储火联合调频t / s图 10 突
37、增负荷系统频率对比Fig.10 System frequency comparison during abrupt increase increasing load system0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 04 9 . 9 95 05 0 . 0 15 0 . 0 25 0 . 0 35 0 . 0 45 0 . 0 5f/HZ火电机组调频 风储火联合调频t / s图 11 突减负荷系统频率对比Fig.11 System frequency comparison during abrupt reduce load reduction system图 12 为加入
38、连续变化的负荷扰动，在 0 s40 s 仿真时间内，联合调频策略下，各调频源需要调节的系统频率偏差。可以看出，由储能系统调节的部分波动最大且包含较多快速变化的部分，但从波动的幅值上看为最小；分配给火电机组的部分波动较少变化相对缓慢，但波动幅值为最大。图 13 为两种调频方式下的频率效果对比，可以看出采用分频调节的效果更好。图 14 为联合策略下储能系统的荷电状态变化情况，可以看出通过分频器参与调节的储能系统出力不会过大。- 0 . 1- 0 . 0 500 . 0 50 . 1- 0 . 0 6- 0 . 0 4- 0 . 0 200 . 0 20 . 0 40 . 0 60 5 1 0 1
39、5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0- 0 . 0 4- 0 . 0 3- 0 . 0 2- 0 . 0 100 . 0 10 . 0 20 . 0 30 . 0 4储能系统风电机组火电机组f/Hzt / s图 12 联合调频策略下的频差分配Fig.12 Frequency difference allocation under the combined frequency modulation strategy0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 04 9 . 8 54 9 . 94 9 . 9 55 05 0 . 0 55 0 . 15 0 . 1 5f/Hz火
40、电机组调频风储火联合调频t / s图 13 两种调频方式下的系统频率对比Fig.13 Comparison of system frequencies between two frequency modulation modes0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 00 . 4 20 . 4 40 . 4 60 . 4 80 . 50 . 5 20 . 5 40 . 5 60 . 5 80 . 60 . 6 2SOCt / s图 14 联合调频方式下的储能荷电状态Fig.14 SOC of energy storage system under combined freq
41、uency modulation4.2 风储火联合系统二次调频图 15（a）、（b）、（c ）为在 10 s 时突然不同程度增大系统负荷后，采用火电机组进行调频和采用本文提出的调频方式进行调频的对比。图 15(a)为负荷扰动较小时，二次调频信号全部由储能系统承担，可以看出传统调频方式下系统最低频率为 49.966 而联合调频策略最低频率为49.986，且频率达到稳定的时间基本相同。图 15(b)扰动大小超出储能系统的调节范围，二次调频信号由风电机组承担，可以看出较(a)中由储能系统调节的方式相比，风电机组调频速度慢，但较传统方式相比，系统最低频率由 49.326 改善为 49.838，同时缩短
42、了系统频率的恢复时间。图 15(c)为增加负荷后采用风储火联合调频策略与传统方式下的调频效果对比，系统最低频率由 48.647 改善为49.581，可以看出采用联合调频策略可以降低频率的跌落，提高系统能承受的负荷扰动最大值增强系统抗干扰能力。0 5 1 0 1 52 02 5 3 0 3 54 04 9 . 9 6 54 9 . 9 74 9 . 9 7 54 9 . 9 84 9 . 9 8 54 9 . 9 94 9 . 9 9 55 05 0 . 0 0 0 5传统调频方式 联合调频策略f/Hzt / s（a）0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 04 9 . 34
43、 9 . 44 9 . 54 9 . 64 9 . 74 9 . 84 9 . 95 05 0 . 1f/Hz传统调频方式联合调频策略t / s（b）0 5 1 0 1 52 0 2 5 3 0 3 5 4 04 8 . 64 8 . 84 94 9 . 24 9 . 44 9 . 64 9 . 85 05 0 . 25 0 . 4传统调频方式 联合调频策略f/Hzt / s（c）图 15 两种调频方式下的系统频率对比Fig.15 Comparison of system frequencies between two frequency modulation modes5 结论针对提高电力系
44、统频率稳定性的问题，本文提出了基于风储火联合系统的一次和二次调频策略，并在最后通过仿真实验，验证了联合调频策略可以改善频率调节效果，提高系统频率稳定性。在一次调频中加入分频器进行分频调节，可以充分利用各调频源对频率响应速度的不同，提高对频率快速变化部分的响应，使系统频率波动幅值降低、恢复速度提高；在二次调频中限制储能和风电的调频容量，可以保证三部分机组参与一次调频和二次调频在容量上的配合，提高系统频率稳定性；二次调频中考虑机组运行状态及经济性要求，合理分配 ARR 给AGC 机组，提高了系统的抗干扰能力和调频效果。参 考 文 献1 李桓宇, 尹峰, 罗志浩 , 等. 电力新常态下火电调频优化方
45、法综述 J.热力发电, 2018, 47(1): 1-7, 12.2 王琦, 郭钰锋, 万杰 , 等. 适用于高风电渗透率电力系统的火电机组一次调频策略J. 中国电机工程学报, 2018, 38(4): 974-984, 1274.3 K. V. Vidyanandan and N. Senroy. Primary frequency regulation by deloaded wind turbines using variable droopJ. in IEEE Transactions on Power Systems, 2013, 28(2): 837-846.4 彭喜云, 申双葵,
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47、 wind parks when carrying out system operator requestsJ. in IEEE Transactions on Power Systems, 2006, 21(2): 718-725.7 李欣然, 黄际元, 陈远扬, 等. 大规模储能电源参与电网调频研究综述J. 电力系统保护与控制, 2016, 44(7): 145-153.8 P. Mercier, R. Cherkaoui and A. Oudalov.Optimizing a Battery Energy Storage System for Frequency Control Appl
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