一种发电机与电网储能系统之间的功率分配协调方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及运行时发电机和储能系统之间的功率分配和协调方法，属于电力系统 最优化计算技术领域。
【背景技术】
[0002] 电力系统有功功率的不平衡会导致系统频率产生偏移，而频率偏移过大则会对系 统的稳定构成威胁。为了将频率控制在允许的变化范围内，需要对电力系统进行频率控制。 电力系统的二次调频通过调频器将系统的频率恢复到额定值，同时恢复区域间的交换功 率，二次调频也称为自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC)。
[0003] 风力发电、光伏发电等新能源发电的大规模并网，以及电动汽车等随机负荷的接 入，增加了电力系统中发电和负荷的随机性和波动性。相应地，为维持有功功率平衡和频率 稳定，要求发电机具有更大的调频容量和更快的功率爬坡率。首先，调频容量及频繁的爬坡 操作增加了发电机运维的成本；其次参与调频使得发电机不能运行在效率最高的运行点， 进而导致发电效率的下降，产生了额外的成本；再者，即便有足够的调频容量，发电机有限 的爬坡能力也无法保证能及时的跟上负荷的变化。与发电机不同，储能系统往往具有快速 爬坡能力，且能提供两倍于其额定容量的调频容量。与此同时，即便运行在非满负荷状态， 储能系统也具有很高的能量转换效率。因此，储能系统非常适合用于电力系统调频。
【发明内容】
[0004] 本发明提出了配合发电机完成AGC任务所需要的储能系统容量的优化方法，针对 储能系统用于电力系统二次调频的问题，采用滤波器将AGC功率指令在发电机和储能系统 之间进行分配。在此基础上以最小化发电机和储能系统执行调频任务的日均成本为目标， 建立了调频容量的优化模型，通过优化滤波参数得到总日均成本最低的最优调频容量。同 时，本发明提出了运行时发电机和储能系统之间的功率分配和协调方法，根据各自的调频 能力对调频任务进行调整。
[0005] 本发明提出的配合发电机完成AGC任务所需要的储能系统容量的优化方法，包括 以下步骤：
[0006] (1)调频任务分配
[0007] 传统的发电机爬坡速度相对较慢，适合执行变化相对较慢的功率指令，而储能系 统的输出功率能够快速的变化，因而能够及时的响应变化相对较快的功率指令。因此可以 采用滤波器对原始的功率指令进行滤波，发电机执行低频部分的功率指令，储能系统执行 高频部分的功率指令。
[0008] AGC功率指令通过滤波器之后分离出低频分量和高频分量，分别分配给发电机 和储能系统。原始的AGC功率指令序列记为ΡΑ(；ε，分离出的低频分量和高频分量分别记为 PiCA' .二者满足式（I-I)中的关系。
[0010] 采用一阶低通滤波器，k时刻Pir、、ΡΑ(；ε之间的频域关系如式（1-2)，时域 关系如式（1-3)，其中T为滤波器时间常数，Λ为功率采样间隔。
[0014]令 α = ?7(Τ+Λ)，a e [0, 1]，式（1-3)可表示为式（1-4)。
[0017] (2)调频容量计算
[0018] 给定滤波参数α后，可以计算为了完成单日调频任务所需的储能系统功率和能 量容量，以及发电机调频容量。在此基础上，针对不同日的调频任务，相应计算出一个容量 序列，根据此容量序列可最终确定该α值下的储能系统和发电机的调频容量。
[0019] 储能系统单日调频功率容量的计算方法如下：假设储能系统的最大充放电功率相 等，统计给定的AGC功率指令序列的分布，在此基础上找出一个功率值P使之能比功率序列 中比例为Pl (取值在0~100%之间）的功率值大，将该功率值P作为储能系统的功率容 量4_。pi的值越大，则储能系统调频能力越强，同时成本也越高。实际当中，由于部分持 续时间极短的"尖峰功率"的存在，Pl接近100%时，功率容量会急剧增大。因此，并不推荐 Pl取100%，Pl的取值需视P-Pl曲线而定。发电机的单日调频容量计算过程类似。
[0020] 储能系统单日调频能量容量的计算方法如下：根据已得到的功率容量对AGC功率 指令序列进行限幅，确保AGC功率指令不超出储能系统的功率输出范围，之后根据限幅后 的AGC功率指令序列计算储能系统剩余能量变化量序列RELl。将RELl中的值减去其中的 最小值，得到一个新的序列REL2。在此基础上找出一个能量值E使之能比REL2中比例为 Ρ2 (取值在0~100%之间）的剩余能量值大，将该能量值E作为储能系统的能量容量Εμρ。 基于同样的理由，ρ2的取值同样需视Ε-ρ2曲线而定。
[0021] 最终调频容量的确定方法：根据上述方法，可以依次计算出为完成不同日AGC功 率指令所需的一系列容量值。在此基础上找出一个容量值，使之能比容量序列中比例为 ρ3(取值在0~100%之间）的容量值大，将该容量值作为调频容量。
[0022] 储能系统的功率和能量容量，以及发电机调频容量，都决定于滤波参数α，因此需 要对α进行优化，以实现最佳的经济效益。
[0023] (3)调频经济成本分析
[0024] 进行经济效益分析时，由于储能系统和发电机作为一个整体，共同完成调频任务， 故从电网公司获得的调频总收益是不变的。因此，为了达到最大经济效益，需使总成本最 小。调频的经济成本包括发电机和储能系统两部分成本，给定α、储能功率容量和能量容 量、发电机的调频容量之后，可以依次计算出完成每天的调频任务所需的经济成本，最终得 到日均成本。
[0025] (3-1)发电机调频的经济成本分析
[0026] 发电机参与调频的成本来自于以下几个方面：爬坡成本、磨损带来的维护成本和 非满负荷运行带来的成本[1]。AGC模式下发电机需要进行频繁的爬坡操作，因此会导致 整体运行效率出现不同程度的下降，导致运行成本的增加。与此同时，参与AGC会增加发 电机的磨损，相应的就增加了维护成本。此外，由于需要提供一定的功率容量参与AGC，发 电机的运行点将偏离最优运行点，这也将造成运行效率的下降。本节中将不同的成本归为 两类：频繁操作带来的成本和运行点改变带来的成本，爬坡成本、磨损带来的维护成本可以 归结为频繁操作带来的成本，而非满负荷运行带来的成本可以归结为运行点改变带来的成 本，以下将分别计算这两类成本。
[0027] 1)频繁操作带来的成本
[0028] 由于频繁操作带来的成本无法精确到每一次单独的操作，因此，此处考虑用AGC 模式下发电机因爬坡而产生的每Mffh能量所需要付出的额外的成本Pfraqcip来表示，其单位 为$/Mffh。发电机在计算时长内因频繁操作带来的成本与其功率变化量呈正相关关系，当发 电机运行在恒功率模式下时此部分成本为0。若k时刻发电机的AGC功率指令为Pugc (k)， 则此部分单独增加的成本如式（1-5)中所示，式中abs()为取绝对值函数。
[0030] 2)运行点改变带来的成本
[0031] 运行点偏离最优运行点之后发电机运行效率下降。假设发电机因为参与AGC后运 行点改变而导致的额外成本为PcipAa_，单位为$/Mffh。发电机的额定功率记为/Tai功率 运行点为= -d，提供的调频能力。k时刻发电机的AGC功率指令为 Ρ&μ 00，则此部分单独增加的成本为：
[0033] 发电机参与总成本Cti即为上述两个成本的总和。
[0034] (3-2)储能系统的成本分析
[0035] 储能系统的放电效率记为η+，充电效率记为η，k时刻储能系统的放电功率为 〇)，充电功率为，剩余能量为E(k)，则储能系统的模型为：
[0038] 储能系统的成本来自于以下几个方面：功率成本Plrcs(VMff)和能量成本p stOT_($/ Mffh)。功率成本来源于功率转换装置，能量成本来源于储能单元。
[0040] 式中，τ为PCS使用率，用PCS使用时间除以装置寿命Tllfe表示，表示将功率成本 按照使用时间折算到计算时长内。f为储能单元使用率，用放电能量除以能量容量艮@再 除以循环次数表示，表示将能量成本按能量使用程度折算到计算时长内。
[0043] (4)储能容量优化模型：
[0044] 将最小化发电机和储能系统参与AGC的日均成本为优化目标，根据步骤（1)~（3) 可以得到如下的储能调频容量优化模型：
[0046] 式（1-11)中，N为仿真时间持续的天数，C1 (k)、c2(k)、cPCS(k)、cstOTagf；(k)分别为第 k天发电机和储能系统的各项成本，call(k)则为发电机和储能系统日均的总成本。求解式 (1-11)即可得到最优的滤波参数α。
[0047] 本发明提出的运行时发电机和储能系统之间的功率分配和协调方法，包括四个环 节：AGC功率指令滤波、功率调整范围计算、调频功率限幅及再分配、储能剩余能量管理。每 个环节详细