储能电站参与电网一次调频深度控制及贡献力分析方法与流程

本发明属于市可再生能源并网技术领域，具体涉及一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，还涉及一种储能电站参与电网一次调频的贡献力分析方法。

背景技术：

大规模可再生能源并网改善了能源结构的同时对电网的控制运行也带来了巨大挑战，由于储能电站并网现阶段主要依靠传统的pq控制，pv控制，vf控制，下垂控制等方法。首先，采用这些方法其并网逆变器端口几乎不具备类似同步发电机的惯量特性和阻尼特性，无法在电网接收到扰动时抑制功率波动，对电网电压的支撑能力和频率的支撑能力明显不足。其次，由于新能源系统发电的间歇性和波动性，很难保持一定的有功备用。同时，新能源与传统同步发电机系统在负荷功率波动干扰的情况下，新能源不能提供有效的功率支撑，其波动功率最终还是由传统同步发电机组承担，根据同步发电机的静态频率特性，势必会造成相应频率偏差，由于对频率偏差的限制，所以新能源与传统同步发电机组系统的调频深度不足，在一定情况下没有抵抗大功率扰动的能力，因此，储能电站其自身功率吞吐的灵活性，支撑新能源发电并网稳定性的控制方法备受关注。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种储能电站参与电网一次调频深度的控制方法，实现储能电站保留一定的调频辅助服务灵活性和电池充放电特性在参与电网一次调频过程中提供功率支撑，通过对不同的调差系数σbattery％的设定实现储能电站与同步发电机共同分摊不平衡功率的调节过程，控制参与新能源系统一次调频过程的调频深度。

本发明的第二个目的是提供一种储能电站参与电网一次调频的贡献力分析方法，分析电网系统中储能电站相对于传统机组参与调频的贡献力，定义了电池储能电站参与电网一次调频的贡献因子，通过合配置储能资源的比例提高新能源系统的频率稳定性。

本发明所采用的技术方案是，一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，将储能电站的并网逆变器等效成具有励磁控制和调速控制的同步电压源，储能电站采用同步机三阶模型的控制策略，根据电池储能电站的灵活性指标和静态频率特性，通过设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度。

本发明的其他特点还在于，

储能电站采用同步机三阶模型的控制策略具体过程包括如下步骤：

获取储能电站的soc和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的soc和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性。

优选的，步骤2中调速控制将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值fmeas与频率参考值fref的频率偏差δf经过功频比例系数km修正有功功率偏差量，功频比例系数由荷电状态soc修正；

根据功率偏差量δpb与功率设定值pb0得到电池储能电站的输出功率参考值pbref，具体包括：

储能单元的动机调节单元模拟同步机的静态频率特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：

pbref-pb0＝km(fmeas-fref)(1)

式中，fref为频率参考值；pbref为功率参考值；pb0为功率设定值；fmeas为频率实测值；km为功频比例系数，由功频下垂系数kp和储能电站的soc修正下垂系数kq共同决定；

系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω0为额定角速度，pb0为功率设定值，pbref为功率参考值，j为转子的虚拟转动惯量，d为阻尼系数，km为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

优选的，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值，包括：

通过并网逆变器端口电压实测量umeas与电压参考值uref的偏差量修正空载电动势偏差量δeqe；

通过空载电动势偏差量与参考值eqe0得到强制空载电动势参考值eqe。

励磁控制中并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：

式中，δeqe为空载电动势偏差量，umeas为逆变器出口电压的时测值，uref为逆变器出口电压参考值，kf为励磁比例系数，ke是一阶惯性环节的比例系数，te是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

优选的，虚拟同步机三阶模型的建立过程如下：

首先，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：

式中，j为转子的虚拟转动惯量，d为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω0为发电机的额定角速度，δω为额定转速与实际转速的偏差，pm为机械功率，pe为电磁功率，δ为发电机功角；td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，eq′为暂态电动势，eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗；

将电池储能电站的功率参考值pbref和强制空载电动势参考值eqe，带入式(7)中，分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势ed′和eq′；

并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；暂态电动势ed′和eq′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值edref和eqref，暂态电动势参考值edref和eqref依次通过电压外环得到与实际电压的偏差，经过电流内环得到与实际电流的偏差；

虚拟定子绕组如公式(8)所示：

e′-i(r+jx)＝eref(8)

式中，e′为储能电站并网逆变器的内电势，eref为外部节点电压；

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

优选的，设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度的具体操作过程如下：

定义储能电站的单位调节功率kbattery和调差系数σbattery％，根据储能电站的虚拟同步机三阶模型，当系统负荷波动时，储能电站的调频出力δpbattery分为两部分，如式(13)所示：

δpbattery＝-(kmδf-dδω)(13)

式中，δf为系统频率测量值与参考值的偏差，δω为转速变化量；

则储能电站的单位调节功率如式(14)所示：

则储能单元的调差系数如式(15)所示：

式中，比例系数kb为储能单元的下垂系数；

其次，将储能电站根据荷电状态soc划分为三个区间；当soc∈(socmax，1)时，储能电站只放电不充电；当soc∈(socmin，socmax)时，储能电站在正常的调频工作区间，充放电自如；当soc∈(0，socmin)时，储能电站只充电不放电；在不同的soc区间根据荷电状态修正系统的下垂系数，如式(17)所示：

式中，kb0为正常工况下的下垂系数，k为极端情况下的修正系数，则储能电站的修正调差系数如式(18)所示：

储能电站根据调差系数分摊系统负荷波动的部分功率，贡献调频出力。

优选的，储能电站的静态特性如式(11)所示：

式中，fmax，fmin为调频死区的左右界，kbattery为储能电站的单位调节功率；当频率上升超过频率死区右边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率kbattery的乘积为充电功率值，从分布式电源吸收电能，调整电网频率下降到频率死区内；当系统频率下降超过频率死区左边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率kbattery的乘积作为放电功率值，向电网释放电能。

本发明所采用的另一技术方案是，一种储能电站参与电网一次调频贡献力的分析方法，根据一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，确定储能电站的调频出力，配置储能电站参与调频的额定功率、额定电量和爬坡速率；然后将储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值定义为储能电站参与电网一次调频的贡献因子λ，得到储能电站的调频贡献力。

优选的，确定储能电站的调频出力，配置储能电站参与调频的额定功率、额定电量和爬坡速率具体包括：

当储能电站工作在调频区间时，储能电站的调频出力如式(19)所示：

式中，pn为系统的额定功率基准值，fn为系统的额定频率；

电力系统正常频率变化不超过额定频率±0.2hz，则储能单元的最大调频出力为储能电站的额定功率pbattery-n如式(20)所示：

根据电力系统调频时长为30min，配置储能的额定电量ebattery如式(21)所示：

ebattery＝0.5pbattery-n(21)

考虑到系统一次频率调整为10s到15s，所以储能电站需要在一次调频结束之前完成功率输出，定义储能电站的功率输出速率，即爬坡速率ηbattery为：

ηbattery＝0.1pbattery-max(22)

式中，δpbattery-max是系统在频繁负荷波动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率。

优选的，将储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值定义为储能电站参与电网一次调频的贡献因子λ，得到储能电站的调频贡献力包括：

假设电网系统中有m台传统机组和n个储能电站参与电网一次调频，则传统机组总单位调节功率如式(24)所示：

则传统机组总的调频出力为δpgn如式(25)所示：

将kgn换算为以n台传统机组的总容量为基准的标么值kgn*，则kgn*的倒数就是全系统传统机组的等值调差系数，如式(26)所示：

定义，储能电站的总单位调节功率如式(27)所示：

则储能电站总的调频出力为δpbatterym如式(28)所示：

将kbatterym换算为以m台储能电站的总容量为基准的标么值kbatterym*，则kbatterym*的倒数就是全系统储能电站的等值调差系数，如式(29)所示：

定义储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值为储能电参与电网一次调频的贡献因子λ，则贡献因子表达式λ如式(30)所示：

式中，pbn为储能电站的容量基准值，pgn为传统机组的容量基准值；

贡献因子λ越大，全系统储能电站的总调频出力越大，系统一次调频后的频率变化量越小，平抑频率波动效果越好，储能电站对传统机组参与新能源系统一次调频的贡献力越大。

本发明的有益效果是，储能电站参与电网一次调频深度控制及贡献力分析方法，将储能电站的并网逆变器等效成具有励磁控制和调速控制的同步电压源，为系统提供了必要的惯量和阻尼特性。考虑新能源系统一次调频对储能电站配置的需求，储能电站模拟同步发电机的静态频率特性，通过对调差系数σbattery％的设置，控制储能电站参与系统一次调频的调频深度，合理配置储能电站的额定功率、额定容量及爬坡速率将系统一次调频后的稳态频率控制在合理范围内，提高了储能电站支撑新能源系统并网的频率稳定性和电压稳定性。根据同步发电机转子转速和输出电磁功率的强耦合关系，储能电站的调频出力越大导致的同步发电机的功率分摊量越少，转子转速变化越小，新能源系统参与电网一次调频后频率波动越小，定义贡献因子λ，电池储能电站对传统机组参与系统一次调频的贡献力，研究电网系统中储能电站对调频辅助服务的重要性。

附图说明

图1为本发明的含有储能电站的新能源电力系统结构示意图；

图2为本发明的蓄电池组soc-u特性曲线图；

图3是本发明的基于同步发电机三阶模型的储能单元的主动支撑控制方法流程图；

图4为本发明的基于同步发电机三阶模型的电池储能单元的主动支撑控制结构图；

图5为本发明的功频下垂控制器控制框图；

图6为本发明的励磁控制器控制框图；

图7为本发明的同步发电机标准三阶模型控制框图；

图8为本发明的储能装置的灵活性指标示意图；

图9为本发明的储能电站的静态频率特性曲线图；其中，图9(a)为含有储能电站的系统负荷波动与频率的关系特性曲线，图9(b)为储能电站的充放电特性曲线；

图10为本发明的电网的一次频率调整曲线图；其中，图10(a)为传统机组参与电网一次调频曲线图；图10(b)为储能电站参与传统机组对电网的一次调频曲线；

图11为本发明的负荷波动时不同虚拟惯量j对一次调频动态过程的影响曲线图；其中，图11(a)为负荷突增时时不同虚拟惯量j对系统动态频率的影响对比图；图11(b)为负荷突增时不同虚拟惯量j对电池储能电站输出功率的影响对比图；

图12为本发明的负荷波动时不同阻尼d对一次调频动态过程的影响曲线图；其中，图12(a)为负荷波动时不同阻尼d对系统动态频率的影响对比图；图12(b)为负荷波动时不同阻尼系数d对电池储能电站输出功率的影响对比图；

图13为本发明的负荷波动时不同调差系数σbattery％对一次调频动态过程的影响曲线图；其中，图13(a)为不同调差系数下系统的动态频率，图13(b)为不同调差系数小电池储能电站的调频输出功率；

图14为本发明的不同调差系数下系统频率的一次调整曲线图；其中。图14(a)调差系数为0.64；图14(b)为调差系数为1.25；图14(c)为调差系数为2.28；

图15为本发明的在连续负荷波动情况下系统对比是否含有电池储能电站的系统各参数变化；其中，图15(a)为系统中是否含有电池储能电站的传统机组的有功输出对比图；图15(b)为系统中是否含有电池储能电站的系统的频率波动对比图；图15(c)表示电池储能电站的调频出力。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。

本发明的基于同步机三阶模型的电池储能电站主动支撑控制方法，图1为含有储能电站的新能源电力系统结构示意图，系统由光伏电站、风力发电机组、蓄电池储能电站、负荷及同步发电机组成；为了平抑微网功率波动，光伏系统直流侧dc/dc变换器采用做大功率追踪(mppt)控制，光伏并网逆变器采用传统的pq控制连接到pcc交流母线。储能单元包括电池子系统和能量管理系统(bess)，电池子系统由多个电池模块串联而成，从而实现更高的电压等级；为了实现良好的双向功率流动性能并稳定直流侧电压，储能装置直流侧dc/dc变换器采用电压电流双环控制方法；网侧变流器采用同步发电机标准三阶模型的主动支撑控制，电池储能电站带有调速系统和励磁系统。

图2为蓄电池组soc-u特性曲线图，蓄电池组soc与电压特性分析，将起点为soc为0时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为soc为1时最大电压处拟合一条特性直线，其原理公式如下：

式中，u为电池组端电压，umax与umin为电池组电压最大值与最小值，soc为蓄电池组荷电状态。

本发明的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，将储能电站的并网逆变器等效成具有励磁控制和调速控制的同步电压源，储能电站采用同步机三阶模型的控制策略，根据电池储能电站的灵活性指标和静态频率特性，通过设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度。

其中，基于同步机三阶模型的电池储能电站主动支撑控制方法，如图3所示和图4所示，同步发电机标准三阶模型的主动支撑控制方法模拟了同步发电机的励磁环节和调速环节，将并网逆变器等效为同步电压源。该控制方法摆脱了传统的锁相环控制，使得并网逆变器功角控制不依附于网络频率变化而变化，为新能源系统提供了必要的惯量和阻尼，增加了储能电站并网逆变器控制的自主性和抗扰性，提高了储能电站并网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力；获取储能电站的soc和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的soc和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性，实现电池储能电站并网的频率和电压的稳定支撑。

其中，分别将储能电站的soc和并网逆变器出口的实测电网频率信号fmeas经过调速控制，将并网逆变器出口的实测电网电压信号umeas经过励磁控制后，带入步骤1建立的同步机三阶模型中，得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环和电压外环控制dq轴电压电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性，实现电池储能电站并网的频率和电压的稳定支撑。

如图5所示，调速控制是将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值fmeas与频率参考值fref的频率偏差δf经过功频比例系数km修正有功功率偏差量，而功频比例系数由荷电状态soc修正；

根据输出功率偏差量δpb与功率设定值pb0相加得到电池储能电站的输出功率参考值pbref；

具体过程如下：

储能电站的动机调节单元模拟同步机的静态特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：

pbref-pb0＝km(fmeas-fref)(1)

式中，fref为频率参考值；pbref为功率参考值；pb0为主动支撑输出的有功功率；fmeas为频率实测值；km为功频比例系数，由功频下垂系数kp和储能电站的soc修正下垂系数kq共同决定；为了抑制储能电站的频繁充放电动作，根据我国一次调频要求，设置(50±0.033)hz为储能电站的频率死区；

由于主动支撑工作在参考转速点附近，所以忽略转速变化对阻尼绕组的影响，得到系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω0为额定角速度，pb0为功率设定值，pbref为功率参考值，j为转子的虚拟转动惯量，d为阻尼系数，km为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

如图6所示，励磁控制包括通过并网逆变器端口电压实测量umeas与电压参考值uref的偏差量来修正空载电动势偏差量δeqe；

通过空载电动势偏差量与参考值eqe0相加得到强制空载电动势参考值eqe；

具体过程如下：

将同步机的自动调节励磁系统简化为用偏差量表示的一个等值的一阶惯性环节，如公式(3)所示：

式中，umeas为逆变器出口电压的时测值，uref为逆变器出口电压参考值，δuf为励磁电压偏差量，ke是一阶惯性环节的比例系数，te是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号；

由于励磁电压uf和强制空载电动势eqe之间为线性关系，如公式(4)所示：

式中，xad为同步发电机直轴电枢反应绕组，rf为同步发电机励磁绕组电阻，kf为励磁比例系数，将式(4)带入(3)式中得到式(5)：

则并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：

式中，δeqe为空载电动势偏差量，umeas为逆变器出口电压的时测值，uref为逆变器出口电压参考值，kf为励磁比例系数，ke是一阶惯性环节的比例系数，te是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

建立虚拟同步机三阶模型过程如下：

如图7所示，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：

式中，j为转子的虚拟转动惯量，d为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω0为发电机的额定角速度，δω为额定转速与实际转速的偏差，pm为机械功率，pe为电磁功率，δ为发电机功角；td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，eq′为暂态电动势，eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗；

分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势ed′和eq′；并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；

为了并网逆变器的安全运行，暂态电动势ed′和eq′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值edref和eqref，所述虚拟定子绕组如公式(8)所示：

e′-i(r+jx)＝eref(8)

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

虚拟定子绕组可以调整逆变器的输出阻抗，解决了线路阻抗中阻性成分带来的功率耦合问题，满足虚拟同步发电机的功率解耦条件。

通过电压外环控制将暂态电动势参考值edref和eqref与电压实际值的偏差，通过电流内环控制储能单元的电流参考值与实际值的偏差，并修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角，两者协同控制逆变器中晶闸管开关特性，用以模拟同步发电机的惯量和阻尼特性及调压特性。

本发明的一种储能电站参与电网一次调频深度的控制方法，图8为储能装置的灵活性指标示意图，图9为储能单元的静态频率特性曲线图，储能电站参与电网调频时，首先，储能电站的能量管理系统实时检测电网频率fmeas以及储能电站的soc，当电网频率发生异常时，能量管理系统首先判断soc是否位于调频工作范围(socmin，socmax)内，若不是，则储能电站处于强制充放电状态，反之，则正常工作；

其次，判断fmeas所属的频率范围，如果在频率死区(fmim，fmax)范围内，储能装置不参调整由光伏间歇出力或负荷波动造成的频率波动，此时一次调频过程由综合负荷和同步发电机的静态频率特性决定；当频率超出死区范围内时，储能单元启动惯量反应阶段及一次调频过程，根据自身的单位调节功率以及频率偏差的乘积开始吞吐系统中不平衡功率，此时储能装置的静态频率特性参与到电网一次调频过程中，储能电站的静态频率特性曲线如图9所示，储能电站的静态特性如式(11)所示：

式中，fmax，fmin为调频死区的左右界，kbattery为储能电站的单位调节功率；当频率上升超过频率死区右边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率kbattery的乘积为充电功率值，从分布式电源吸收电能，调整电网频率下降到频率死区内；当系统频率下降超过频率死区左边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率kbattery的乘积作为放电功率值，向电网释放电能。

含有储能电站的系统负荷波动与频率的关系特性曲线如图9a所示，储能电站开始参与系统一次调频，电网负荷波动与频率关系曲线进行切换，在相同的负荷波动范围内，大大降低了系统频率偏差，通过储能电站调差系数的设定，可以将系统频率限定在(fref1，fref2)范围内。

设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度的具体操作过程如下：

定义储能单元的单位调节功率kbattery和调差系数σbattery％，其取值根据储能装置参对传统机组参与系统一次调频的原理整定，根据储能电站的标准三阶模型，当系统负荷波动时，储能电站的调频出力δpbattery分为两部分，如式(13)所示：

δpbattery＝-(kmδf-dδω)(13)

式中，δf为系统频率测量值与参考值的偏差，δω为转速变化量；

则储能电站的单位调节功率如式(14)所示：

则储能单元的调差系数如式(15)所示：

式中，比例系数kb为储能单元的下垂系数；

其次，将储能电站根据荷电状态soc划分为三个区间；当soc∈(socmax，1)时，储能电站只放电不充电；当soc∈(socmin，socmax)时，储能电站在正常的调频工作区间，充放电自如；当soc∈(0，socmin)时，储能电站只充电不放电；在不同的soc区间根据荷电状态修正系统的下垂系数，如式(17)所示：

式中，kb0为正常工况下的下垂系数，k为极端情况下的修正系数，则储能电站的修正调差系数如式(18)所示：

储能电站根据调差系数分摊系统负荷波动的部分功率，贡献调频出力，当储能电站工作在调频区间时，储能单元调频出力为：

式中，pn为系统额定功率基准值，fn为系统的额定频率；

电力系统正常频率变化不超过额定频率的±0.2hz，则储能单元的最大调频出力为储能电站的额定功率pbattery-n，则式(19)转化为式(20)：

根据电力系统调频时长为0.5h，则储能电站配置储能的额定电量ebattery为如式(21)所示：

ebattery＝0.5pbattery-n(21)

考虑到系统一次频率调整为10s到15s，则储能电站的功率输出速率，即爬坡速率ηbattery如式(22)所示：

ηbattery＝0.1pbattery-max(22)

式中，δpbattery-max是系统在频繁负荷波动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率。

图10为电网的一次频率调整曲线图，传统机组参与电网一次调频特性如图10(a)所示，初始运行点o点为同步发电机频率特性与负荷频率特性的交点，设在o点运行时负荷突然增加δpl0，传统的一次调频过程由同步发电机功率增量以及负荷的自身调节作用使得系统达到一9个新的运行点o″，系统频率由f0下降到f0″，传统机组参与电网的一次调频出力如下：

δpl0＝-(kg+kl)(f0″-f0)

式中，kg为同步发电机的单位调节功率，kl为负荷的单位调节功率。

当储能单元参与电网一次调频过程中，由于负荷突增时发电机组和储能单元功率不能及时随之波动，同步发电机组将减速，系统频率将下降，在频率下降的同时，同步发电机组与储能单元的功率输出将因其调速器的一次调整作用而增大，负荷的功率将因它本身的调节效应而减小，同步发电机组与储能单元分摊功率的多寡由各自的调差系数决定，由于储能单元的静态频率特性是由频率偏差量映射到储能电站调频出力的单向调节过程，所以由负荷波动导致的储能电站参与电网一次频率调整的调频出力将不会反向影响系统的频率变化，即储能电站的功率输出对电网频率不会产生恶化影响。储能电站参与传统机组对电网的一次调频过程如图10(b)所示，c′o′为储能单元的调频出力，a′o′为传统机组的调频出力，b′a′为负荷的自身调节功率，根据储能电站、传统机组以及综合负荷的共同作用使系统达到新的稳定运行点o′,系统频率由f0下降到f0′，如下式(23)所示：

δpl0＝-(kbess+kg+kl)(f0′-f0)(23)

由储能电站的正向静态频率特性，系统的频率偏差量与储能电站的调差系数功决定了储能电站参与系统一次调频的功率分摊量，根据同步发电机转子转速和输出电磁功率的强耦合关系，储能电站的调频出力越大导致的同步发电机的功率分摊量越少，转子转速变化越小，新能源系统参与电网一次调频后频率波动越小。

本发明的一种储能电站参与电网一次调频贡献力的计算方法，根据上储能电站参与调频的能量配置，具体操作过程如下：

假设电网系统中有m台传统机组和n个储能电站参与电网一次调频，则传统机组总单位调节功率如式(24)所示：

则传统机组总的调频出力为δpgn如式(25)所示：

将kgn换算为以n台传统机组的总容量为基准的标么值(额定值除以基准值为标么值，)kgn*，则kgn*的倒数就是全系统传统机组的等值调差系数，如式(26)所示：

定义，储能电站的总单位调节功率如式(27)所示：

则储能电站总的调频出力为δpbatterym如式(28)所示：

将kbatterym换算为以m台储能电站的总容量为基准的标么值kbatterym*，则kbatterym*的倒数就是全系统储能电站的等值调差系数，如式(29)所示：

定义储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值为储能电参与电网一次调频的贡献因子λ，则贡献因子表达式λ如式(30)所示：

式中，pbn为储能电站的容量基准值，pgn为传统机组的容量基准值；

贡献因子λ越大，全系统储能电站的总调频出力越大，系统一次调频后的频率变化量越小，平抑频率波动效果越好，储能电站对传统机组参与新能源系统一次调频的贡献力越大。

为了验证基于同步发电机标准三阶模型的储能电站主动支撑控制方法及参与电网一次调频动态过程分析的正确性，搭建了20kv/100mw的光储柴联合发电系统，其中同步发电机的额定功率为100mw，光伏发电的额定功率为50mw，储能电站的容量配置为30mw，系统恒功率负荷为100mw，分别进行如下分析：

(1)负荷波动时储能电站不同虚拟惯量j对一次调频动态过程的影响。

(2)负荷波动时储能电站不同阻尼d对一次调频动态过程的影响。

(3)负荷波动时储能电站不同调差系数σbattery％对一次调频动态过程的影响。

(4)储能电站与传统机组不同调差系数下系统频率的一次调频的贡献力对比分析。

(5)模拟系统在连续负荷波动情况下系统各指标参数的波动过程，对电压频率等有良好的稳定支撑能力。

通过设置阻尼系数d＝20，在t＝200s时系统负荷突增11mw，分别选定不同的虚拟惯量j，图11(a)为负荷突增时时不同虚拟惯量j对系统动态频率的影响对比图，当虚拟惯量j较小时同步发电机特性不足导致系统频率支撑能力较弱。图11(b)为负荷突增时不同虚拟惯量j对电池储能电站输出功率的影响对比图，可以看出随着虚拟惯量j增大，储能电站有功动态响应超调量增加，输出功率的变化速率减小，一次调频动态响应时间越长，因此在负荷波动时，增大储能电站的虚拟惯量j可以获得较小的功率爬坡速率。

选定虚拟惯量j＝20，在t＝200s时系统负荷突增11mw，分别选定不同的阻尼系数d，图12(a)为负荷波动时不同阻尼d对系统动态频率的影响对比图，分别选定不同的虚拟阻尼系数d，可以看出随着阻尼d增大，系统角速度变化越慢，一次调频过程中的抑制频率振荡能力越强；图12(b)为负荷波动时不同阻尼系数d对电池储能电站输出功率的影响对比图，随着阻尼系数d的增大，电池储能电站输出有功控制超调量减小，输出功率的变化速率降低，导致储能电站的爬坡速率减小，系统的稳定性增强。

图13为负荷波动时不同调差系数σbattery％对一次调频动态过程的影响曲线图，图13(a)为不同调差系数下系统的动态频率，图13(b)为不同调差系数小电池储能电站的调频输出功率。对比储能单元的不同调差系数σbattery％下系统的频率波动及储能电站的调频出力和传统机组的调频出力，由于仿真环境下不能模拟一次调频过程中综合负荷的自身调节过程，所以负荷突增量由储能电站和传统机组承担，仿真结果表明，电池储能电站的调差系数越小，参与系统的调频出力越大，系统稳态频率偏差越小。

图14为不同调差系数下系统频率的一次调整曲线图，显示了储能电站的不同调差系数σbattery％下从初始运行点o抵达新的稳定点o′的一次调频过程，通过对比储能电站与传统机组的调频出力，分析储能电站对传统机组参与电网一次调频的贡献力。

在模拟系统连续的负荷波动情况下，图15(a)对比了系统中是否含有电池储能电站的传统机组的有功输出，图15(b)对比了是否含有电池储能电站的系统的频率波动，图15(c)表示电池储能电站的调频出力；仿真结果表明，储能电站在容量及荷电状态都满足的条件下，能够满足静态频率特性根据频率波动量主动、灵活的吞吐能量进行一次频率调整，改善系统由于新能源间歇性和负荷波动引起的频率变化，将频率维持在更小的波动范围内，稳定新能源机组并网点电压，提高了储能电站支撑新能源接入电网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力。