储能系统协同常规机组调峰控制策略研究

李艳生,蔺 红

（新疆大学 电气工程学院，新疆 乌鲁木齐830047）

0 引言

随着风电在电网中所占的比例增大，风电具有的反调峰特性使电网的调峰压力越来越大[1]，[2]，将储能系统作为灵活的可调节资源参与电网调度，是解决含大规模风电的电力系统调峰困难的有效途径之一[3]，[4]。

近年来，国内外提出了考虑常规机组低负荷运行和爬坡工况的发电成本计算模型，建立了“风、光、火、蓄、储”多能源互补优化调度模型[5]。大规模风电接入使得电网在高峰运行时段可能面临较大的调峰与调频压力，文献[6]提出了一种高峰运行时段非自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）机组、按期望运行点调整型（Base Load Off-Regulated，BLO）AGC和按区域控制偏差（Area Control Error，ACE）自动调节型（Base Load Regulated，BLR）AGC3类机组的协调控制策略。文献[7]为加强非自动发电控制（NONAGC）机组和BLO型AGC机组与BLR型AGC机组的协调，提高NON-AGC机组和BLO型AGC机组群体跟踪负荷能力，并利于BLR型AGC机组的解困，在常规在线调度时间级中细分出超短时在线调度时间级，并提出了两者协调的机制和策略。随着风电并网的容量增加，其随机性和波动性增大系统调节压力，文献[8]从负荷侧考虑，提出源荷协调控制策略，在负荷低谷时段利用调节高载能负荷调峰，进而提高风电的消纳。文献[9]提出了一种电网调峰不足时调峰需求量的确定方法。文献[10]提出一种基于减法聚类和自适应网络模糊推理（SCM-ANFIS）电网负荷预测和调峰目标动态规划相结合的储能电站调峰控制策略。文献[11]提出了一种基于动态规划的储能系统削峰填谷实时优化控制策略，可有效减小负荷峰谷差。文献[12]在负荷预测的基础上，提出以一个边际负荷值来确定电站充放电运行状态的控制方案。以上研究成果未考虑如何将储能与常规机组协调作用，共同参与电网调峰的问题。

本文针对大规模风电并网引起的电力系统调峰能力不足问题，利用储能灵活充放电特性补充AGC机组，NON-AGC机组调峰能力，建立了AGC机组向NON-AGC机组与储能的转移功率模型，根据AGC机组与NON-AGC机组协调控制策略，提出AGC机组、NON-AGC机组和电池储能协调，共同参与调峰的控制策略。算例表明，本文提出的控制策略可以提高系统的调峰能力，减小弃风，提高风电消纳，可以减少NON-AGC机组的启停次数，提高系统运行的经济性。

1 储能系统协同常规机组调峰机制

风电具有强随机性，不确定性和反调峰特性，大规模风电并网使净负荷（原始负荷减风电出力）的峰谷差增大，加剧电力系统调峰压力。

传统电力系统调峰主要是依靠自动发电控制（AGC）机组和非自动发电控制（NON-AGC）机组之间的协调完成，在预调度时间级（一般为15 min）调整NON-AGC机组输出功率保证电网安全运行、在线调度时间级（一般为5 min）调整AGC输出功率达到系统有功功率平衡。AGC机组调节速度比较快，但调节容量有限，NON-AGC机组调节速度较慢，调节容量充足，可以作为AGC机组的后备承担一部分调峰任务。在线调度时间级只能给出NON-AGC机组集合一次固定的功率分配计划。当净负荷变化速率较大时，数量和容量有限的AGC机组很容易失去调节容量，导致系统有功功率不平衡。在负荷低谷时段，当机组调节余量不足时，电力系统会限制风电的并网导致弃风，或者启停机组来调峰。

电池储能系统提高系统调峰能力机理见图1。

图1 储能参与调峰机理Fig.1 Energy storage involved in peaking mechanism

由图1可知，在加储能装置前，净负荷由P1下降到P2时段，此时AGC机组与NON-AGC机组协调调峰；当净负荷小于P2时，仅依靠AGC机组与NON-AGC机组两者协调会出现机组启停或者弃风。为系统配置额定功率为PESS的电池储能，相当于AGC机组旋转备用容量增加了PESS，当净负荷小于P2时，为保证系统留有一定的可调余量和系统的稳定性，AGC机组保留一定的余量情况下与NON-AGC机组和储能系统协调，满足净负荷的需求，使机组不必启停或减小弃风。

2 储能与常规机组协调调峰控制策略

2.1 储能与常规机组协调关系

储能系统与AGC机组、NON-AGC机组协调配合调峰实现的关键是时间级配合与调节余量的协调。

2.1.1时间级配合

为达到储能与常规机组协调调峰，又避免储能系统不必要的频繁充放电，储能系统改进调度时间级设置为10 min，储能（改进调度时间级）与AGC机组（在线调度时间级）、NON-AGC机组（预调度时间级）时间级配合示意图见图2。

图2 时间级配合示意图Fig.2 Schematic diagram of time division

NON-AGC机组每15 min启动一次，给出未来60 min的计划调度指令。AGC机组每5 min跟随净负荷的变化，动态修正计划指令。储能系统每10 min判断AGC机组与NON-AGC机组调节余量，动态修正计划指令。每次实际执行的只是第一时段的计划指令，控制周期不同，控制目标不同，实现功能互补。

2.1.2调节余量协调

储能与AGC机组、NON-AGC机组协调调峰，协调控制如图3所示。

图3 储能与常规机组协调控制示意图Fig.3 Schematic diagram of coordinated control of energy storage and conventional units

2.2 调节余量与功率转移量的计算

2.2.1调节余量的计算

2.2.2功率转移量的计算

①AGC机组向NON-AGC机组转移功率

在净负荷减小时段，AGC机组会出现下调容量不足的情况，为满足下一个在线调度时间级AGC有足够的调节容量，AGC机组须要把一部分功率转移到NON-AGC机组上，AGC机组转移到NON-AGC机组的功率为

②AGC机组向储能系统转移功率

同理，在净负荷高峰时段，当AGC机组与NON-AGC机组调节余量无法满足系统需求时，为满足AGC机组在改进调度时间级有足够的调节余量，AGC机组向储能转移功率为

2.3 储能与常规机组协调控制策略

根据AGC机组与NON-AGC机组的协调机制，提出AGC机组、NON-AGC机组与储能的协调控制策略如下。

①ΔDt＜0时

2.4 实现过程

3 算例分析

以新疆某地区电网为分析对象，如图4所示。

图4 新疆某地区电网示意图Fig.4 Schematic diagram of a power grid in Xinjiang

图4中风电装机为987 MW。该电网有8台NON-AGC机组，4台AGC机组，机组参数见表1。

表1 机组参数Table 1 Thermal power unit parameters

为该电网配置100 MW·h的锂电池储能系统。储能的初始SOC取50%，以5 min为采样间隔，对负荷，风电数据从0点开始进行采样，得到的风电数据、负荷数据以及净负荷的数据曲线如图5所示。

图5 新疆某地区日风电出力、负荷和净负荷图Fig.5 Daily wind power output，load and net load map in a certain area of Xinjiang

由图5知，通过对比负荷和净负荷两条曲线，可以看出净负荷的峰谷差比负荷的峰谷差有明显的增大，大规模的风电并网增加了系统的调峰压力。

该地区电网加入储能系统之前，常规火电机组调峰空间如图6所示。

图6 加入储能前电网调峰空间图Fig.6 Peak space adjustment of the grid before adding energy storage

由图6可知，在负荷谷值时段，电网会限制风电的并网，造成弃风。在负荷高峰时段，一般会启动另一台机组来满足净负荷的需求。

AGC机组在线调度时间级频繁调节自身出力来满足负荷的需求，AGC机组每次调节余量不足都对应一次的功率转移，如图7所示。

图7 NON-AGC，AGC机组输出功率曲线图Fig.7 NON-AGC，AGCunit output power curve

AGC机组在预调度时间级与NON-AGC机组协调，当常规机组调节余量不足时，AGC机组在改进调度时间级与储能系统协调，满足系统的需求。提出的储能与AGC机组协调机制，使AGC机组在负荷峰值和谷值时段都保留一定的调节余量，有利于系统的稳定。

图8为储能系统充放电功率曲线。

图8 储能系统输出功率曲线图Fig.8 Energy storage system output power curve

由图8可知，储能系统充放电功率变化速率较快，且放电次数较少，电池一天内等效充放电两次，充分发挥了储能系统的灵活性，同时储能系统不必频繁改变自身输出功率。

图9 储能系统SOC变化曲线图Fig.9 Energy storage system SOC curve

图10 加入储能后电网调峰空间分析图Fig.10 Analysis of the peaking space analysis of the power grid after energy storage

图9为电池1 d中SOC的变化曲线。由图可知，电池的SOC保持在一定的范围内，为电池参与调峰留了足够的余量。加入储能后，电网调峰空间如图10所示。由图可知，在负荷低谷时段，负荷的值小于常规机组的最小输出功率与风电出力值之和。但是，由于储能系统的存在，储能、AGC机组与NON-AGC协调，储能吸收功率能够满足净负荷的需求，因此电网不必采取弃风措施，即可提高风电消纳。经过计算，一天之中减少了弃风28.337 MW·h。在负荷高峰时段，负荷的值大于常规机组的最大出力与风电出力值之和。但是，由于储能的存在，储能与AGC机组、NON-AGC机组协调，释放功率，能够满足负荷的需求，因此不必开启另一台NON-AGC机组，提高了系统的经济性。

算例分析结果显示，本文所设计的AGC机组、NON-AGC机组与电池储能系统协调作用调峰的控制策略，在负荷的谷值与峰值时，使AGC机组保留一定调节余量，满足系统需求。电力系统不必弃风，提高了风电的消纳。系统也不必开启另一台NON-AGC机组来满足负荷需求，大大提高了电网运行的经济性，且充分发挥了储能系统放电功率变化速度快的优点，有效运用了储能系统的灵活性。

4 结论

大规模的风电并网，使电力系统调峰困难的问题日益显著。在低谷时段，净负荷的最小值小于机组的最小输出功率，电网可能会采取启停机组或弃风措施；在高峰时段，净负荷的最大值大于风电出力加机组的最大输出功率，要采取启动另一台NON-AGC机组才能保持有功功率的平衡。基于所设计的AGC机组、NON-AGC机组与电池储能协调作用调峰的控制策略，从时间级配合和调节余量协调两个方面考虑储能与AGC机组、NON-AGC机组的协调，引入的改进调度时间级，实现储能与常规机组时间协调配合。基于实际算例表明，该控制策略有效提高了系统的调峰能力，减小弃风，提高风电消纳，也有效减少NON-AGC机组的启动次数，提高系统运行的经济性。