5] 按如下方式確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令：
[0066] 確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的二次頻率控制的參與因子；
[0067] 根據儲能機組的基礎二次調頻指令、分擔儲能機組調頻任務的發電機組的二次頻 率控制的參與因子，確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令。
[0068] 在一個實施例中，所述附加二次調頻指令確定模塊具體用于：
[0069] 按如下公式確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令：
[0070]
[0071] 其中，為第k臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令， 直為第搶儲能機組的基礎二次調頻指令;η為調頻機組中儲能機組的數量;PFk'為第 k臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的二次頻率控制的參與因子;化為第k臺指定發電機 組的爬坡速率;m為分擔儲能機組調頻任務的發電機組的數量。
[0072] 在一個實施例中，所述第二總調頻指令確定模塊具體用于：
[0073] 按如下公式確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令：
[0074]
[007引其中，Δ/^ff為第i臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令。
[0076] 在發明實施例中，在電網頻率發生偏差時，儲能系統參與電網二次頻率控制，根據 儲能機組和不分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令，對調儲能機組和不分擔儲 能機組調頻任務的發電機組的有功出力進行調整;和，根據分擔儲能機組調頻任務的發電 機組的總調頻指令，對分擔儲能機組調頻任務的發電機組的有功出力進行調整，從而控制 電網二次頻率，運樣通過協調儲能系統與傳統的發電機組的調頻指令，可W達到充分利用 儲能系統的快速響應能力，提高電網調節的速度和精度。
【附圖說明】
[0077] 此處所說明的附圖用來提供對本發明的進一步理解，構成本申請的一部分，并不 構成對本發明的限定。在附圖中：
[0078] 圖1是本發明實施例提供的一種儲能參與電網二次頻率控制的方法流程圖；
[0079] 圖2是本發明實施例提供的一種區域控制偏差ACE計算流程圖；
[0080] 圖3是本發明實施例提供的一種電力系統結構簡圖；
[0081 ]圖4是本發明實施例提供的一種系統頻率變化情況示意圖；
[0082] 圖5是本發明實施例提供的一種儲能參與電網二次頻率控制的裝置結構圖。
【具體實施方式】
[0083] 為使本發明的目的、技術方案和優點更加清楚明白，下面結合實施方式和附圖，對 本發明做進一步詳細說明。在此，本發明的示意性實施方式及其說明用于解釋本發明，但并 不作為對本發明的限定。
[0084] 在本發明實施例中，提供了一種儲能參與電網二次頻率控制的方法方法，如圖1所 示，該方法包括：
[0085] 步驟101:對電網頻率進行實時監控，當電網頻率出現偏差時，按照如下方式對電 網頻率進行控制，到下一個指令周期時，如果電網頻率仍然存在偏差，則重復W下所有步 驟，直至電網頻率不存在偏差為止：
[0086] 步驟102:確定電網二次頻率控制需求ARR;
[0087] 具體實施時，目前大電網二次頻率控制通過自動發電系統(AGC)實現。目前國內互 聯電力系統TBC-TBC的控制模式，二次頻率控制的目標是區域控制偏差（Area Contro 1 Error, ACE),并經過濾波和PI(PI調節器是一種線性控制器，它根據給定值與實際輸出值構 成控制偏差，將偏差的比例(P)和積分(I)通過線性組合構成控制量，對被控對象進行控制） 環節形成區域控制需求(ARR)，如圖2所示。ARR表征區域內發電與負荷之間的不平衡功率， 即所有參與二次頻率控制的發電機組應該調整的出力總量。
[0088] ACE計算公式：
[0089] ACEt = Δ Ptie, t+K Δ f t = Δ Ptie, t+ 化g+Kd ) Δ f t;
[0090] 上式中：ACEt為t時刻的區域控制偏差，Δ Ptie,t為t時刻的聯絡線功率波動值，為t 時刻控制區與外部控制區聯絡線總功率之和與計劃值的偏差;κ為控制區域的功頻靜特性 系數，有兩部分組成，其中Kg為控制區域內調頻機組的頻率調節效應系數，Kd為控制區域內 負荷的頻率調節效應系數，Δ ft為t時刻的控制區域的頻率偏差。
[0091] 步驟103:確定調頻機組的二次頻率控制的參與因子，其中，所述調頻機組包括儲 能機組、分擔儲能機組調頻任務的發電機組(火電機組和/或水電機組)和不分擔儲能機組 調頻任務的發電機組(火電機組和/或水電機組）；
[0092] 具體實施時，根據所有參與二次調頻的機組爬坡速率的大小，按照比例關系確定 調頻機組的二次頻率控制的參與因子PFi。各調頻機組的二次頻率控制的參與因子的計算 公式如下：
[0093]
[0094] 上式中：PFi為第i臺調頻機組的二次頻率控制的參與因子;Ri為第i臺調頻機組的 爬坡速率;N為調頻機組的數量。參與因子存在W下關系：
[0095]
[0096] 運樣具有較快爬坡速率的機組就可W承擔更多的調頻任務。
[0097] 步驟104:根據電網二次頻率控制需求ARR和參與因子，確定調頻機組的基礎二次 調頻指令；
[0098] 具體實施時，所述調頻機組的基礎二次調頻指令按如下公式確定：
[0099]
[0100] 其中，Δ/滬為第i臺調頻機組在t時刻的基礎二次調頻指令，PFi為第i臺調頻機組 的二次頻率控制的參與因子，ARRt為t時刻的電網二次頻率控制需求。
[0101] 步驟105:確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令；
[0102] 具體實施時，考慮到電池儲能調節容量有限，特別當S0C達到最小值(放電深度限 制狀態時通常10%)或最大值(充電深度限制狀態時通常90%)時將停止放電和充電過程， 無法繼續參與系統的AGC調頻，此時如果無法快速調整其他發電機的出力，系統頻率將因功 率缺額的出現而發生二次跌落(欠頻)或升高(過頻）。另一方面，AGC屬于長時間動態頻率調 節，最終增加或減少的負荷還需其他發電機組共同分擔。因此，本發明將儲能機組控制產生 的實時功率同時傳送給其他指定的發電機組(火電或水電），同樣參考參與因子計算公式， 按照指定的發電機組(分擔儲能機組調頻任務的發電機組)的爬坡速率關系，確定指定的發 電機組的參與因子PF/。對于參與分擔儲能調頻指令的發電機組，其附加二次調頻指令為：
[0103]
[0104] 上式中，為第k臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的附加二次調頻指令， 化.' Δ/籃w為第j臺儲能機組的基礎二次調頻指令;η為調頻機組中儲能機組的數量;PFk'為第 k臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的二次頻率控制的參與因子;化為第k臺指定發電機 組的爬坡速率;m為分擔儲能機組調頻任務的發電機組的數量。
[0105] 運種協調控制思想是基于傳統前饋控制方式，可W使其它調頻機組在儲能裝置 AGC響應的后期盡早合理地安排出力，補償因儲能慣性中止所減少的有功輸出或有功吸收， 有效減小系統的功率差額。
[0106] 步驟106:根據調頻機組的一次調頻指令和基礎二次調頻指令，確定儲能機組和不 分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令，其計算公式如下：
[0107]
[0108] 其中，為第i臺調頻機組在t時刻的總調頻指令，為第i臺調頻機組在t 時刻的一次調頻指令，Κι為第i臺調頻機組的一次調頻系數；Aft為t時刻的控制區域的頻率 偏差。
[0109] 確定了調儲能機組和不分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令之后，需 要根據總調頻指令對調儲能機組和不分擔儲能機組調頻任務的發電機組的有功出力進行 調整。
[0110] 步驟107:根據調頻機組的一次調頻指令、基礎二次調頻指令和附加二次調頻指 令，確定分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令，其計算公式為：
[0111]
[0112] 其中，'為第i臺分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令。
[0113] 計算出分擔儲能機組調頻任務的發電機組的總調頻指令之后，根據總調頻指令對 分擔儲能機組調頻任務的發電機組的有功出力進行調整。
[0114] 舉例；
[0115] 通過Matlab/Simulink搭建一個小型輸電網絡，如圖3所示。電壓等級220kV，額定 頻率50化，整個系統包括150MVA火電機組模型(火電1)和200MVA火電機組模型(火電2)(帶 有完整調速和勵磁控制系統），一臺額定容量20MWh的儲能系統電磁暫態模型（充放電額定 功率20MW，額定電壓380V)，一個322MW的恒功率負荷模型(負荷1)。
[0116] 為模擬電力系統穩態情況下發生欠頻故障(頻率小于50化），在15s突然增加一個 24MW的恒功率負荷（負荷2)，系統有功功率出現暫態不平衡，電網頻率瞬時跌落，如果儲能 電站不參與任何系統調頻，僅通過其它兩臺同步發電機組的調速器來增加有功出力，會因 其機電暫態響應速度過慢(秒級），導致頻率下降速率過快，特別是最低點頻率值(49.4Hz) 將小于系統頻率安全值49.5化，低頻減載保護會立即動作，部分負荷將被切除，對用戶