风力发电的输出功率具有波动性和不确定性,其大规模并网会给电网安全稳定运行带来重大挑战。与此同时,传统调频电源响应慢、爬坡速率低,已难以适应电力系统快速发展及新能源接入的需求。如何在风电高渗透率条件下确保电力系统频率稳定已成为中国电网面临的新挑战之一。近年来,各种电力储能技术的快速发展为解决这些问题带来了新的契机。储能电源具有快速精确的功率跟踪能力,能为电力系统提供优质的调频服务,比传统调频电源更加高效,为电网调频所面临的困境提供了一种新的辅助手段。因此,在充分考虑技术特性的基础上,探讨储能电源参与电网频率调整的相关策略,可以提高电网的稳定运行水平及风电接纳能力,具有重要的理论意义和应用价值。首先,从电力系统频率调整的原理出发,对常规电源与电网调频的物理结构、运作方式进行了详细阐述,阐明了各级调频的具体实现方法,其中二次调频采用自动发电控制(AGC)系统调节,并研究了储能电源在风电接入下参与电网AGC的管理和控制方式。其次,构建了含大规模风电电力系统频率动态评估方法,利用t-location概率分布模型描述风电功率随机波动特性、采用序贯蒙特卡洛法模拟时序风电功率序列。以某区域电网为例,仿真分析了大规模风电场群联网运行对系统频率的影响。再次,针对电网AGC的应用,确定参与电网AGC的最佳储能类型为飞轮储能,利用爬坡率-持续时间曲线和概率分布曲线等概率统计方法对电网AGC的需求在算例中进行定量需求性分析,确定储能电源参与电网AGC的容量需求,并构建储能电源参与电网AGC的经济模型,分析了储能电源参与电网AGC的经济性。最后,探讨了储能电源与常规发电机组协调参与电网AGC的控制策略。依据电网的不同运行状态,设置不同的响应优先级,采用不同的控制策略,实现储能电源与常规发电机组之间的协调配合,且充分发挥了储能电源的优势。为验证所提控制策略的有效性,利用MATLAB/Simulink对储能电源参与AGC的两区域互联电网的AGC进行了动态仿真。仿真结果表明,基于所提控制策略,储能电源参与互联区域AGC能有效抑制系统频率波动,提高频率响应速度,减小了联络线交换功率偏差的幅度,并使储能电源的SOC保持在一定的范围内,有利于系统在扰动或故障情况下提供功率支持,提高电网的运行水平和抵御故障的能力。
