摘要：高比例电力电子设备无法为系统提供足够惯量,给电力系统带来巨大的挑战。虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)控制的储能系统可以参与电网频率调整,提高频率稳定性。重点分析VSG控制参数对含规模化储能的多节点系统的稳定性和惯量支撑能力的影响,给出规模化储能在不同系统惯量水平下控制参数的配置依据。首先,介绍VSG控制的原理和实现方式,并建立系统的状态空间模型。其次,分析同步电机的惯量响应过程,推导频率扰动事件下VSG需要提供的能量及对应的虚拟惯性时间常数。然后,建立含VSG控制储能的3机9节点系统仿真模型,利用模态分析法分析控制参数对系统稳定性的影响。最后,通过仿真验证储能的惯性支撑能力以及储能参数配置原则的有效性。

摘要：针对多个储能电站参与一次调频的稳定运行问题,提出一种考虑荷电状态(SOC)均衡需求的储能电站协同调频控制策略。首先,建立含多个储能电站的区域电网调频控制模型,并分析储能电站参与一次调频的基本控制规律。其次,根据系统调频动作区和死区内的净功率变化,对不同工作阶段区间调频功率与SOC均衡功率的互补耦合特性进行分析,论证储能SOC均衡控制与调频需求协同响应的可行性,在此基础上设计储能的协同调频控制策略,并给出关键控制参数的设计方法。本文方法在改善分布式储能电站调频效果的同时,减小了储能电站SOC越限风险,使得其频率支撑能力更加稳定。最后,搭建典型区域电网模型,结合不同频率波动工况进行仿真验证,结果表明所提控制策略可以有效改善频率质量,在不增加系统调频负担的前提下实现多个储能电站的荷电状态均衡。

摘要：风电、光伏等新能源通过逆变器并入电网,不具有惯量支撑能力,因此大规模新能源接入电网会降低系统的惯量水平。在N-K故障下,系统可能因惯量水平过低而频率失稳,导致电源脱网,给系统造成严重经济损失。针对此问题,提出一种考虑N-K故障下系统频率稳定性的储能电站优化规划方法。首先,分析系统惯量与系统频率变化的关系,给出系统惯量需求约束。其次,充分考虑储能电站在系统中调频、调峰及潮流调度等应用场景,以储能电站建设成本及极端故障下切负荷成本最小为目标函数,构建储能电站定容选址优化模型。最后,以IEEE 39节点系统为仿真算例。仿真结果表明,基于所提方法的定容选址规划方案能够有效提升系统频率稳定性,缓解系统在极端故障下的大面积停电问题。