物理特性进 行设定，防止电池在充放电过程中电流的过快和过冲响应。
[0058]储能系统的虚拟惯性控制器可以在频率暂态调整过程中，保证储能系统向系统持 续快速地注入有功功率。当频率达到峰值(频率上升时达到最大值，频率下降时达到最小 值)且延时o.ls后虚拟惯性响应中止，电网通过自身惯性响应和其他发电机组的一次下垂 调频进行频率恢复。
[0059] (2)-次可变下垂控制
[0060]当频率经过Tdelayl以后电网频率偏差仍然大于储能系统电网允许的最大频率偏差 Afmax，储能一次下垂控制启动。Tcblayl可根据实际需求进行设定，本发明中取0.1S。
[0061]储能一次下垂控制是利用储能系统的一次调频储备裕度，根电网据频率偏差和下 垂特性对储能系统的有功功率输出进行调整，从而保证电力系统频率稳定在允许的偏差范 围内（±0.2Hz)，属于频率的有差调节。传统发电机的调速差公式为：
[0063]本发明在传统下垂控制的基础上引入了可变下垂控制的概念，即根据储能S0C状 态来动态调整下垂系数，具体方法:根据系统调频要求，确定储能系统S0C的最大值和最小 值下所对应的最大下垂系数Rmajp最小下垂系数Rmin，而后参照图3，由实测S0C值按线性插 值法通过如下公式计算t时刻的下垂系数RDrcicip,t:
[0065]上式中，RDrnt为t时刻的下垂系数，Rmax为最大下垂系数，Rmin为最小下垂系数，SOCbess,t为储能t时刻的荷电状态，S0Cmax为储能允许的荷电状态最大值，S0Cmin为储能允许 的荷电状态最小值。
[0066]这样就可以得到储能系统的一次可变下垂控制功率调整值，公式如下：
[0068]上式中，ΔPDrcmp,t为储能系统在t时刻的一次可变下垂控制功率调整值，PBESSN为储 能系统的额定功率Δfmax为一次下垂控制死区或最大频率偏差，min为取小值运算，min(a, b)返回a与b中的较小值，max为取大值运算，max(a，b)返回a与b中的较小值。
[0069]图4表示储能系统的一次下垂特性的控制框图，其中高通滤波器用于消除永久低 频扰动对控制系统的影响。
[0070] 为了避免储能系统一直处于一次频率调整状态，当一次调频响应达到Tdelay2以后， 储能系统的一次可变下垂控制结束。
[0071]步骤4:将虚拟惯性响应和一次可变下垂控制功率调整值加和得到一次调频有功 控制指令，根据一次调频有功控制指令，对储能系统的有功出力进行第一次调整，即将一次 调频有功控制指令下达给储能系统后即实现了一次频率控制。
[0072]具体的，一次调频有功控制指令按如下公式确定：
[0073] ΔPpF, t - A Plnert, t+ A PDroop, t;
[0074]其中，△PPF,t为t时刻的一次调频有功控制指令。
[0075]具体实施是，由于一次调频不能使电网频率恢复，还是会存在频率偏差，调度端会 实时检测电网频率与联络线功率波动，在频率发生变化后大约20s(预设延迟时间）后，调度 端开始启动二次调频，几分钟后结束。所以下面详细介绍二次调频的方法流程。
[0076]步骤5:经过预设延迟时间后，启动二次调频，确定二次调频指令；
[0077] 首先，判断SOCmin < SOCbess,t< SOCmai否成立，如果不成立，=0或=0，如 果成立，开始二次频率控制；
[0078]具体的二次频率控制步骤为：
[0079] 步骤51:确定电网二次频率控制需求ARR;
[0080]具体实施时，目前大电网二次频率控制通过自动发电系统(AGC)实现。目前国内互 联电力系统TBC-TBC的控制模式，二次频率控制的目标是区域控制偏差（AreaContro1 Error，ACE)，并经过滤波和PI(PI调节器是一种线性控制器，它根据给定值与实际输出值构 成控制偏差，将偏差的比例(P)和积分(I)通过线性组合构成控制量，对被控对象进行控制） 环节形成区域控制需求(ARR)，如图5所示。ARR表征区域内发电与负荷之间的不平衡功率， 即所有参与二次频率控制的发电机组应该调整的出力总量。
[0081] ACE计算公式：
[0082] ACEt =ΔPtie, t+KΔft=ΔPtie, t+ (Kg+Kd)Δft；
[0083]上式中：ACEt为t时刻的区域控制偏差，ΔPtie,^t时刻的联络线功率波动值，为t 时刻控制区与外部控制区联络线总功率之和与计划值的偏差;K为控制区域的功频静特性 系数，有两部分组成，其中Kc为控制区域内调频机组的频率调节效应系数，KD为控制区域内 负荷的频率调节效应系数，△ftSt时刻的控制区域的频率偏差。
[0084]步骤52:确定调频机组的二次频率控制的参与因子，其中，所述调频机组包括储能 机组、分担储能机组调频任务的发电机组(火电机组和/或水电机组)和不分担储能机组调 频任务的发电机组(火电机组和/或水电机组）；
[0085]具体实施时，根据所有参与二次调频的机组爬坡速率的大小，按照比例关系确定 调频机组的二次频率控制的参与因子PFi。各调频机组的二次频率控制的参与因子的计算 公式如下：
[0087]上式中：PFi为第i台调频机组的二次频率控制的参与因子;心为第i台调频机组的 爬坡速率;N为调频机组的数量。参与因子存在以下关系：
[0089]这样具有较快爬坡速率的机组就可以承担更多的调频任务。
[0090] 步骤53:根据电网二次频率控制需求ARR和参与因子，确定调频机组的基础二次调 频指令；
[0091]具体实施时，所述调频机组的基础二次调频指令按如下公式确定：
[0093]其中，'为第i台调频机组在t时刻的基础二次调频指令，PR为第i台调频机组 的二次频率控制的参与因子，ARRt为t时刻的电网二次频率控制需求。
[0094]步骤54:确定分担储能机组调频任务的发电机组的附加二次调频指令；
[0095]具体实施时，考虑到电池储能调节容量有限，特别当S0C达到最小值(放电深度限 制状态时通常10%)或最大值(充电深度限制状态时通常90%)时将停止放电和充电过程， 无法继续参与系统的AGC调频，此时如果无法快速调整其他发电机的出力，系统频率将因功 率缺额的出现而发生二次跌落(欠频)或升高(过频）。另一方面，AGC属于长时间动态频率调 节，最终增加或减少的负荷还需其他发电机组共同分担。因此，本发明将储能机组控制产生 的实时功率同时传送给其他指定的发电机组(火电或水电），同样参考参与因子计算公式， 按照指定的发电机组(分担储能机组调频任务的发电机组)的爬坡速率关系，确定指定的发 电机组的参与因子PF/。对于参与分担储能调频指令的发电机组，其附加二次调频指令为：
[0097]上式中，为第k台分担储能机组调频任务的发电机组的附加二次调频指令， 为第j台储能机组的基础二次调频指令;η为调频机组中储能机组的数量;PFk'为第 k台分担储能机组调频任务的发电机组的二次频率控制的参与因子;Rk为第k台指定发电机 组的爬坡速率;m为分担储能机组调频任务的发电机组的数量。
[0098]这种协调控制思想是基于传统前馈控制方式，可以使其它调频机组在储能装置AGC响应的后期尽早合理地安排出力，补偿因储能惯性中止所减少的有功输出或有功吸收， 有效减小系统的功率差额。
[0099]步骤55:根据调频机组的一次调频指令和基础二次调频指令，确定储能机组和不 分担储能机组调频任务的发电机组的总调频指令，其计算公式如下：
[0101]其中，为第i台调频机组在t时刻的总调频指令，Λ/Γ为第i台调频机组在t时 刻的一次调频指令，L为第i台调频机组的一次调频系数；△ft为t时刻的控制区域的频率偏 差。
[0102]同时，根据调频机组的一次调频指令、基础二次调频指令和附加二次调频指令，确 定分担储能机组调频任务的发电机组的总调频指令，其计算公式为：
[0104]其中，Mf'为第i台分担储能机组调频任务的发电机组的总调频指令。
[0105] 步骤5中计算得到的和Mf'都为二次调频指令。
[0106]步骤6:根据虚拟惯性响应、一次可变下垂控制功率调整值和二次调频指令，确定 二次调频有功控制指令；
[0107]具体的，根据虚拟惯性响应、一次可变下垂控制功率调整值、储能机组和不分担储 能机组调频任务的发电机组的总调频指令，确定储能机组和不分担储能机组调频任务的发 电机组的二次调频有功控制指令；
[0108]同时，根据虚拟惯性响应、一次可变下垂控制功率调整、分担储能机组调频任务的 发电机组的总的调频指令，确定分担储能机组调频任务的发电机组的二次调频有功控制指 令；
[0109]按照如下公式确定二次调频有功控制指令：
[0111] 其中，APFM,t为二次调频有功控制指令
[0112] 步骤7:根据二次调频有功控制指令，对储能系统的有功出力进行第二次调整。
[0113]具体的，包括:根据储能机组和不分担储能机组调频任务的发电机组的二次调频 有功控制指令，对调储能机组和不分担储能机组调频任务的发电机组的有功出力进行调 整；
[0114]同时，根据分担储能机组调频任务的发电机组的二次调频有功控制指令，对分担 储能机组调频任务的发电机组的有功出力进行调整。
[0115]举例：
[0116] 通过Matlab/Simulink搭建一个小型输电网络，如图6所示，电压等级220kV，额定 频率50Hz，整个系统包括两台150MVA火电机组模型(火电1)和200MVA火电机组模型(火电2) (带有完整调速和励磁控制系统），一台额定容量20MWh的储能系统电磁暂态模型(充放电额 定功率20MW，额定电压380V)，一个322MW的恒功率负荷模型（负荷1)。
[0117]为模拟电力系统稳态情况下发生欠频故障（小于50Hz时），在15s突然增加一个 24MW的恒功率负荷2，系统有功功率出现暂态不平衡，电网频率瞬时跌落，如果储能系统不 参与任何系统调频，仅通过其它两台同步发电机组(火电1和火电2)的调速器来增加有功出 力，会因其机电暂态响应速度过慢(秒级），导致频率下降速率过快，特别是最低点频率值 (49.41Hz)将小于系统频率安全值49.5Hz，低频减载保护会立即动作，部分负荷将被切除， 对用户和电网造成一定经济的损失。如果储能通过虚拟惯性响应和一次下垂控制，根据系 统频率的变化合理快速的调整储能系统的有功出力，则系统动态频率特性将会得到明显的 改善。