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《储能科学与技术》推荐|马志勇等：抽水蓄能-飞轮混合储能系统协调控制方法

日期： 来源：储能科学与技术收集编辑：武鑫 尚文举

作者：武鑫1(), 尚文举1, 马志勇1(), 滕伟1, 张爽2, 罗海荣2 

单位：1. 华北电力大学先进飞轮储能技术研究中心；2. 国网宁夏电力有限公司电力科学研究院

引用： 武鑫,尚文举,马志勇等.抽水蓄能-飞轮混合储能系统协调控制方法[J].储能科学与技术,2023,12(02):468-476.

DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2022.0550

摘 要 建立了一台容量为300 MW的抽水蓄能机组功率模型和容量为25 MW的飞轮储能阵列模型并分析了各自的充放电特性。然后，为了达到抽水蓄能机组综合调频指标提高至2倍，同时减小机组磨损进而降低损耗成本的目标，基于水电机组斜坡输入控制策略和飞轮储能阵列荷电状态(SOC)分段控制策略，提出了一种抽水蓄能-飞轮混合储能系统的协调控制策略。最后，根据某额定功率为300 MW的抽水蓄能机组历史运行数据，通过仿真实验验证了所提出的混合储能系统协调控制策略。结果表明：在电网二次调频过程中，提出的混合储能系统协调控制策略将抽水蓄能机组的综合调频性能指标提高2.29倍以上，能够显著减少抽水蓄能机组平稳运行阶段的频繁输出调整、进而降低损耗成本并提高抽水蓄能机组的稳态运行特性，同时保证飞轮储能阵列的SOC维持在合理水平。
关键词 抽水蓄能；飞轮储能；混合储能系统；协调控制方法；二次调频
构建新型电力系统是实现我国“双碳”目标的必由之路，已上升为国家战略。可再生能源发电系统在整个电力系统中比例的不断增加给电力系统安全稳定运行带来了严峻的挑战。频率作为电力系统运行最重要的参数之一，其稳定性是电力系统安全稳定运行的主要目标，目前广泛采用的二次调频模式是自动发电控制(automatic generation control，AGC)模式。储能系统作为一种灵活电源，能够有效解决电力系统调峰调频能力不足的问题。抽水蓄能作为一种传统的储能系统，具有功率大、容量大、使用寿命较长、可灵活调节等优点，在电力系统的调频调峰方面发挥着重要的作用。但相比于其他储能系统，抽水蓄能的能量密度和功率密度较低，由于调速器和导叶开度速率等限制，其动态调节响应较慢。飞轮储能作为典型的功率型储能，具有循环使用寿命较高、响应速度快、免维护、可扩展性好、无污染等优点，但容量相对较低，难以补偿电网的大功率波动分量。能量型储能与功率型储能相结合的混合储能，可有效解决单一储能类型受能量密度或循环寿命低等因素限制的问题，从而降低初始投资成本并提高系统可靠性。
国内外学者已经开展了相关研究，通过改善水电机组的时域响应特性，并将飞轮储能参与到水电机组调频中，从而提高水电机组的综合调频性能指标。Choudhury等验证了飞轮储能系统的控制策略，指出飞轮储能系统有助于改善电网特性。Jin等提出了飞轮辅助水电机组的协调控制策略，该策略根据飞轮荷电状态(state of charge，SOC)和水电机组协调调动，提升了水电机组的响应特性和效率。Hu等指出若储能单元在很高或很低的SOC水平长时间工作，会对储能寿命产生重要的影响。Silva等提出了信号滤波和储能单元充放电状态优化方法。李志强等根据储能特性的不同，对飞轮储能阵列SOC各个区间进行了划分。王念仁等建立了水电机组单机AGC调节环节模型，对影响AGC调节性能的因素进行了深入的分析，改进了AGC控制策略及参数设置方法，试验结果表明显著提高了水电机组AGC调节性能。任继云指出采用可变速抽水蓄能机组，在抽水工况调节输出功率可减少导叶运动次数，减小轴系磨损和水压脉动。罗耀东根据飞轮储能参与电网调频的系统频率特性，提出了兼顾调频效果和储能电量持续性管理的飞轮储能系统运行控制策略。吴凡等完成了水电机组AGC与调速器调频联合试验，并通过AGC考核计算方法验证了调速器调频和AGC联合优化后的调频性能良好，对其他水电机组相关设计有一定参考意义。何常胜等提出了功率控制模式下水电机组采用斜坡函数作为AGC负荷指令的控制策略，为水电机组和功率型储能寻找理想的配合策略提供了参考依据。秦昊等提出了辅助抽水蓄能调频的飞轮控制策略，确定了不同荷电状态区间上飞轮储能系统的出力模式。
上述研究所提出的飞轮辅助水电或抽水蓄能机组的控制策略得到的低频信号仍然需要机组频繁调节其输出，机组的升降负荷运动并没有显著减少。由于飞轮储能系统的容量有限，若给定高频信号较长时间处于充电或放电状态，飞轮SOC很快就会达到设定的出力限值，需要考虑在机组响应阶段飞轮储能阵列的充放电状态，及时为飞轮储能阵列充放电，进而维持飞轮SOC在合理区间，同时应保证尽量减少机组的动作次数，提升机组的调频性能。因此现有研究尚未基于机组综合调频性能提升指标深入分析水电-飞轮混合系统协调控制方法。
针对上述研究中存在的问题，本工作采用抽水蓄能机组和飞轮储能阵列相结合的混合储能系统提高抽水蓄能机组综合调频性能。首先建立抽水蓄能机组和飞轮储能阵列模型并分析各系统充放电特性。然后以将抽水蓄能机组综合调频性能指标提高2倍为目标，提出了一种抽水蓄能-飞轮混合储能系统的协调控制策略。最后，基于某额定功率为300 MW的抽水蓄能机组的AGC指令，通过仿真实验验证了本工作提出的混合储能系统协调控制策略。根据华北区域“两个细则”中的AGC性能考核标准计算，抽水蓄能机组的综合调频性能指标可提高2.29倍以上，同时能够显著减少抽水蓄能机组导叶运动次数，降低损耗成本并提高效率，且飞轮SOC均维持在合理水平。本工作所提出的混合储能系统协调控制策略可以显著改善抽水蓄能机组的动态性能，从而为保障电网的安全稳定运行提供技术支持。

1 混合储能系统充放电特性

1.1　抽水蓄能机组充放电特性

抽水蓄能机组是一个水机电耦合的系统，包括水泵水轮机、电机、变流器、控制系统等部分。根据文献[18]和文献[19]在MATALAB/Simulink仿真平台建立容量为300 MW的抽水蓄能机组功率模型，以某额定功率为300 MW的抽水蓄能机组实际AGC指令对所建抽水蓄能机组模型进行验证，并与机组实际输出进行对比，取150 MW、250 MW发电工况和某段抽水工况实际数据进行仿真实验，结果如图1所示。

图1   抽水蓄能机组空载至增负荷仿真实验验证
根据相对误差公式：

(1)
式中：xi为第i秒的实验值；ri为第i秒的实际值。
取i=100 s、200 s、300 s、400 s、500 s、600 s、700 s、800 s八个点，计算得出发电工况下抽水蓄能机组仿真模型与实际机组功率输出之间的平均误差小于4%，抽水工况下误差小于3%。由此可见发电和抽水工况下仿真模型响应结果与机组实际输出拟合度较高，仿真模型能够较为准确反映机组运行工况，本工作所建立的抽水蓄能机组模型可用于后续的仿真实验研究。

1.2　飞轮储能阵列充放电特性

飞轮储能的基本原理是电能与旋转体动能之间的转换，飞轮储能系统控制模型主要由飞轮、电机和变流器三个部分组成。根据文献[20]建立1 MW/250 kWh飞轮储能单元模型如下：

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)
式中：，为飞轮储能系统的额定功率，为直流基准电压，C为直流母线电容，为永磁磁链，H为惯性常数，为角速度，为直流电压，为直流电流，为参考功率，为输出功率，为电机转矩，为q轴电流。
设定飞轮储能单元间功率分配方式为等功率分配，将25个参数相同的飞轮储能单元并联组成容量为25 MW的飞轮储能阵列，建立飞轮储能阵列模型，并以额定功率对飞轮储能阵列进行快速充放电验证，如图2所示。等功率分配模式下飞轮储能阵列的SOC和飞轮储能单元SOC一致，飞轮储能阵列充放电功率能够快速准确地跟随参考功率信号并稳定到新的给定值，且响应时间小于0.05 s，结果符合飞轮储能系统具备毫秒级调节能力的特性。由此，验证了采用的飞轮储能阵列模型的有效性，可以满足参与电网二次调频的要求。

图2   飞轮储能阵列充放电特性

2 混合储能系统协调控制方法

2.1　AGC综合调频性能指标

抽水蓄能机组AGC性能改善有利于提高全网调节水平，本工作依据华北电网“两个细则”的要求对抽水蓄能机组进行考核，考核标准如表1所示。

表1   水电机组AGC调节性能要求


每次AGC动作时按式(7)计算AGC调频性能综合指标：

(7)
式中：K1、K2、K3分别为响应时间指标、调节速率指标、调节精度指标，K衡量的是该机组某次AGC调节过程中的调节性能好坏程度。

2.2　混合储能系统协调控制方法

本工作提出一种抽水蓄能-飞轮混合储能系统的协调控制策略，控制目标如下：
①提高抽水蓄能机组综合调频性能指标2倍；
②减少抽水蓄能机组的频繁输出调整，以降低损耗成本并提高效率；
③防止飞轮过充放，维持飞轮储能阵列SOC在合理设定区间。
抽水蓄能-飞轮混合储能系统的整体控制系统框图如图3所示，其中AGCP为机组斜坡功率设定值；AGCF为飞轮储能阵列功率参考值；Pp为抽水蓄能机组输出功率；Pf为飞轮储能阵列的输出功率；为AGC指令与斜坡设定值之间的差值；f1、f2为比例系数；SUM1和SUM2为增减指令的基础值；I1、I2、I4、I5为SOC参考值。抽水蓄能机组处于增负荷阶段和甩负荷阶段时，会有较大的功率变化，而过快的功率调节不仅会导致系统不稳定，严重时甚至影响到电网的稳定运行，因此本工作借鉴水电机组运行模式，以斜坡功率设定值AGCP作为机组的初始指令。AGC指令与抽水蓄能机组输出功率的差值AGCF由飞轮储能阵列承担，为避免飞轮储能阵列SOC越限，设置SOC控制器，在飞轮储能阵列的SOC达到禁充放线时，禁止其再充放电。为尽可能使飞轮储能阵列工作在健康状态，并使混合储能系统的输出功率能够更为准确地跟随AGC指令值，AGC指令与机组功率设定值AGCP差值和飞轮储能阵列的SOC共同反馈进入协调控制器，由协调控制器修正抽水蓄能机组的功率指令，进而为飞轮储能阵列充放电。

图3   混合储能系统整体控制框图
在协调控制器中，以为逻辑控制器的输入，对比例系数f1、f2进行修正，修正后的比例系数与增减指令的基础值SUM相乘，得到的进入使能触发控制器，由SOC分段协调控制策略控制其输出时间。为了尽可能使抽水蓄能机组工作在功率设定值或其他稳定工作点，本工作设定的SUM1为5 MW，SUM2为-5 MW，逻辑控制器采用ceil函数和abs函数，如式(8)所示。

(8)
式中：abs为对变量取绝对值；ceil为对变量向上取整；输出f为包括0在内的正整数值。
上述得到的既保证了其值大于AGC指令与AGCP的差值，又可以保证在指令差值不大于一个基础值的情况下不让抽水蓄能机组动作，进而减少抽水蓄能机组导叶开度调整次数，使抽水蓄能机组稳定在其最佳效率工作点附近。以发电工况为例进行说明，若AGC指令增量变化很大，由于机组的斜坡设定值不变，那么就会变大，在逻辑控制器1控制下比例系数随差值大小按式8递增，使变大，根据SOC分段协调控制策略控制其作用时间，机组的输出功率反馈至飞轮侧，使得飞轮储能阵列用于调节的高频分量AGCF减小，进而确保飞轮储能阵列工作在健康状态。
确定的大小后，由飞轮SOC分段协调控制策略决定其作用时间，SOC分段控制策略的作用如下：①使混合储能系统能够很好地响应AGC指令；②尽可能使抽水蓄能机组工作在设定值或其他稳定工作点附近；③可以及时为飞轮储能阵列充电或促使其放电，维持SOC在合理区间。SOC分段协调控制策略原理如图4所示，本工作划分了七个区间，并采用三个能带避免了系统的不稳定。

图4   混合储能系统SOC分段控制原理图
混合储能系统协调控制方法的流程如图5所示，飞轮SOC正常工作区设为0.3～0.7 pu(标幺值，物理量与参数的相对值)。

图5   抽水蓄能-飞轮混合储能系统协调控制方法流程图
在O→1→2过程中(过程O→3→4与过程O→1→2原理一致)：
①将飞轮在时刻t0的初始SOC=0.6 pu设为设定点O，此时飞轮处于正常工作区；
②假定飞轮储能阵列持续放电，直到t1时刻SOC降至放电警戒线I1=0.3 pu，此时飞轮持续放电，使能触发控制器暂不动作；
③一旦飞轮SOC降至I2=0.2 pu，使能触发控制器控制机组的功率指令增加；
④直至飞轮SOC升至正常工作线I1=0.3 pu，使能触发控制器控制输出的功率指令减小为0。
采用抽水蓄能-飞轮混合储能系统协调控制策略，则抽水蓄能机组的功率指令由功率设定值与协调控制器的输出叠加后发给抽水蓄能机组，协调控制器只有在飞轮储能阵列的SOC与临界线(I2=0.2 pu/I5=0.8 pu)交叉时才会调度。飞轮储能阵列的功率指令由AGC指令和抽水蓄能机组功率输出作差得P，并与飞轮储能阵列的额定功率P1比较后，经SOC控制器发给飞轮储能阵列。SOC控制器的作用是保证飞轮储能阵列SOC达到禁放/禁充线(I3=0.1 pu/I6=0.9 pu)时，禁止其放电或再充电。

3 基于实际AGC指令的混合储能系统仿真实验

3.1　混合储能系统协调控制仿真分析

以某额定容量为300 MW的抽水蓄能机组在2021/3/20日0～24时的实际AGC指令值进行仿真：飞轮阵列初始SOC设为0.6 pu，为达到抽水蓄能机组综合调频性能指标提高2倍的目标，选择25个1 MW/250 kWh的飞轮储能单元组成的飞轮储能阵列与一个300 MW的抽水蓄能机组并联。混合储能系统协调控制策略决定了抽水蓄能机组和飞轮储能阵列之间的功率分配。
3.1.1　发电工况增负荷调节仿真实验
在抽水蓄能机组增负荷调节开始时飞轮并入，由于飞轮储能阵列响应更快，混合储能系统对AGC指令的响应时间缩短，并且可以抑制机组水锤效应带来的影响；在稳定运行阶段，此段功率指令并没有发生明显变化。混合储能系统功率输出和机组原始功率输出结果如图6所示。

图6   发电工况混合储能系统仿真调节结果
3.1.2　抽水工况增负荷调节仿真实验
在系统处于抽水工况时，需要消纳电网多余的电能，AGC指令值随电网频率波动而变化。在机组增负荷阶段开始时并入飞轮，如图7所示。

图7   抽水工况混合储能系统仿真调节结果
在到达稳定运行阶段前，混合储能系统对功率指令的响应更快，机组调节性能明显提升；在稳定运行阶段，可以看出混合储能系统联合输出功率对指令的跟随效果更好，调节精度大大提高。整个过程中单独抽水蓄能机组与混合储能系统中机组的功率和导叶开度变化如图8所示。

图8   单独机组与混合储能系统中机组功率和导叶开度对比
采用本工作提出的协调控制方法后，混合储能系统中机组以设定值和协调控制器的输出作为功率指令，用于抽水蓄能机组调节的高频功率指令明显减少，使得抽水蓄能机组运行状态更加平稳，在3800 s的抽水工况调节过程中导叶开度只调整了3次，相比之下单独机组进行调节则需要调整其导叶开度数百次来跟随频繁波动的功率信号，因此，基于本工作提出的方法改进后的抽水蓄能机组，其功率输出调整次数显著减少，这将会减少系统的磨损以降低成本，从而提高抽水蓄能机组的效率。
当飞轮储能阵列SOC处于0.2～0.8 pu时，飞轮储能阵列优先承担高频信号的调节。整个过程中飞轮储能阵列的功率和SOC变化如图9所示。在增负荷开始至稳定运行阶段前，飞轮储能阵列的功率指令短时变大，超过了飞轮储能阵列的额定功率，飞轮储能阵列以额定功率25 MW运行，直至抽水蓄能机组输出功率缓慢上升至稳定运行阶段，飞轮储能阵列逐渐减小出力进入稳定运行阶段，进而承担高频信号调节。

图9   飞轮储能阵列的功率和SOC变化
在稳定运行阶段的前1200 s，由于AGC指令大于机组功率设定值AGCP，因此飞轮储能阵列需要持续充电进行调节，SOC逐渐增大。在第1200 s左右越过警戒线I5=0.8 pu，协调控制器控制抽水蓄能机组增加5 MW的输出，促使飞轮储能阵列放电，因为功率指令并没有超越机组的可调节范围，因此短暂的几秒后飞轮储能阵列便开始放电，SOC被拉回，降至I4=0.7 pu的正常工作线时抽水蓄能机组指令恢复至设定值。

3.2　AGC综合调频性能指标

根据2.1节，计算上述混合储能系统中机组在发电工况和抽水工况下的AGC综合调频性能指标，并与单独机组运行数据对比，结果如表2所示。根据抽水蓄能-飞轮混合储能系统的充放电仿真实验和混合储能系统的AGC综合调频性能指标，采用本工作提出的混合储能系统协调控制策略，混合储能系统能够快速响应指令值，响应时间指标和调节精度指标较单独机组有显著提升。发电工况和抽水工况下，AGC综合调频性能指标分别提高3.46倍和2.29倍，整个运行阶段，抽水蓄能机组综合调频性能指标平均提升2.29倍。

表2   AGC综合调频性能指标


4 结论

本工作采用飞轮储能阵列和抽水蓄能机组相结合的混合储能系统参与电网二次调频，建立了抽水蓄能机组和飞轮储能阵列仿真模型，提出了抽水蓄能-飞轮混合储能系统的协调控制方法，通过对实际AGC指令的仿真验证得出如下结论：
（1）采用抽水蓄能-飞轮混合储能系统协调控制方法对实际AGC指令的响应更快、更准确，机组的响应时间和稳态精度性能均有明显提升，实例中，调频性能各项指标均达到华北区域“两个细则”中的要求，在整个运行阶段，抽水蓄能机组综合调频性能指标平均提升2.29倍。
（2）相比于单独抽水蓄能机组的调节，本工作提出的方法大幅减少了机组导叶运动次数，在整个抽水工况仿真调节过程中导叶开度调整次数由原来的数百次减小为3次，降低了机组的磨损和维护成本，提高了机组的效率和寿命。
（3）协调控制方法考虑了机组响应阶段飞轮储能阵列的SOC状态，可以使飞轮储能阵列及时充放电，保持飞轮储能阵列健康工作状态。实例中，飞轮储能阵列的SOC触及设置的临界线I5=0.8 pu时，抽水蓄能机组增大调节量对其进行实时补偿，数秒后其SOC便被拉回设定工作区间，使其始终维持在合理区间。

第一作者：武鑫（1980—），男，博士，副教授，研究方向为储能系统和发电系统建模、控制等，E-mail：wuxin@ncepu.edu.cn；

通讯作者：马志勇，博士，教授，研究方向为火电厂设备及节能技术、风电设备可靠性等，E-mail：mzy@ncepu.edu.cn。

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