储能控制

储能是支撑新型电力系统建设的重要技术和基础装备，对促进新能源消纳、保障电力供应、提升电网安全具有重要意义，主要在保障电力电量平衡、提高系统安全裕度、促进新能源高效利用方面发挥重要作用，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。

针对传统储能VSG（虚拟同步发电机）不能较好地同时具备抗扰动能力和快速动态响应能力的问题，提出一种以RBF（径向基函数）神经网络优化动态同步器的储能VSG控制策略。首先，建立VSG的数学模型，分析转动惯量和阻尼系数配置对VSG性能的影响，得出参数配置在动态响应和系统动态稳定的矛盾关系。其次，将转子的暂态不平衡功率作为三层前向结构RBF神经网络算法的输入，通过RBF神经网络算法在线学习得出最优暂态补偿功率来动态调节VSG的输入功率，从而减少转子的不平衡转矩，提高VSG的暂态稳定性。最后，通过仿真对比实验验证了所提控制策略的有效性。

风电的大规模渗透一定程度上降低了电力系统的调频能力，储能作为一种相对成熟、行之有效的技术手段，被广泛用于电网调频。为此，研究了储能系统在虚拟同步机控制下参与电网调频的响应过程及优化配置。 方法 基于DIgSILENT/PowerFactory仿真软件搭建储能控制模型与电力系统，对系统投入储能前后的频率响应特性进行分析。进一步，考虑风电机组在不同出力模式下的备用容量，通过风速区间的划分与风电机组功率预留系数的确定，优化储能系统的配置结果，实现储能系统调频系数的自适应调整。 结果 储能的投入能够有效改善系统频率响应、减少弃风。通过合理预留风电机组自身调频容量，储能系统可以为电网提供可靠的功率支撑。 结论 基于风机风速与输出功率的储能系统调频系数自适应调整方法，能够在满足系统调频需求的同时有效减小储能系统的超调量和输出功率，延长储能工作时间。

随着储能商业化应用愈加迫切，储能逐步在各个领域实现了商业化应用。高性能规模化储能技术，可以突破电力系统发电和用电的时空平衡限制，具有更有效的调控性，更好的经济性，可为电力系统提供更大容量、更快速的功率支撑，是新能源高渗透环境下保证电网稳定性和灵活性的重要手段，但当前储能控制系统存无法完全满足高性能规模化储能技术需求。本项目针对百万点级海量数据管控、百兆瓦级多电池荷电均衡、毫秒级场站快速功率控制、电压源级变流器直接并联和全工况高效能储能变流器研制等难题开展技术攻关，实现了储能系统宽范围、多场景应用和高效率、规模化运行。

研制新型逆变器，实现光伏、储能一体化逆变，减少并网点。增加智能控制模块，实现充电接口预留，对分布式电源远程实时监测和控制。我们提出一种基于大数据、边缘计算等技术的高效分布式储能控制系统，通过研究设备终端和中台系统，电动汽车增加储能容量，实现收益再扩大。 电价激励推动分布式能源参与负荷调控，做到分布式能源可测、可调、可控和投资最少的情况下，提高配电网对光伏并网的消纳能力，达到提升电网的运行质量的目的。

面向新能源场站的分散式储能具有容量小、分散广、部署灵活、方便扩容等特点，降低了电池聚集所导致的事故危害隐患、规避了征地费用与配套建设成本高的问题，既可以针对节点进行精细化管理，又可以集群化控制，帮助新能源场站改善涉网性能、减少考核成本、提升发电效能。首先，基于“分散布置，集中控制”原则提出一种分散式储能集群化控制策略，将分散式储能虚拟成为集中式储能的形式，并根据储能荷电状态与健康状态对功率指令进行合理分配。其次，根据并网要求，设计了基于调频优先制定的风储协同控制策略。进一步参考江苏省考核细则，提出了主动支撑电网型的分散式储能配置优化模型。算例结果表明，配置一定规模储能可以减少考核成本、改善涉网性能。

构网型储能在发挥常规储能功能的同时，能够提升系统惯性，满足含高比例新能源微电网频率电压快速调节需求，是促进微电网技术发展的重要形式。文中为研究储能控制策略改变对微电网群经济运行影响，提出计及构网型储能稳定拓展的微电网群优化运行方法。首先，搭建含2个子微电网的微电网群架构，确定微电网群各组件效率模型，分析不同储能控制策略。然后，以微电网群运行成本为优化目标，计及不同储能控制策略设置柴油发电机开机方式约束，构建计及构网型储能稳定拓展的微电网群优化运行模型，并采用CPLEX求解器进行求解。最后，设置不同光伏渗透率场景进行算例仿真。仿真结果验证了储能构网型改造能够有效提升微电网群运行经济性及环保性。同时，适当提高微电网群联络线功率限额可以提高系统运行经济性。

风电的大规模渗透一定程度上降低了电力系统的调频能力，储能作为一种相对成熟、行之有效的技术手段，被广泛用于电网调频。为此，研究了储能系统在虚拟同步机控制下参与电网调频的响应过程及优化配置。 方法 基于DIgSILENT/PowerFactory仿真软件搭建储能控制模型与电力系统，对系统投入储能前后的频率响应特性进行分析。进一步，考虑风电机组在不同出力模式下的备用容量，通过风速区间的划分与风电机组功率预留系数的确定，优化储能系统的配置结果，实现储能系统调频系数的自适应调整。 结果 储能的投入能够有效改善系统频率响应、减少弃风。通过合理预留风电机组自身调频容量，储能系统可以为电网提供可靠的功率支撑。 结论 基于风机风速与输出功率的储能系统调频系数自适应调整方法，能够在满足系统调频需求的同时有效减小储能系统的超调量和输出功率，延长储能工作时间。

为抑制直流母线低频波动功率对储能系统的影响，以飞跨电容双向直流变换器为研究对象，提出基于单目标定频模型预测控制(model predictive control, MPC)低频波动功率抑制策略。为降低传统MPC算法的运算负荷，通过对变换器数学模型进行分析，提出一种单目标定频MPC控制算法。该算法仅需通过电感电流单目标约束函数，即可实现对系统电流及双端飞跨电容电压的控制，无须对两端飞跨电容电压进行独立寻优，极大地降低了计算量。为实现对储能系统低频波动功率的抑制，引入低频波动功率抑制算法，通过与所提MPC算法的融合，使最终控制方案能够在实现储能控制目标的前提下，具备低频波动功率抑制能力，且保持良好的动态性能。通过搭建小功率实验平台对所提控制策略的有效性进行了验证。

战时，航母上两部主力弹射储能系统可能遭受打击，进而使其蓄电池组部分遭受损坏。依靠两者之间功率动态平衡建立的交替弹射时序可能发生紊乱。针对此问题，提出了基于电磁弹射系统耦合的弹射时序再恢复控制策略。首先，建立了包含蓄电池、超级电容器(super capacitor, SC)、直线电机(line motor, LM)及耦合装置的电磁弹射系统耦合模型。其次，在分析弹射系统动态特性的基础上，提出了充放电功率优化策略。即通过协调互联装置与储能控制，在失衡的非完备状态初始条件下，实现两侧系统在各自弹射周期内功率交替性动态平衡，进而恢复正常的弹射时序。并针对动态充放电过程中的蓄电池单侧耗尽问题，提出了基于荷电状态(state of charge, SOC)均衡的自适应下垂控制方法。最后利用Matlab/Simulink软件进行建模仿真，验证了所提策略在实现交替弹射时序再恢复及避免蓄电池单侧耗尽方面的有效性和优越性。