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CN110350554B - 基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法 - Google Patents

基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法 Download PDF

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CN110350554B
CN110350554B CN201910634025.XA CN201910634025A CN110350554B CN 110350554 B CN110350554 B CN 110350554B CN 201910634025 A CN201910634025 A CN 201910634025A CN 110350554 B CN110350554 B CN 110350554B
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Beijing Kedong Electric Power Control System Co Ltd
Northeast Dianli University
State Grid Liaoning Electric Power Co Ltd
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Abstract

本发明公开了一种基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，包括(1)采集电力系统的实际频率，计算当前系统的频率偏差；(2)建立风储系统模型，计算串行调频任务分量以及系统的切换时间；(3)根据系统的频率偏差，分别计算当前风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频，当时间到达切换时间后，从串联调频为主变为并联调频为主的控制。串行调频任务分量通过对系统建模，利用遗传算法寻优获得。本发明能够在0.3s内基本达到系统调频需求出力，保证了调频效果；通过优化控制策略能够减少储能动作量，延长储能使用时间，提高了调频经济性。

Description

基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法
技术领域
本发明涉及一种电力系统调频控制方法，尤其涉及一种基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法。
背景技术
截止2017年底，我国风电总装机已达到1.88亿千瓦，我国已成为风能利用大国。风电因其自身波动性、间歇性等特性，导致其并网后会加重电网调频负担，严重时将导致电力系统崩溃，风电机组自身参与调频的控制方法主要是以牺牲经济性或减小带载能力为代价，同时在响应速度方面难以满足电力系统一次调频快速性需求，储能系统具有功率密度高、响应速度快等特点，为电力系统一次调频提供了新的方式。
目前对风储调频的相关研究主要是对提高风电调频能力以及调频指令下储能与风电如何出力进行分析，并没有考虑调频指令下达后，储能系统与风电之间如何分配的问题，因此，根据储能系统与风电之前的能量分配设计风储系统调频控制策略是一个值得探索的问题。
发明内容
发明目的：针对以上问题，本发明提出一种基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，实现了在传统调频备用机组启动阶段在极短时间内达到系统调频需求出力，并在传统机组启动完成后减少储能动作量，延长储能使用时间。
技术方案：本发明所采用的技术方案是一种基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，包括以下步骤：
(1)在具有串、并联混合结构的风储系统中，采集电力系统的实际频率，计算当前系统的频率偏差；
(2)建立风储系统模型，计算串行调频任务分量K以及系统的切换时间t0；
其中，所述的串行调频任务分量K以及切换时间t0的计算方法如下：
(21)对系统中的风电机组和储能系统建模，并分别建立风电机组和储能系统的串行和并行模型；
风电机组虚拟频率响应传递函数为：
Figure BDA0002127835910000011
其中，kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；Twind1是虚拟惯性响应时间常数；Twind2是变桨时间常数；s表示拉普拉斯算子；Gw表示风电机组虚拟频率响应传递函数；
储能系统传递函数为：
Figure BDA0002127835910000021
其中，kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；TEnergv储能出力响应时间常数；s表示拉普拉斯算子。
(22)建立风储系统优化控制目标函数；
风储系统优化控制目标函数如下：
min[C1·Δfdev+C2·Δfsta+C3·S]
其中，C1为频率最低点惩罚因子，C2为稳态频率值惩罚因子，C3为频率储能动作量惩罚因子，Δfdev为频率最低点，Δfsta为稳态频率值，S为一次调频过程中，储能系统成本。
(23)采用遗传算法寻找风储系统优化控制目标函数的最优解，获得最优串行调频任务分量K以及由切换时间t0。
优选的，所述的频率最低点惩罚因子取值0.25，稳态频率值惩罚因子取值0.25，频率储能动作量惩罚因子取值0.5。
(24)对系统进行仿真，遍历时间变量，切换时间t0对应频率偏差最大且稳态频率值最小时的时间值。
(3)以串行调频控制为主，根据系统的频率偏差，按照步骤(2)中获得的串行调频任务分量K分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频；到达切换时间t0后，切换为以并行调频控制为主，即令串行调频任务分量为1-K，并行调频任务分量为K，分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频。其中，出力计算分为0＜t＜t0时段和t0＜t＜T时段，
Figure BDA0002127835910000022
为在0＜t＜t0时段风储联合系统出力；
Figure BDA0002127835910000023
为在t0＜t＜T时段风储联合系统出力；T为一次调频维持时间；
其中
Figure BDA0002127835910000024
在0＜t＜t0时段出力为：
Figure BDA0002127835910000025
式中：ΔPchu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下风储联合系统串行出力状况；ΔPbin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下风储联合系统并行出力状况；ΔPwchu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下串行风电机组出力；ΔPechu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下串行储能系统出力；ΔPebin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下并行储能系统出力；ΔPwbin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下并行风电机组出力；K1为风储联合系统采用并行控制策略响应调频指令时储能系统的任务分配系数；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量；ΔPvir-ine1为在0＜t＜t0时段，风电机组虚拟惯性调节功率；ΔPchange-β1为在0＜t＜t0时段，风机变桨控制调节功率。
Figure BDA0002127835910000031
在t0＜t＜T时段内的出力为：
Figure BDA0002127835910000032
式中：ΔPchu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下风储联合系统串行出力状况；ΔPbin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下风储联合系统并行出力状况；ΔPwchu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下串行风电机组出力；ΔPechu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下串行储能系统出力；ΔPebin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下并行储能系统出力；ΔPwbin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下并行风电机组出力；K1为风储联合系统采用并行控制策略响应调频指令时，储能系统的任务分配系数；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量；ΔPvir-ine2为在t0＜t＜T时段，风电机组虚拟惯性调节功率；ΔPchange-β2为在t0＜t＜T时段，风机变桨控制调节功率。
有益效果：与现有技术相比，本发明具有以下优点：(1)综合考虑了调频指令下达后储能系统与风电之间如何进行合理的能量分配的问题，结合风储系统串行、并行的控制方式，能够在传统调频备用机组启动阶段利用储能快速性，在0.3s内基本达到系统调频需求出力，保证了调频效果；(2)对风储系统进行精确建模，利用遗传算法寻优获得串行调频任务分量，仿真获得切换时间，从而提高调频精度；(3)在传统机组启动完成后，优化控制策略能够减少储能动作量，延长储能使用时间，提高了调频经济性。
附图说明
图1是本发明所述的风储系统一次调频控制示意图；
图2是本发明所述的储能系统容量配置流程图；
图3是不同控制策略下储能出力对比
图4是不同控制策略下风电出力对比；
图5是不同控制策略下传统机组出力对比；
图6是本发明所述的控制策略下调频效果对比图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
本发明所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法如图1所示，综合考虑了调频指令下达后储能系统与风电之间如何进行合理的能量分配的问题，提出风储系统串行并行联合控制方式，综合利用储能系统并行、串行控制策略提出的一种风储调频优化控制策略。具体的调频控制方法包括以下步骤：
(1)采集电力系统的实际频率，计算当前系统的频率偏差。
(2)建立风储系统模型，计算串行调频任务分量K以及系统从串行调频为主切换为并行调频为主的时间(切换时间)t0；本发明建立了具有串、并联混合结构的风储系统模型。
其中，串行调频任务分量K以及切换时间t0的计算方法如下：
(21)对系统中的风电机组和储能系统建模，并分别建立风电机组和储能系统的串行和并行模型；
(a)风电机组建模
当前主流风力发电机组不具备惯性响应能力，必须采用一定的技术手段才能保证风机参与调频的能力。目前主流的控制方式为“虚拟惯性控制”以及“变桨控制”，二者都是通过改变风电机组有功输出模拟传统在电力系统中的频率响应。
“虚拟惯性控制”模拟同步发电机内在惯性响应过程，由于机组转速不能突变，时间延迟使得机械功率保持恒定，而电磁功率的突增使转子转速下降，释放旋转动能，从而降低系统频率下降速率。
“变桨控制”是通过调节桨叶角度使风机达到最大的风能利用率，并在不同的风况下控制功率与转速的平衡的一种对风力发电机的控制方法。
传递函数具体如下：
“虚拟惯性控制”传递函数：
Figure BDA0002127835910000041
公式(1)中：kvd是虚拟惯性响应系数，一般取值8；Twind1是惯性响应时间常数，一般取值0.1s，s表示拉普拉斯算子；ΔPwind1表示虚拟惯性控制下系统的功率变化；Δf表示频率偏差；
变桨控制传递函数：
Figure BDA0002127835910000051
公式(2)中：kchange是一次调频系数，一般取值20；Twind2是变桨时间常数，一般取值3s：s表示拉普拉斯算子；ΔPwind2表示变桨控制下系统的功率变化；Δf表示频率偏差；
风电机组虚拟频率响应传递函数：
Figure BDA0002127835910000052
公式(3)中：kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；Twind1是虚拟惯性响应时间常数；Twind2是变桨时间常数；s表示拉普拉斯算子；Gw表示风电机组虚拟频率响应传递函数；一次调频系数kchange由系统决定，一般取值为20。
(b)储能系统建模
储能系统具有响应快速、运行稳定以及可四象限运行的技术优势，在风电场配置一定容量的储能系统能够最大程度满足电力系统的调频需求。由于储能系统配置在风电场中，所以储能系统惯性响应系数、一次调频系数与风电机组基本相同。因此储能系统传递函数模型为：
Figure BDA0002127835910000053
公式(4)中：TEnergy是储能系统响应时间，一般取值0.3s；kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；s表示拉普拉斯算子；Gw表示风电机组虚拟频率响应传递函数；ΔPEnergy表示储能功率调整值；Δf表示频率偏差。
(c)分别建立风电机组和储能系统的串行和并行模型。
(22)建立风储系统优化控制目标函数；
考虑储能系统成本以及串行、并行调频效果约束，提出了风储系统优化控制方式。在传统调频备用资源以及风电机组的启动阶段，根据不同风电渗透率改变并行策略占比，保证调频效果；在传统机组以及风电机组启动完成后，控制方式从以串行调频为主切换为以并行调频为主，减少储能系统动作量以及储能系统寿命损耗。由此提出风储系统优化控制目标函数为：
min[C1·Δfdev+C2·Δfsta+C3·S] (5)
公式(5)中：C1为频率最低点惩罚因子，取值0.25；C2为稳态频率值惩罚因子，取值0.25；C3为频率储能动作量惩罚因子，取值0.5；Δfdev为频率最低点；Δfsta为稳态频率值；S为一次调频过程中储能系统成本，其包括电力系统一次调频时，储能系统建设成本、储能系统运行成本、储能系统维护成本、一次调频购电成本四部分。其函数关系如下所示：
S＝S1+S2+S3+S4 (6)
公式(6)中：S1为风储系统建设成本；S2为风储系统运行成本；S3为储能系统维护成本；S4为储能系统参与一次调频的购电成本。
(23)采用遗传算法寻找风储系统优化控制目标函数的最优解，获得最优串行调频任务分量K。将风储系统串行分配比K作为变量，在建立风储系统优化控制目标函数的条件下求解。本例中对串行分配比K采用遗传算法进行寻优，初始种群数量设为50，求解模型，得到串行分配比K的最优解。
(24)系统从串行调频为主切换为并行调频为主的时间(切换时间)t0的确定方法如下：
A.输入t0＝0(仿真初始时间)时仿真计算结果，并对频率偏差最大值以及稳态频率值进行统计；
B.通过程序对比初始设定频率偏差最大值、稳态频率值与仿真程序计算得出的频率偏差最大值、稳态频率值，并将保存较小的频率偏差最大值、稳态频率值；
C.判断是否满足一次调频周期，如不满足则t0自加一个采样周期，继续执行此循环；
D.得出频率偏差最大值、稳态频率值最小时，t0的对应值。
在不同的控制策略下对储能系统进行容量配置，容量配置流程图如图2所示。具体流程为：
A.T＝1，导入第一个调频数据；
B.根据储能系统各时刻出力数据P1，考虑储能系统实际运行中的各相关约束，确定储能系统额定功率P0；
C.根据储能在调频时间段内出力，对储能系统处理曲线在时间轴上进行积分，求取容量Ef；
D.考虑储能系统SOC的约束条件，确定储能系统额定容量E0；
E.T＝T+1。
(3)以串行调频控制为主，根据系统的频率偏差，按照步骤(2)中获得的串行调频任务分量K分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频；到达切换时间t0，切换为以并行调频控制为主，即令并行调频任务分量等于K，串行调频任务分量为1-K，分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频。
风储系统采用优化控制策略时，风储联合系统总出力为
Figure BDA0002127835910000071
公式(7)中：
Figure BDA0002127835910000072
为优化控制策略下在0＜t＜t0时段风储联合系统出力；
Figure BDA0002127835910000073
为优化控制策略下在t0＜t＜T时段风储联合系统出力；T为一次调频维持时间，文中取30s。
Figure BDA0002127835910000074
在0＜t＜t0时段出力状况如公式(8)所示：
Figure BDA0002127835910000075
其中，ΔPchu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下风储联合系统串行出力状况；ΔPbin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下风储联合系统并行出力状况；ΔPwchu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下串行风电机组出力ΔPechu1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下串行储能系统出力；ΔPebin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下并行储能系统出力；ΔPwbin1为在0＜t＜t0时段，优化控制策略下并行风电机组出力；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量，单位为MW；ΔPvir-ine1为在0＜t＜t0时段，风电机组虚拟惯性调节功率，MW；ΔPchange-β1为在0＜t＜t0时段，风机变桨控制调节功率，MW；K1为风储联合系统单独采用并行控制策略来响应调频指令时，储能系统的调频任务分配系数，本例中储能调频分配系数K1是以频率偏差最小为约束条件来确定的储能系统任务分配系数，取值为0.5。
其中，ΔPvir-ine1、ΔPchange-β1的确定方法为：
Figure BDA0002127835910000076
Figure BDA0002127835910000077
Cp＝Cp(β1+Δβ1) (11)
其中，m为风机质量，kg；v为风机转速，m/s；Δt1为虚拟惯性响应时间，s；ρ为空气密度，标准条件下取值为1.29kg/m3；R1为扫风面积半径，m；Vm为风速，m/s；Cp为风能利用系数，一般为20％～30％，本例中取25％；β1为在0＜t＜t0时段，并行控制策略下的风机迎风桨距角；Δβ1为在0＜t＜t0时段，串行控制下风机迎风桨距角变化量。
Figure BDA0002127835910000078
在t0＜t＜T时段内的出力如公式(12)所示，式中，ΔPchu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下风储联合系统串行出力状况；ΔPbin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下风储联合系统并行出力状况；ΔPwchu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下串行风电机组出力；ΔPechu2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下串行储能系统出力；ΔPebin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下并行储能系统出力；ΔPwbin2为在t0＜t＜T时段，优化控制策略下并行风电机组出力；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量，单位为MW；ΔPvir-ine2为在t0＜t＜T时段，风电机组虚拟惯性调节功率，MW；ΔPchange-β2为在t0＜t＜T时段，风机变桨控制调节功率，MW。K1为风储联合系统单独采用并行控制策略来响应调频指令时，储能系统的调频任务分配系数，本例中储能调频分配系数K1是以频率偏差最小为约束条件来确定的储能系统任务分配系数，取值为0.5。
Figure BDA0002127835910000081
其中，ΔPvir-ine2、ΔPchange-β2的确定方法为：
Figure BDA0002127835910000082
Figure BDA0002127835910000083
Cp＝Cp(β2+Δβ2) (15)
公式(13)-(15)中，m为风机质量，单位kg；v为风机转速，m/s；Δt1为虚拟惯性响应时间，s；ρ为空气密度，标准条件下取值为1.29kg/m3；R1为扫风面积半径，m；Vm为风速，m/s；Cp为风能利用系数，一般为20％～30％，本例中取25％；β2为在t0＜t＜T时段，并行控制策略下的风机迎风桨距角；Δβ2为t0＜t＜T时段，串行控制下风机迎风桨距角变化量。
基于辽宁某地区电网实际数据，在MATLAB/Simulink(R2014b)中按照上述基于混联结构的风储系统一次调频控制方法建立了电力系统一次调频仿真模型，模型的具体参数如下：负荷为1000MW，风电场额定功率为200MW，负荷扰动为100MW(0.1p.u.)。计算得到串行调频任务分量K收敛于0.85，串行调频为主改为并行调频为主的时间t0值收敛于扰动出现后4.5s。
电力系统扰动出现后，风储联合系统具体出力情况对了解其调频过程具有重要意义；同时，不同控制策略下储能系统参与电网调频出力过程能够验证策略的有效性。因此，仿真验证串行、并行、优化控制策略下储能系统、风电场的出力情况。
(1)储能系统出力
不同控制策略下储能系统参与电网调频出力过程对于验证策略的有效性具有重要意义。因此，对同一扰动下，储能系统在采用并行、串行以及优化控制策略下的调频出力状况进行了仿真，其仿真结果如图3所示。
在传统调频备用资源启动时，储能系统在电力系统出现扰动后快速响应频率变化，其出力由0迅速上升，大约需要0.3s能够对达到出力最大值。在不同控制策略下，并行控制出力最大值达到0.032p.u.，串行控制出力能够达到0.023p.u.，优化控制下储能出力能够达到0.03p.u.。因此，储能系统并行控制与优化控制能够在扰动出现初期提供较大的能量支撑，降低频率最低点。
在传统调频备用资源启动完成后，并行控制储能系统出力稳定在0.019p.u.，串行控制储能系统出力基本为0，优化控制储能系统出力稳定在0.0037p.u.。此时，在串行与优化控制下储能系统出力很小，能够减少储能动作量，延长储能系统使用寿命，同时为下一次调频保留裕量。
(2)风电场出力
风电场作为重要的一次调频备用资源，研究其在一次调频中的出力过程，对于验证串行、并行控制策略具有重要意义。因此对其进行仿真验证，其仿真结果如图4所示
在风电机组启动阶段，各控制策略下风电场虚拟惯性响应约在0.1s内将风机转子动能进行释放，延缓电力系统频率快速跌落，控制策略对此过程影响较小；
在变桨控制过程中，由于不同控制策略中风电承担任务不同，不同控制策略的控制效果开始体现。在串行控制中，风电作为风储系统的主要备用资源，其风电出力最大，基本能够达到0.02p.u.；并行控制中，由于风电与储能系统并行响应调频指令，其出力较小，约为0.015p.u.；优化控制策略下，风电机组出力约为0.0197p.u.。因此，优化控制与串行控制能够较好的利用风电调频能力，减少储能动作量。
(3)传统调频资源出力
传统调频备用资源作为电力系统调频的主体，对调频具有重要影响。仿真分析不同控制策略对传统调频备用资源出力的影响，具体如图5所示。
并行控制策略由于将储能系统作并行控制，严重挤占了传统调频备用资源的出力，并不能完全利用传统调频备用资源的调频能力，导致传统调频备用资源出力约为0.067p.u.；优化控制策略与串行控制在传统调频备用机组启动完成后，都在一定程度上减小了储能系统出力，优化、串行控制策略下，传统机组出力分别为0.073p.u.、0.0736p.u.。因此，优化控制与串行控制能够较好的利用传统调频机组的调频能力。
综上所述，风储系统采用优化控制方式，在传统调频机组启动阶段，储能系统能够快速出力，提升频率最低点；在传统机组启动完成后，能够减小储能系统出力，降低其寿命损耗，提高一次调频的经济性。
(4)不同控制策略下的调频效果
为研究储能系统采用不同控制策略下的调频效果，在Simulink中进行了仿真验证，其仿真结果如图6所示。
在同一电力系统扰动下，储能系统并行参与电力系统调频的控制策略最优，其次是优化控制策略。不同控制策略下，电力系统一次调频的频率最低点以及稳态频率偏差如表1所示。
表1不同控制策略下频率偏差统计表
控制策略 频率最低点(Hz) 稳态频率值(Hz)
储能系统串行 -0.442 -0.241
储能系统并行 -0.387 -0.187
优化控制 -0.401 -0.205
总的来说，本发明提出的优化控制策略能够在传统机组以及风电启动阶段，利用储能系统快速性为电力系统提供有功支撑；在机组启动完成后，在最大限度的利用机组调频能力的前提下，减少储能动作量，延长储能系统使用寿命，同时最大程度提升频率最低点，维持电力系统频率质量。

Claims (6)

1.一种基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)采集电力系统的实际频率，计算当前系统的频率偏差；
(2)建立风储系统模型，计算串行调频任务分量K以及系统的切换时间t0；
(3)以串行调频控制为主，根据系统的频率偏差，按照步骤(2)中获得的串行调频任务分量K分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频；到达切换时间t0后，切换为以并行调频控制为主，即令串行调频任务分量为1-K，并行调频任务分量为K，分别计算风电机组以及储能系统的出力，并将任务下达至风电机组和储能系统进行一次调频。
2.根据权利要求1所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于，步骤(2)中所述的串行调频任务分量K以及系统的切换时间t0的计算方法如下：
(21)对系统中的风电机组和储能系统建模，并分别建立风电机组和储能系统的串行和并行模型；
(22)建立风储系统优化控制目标函数；
(23)采用遗传算法寻找风储系统优化控制目标函数的最优解，获得最优串行调频任务分量K；
(24)对系统进行仿真，遍历时间变量，切换时间t0对应频率偏差最大且稳态频率值最小时的时间值。
3.根据权利要求2所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于，步骤(21)中所述的对风电机组和储能系统建模，风电机组虚拟频率响应传递函数为：
Figure FDA0003371613090000011
其中，kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；Twind1是虚拟惯性响应时间常数；Twind2是变桨时间常数；s表示拉普拉斯算子；Gw表示风电机组虚拟频率响应传递函数；
储能系统传递函数为：
Figure FDA0003371613090000012
其中，kvd是虚拟惯性响应系数；kchange是一次调频系数；TEnergv为储能出力响应时间常数；s表示拉普拉斯算子。
4.根据权利要求2所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于，步骤(22)中所述的建立风储系统优化控制目标函数如下：
min[C1·Δfdev+C2·Δfsta+C3·S]
其中，C1为频率最低点惩罚因子，C2为稳态频率值惩罚因子，C3为频率储能动作量惩罚因子，Δfdev为频率最低点，Δfsta为稳态频率值，S为一次调频过程中，储能系统成本，为储能系统建设成本、储能系统运行成本、储能系统维护成本、一次调频购电成本四部分之和。
5.根据权利要求4所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于：所述的频率最低点惩罚因子取值0.25，稳态频率值惩罚因子取值0.25，频率储能动作量惩罚因子取值0.5。
6.根据权利要求1所述的基于混联结构的风储系统辅助电网一次调频控制方法，其特征在于，步骤(3)中所述的计算当前风电机组以及储能系统的出力，分为0＜t＜t0时段和t0＜t＜T时段的风储联合系统的出力，T为一次调频维持时间，
在0＜t＜t0时段风储联合系统的出力为：
Figure FDA0003371613090000021
其中，
Figure FDA0003371613090000022
为在0＜t＜t0时段风储联合系统的出力，ΔPchu1为风储联合系统中串行出力状况；ΔPbin1为在0＜t＜t0时段，风储联合系统的并行出力状况；ΔPwchu1为在0＜t＜t0时段串行风电机组出力；ΔPechu1为在0＜t＜t0时段串行储能系统出力；ΔPebin1为在0＜t＜t0时段并行储能系统出力；ΔPwbin1为在0＜t＜t0时段并行风电机组出力；K1为风储联合系统采用并行控制策略响应调频指令时储能系统的任务分配系数；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量；ΔPvir-ine1为在0＜t＜t0时段风电机组虚拟惯性调节功率；ΔPchange-β1为在0＜t＜t0时段，风机变桨控制调节功率；
在t0＜t＜T时段内风储联合系统的出力为：
Figure FDA0003371613090000031
其中，
Figure FDA0003371613090000032
在t0＜t＜T时段风储联合系统的出力，ΔPchu2为在t0＜t＜T时段风储联合系统串行出力状况；ΔPbin2为在t0＜t＜T时段，风储联合系统并行出力状况；ΔPwchu2为在t0＜t＜T时段串行风电机组出力；ΔPechu2为在t0＜t＜T时段串行储能系统出力；ΔPebin2为在t0＜t＜T时段并行储能系统出力；ΔPwbin2为在t0＜t＜T时段并行风电机组出力；K1为风储联合系统采用并行控制策略响应调频指令时，储能系统的任务分配系数；ΔPw+e为风储联合系统调频任务量；ΔPvir-ine2为在t0＜t＜T时段，风电机组虚拟惯性调节功率；ΔPchange-β2为在t0＜t＜T时段，风机变桨控制调节功率。
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