提升風電調(diào)頻性能的源儲協(xié)同控制策略

姚路錦， 王 瑋， 蔡 瑋， 劉吉臻

(華北電力大學 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，北京 102206)

在全球碳中和及能源轉(zhuǎn)型的背景下，我國持續(xù)出臺相關(guān)戰(zhàn)略及政策來支持清潔能源發(fā)展，截至2022年3月底，我國風電累計裝機3.37億kW[1]。清潔能源裝機容量和發(fā)電量不斷增加，其出力不確定性加重了電網(wǎng)“源荷”兩側(cè)的功率不平衡問題，嚴重威脅電網(wǎng)頻率安全[2-4]。因此，對于高風電滲透率下逐漸形成的低慣量電力系統(tǒng)[5]，其頻率穩(wěn)定性僅靠傳統(tǒng)同步發(fā)電機組支撐調(diào)頻明顯不足，有必要引入其他能源的輔助調(diào)頻[6-8]。

在傳統(tǒng)機組存在發(fā)展局限性的情況下，電池儲能系統(tǒng)(Battery Energy Storage System，BESS)憑借其可提前備用、響應(yīng)快速、跟蹤精確和雙向調(diào)節(jié)等優(yōu)點成為輔助調(diào)頻的優(yōu)質(zhì)能源[9]。Arrigo等[10]通過可變下垂控制策略來保持電池狀態(tài)，同時研究了BESS對一次調(diào)頻電網(wǎng)暫態(tài)響應(yīng)的影響。鄧霞等[11]考慮不同頻率區(qū)間內(nèi)電網(wǎng)對調(diào)頻的需求，提出了包括虛擬下垂、虛擬慣性及負慣性綜合控制的電池自適應(yīng)控制方法，提高了電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性。Marzebali等[12]通過加入燃料電池來緩解電池儲能的調(diào)頻壓力，實現(xiàn)快速補償功率。面臨電網(wǎng)復(fù)雜龐大的調(diào)頻壓力，單一地依靠儲能進行輔助調(diào)頻，需要配備足夠容量的電池儲能設(shè)備，但BESS的前期投入以及維護成本較高，難以保障調(diào)頻收益。

近年來，相關(guān)專家學者對如何將風電納入電網(wǎng)調(diào)頻體系進行了研究[13]，風電機組和儲能系統(tǒng)協(xié)同參與輔助調(diào)頻成為較優(yōu)選擇。Bao 等[14]提出一種分層慣量控制策略來協(xié)同控制風電機組和BESS，以成本最低為目標來確定風儲的出力參考；彭勃等[15]根據(jù)風機特性將風速分區(qū)，并針對各區(qū)域的特點設(shè)計了相應(yīng)的風儲運行策略，有效提升了系統(tǒng)慣性和短期頻率響應(yīng)能力；楊偉峰等[16]提出一種風儲雙層頻率響應(yīng)控制策略，滿足調(diào)頻需求的同時降低了調(diào)頻成本和風機的疲勞載荷[17-18]；曲彤等[19]通過設(shè)計分頻系統(tǒng)確定風火儲的有功出力，提高了系統(tǒng)調(diào)頻速度和調(diào)頻質(zhì)量。然而，同時考慮傳統(tǒng)機組、風電場和儲能場站的場級協(xié)同優(yōu)化來提升各場站的靈活性及調(diào)頻性能的相關(guān)報道還較少。

針對上述問題，筆者從場級調(diào)度出發(fā)提出一種基于自適應(yīng)模型預(yù)測控制(Adaptive Model Predictive Control，AMPC)的源儲協(xié)同調(diào)頻策略，通過考慮儲能調(diào)頻系數(shù)的自適應(yīng)變化和目標函數(shù)的優(yōu)化求解，靈活調(diào)整各場站的調(diào)頻出力，同時提升風電調(diào)頻性能。

1 風儲一次調(diào)頻模型

儲能和風電場可以通過虛擬下垂和虛擬慣性控制[11]來參與調(diào)頻。下垂控制能大幅縮減頻率偏差，慣性控制則對頻率偏差變化率具有較好的抑制作用[20]。結(jié)合二者的優(yōu)勢構(gòu)成風儲協(xié)同系統(tǒng)輔助火電機組調(diào)頻，可以充分發(fā)揮風電場及儲能的調(diào)頻優(yōu)勢，在保證快速性的同時優(yōu)化調(diào)頻效果。當系統(tǒng)頻率下跌時，風電機組通過增發(fā)功率協(xié)同儲能輔助火電機組提供功率支撐；當系統(tǒng)頻率上升時，風電機組通過減載或同火電機組一起給儲能裝置充能，抑制頻率波動的同時恢復(fù)儲能的荷電狀態(tài)(SOC)。

1.1 頻率變化率

頻率變化率[21](ROCOF)是電力系統(tǒng)調(diào)頻過程中的重要參數(shù)，與調(diào)頻系統(tǒng)中各機組出力和頻率變化情況密切相關(guān)。利用它來辨別當前時刻的調(diào)頻狀態(tài)，加入合適的下垂及慣性控制量，可以實現(xiàn)對風、儲系統(tǒng)調(diào)頻出力的控制。對于同時存在風、火、儲的一次調(diào)頻系統(tǒng)，其動態(tài)響應(yīng)等效狀態(tài)方程為：

(1)

式中：M*為系統(tǒng)等效慣性時間常數(shù)，M*=M(1-p)[22]，其中M為電網(wǎng)等效慣性時間常數(shù)，p為風電滲透率；D為等效負荷阻尼系數(shù)；f為電網(wǎng)頻率;Δf為頻率變化量；TJ、Kf分別為風電場的等效慣性時間常數(shù)和有功一次調(diào)頻系數(shù)；KE,I、KE,D分別為儲能系統(tǒng)的虛擬慣性和下垂控制系數(shù)，其中I、D分別表示慣性及下垂變量；ΔPG、ΔPWF、ΔPE分別為火電機組、風電場和儲能系統(tǒng)的功率變化量；PL為擾動負荷功率；ΔPUnb為功率不平衡量。

對式(1)進行線性化，并由初值定理可得系統(tǒng)在tn時刻的初始ROCOF，即F(tn)為：

(2)

式中：t為時間。

1.2 風電場調(diào)頻模型

根據(jù)國標[23]規(guī)定，風電場應(yīng)該具有快速控制自身有功功率，提供慣量響應(yīng)和一次調(diào)頻的功能，并可以根據(jù)電力系統(tǒng)運行的實際需要啟用與停用慣量響應(yīng)和一次調(diào)頻功能。則風電場基于ROCOF提供的調(diào)頻出力為：

ΔPWF(s)=ΔPWF,I(s)+ΔPWF,D(s)

(3)

其中，風電場提供的慣量響應(yīng)為:

(4)

一次調(diào)頻響應(yīng)為：

(5)

式中：PWF為風電場實時有功功率；PWF,N為風電場額定功率；fN為電力系統(tǒng)額定頻率;s為拉普拉斯算子。

1.3 儲能系統(tǒng)調(diào)頻模型

考慮BESS的調(diào)頻特性，儲能系統(tǒng)基于ROCOF提供的調(diào)頻出力為：

ΔPE(s)=ΔPE,I(s)+ΔPE,D(s)

(6)

其中，電池儲能系統(tǒng)提供的虛擬慣性控制量為：

(7)

虛擬下垂控制量為：

ΔPE,D(s)=-KE,DGE(s)Δf/fN

(8)

式中：GE(s)為電池儲能系統(tǒng)等效傳遞函數(shù)。

2 基于AMPC的源儲協(xié)同控制策略

2.1 儲能系統(tǒng)自適應(yīng)調(diào)頻控制

BESS參與調(diào)頻時需要持續(xù)出力，為保證儲能的SOC在規(guī)定的范圍內(nèi)，避免出現(xiàn)過充或過放，應(yīng)對電池的SOC變化進行實時監(jiān)測與控制。此外，調(diào)頻動作結(jié)束后，在不越過電網(wǎng)一次調(diào)頻死區(qū)的情況下，可對SOC進行自恢復(fù)調(diào)節(jié)，盡量將電池SOC調(diào)整到最佳水平，為后續(xù)調(diào)頻動作做好準備。

2.1.1 基于SOC反饋的儲能調(diào)頻系數(shù)

由于通過BESS統(tǒng)一實現(xiàn)的虛擬下垂和慣性控制，本文設(shè)置為相同的調(diào)頻系數(shù)KE，其在充放電過程中分別對應(yīng)放電系數(shù)Kd和充電系數(shù)Kch。通過引入Logistic回歸函數(shù)[24]，以SOC的值S為自變量,儲能功率調(diào)節(jié)系數(shù)Kd和Kch為因變量,功率因子K0和系數(shù)n為參變量建立KE-S曲線模型，在滿足系統(tǒng)調(diào)頻需求的前提下自適應(yīng)地根據(jù)調(diào)頻工況對儲能充放電功率進行調(diào)節(jié)。

(9)

(10)

式中：KE,max為儲能系統(tǒng)調(diào)頻系數(shù)最大值。

圖1 儲能系統(tǒng)調(diào)頻系數(shù)及自恢復(fù)調(diào)節(jié)系數(shù)

2.1.2 SOC自恢復(fù)調(diào)節(jié)系數(shù)

(11)

(12)

由此計算儲能SOC恢復(fù)出力ΔPE,Rec(s)為：

(13)

則儲能SOC的自恢復(fù)量ΔS*(s)為：

(14)

式中：T為采樣周期；η為儲能系統(tǒng)充放電效率；EN為儲能系統(tǒng)額定容量。

基于SOC狀態(tài)反饋的儲能自適應(yīng)調(diào)頻控制框圖如圖2所示。

圖2 儲能系統(tǒng)自適應(yīng)控制框圖

2.2 源儲協(xié)同一次調(diào)頻控制策略

2.2.1 預(yù)測模型

當負荷發(fā)生隨機波動時，交流電網(wǎng)具有一定的一次調(diào)頻能力[25]，可簡單等效為傳統(tǒng)同步發(fā)電機組。則基于AMPC的電力系統(tǒng)調(diào)頻控制框圖如圖3所示，其包括火電機組調(diào)頻模型、BESS調(diào)頻模型、風電場調(diào)頻模型及AMPC。其中火電機組包括調(diào)速器模型Ggov(s)及再熱鍋爐和汽輪機模型Ggen(s)，KG為機組單位調(diào)節(jié)功率,TG為調(diào)速器時間常數(shù)，TE為儲能出力時間常數(shù)，TRH為再熱器時間常數(shù)，TCH為汽輪機時間常數(shù)，F(xiàn)HP為汽輪機再熱器增益。

圖3 AMPC電力系統(tǒng)調(diào)頻控制框圖

綜合上述模型建立系統(tǒng)一次調(diào)頻狀態(tài)方程組：

(15)

式中：ΔPV為調(diào)速器出力變化量；ΔPG,Sch為火電機組計劃出力變化量；ΔPG,Act為火電機組實際出力變化量；ΔPE,Sch為儲能系統(tǒng)計劃出力變化量；ΔPE,Act為儲能系統(tǒng)實際出力變化量；ΔS為儲能SOC的變化量。

基于模型預(yù)測控制的標準狀態(tài)空間方程如下：

(16)

式中：xi為狀態(tài)變量；ui為輸入變量；ri為擾動變量；yi為輸出變量；A、B、D、C均為相應(yīng)變量的狀態(tài)矩陣。

對式(15)進行離散化后每一步的預(yù)測狀態(tài)為：

(17)

則其標準狀態(tài)空間方程可轉(zhuǎn)化為：

(18)

結(jié)合式(15)～式(18)和圖2中的調(diào)頻模型，可得系統(tǒng)狀態(tài)變量X(k)、輸入變量U(k)、輸出變量Y(k)和擾動變量R(k)分別為：

(19)

2.2.2 目標函數(shù)及約束

上述源儲協(xié)同調(diào)頻模型的優(yōu)化目標是分配各調(diào)頻場站的出力，改善調(diào)頻效果的同時提升風電的調(diào)頻性能。因此，在目標函數(shù)中通過設(shè)置頻率偏差ωf,k項來最小化系統(tǒng)頻率在未來控制窗口內(nèi)的頻率偏移量，優(yōu)化調(diào)頻效果；設(shè)置儲能計劃功率偏差和火電機組計劃功率偏差系數(shù)ωE,k項和ωG,k項來評估電池儲能系統(tǒng)和火電機組實際輸出功率相比計劃功率所減少的能耗量，通過這2項可以在保證調(diào)頻效果的同時提升風電的調(diào)頻出力；設(shè)置SOC偏差ωSOC,k項來調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)的SOC，使其保持在相對良好的水平以滿足長時間連續(xù)調(diào)頻的運行需求。

基于上述分析，預(yù)測控制的目標函數(shù)設(shè)定為：

ωf,kΔf(k)2+ωE,k(PE,Act(k)-PE,Sch(k))2+

ωG,k(PG,Act(k)-PG,Sch(k))2]

(20)

s.t.

-10%PG,N≤ΔPG,Act(k+j|k)≤10%PG,N

-PE,N≤ΔPE,Act(k+j|k)≤PE,N

Smin≤ΔS(k+j|k)≤Smax

-10%PWF(k)≤ΔPWF(k+j|k)≤6%PWF(k)

式中：SRef為SOC參考值，設(shè)為0.5;PG,N、PE,N分別為火電機組和儲能系統(tǒng)的額定功率；ΔPG,Act(k+j|k)、ΔPE,Act(k+j|k)、ΔS(k+j|k)和ΔPWF(k+j|k)分別為基于當前采樣時刻k對k+j時刻火電機組實際出力、儲能系統(tǒng)實際出力、儲能SOC和風電場出力的預(yù)測值變化量。

4組權(quán)重系數(shù)均可以根據(jù)不同控制時刻設(shè)置不同的權(quán)重，考慮到系統(tǒng)運行的不確定性，為偏離當前時刻控制量較遠的控制項設(shè)置較低權(quán)重系數(shù)，為較近的控制項設(shè)置較高權(quán)重系數(shù)[9]。

綜上，AMPC調(diào)頻控制策略構(gòu)建完成，主要包括調(diào)頻單元預(yù)測模型控制、風電場調(diào)頻出力模型及儲能系統(tǒng)自適應(yīng)調(diào)頻出力控制。風電場輸出作為擾動變量的一部分，能夠靈活參與調(diào)頻，而整個控制策略可以根據(jù)當前風電場出力進行實時優(yōu)化求解。

3 調(diào)頻評價指標

電網(wǎng)中常見的擾動分為階躍型負荷擾動和連續(xù)型負荷擾動。階躍型負荷擾動通常對應(yīng)于大容量電機的啟停和故障甩負荷，發(fā)生速度較快且持續(xù)時間較短；連續(xù)型負荷擾動通常指沒有躍變的連續(xù)性負荷變化，持續(xù)時間長但幅值趨于平緩[26]。根據(jù)標準GB/T 40595—2021[27]規(guī)定，分別提出對應(yīng)的2類調(diào)頻評價指標。

(1) 階躍型負荷擾動評價指標

最大頻率偏差Δfm、穩(wěn)態(tài)頻率偏差Δfs、一次調(diào)頻響應(yīng)滯后時間tp、一次調(diào)頻上升時間tr、一次調(diào)頻調(diào)節(jié)時間ts和超調(diào)量σ均如圖4所示[27]，其中±Δ為一次調(diào)頻穩(wěn)態(tài)判定閾值，取±5%。

圖4 階躍型負荷擾動評價指標

頻率平均跌落速度α和頻率平均恢復(fù)速度β為：

(21)

式中：tm為達到最大頻率偏差的時間；t0為階躍擾動的起始時間。

頻率平均跌落速度越小，給電網(wǎng)造成的調(diào)頻壓力就會越小，而頻率平均恢復(fù)速度越快，則電網(wǎng)頻率處于異常狀態(tài)時間就越短。

(2) 連續(xù)型負荷擾動評價指標

選用頻率偏差Δf的波動量和儲能荷電狀態(tài)SOC變化量的均方根作為連續(xù)型負荷擾動的評價指標。其中Qf反映了控制策略的綜合調(diào)頻效果，QS反映了控制策略的儲能SOC保持效果。

(22)

式中：Δfi為采樣點i的系統(tǒng)頻率偏差；Si為采樣點i的SOC值；N為采樣點個數(shù)。

電量貢獻指數(shù)Q%,X可以反映調(diào)頻持續(xù)時間內(nèi)，機組一次調(diào)頻的實際貢獻電量占比。

(23)

式中：QX為機組一次調(diào)頻實際補償電量，分別對應(yīng)火電機組補償電量QG、儲能系統(tǒng)補償電量QE以及風電場補償電量QWF；QT為機組一次調(diào)頻理論貢獻電量；ΔPX,Act為機組調(diào)頻實際出力，分別對應(yīng)ΔPG,Act、ΔPE,Act和ΔPWF；ΔPT為機組調(diào)頻理論出力對應(yīng)的調(diào)整量；tb、te分別為調(diào)頻開始和結(jié)束時刻；PN為機組額定功率；δ為轉(zhuǎn)速不等率，取為5%。

4 仿真驗證及結(jié)果分析

為驗證所提源儲協(xié)同一次調(diào)頻策略的有效性，另外提出3組不同條件的組合作為對比，共同完成仿真試驗：(1)火電機組獨立一次調(diào)頻；(2)加入儲能系統(tǒng)并對其進行變K自適應(yīng)控制[11]；(3)加入基于自適應(yīng)控制的儲能系統(tǒng)，同時增加風電場進行輔助調(diào)頻；(4)對火電機組、儲能系統(tǒng)及風電場同時進行自適應(yīng)模型預(yù)測控制。

設(shè)置火電機組額定功率為1 000 MW，設(shè)為1，其余功率參數(shù)均是以該機組的額定功率為基準轉(zhuǎn)化的標幺值；儲能系統(tǒng)額定功率為10 MW(標幺值為0.01)，額定容量為1 MW·h(標幺值為0.001)；風電場額定功率為300 MW(標幺值為0.3)；電網(wǎng)額定頻率為50 Hz，調(diào)頻死區(qū)為±0.033 Hz；采樣時間為0.1 s，詳細參數(shù)見表1。根據(jù)風電場運行狀況，風機輸出超過額定功率80%的概率一般不超過10%[28]，且風機變槳控制響應(yīng)速度較慢，因此在中低風速下主要考慮風機通過超速減載運行提供有功備用。

表1 仿真模型參數(shù)

4.1 階躍擾動工況

在t=1 s加入標幺值為0.01的階躍擾動進行仿真試驗，選取60 s的擾動工況。階躍擾動一次調(diào)頻指標見表2,各個機組的運行狀態(tài)如圖5所示，仿真時段風電場功率輸出及ROCOF曲線如圖6所示。

表2 階躍擾動一次調(diào)頻指標比較

從圖5(a)可以看出，加入階躍擾動的瞬間，4種策略下系統(tǒng)頻率均快速下降。其中，本文策略頻率下降幅度最小，結(jié)合表2可知，最大頻率偏差僅為0.782×10-3Hz，相比其他3種策略分別減少47.05%、17.07%和13.59%，穩(wěn)態(tài)頻率偏差和超調(diào)量也都有相應(yīng)幅度的減小。此外，儲能系統(tǒng)的加入大幅提升了一次調(diào)頻效果，縮短了一次調(diào)頻時間； 風電場的加入則進一步優(yōu)化了調(diào)頻表現(xiàn)，但提升效果有限。對比策略3和本文策略，AMPC的加入再次大幅提升了系統(tǒng)的整體調(diào)頻效果，調(diào)節(jié)時間減少60.15%，頻率平均跌落速度下降42.39%，較大程度上減緩了系統(tǒng)的調(diào)頻壓力。對于頻率平均恢復(fù)速度，本文策略工況下，由于超調(diào)量小于允許偏差±Δ，其一次調(diào)頻調(diào)節(jié)時間ts小于最大偏差時間tm，即在達到最大頻率偏差之前就已完成調(diào)頻動作，所以不存在頻率恢復(fù)速度β。

從圖5(b)和圖5(c)可以看出，AMPC控制的加入使得火電機組和儲能系統(tǒng)均提前開始動作參與調(diào)頻，且火電機組的功率提升速度明顯放緩，相比其他策略一定程度上減輕了火電機組的增發(fā)壓力。圖6(b)給出了仿真時段風電場輸出情況。該時段風電場輸出遠遠偏離額定功率(標幺值為0.3)，調(diào)頻資源不足；結(jié)合式(1)～式(5)以及圖6(c)，AMPC使擾動加入瞬間系統(tǒng)的計劃功率不平衡量得到削減，同時慣性系數(shù)變化導(dǎo)致ROCOF出現(xiàn)明顯減幅，風電場慣性出力減少，最終通過控制儲能和風電的輸出功率來達到約束條件下的最優(yōu)調(diào)頻效果。

(a) 頻率偏差

(a) 階躍擾動功率

由于60 s的時間相對于儲能的額定容量來說耗能太少，SOC變化不明顯，將階躍擾動的仿真時長延長至300 s來觀察調(diào)頻系數(shù)和SOC的變化情況，結(jié)果如圖7所示。從圖7可以看出本文策略中儲能的變K自適應(yīng)控制效果，隨著SOC減小，調(diào)頻系數(shù)也相應(yīng)減小，呈現(xiàn)“S”形變化。1～<36 s內(nèi)BESS電量充足，處于最大處理時段；36 s時SOC下降至Slow，隨后功率調(diào)節(jié)系數(shù)按照式(9)減小，減少儲能的調(diào)頻出力，至168 s時SOC降至Smid-l；之后調(diào)頻系數(shù)繼續(xù)下降，SOC的衰減速度明顯下降，大幅延長了儲能放電時長，并防止儲能系統(tǒng)過度放電。

圖7 階躍型負荷擾動下儲能SOC和調(diào)頻系數(shù)

4.2 連續(xù)擾動工況

加入連續(xù)擾動進行仿真試驗，選取300 s的擾動工況。火電機組和儲能系統(tǒng)的出力情況及SOC變化曲線如圖8所示。擾動負荷、風電場功率及ROCOF如圖9所示。

(a) 頻率偏差

從圖8(a)可以看出，連續(xù)擾動工況下策略2、策略3和本文策略的調(diào)頻效果接近，均明顯優(yōu)于策略1。從圖8(b)～圖8(d)可以看出，類似于階躍擾動工況，儲能系統(tǒng)及風電場的加入大幅優(yōu)化了系統(tǒng)調(diào)頻效果，減少火電機組和儲能的出力。而本文策略中AMPC的加入再次大幅降低火電機組的調(diào)頻出力，機組動作次數(shù)減少、損耗降低；減少了儲能出力，SOC狀態(tài)更為健康，使用壽命延長，同時為后續(xù)調(diào)頻提供備用資源；風電場的調(diào)頻出力明顯提升。

同時，從圖9(b)可以看出，仿真時段風電場功率接近額定功率，風電調(diào)頻資源充足；圖9(c)中，AMPC的加入使得計劃功率不平衡量在擾動量變化較快的時刻有所增加，對應(yīng)時刻的ROCOF也相應(yīng)增加，風電場慣性出力提升。

(a) 連續(xù)擾動功率

結(jié)合表3的調(diào)頻指標可知，相比策略3，本文策略的綜合調(diào)頻效果再次得到優(yōu)化，頻率偏差波動量下降1.64%，SOC的狀態(tài)提升18.13%；機組調(diào)頻貢獻電量方面，火電機組出力減少58.87%，儲能出力減少29.39%，風電場出力增加69.67%。此外，儲能通過自恢復(fù)控制的恢復(fù)電量情況見表4，結(jié)合圖10可見，BESS在一次調(diào)頻過程中隨著時間尺度的增加恢復(fù)電量相對可觀，一定程度上優(yōu)化了SOC狀態(tài)，提高了其后續(xù)調(diào)頻能力。

表3 連續(xù)擾動一次調(diào)頻指標比較

表4 儲能自恢復(fù)電量

圖10 連續(xù)型負荷擾動下儲能SOC

5 結(jié) 論

(1) BESS及風電場出力的加入大幅緩解了傳統(tǒng)火電機組的調(diào)頻壓力，階躍和連續(xù)擾動下的一次調(diào)頻效果明顯提升。

(2) 提出的AMPC控制策略根據(jù)風電場輸出及儲能SOC狀態(tài)實時預(yù)測并優(yōu)化各場站的調(diào)頻出力,提升調(diào)頻效果。相比于僅加入自適應(yīng)控制的源儲協(xié)同調(diào)頻，階躍型負荷擾動下，調(diào)節(jié)時間減少60.15%，頻率平均跌落速度下降42.39%；連續(xù)型負荷擾動下，頻率偏差波動量下降1.64%。

(3) 本文策略使得風電場參與調(diào)頻更加靈活，有效提升了風電的調(diào)頻性能。相比于僅加入自適應(yīng)控制的源儲協(xié)同調(diào)頻，為了達到約束條件下的最優(yōu)調(diào)頻效果，本文策略在階躍型負荷擾動下，風電場輸出大幅偏離額定功率導(dǎo)致調(diào)頻資源不足，ROCOF減幅、風電場慣性出力減少；連續(xù)型負荷擾動下，風電場輸出接近額定功率、調(diào)頻資源充足，風電場調(diào)頻出力增加69.67%。

電力系統(tǒng)調(diào)頻涉及到多個能源單元，如何在眾多并網(wǎng)能源中根據(jù)地理位置、調(diào)頻成本、調(diào)頻效果等匹配合適的能源進行協(xié)同調(diào)頻來維持電網(wǎng)的安全穩(wěn)定還有待進一步研究。