Page 162 - 《中国电力》2026年第5期

2026 年 第 59 卷

为 100 MV·A。线路的最大运行寿命设置为 40 年， 1 800 1 800
1 600 1 600
投建线路的年利率为 8%，各设备参数设置如表 1 海上风电1； 1 400
所示。借助抗场景生成方法提取具有代表性的典 1 400 海上风电2； 1 200
负载1；
1 200
型场景如图 6 所示。 海上风电功率/kW 1 000 负载2 1 000 负载功率/kW
800 800
G G G 600
18 21 22 600
400
00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 24:00
ESS 时刻

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G 图 6 海上风电和负载典型场景
23 Fig. 6 Typical scenarios of offshore wind power
G
19 20
OS and loads
16
G G OS
用响应时长 H 和 H 分别为 10 s 和 8 s，设置 8%
14 13 i i
15 L
G 的负载激增为系统的有功缺额 P ，各电源的最大
t,s
24 11 12 频率响应功率 R G,max 、 R OS,max 和 R ESS,max 按其额定
i i i
3 9 10 容量的 10% 提供一次调频备用，各电源的额定响
应时间 T 、 T OS 和 T ESS 分别设置为 10 s、8 s 和 1 s。
G
6 本文算例部分使用 Matlab R2022a 结合工具包
4
5 8 Matpower，调用商业求解器 Gurobi 9.1 对优化程序
进行求解。
1 2 7
G G G
3.2 考虑动态频率约束的输储协同规划结果分析
图 5 算例仿真拓扑 为验证所提考虑动态频率约束的输储协同鲁
Fig. 5 Example simulation topology 棒规划方法的有效性，本文对 3 种不同策略下的

规划结果进行对比分析。
表 1 设备参数设置
Table 1 Device parameter settings 策略 1：未考虑动态频率约束和 ESS 的接入。
策略 2：仅未考虑频率安全约束的输储协同
设备 接入位置 参数
规划。
节点1、2 192
策略 3：本文所提考虑动态频率安全约束的
节点7、22 300
输储协同鲁棒规划方法。
节点13 591
从表 2 可知，策略 2 较策略 1 而言采用了输储
常规机组容量/(kV·A) 节点15 215
协同规划通过 ESS 降低的线路的运行成本，优化
节点16 155
了线路的投资，而策略 3 的总成本高于策略 2 的
节点18、21 400
原因是在规划中引入了动态频率安全约束，为确
节点23 660
保系统在扰动下的频率稳定性，需要储能系统提
海上风电容量/(kV·A) 节点19 900
供额外的频率支撑能力，并在运行中可能牺牲部
ESS容量/(kV·A) 500
分经济性以换取更高的安全裕度，从而导致其下
ESS初始荷电量/% 节点17 50
层运行成本和风电弃电成本最高。另外，对比策
ESS功率上限/kW 50
略 2 与 策 略 3 可 知 ， 策 略 3 的 机 组 运 行 成 本 最
频率安全约束的基本参数参考《电力系统安 低，这说明所提方法通过储能与输电网的协同优
全稳定导则》（GB/T 40581—2021）及相关运行 化，有效提升了常规机组的运行效率，降低了其
规范设定：最大频率变化率 RoFoCo max = 1.0 Hz/s、 总体发电消耗。本文所提策略虽然在部分成本项
最 大 允 许 频 率 偏 差 ∆f max = 0.6 Hz、 额 定 频 率 f N = 上并非最低，但它通过合理的成本增加，换取了系
50 Hz，常规发电机组以及海上风电机组的调频备 统频率安全性的显著提升和常规机组运行效率的

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