謝志佳，李德鑫，王佳蕊，孟 濤

（1.中國電力科學(xué)研究院有限公司，北京 100192；2.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，吉林 長春 130021）

電力系統(tǒng)調(diào)頻方式主要分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，我國電力系統(tǒng)中的電源主要是火電、水電和核電[1-4]。其中，核電機(jī)組長期帶基本負(fù)荷運(yùn)行，雖然理論上可以參與一次調(diào)頻，但其對較大負(fù)向頻差的響應(yīng)可能導(dǎo)致甩負(fù)荷，給電網(wǎng)帶來不利影響[5]。火電機(jī)組在非額定工況下采用定—滑—定運(yùn)行方式，主蒸汽壓力偏低，造成機(jī)組一次調(diào)頻貢獻(xiàn)量不足[6]。水電機(jī)組可作為一次調(diào)頻機(jī)組，但其性能受到豐枯水期和區(qū)域水流慣性差異影響[7]。隨著新能源接入比例的不斷增加，調(diào)頻容量缺口日益增大[8-9]。

相較于常規(guī)調(diào)頻電源，儲能調(diào)頻最大優(yōu)勢是其快速功率響應(yīng)能力[10-14]。儲能系統(tǒng)投運(yùn)僅需8 個月左右，遠(yuǎn)小于常規(guī)調(diào)頻電源的建設(shè)時間，儲能系統(tǒng)已具備進(jìn)入輔助服務(wù)應(yīng)用市場的基本條件[15-19]。

1 電網(wǎng)頻率控制模式

在電網(wǎng)頻率控制中，域控制誤差（area control error，ACE）的計算方法決定了負(fù)荷頻率控制模式。

定頻模式ACE 的計算公式為

式中：Δf為頻率偏差；B為頻率偏差系數(shù)，一般取值為該區(qū)域的頻率調(diào)節(jié)系數(shù)KS。

定凈交換功率模式ACE 的計算公式為

式中ΔPT為聯(lián)絡(luò)線凈交換功率。

聯(lián)絡(luò)線頻率偏差模式ACE 的計算公式為

ACE 不僅可以用來判斷負(fù)荷的變化是否發(fā)生在本區(qū)域內(nèi)，還反映了本區(qū)域負(fù)荷增加、減少的數(shù)量。各區(qū)域?qū)嶋H上只負(fù)責(zé)本區(qū)域內(nèi)部機(jī)組輸出功率與有功負(fù)荷之間的平衡。

2 儲能參與調(diào)頻可行性分析

未經(jīng)靈活性改造的火電機(jī)組調(diào)頻時功率調(diào)節(jié)能力為（1.5%~2.0%）Pe/min，改造后的火電機(jī)組調(diào)頻時功率調(diào)節(jié)能力為（3.0%~5.0%）Pe/min，因此從熱備用到滿功率輸出需要約20 min。儲能系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)能力為0.5%Pe/ms，因此從熱備用到滿功率輸出需要約200 ms。儲能系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)速率為改造后火電機(jī)組的6 000 倍。

假設(shè)電網(wǎng)需要在10 min 內(nèi)并入電網(wǎng)50 MW 的功率。改造后火電機(jī)組以5%Pe/min 的調(diào)節(jié)能力參與調(diào)頻，需要100 MW 機(jī)組才能滿足需求。同樣情況下，50 MW 儲能系統(tǒng)可在200 ms 內(nèi)完成50 MW功率指令響應(yīng)。在此情況下，50 MW 儲能系統(tǒng)與100 MW 火電機(jī)組調(diào)頻能力相當(dāng)，電網(wǎng)功率需求時間越短，儲能系統(tǒng)調(diào)頻能力優(yōu)勢越明顯。

3 儲能系統(tǒng)參與電力調(diào)頻控制方法

3.1 儲能系統(tǒng)下垂特性

儲能系統(tǒng)利用功率雙向調(diào)節(jié)特性參與一次調(diào)頻，圖1 為儲能系統(tǒng)的下垂特性，儲能系統(tǒng)依據(jù)頻率變化進(jìn)行功率調(diào)節(jié)。

3.2 儲能系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻

圖2 為儲能系統(tǒng)輔助傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行一次調(diào)頻原理。由圖2 可見，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷增大時，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從a移動到b，系統(tǒng)頻率由額定頻率fn下降到f1。儲能系統(tǒng)工作于放電模式，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從b移動到c，頻率上升到f2。在此場景下，頻率偏差減少，傳統(tǒng)機(jī)組出力降低。該運(yùn)行模式適用于系統(tǒng)頻率異常且常規(guī)機(jī)組蓄熱充足的場景。

3.2.2 常規(guī)火電機(jī)組因蓄熱不足儲能系統(tǒng)一次調(diào)頻

圖3 為儲能系統(tǒng)應(yīng)用于發(fā)電機(jī)蓄熱不足時的一次調(diào)頻原理。由圖3 可見，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷增大，機(jī)組蓄熱不足時，運(yùn)行點(diǎn)移動到b，系統(tǒng)頻率下降到f1。儲能系統(tǒng)工作于放電模式，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從b移動到c，頻率上升到f2，阻止了系統(tǒng)頻率的進(jìn)一步下降。該運(yùn)行模式適用于系統(tǒng)頻率異常且常規(guī)機(jī)組蓄熱不足的場景。

3.2.3 僅采用儲能系統(tǒng)進(jìn)行一次調(diào)頻

圖4 為儲能系統(tǒng)取代傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行一次調(diào)頻原理。由圖4 可見，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷增大時，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從a移動到b，系統(tǒng)頻率由額定頻率fn下降到f1。儲能系統(tǒng)工作于放電模式，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從b移動到c，頻率上升到f2。該運(yùn)行模式適用于系統(tǒng)頻率異常且區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)的調(diào)頻發(fā)電機(jī)組均不能進(jìn)行一次調(diào)頻的場景。

3.3 儲能系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)二次調(diào)頻

3.3.1 儲能系統(tǒng)輔助傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行二次調(diào)頻

圖5 為儲能系統(tǒng)輔助傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行二次調(diào)頻原理。由圖5 可見，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷增大時，傳統(tǒng)機(jī)組開始一次調(diào)頻，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從a移動到b，系統(tǒng)頻率由額定頻率fn下降到f1。隨后傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行二次調(diào)頻，功率增加ΔPG，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從b移動到c，系統(tǒng)頻率上升到f2。儲能系統(tǒng)工作于放電模式，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從c移動到d，系統(tǒng)頻率由f2上升到額定頻率fn。該運(yùn)行模式適用于系統(tǒng)頻率異常，常規(guī)機(jī)組在完成一次調(diào)頻后可繼續(xù)投入二次調(diào)頻的場景。

3.3.2 儲能系統(tǒng)用于銜接傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行一、二次調(diào)頻

圖6 為儲能系統(tǒng)用于銜接傳統(tǒng)機(jī)組進(jìn)行一、二次調(diào)頻原理。由圖6 可見，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷增大時，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從a移動到b，系統(tǒng)頻率由額定頻率fn下降到f1。此時，傳統(tǒng)機(jī)組不能立即開始二次調(diào)頻。為防止頻率下降，儲能系統(tǒng)工作于放電模式，系統(tǒng)運(yùn)行點(diǎn)從b移動到c，系統(tǒng)頻率上升到f2。此時，傳統(tǒng)機(jī)組二次調(diào)頻開始，功率增加ΔPG，系統(tǒng)頻率由f2上升到額定頻率fn。該運(yùn)行模式適用于系統(tǒng)頻率異常，機(jī)組二次調(diào)頻與一次調(diào)頻的時間不能完全吻合場景。

4 仿真分析

以某電網(wǎng)冬小運(yùn)行方式對應(yīng)開機(jī)方式為基礎(chǔ)，搭建了3 區(qū)8 機(jī)的區(qū)域等效模型來進(jìn)行儲能系統(tǒng)輔助傳統(tǒng)機(jī)組調(diào)頻仿真研究，區(qū)域電網(wǎng)如圖7 所示。

仿真模型中火電機(jī)組調(diào)差系數(shù)統(tǒng)一取0.05，負(fù)荷變化限制（即一次調(diào)頻容量）取8%，水電機(jī)組的調(diào)差系數(shù)取0.04。機(jī)組和儲能系統(tǒng)具體參數(shù)按照經(jīng)典取值設(shè)置，即A01 額定功率（600 MW）為基準(zhǔn)值進(jìn)行標(biāo)幺化。詳細(xì)的區(qū)域電網(wǎng)機(jī)組情況見表1。

表1 區(qū)域電網(wǎng)機(jī)組情況Tab.1 The parameters of regional grid power units

4.1 單位調(diào)節(jié)功率仿真

4.1.1 定單位調(diào)節(jié)功率仿真

將電池儲能模型加入到某區(qū)域網(wǎng)絡(luò)中A 區(qū)，電池額定功率為2 MW，容量假定為0.5 MW·h，其電池參數(shù)和系統(tǒng)模型參數(shù)見表2 和表3。

表2 電池參數(shù)Tab.2 The battery parameters

表3 系統(tǒng)模型參數(shù)Tab.3 The system model parameters

在常規(guī)調(diào)頻效果評價指標(biāo)基礎(chǔ)增加2 項新的評價指標(biāo)。優(yōu)化指標(biāo)J為

式中Δfi和ΔPtiei分別為各區(qū)域的頻率偏差和聯(lián)絡(luò)線功率偏移。

反映儲能荷電狀態(tài)（SOC）保持效果的指標(biāo)SSOC,rms為

式中：SSOC,i為SOC 的第i個采樣點(diǎn)；SSOC,0為儲能系統(tǒng)希望保持的SOC 水平，一般設(shè)為0.5。

1）階躍負(fù)荷擾動 在此基礎(chǔ)上，取0.010、0.015、0.020、0.025 共4 種不同水平的階躍負(fù)荷擾動加到A 區(qū)域，單位調(diào)節(jié)功率K值從0 開始逐步增大到20。A 區(qū)域準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)頻率偏差仿真結(jié)果如圖8所示，圖9 為聯(lián)絡(luò)線功率偏移標(biāo)準(zhǔn)差，圖10 為系統(tǒng)頻率調(diào)整時間，圖11 為調(diào)頻效果指標(biāo)J。由圖10可得，K=5 之前，系統(tǒng)頻率改善效果較大，在其之后，系統(tǒng)調(diào)頻改善不明顯；而K取值過大易導(dǎo)致電池儲能系統(tǒng)SOC 越限，進(jìn)而影響系統(tǒng)調(diào)頻的效果，還將延長系統(tǒng)調(diào)整時間。當(dāng)K取5 時，系統(tǒng)頻率調(diào)整時間逼近最小值，所以場景最優(yōu)解為K=5。

2）連續(xù)負(fù)荷擾動 負(fù)荷擾動類型選擇連續(xù)負(fù)荷擾動，持續(xù)1 h，使用帶限白噪聲輸出，結(jié)果如圖12 所示。

取K值從0 開始逐步增大，直到20。觀察K值與調(diào)頻效果指標(biāo)J和SOC 保持效果指標(biāo)SSOC,rms的關(guān)系，仿真結(jié)果如圖13 所示。從圖13 可以看出，K越大，調(diào)頻效果越好，SOC 保持效果越差。最終折中取K=10。

4.1.2 變單位調(diào)節(jié)功率仿真

1）階躍負(fù)荷擾動 在儲能控制部分加入變單位調(diào)節(jié)功率策略，將變單位調(diào)節(jié)功率一次調(diào)頻電池儲能模型加入某區(qū)域網(wǎng)絡(luò)中的A 區(qū)域，電池及區(qū)域電網(wǎng)參數(shù)不變。設(shè)置一階階躍負(fù)荷（0.01），仿真200 s，觀察A 區(qū)域的頻率偏差情況，比較其在變單位調(diào)節(jié)功率與定單位調(diào)節(jié)功率2 種不同模式下儲能的調(diào)頻特性、系統(tǒng)調(diào)頻的效果。仿真結(jié)果如圖14—圖17 所示。

分別分析了儲能系統(tǒng)參與一次調(diào)頻場景下，無儲能系統(tǒng)、定單位調(diào)節(jié)功率和變單位調(diào)節(jié)功率3 種方式的調(diào)頻效果。不論是對于定單位調(diào)節(jié)功率還是變單位調(diào)節(jié)功率，其均能有效減少頻率偏差，提高網(wǎng)絡(luò)頻率質(zhì)量。但因?yàn)閮δ茴~定容量過大，仿真時間過短，故SOC 沒有降至最小值。為體現(xiàn)變單位調(diào)節(jié)功率在儲能SOC 保持方面的優(yōu)勢，將SOC 的最小值改為0.44，再次進(jìn)行仿真。仿真結(jié)果如圖18—圖21 所示。

由圖18—圖21 可見，當(dāng)使用定單位調(diào)節(jié)功率時，雖然初始調(diào)頻效果高于變單位調(diào)節(jié)功率，但SOC 很快到達(dá)下限，停止出力，調(diào)頻效果變差。此時，變單位調(diào)節(jié)功率調(diào)頻效果更佳。因此，從長遠(yuǎn)來看，使用變單位調(diào)節(jié)功率可以使儲能更長久地參與調(diào)頻。

2）連續(xù)負(fù)荷擾動 階躍負(fù)荷擾動對SOC 影響太小，故采用連續(xù)負(fù)荷擾動進(jìn)行變單位調(diào)節(jié)功率動態(tài)優(yōu)化仿真。當(dāng)儲能額定功率為2 MW 時，以10 MW/Hz 為初始值，以定單位調(diào)節(jié)功率方法確定的120 MW/Hz 為中心，設(shè)置Kmax取值范圍為10~230 MW/Hz。

取n為1~10 之間的10 個數(shù)，取Kmax為10~230 MW/Hz，得到調(diào)頻效果和SOC 保持效果的曲線，結(jié)果如圖22 和圖23 所示。

由圖22 和圖23 可見：當(dāng)Kmax一定時，n越大，調(diào)頻效果越差，SOC 保持效果越好；當(dāng)n一定時，Kmax越大，調(diào)頻效果越好，SOC 保持效果越差；Kmax越大，交點(diǎn)對應(yīng)的n越大，SOC 保持效果相當(dāng)優(yōu)越，但是相應(yīng)的調(diào)頻效果不佳。故綜合考慮調(diào)頻效果，取n=2。

4.2 不同區(qū)域中的儲能系統(tǒng)分配ACE 仿真

4.2.1 儲能功率分配模型

儲能功率分配Simulink 仿真模型如圖24 所示。

4.2.2 參數(shù)設(shè)置

儲能單元1 的SOC 初值為0.8；儲能單元2 的SSOC初值為0.4；需分配的儲能總功率P=P1+P2=1 800 W；n分別為2、4、6、8。

4.2.3 仿真結(jié)果

在MATLAB 軟件上進(jìn)行充放電實(shí)驗(yàn)仿真，以觀察n的變化對SSOC和P一致趨勢的影響。圖25—圖28 分別為放電實(shí)驗(yàn)中儲能單元SOC 變化和P變化的趨勢。由圖25—圖28 可見，冪指數(shù)n越大，儲能的SOC 達(dá)到一致的速率越快，且能更快地均分輸入儲能的功率。因此，可以通過改變SOC 的冪指數(shù)n，實(shí)現(xiàn)對有功功率分配速率的調(diào)整。

4.3 結(jié)果分析

固定單位調(diào)節(jié)功率K，在階躍負(fù)荷擾動下，K值取5 比較合適。在連續(xù)負(fù)荷擾動下，K值取10 比較合適。原因是在不同工況下，所考慮的指標(biāo)不同，且使用的負(fù)荷擾動幅值不同而造成的。

變單位調(diào)節(jié)功率K，在階躍負(fù)荷擾動下，采用SOC 簡單分段法進(jìn)行了仿真。因儲能額定容量過大，仿真時間過短，故SOC 沒有降至最小值。為了體現(xiàn)變單位調(diào)節(jié)功率在儲能SOC 保持方面的優(yōu)勢，重新進(jìn)行仿真，明顯可得其在儲能SOC 保持上的優(yōu)勢，進(jìn)而在調(diào)頻效果上表現(xiàn)更優(yōu)。

5 結(jié) 論

1）以儲能系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)調(diào)頻為背景，分析了儲能系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)調(diào)頻的必要性，對調(diào)頻應(yīng)用場景進(jìn)行細(xì)分，搭建區(qū)域電網(wǎng)模型驗(yàn)證儲能系統(tǒng)調(diào)頻能力。

2）儲能系統(tǒng)與火電機(jī)組相比功率響應(yīng)速度更快，同等功率需求下儲能系統(tǒng)裝機(jī)需求小于火電機(jī)組的1/3，且儲能系統(tǒng)不會出現(xiàn)反調(diào)情況。

3）儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)調(diào)頻可細(xì)分為5 種應(yīng)用場景，針對不同場景需要設(shè)定不同頻率響應(yīng)邊界。

4）固定單位調(diào)節(jié)功率情況下，K值宜取5；在連續(xù)負(fù)荷擾動下，K值宜取10。

4）在多個儲能單元之間，基于SOC 冪函數(shù)的功率分配原則可實(shí)現(xiàn)功率的合理分配。