謝惠藩，王 超，劉湃泓，劉洪濤，徐光虎，李 鵬，宋 陽，梅 勇

（1. 中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東省廣州市510623；2. 廣東電科院能源技術(shù)有限責(zé)任公司，廣東省廣州市510080；3. 廣東電網(wǎng)公司揭陽普寧供電局，廣東省揭陽市522000；4. 中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司超高壓輸電公司柳州局，廣西壯族自治區(qū)柳州市545006）

0 引言

傳統(tǒng)火電自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）指令跟蹤性能差，存在調(diào)節(jié)延遲、超調(diào)偏差、欠調(diào)偏差等問題。儲能系統(tǒng)具有調(diào)節(jié)速率快、調(diào)節(jié)精度高、響應(yīng)時間短、可雙向調(diào)節(jié)等優(yōu)點(diǎn)，能完全滿足二次調(diào)頻時間尺度內(nèi)的功率變化需求，其二次調(diào)頻效果顯著優(yōu)于水電機(jī)組、天然氣機(jī)組、燃煤機(jī)組［1-3］。

儲能與火電機(jī)組聯(lián)合調(diào)頻能夠快速響應(yīng)AGC調(diào)度指令，避免機(jī)組分鐘級的響應(yīng)延遲，實(shí)現(xiàn)負(fù)荷功率與發(fā)電功率的實(shí)時平衡，區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線潮流與計劃值更趨吻合。儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)在國外電力市場已運(yùn)行多年，中國正處于起步應(yīng)用階段［4-7］。中國江蘇電網(wǎng)已建設(shè)中國首個百兆瓦級電池儲能電站，采用集中控制的方式實(shí)現(xiàn)“大規(guī)模源網(wǎng)荷友好互動系統(tǒng)”統(tǒng)一調(diào)控，為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、緊急備用等多種輔助服務(wù)［8-9］。中國南方電網(wǎng)特別是廣東電網(wǎng)以大型火電機(jī)組作為主要調(diào)頻資源，建設(shè)儲能系統(tǒng)作為AGC 調(diào)頻輔助服務(wù)，能夠解決區(qū)域電網(wǎng)調(diào)頻資源不足的問題。南方電網(wǎng)目前正探索開展區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場運(yùn)營，建設(shè)儲能系統(tǒng)作為電廠優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源參與AGC 輔助服務(wù)，具有明顯的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

文中介紹南方電網(wǎng)儲能系統(tǒng)的建設(shè)和運(yùn)行實(shí)際情況，重點(diǎn)分析了增加儲能系統(tǒng)后對調(diào)頻效益和電網(wǎng)運(yùn)行的影響，研究成果對后續(xù)儲能聯(lián)合火電調(diào)頻工程建設(shè)具有重大指導(dǎo)意義，有助于推動南方輔助調(diào)頻市場的發(fā)展。

1 儲能聯(lián)合火電調(diào)頻原理

火電機(jī)組與儲能聯(lián)合調(diào)頻基本原理是在傳統(tǒng)火電機(jī)組中增加儲能設(shè)備，火電機(jī)組和儲能裝置分別為響應(yīng)AGC 指令的基礎(chǔ)單元和補(bǔ)充的快速響應(yīng)單元，利用儲能裝置快速調(diào)節(jié)輸出功率的能力，達(dá)到改善機(jī)組AGC 響應(yīng)速度和精度的目的。儲能控制系統(tǒng)通過火電機(jī)組分散控制系統(tǒng)（distributed control system，DCS）獲得AGC 指令和機(jī)組出力并計算儲能系統(tǒng)對機(jī)組出力的修正模式和修正量。儲能輸出功率將送至電廠DCS，電廠DCS 將機(jī)組有功功率與儲能有功功率合并后再送至機(jī)組AGC 裝置。最后，通過遠(yuǎn)動單元（remote terminal unit，RTU）上送合并功率量至調(diào)度端，作為調(diào)度考核依據(jù)［10-12］。

2 儲能聯(lián)合火電調(diào)頻應(yīng)用

南方電網(wǎng)積極開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場試點(diǎn)，深度參與南方區(qū)域電力市場建設(shè)，目前儲能聯(lián)合調(diào)頻部分已投運(yùn)試點(diǎn)建設(shè)情況如表1 所示?，F(xiàn)階段儲能系統(tǒng)絕大多數(shù)選用2C 倍率的磷酸鐵鋰電池，該電池安全性好、循環(huán)壽命長，是現(xiàn)階段調(diào)頻輔助服務(wù)工況下綜合性價最高的一種儲能類型，儲能系統(tǒng)容量配置一般為火電機(jī)組單機(jī)容量的3%左右［13］。

表1 儲能參與聯(lián)合調(diào)頻試點(diǎn)Table 1 Pilot of energy storage participating in joint frequency regulation

下面以實(shí)際投運(yùn)儲能系統(tǒng)為典型試點(diǎn)范例，介紹儲能聯(lián)合調(diào)頻試點(diǎn)建設(shè)及運(yùn)行效果情況。

2.1 A 電廠儲能系統(tǒng)規(guī)模及結(jié)構(gòu)

1）儲能系統(tǒng)規(guī)模

A 電廠儲能系統(tǒng)總規(guī)模為12 MW/6 MW·h，電廠儲能系統(tǒng)接入拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如附錄A 圖A1 所示。儲能系統(tǒng)由6 組2 MW/1 MW·h 磷酸鐵鋰電池構(gòu)成，以一拖二配套方式分別接入2 臺機(jī)組相應(yīng)的6 kV母線A/B 段，每臺機(jī)組均具備12 MW 的儲能調(diào)頻能力。儲能系統(tǒng)根據(jù)機(jī)組實(shí)際并網(wǎng)運(yùn)行情況，選擇其中1 臺或2 臺機(jī)組并與之聯(lián)合響應(yīng)電網(wǎng)AGC 運(yùn)行模式，獲得AGC 補(bǔ)償收益。

低壓并聯(lián)儲能單元拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如附錄A 圖A2 所示，每個2 MW/1 MW·h 儲能單元由18 個磷酸鐵鋰電池簇并聯(lián)組成，每個電池簇由6 個115.2 V 電池模組串聯(lián)組成，額定電壓為691.2 V，通過4 臺500 kW雙向DC/AC 變流器（600～850 V/380 V）并聯(lián)接入雙繞組變壓器的二次繞組，經(jīng)變壓器升壓至6.3 kV，輸出總功率為2 MW，2 MW 儲能單元再經(jīng)開關(guān)接入儲能系統(tǒng)6 kV 母線，匯流后整體接入廠用電6 kV母線。

2）功率變換系統(tǒng)（PCS）結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

低壓并聯(lián)儲能單元的PCS 采用成熟可靠的二電平調(diào)制技術(shù)，由于PCS 以高頻脈沖寬度調(diào)制方式工作，實(shí)際運(yùn)行中會產(chǎn)生大量諧波，所以PCS 輸出需經(jīng)LCL 濾波器環(huán)節(jié)后再接入電網(wǎng)交流側(cè)。

PCS 具有如下控制運(yùn)行性能：①75%額定容量無功功率輸出能力；②電流源和電壓源控制模式；③系統(tǒng)慣性和正阻尼等穩(wěn)態(tài)控制特性；④零電壓穿越、高電壓穿越、頻率穿越等電網(wǎng)故障穿越特性；⑤滿足功率控制精度和充放電快速轉(zhuǎn)換的響應(yīng)速度要求；⑥提供設(shè)備主動和被動防孤島功能，最大諧波電流小于1%，對電網(wǎng)污染和沖擊小。

2.2 儲能系統(tǒng)功能

1）整體功能及運(yùn)行特點(diǎn)

A 電廠儲能系統(tǒng)基本功能配置和運(yùn)行性能如附錄A 表A1 所示，整體儲能系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行中具有如下特點(diǎn)：①變壓器單向能量效率為99.3%，PCS 單向能量效率為96%，儲能電池集裝箱直流能量效率為96%，完整充放過程綜合效率為87.2%；②PCS 經(jīng)變壓器隔離輸出，降低了對電廠6 kV 母線的影響；③系統(tǒng)保護(hù)分區(qū)，可靠性高，當(dāng)一臺PCS 或其所連接的電池系統(tǒng)發(fā)生故障時，該P(yáng)CS 停運(yùn)斷電，此時，其他PCS 電壓電流不受影響，整體儲能單元由2 MW 降 至1.5 MW 運(yùn) 行。

2）聯(lián)合調(diào)頻控制

附錄A 圖A3 給出了A 電廠儲能裝置聯(lián)合調(diào)頻控制信號流程。由聯(lián)合調(diào)頻控制流程可見，儲能控制系統(tǒng)通過DCS 單向接收發(fā)電機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)和參數(shù)，不干預(yù)機(jī)組運(yùn)行，不向機(jī)組DCS 上傳數(shù)據(jù)和指令，不接入機(jī)組控制回路，不改變機(jī)組控制邏輯。同時，機(jī)組單向接收儲能系統(tǒng)基本運(yùn)行狀態(tài)參數(shù)，正常情況下也不干預(yù)儲能系統(tǒng)的運(yùn)行，儲能系統(tǒng)和發(fā)電機(jī)組在AGC 運(yùn)行方面各自獨(dú)立。儲能主控單元根據(jù)AGC 調(diào)度出力指令和調(diào)頻機(jī)組出力差值來控制儲能系統(tǒng)出力，從而實(shí)現(xiàn)機(jī)組+儲能聯(lián)合出力與AGC 指令的匹配，提高綜合調(diào)頻性能指標(biāo)［14-15］。

儲能調(diào)頻主要是依靠儲能的能量管理系統(tǒng)（energy management system，EMS）控制，PCS 按照EMS 下發(fā)的指令提供準(zhǔn)確的功率輸出（EMS 獲取AGC 指令并生成儲能的出力指令，下發(fā)PCS 控制儲能輸出），PCS 本身控制模型和參數(shù)對二次調(diào)頻和效益補(bǔ)償沒有直接影響。

2.3 儲能應(yīng)用收益估算

廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場已于2018 年9 月正式試運(yùn)行并開始結(jié)算，廣東調(diào)頻市場補(bǔ)償費(fèi)用分為AGC 容量補(bǔ)償費(fèi)用和調(diào)頻里程補(bǔ)償費(fèi)用。

發(fā)電單元AGC 容量為發(fā)電單元當(dāng)前出力點(diǎn)在5 min 內(nèi)向上可調(diào)容量與向下可調(diào)容量之和，月度AGC 容量補(bǔ)償收益計算公式如式（1）所示。

式中：RA為月度AGC 容量補(bǔ)償收益；m 為每月總調(diào)度時段數(shù)；Cj為該發(fā)電單元在第j 個調(diào)度時段的發(fā)電單元AGC 容量；Tj為該發(fā)電單元在第j 個調(diào)度時段的調(diào)頻服務(wù)時長；P 為AGC 容量補(bǔ)償價格標(biāo)準(zhǔn)。

發(fā)電單元的調(diào)頻里程按日統(tǒng)計、按月結(jié)算，月度調(diào)頻里程補(bǔ)償計算公式為：

式中：RB為月度調(diào)頻里程補(bǔ)償收益；n 為每月調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)；Di為該發(fā)電單元在第i 個交易周期提供的調(diào)頻里程；Pi為第i 個交易周期的里程結(jié)算價格；Ki為發(fā)電單元在第i 個交易周期的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值。

由式（2）可知，為增加調(diào)頻里程收益，需提高綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k 和調(diào)頻里程D，而k 值的提升能夠增加中標(biāo)時段，進(jìn)而進(jìn)一步提高D 值。因此，提高調(diào)頻效益的關(guān)鍵在于提高k 值。

綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k 的計算公式為：

式中：k1為調(diào)節(jié)速率指標(biāo)；k2為響應(yīng)時間指標(biāo)；k3為調(diào)節(jié)精度指標(biāo)；Vu為機(jī)組的實(shí)測調(diào)節(jié)速度；Vpu為調(diào)頻資源分布區(qū)內(nèi)AGC 發(fā)電單元平均標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率；Td為發(fā)電單元響應(yīng)延遲時間；θu為機(jī)組的調(diào)節(jié)誤差。

由式（3）可見，3 個參數(shù)中k1對k 值影響最大，提高k1的關(guān)鍵在于調(diào)整儲能出力以提升發(fā)電單元實(shí)測速率，即在有效計算區(qū)段內(nèi)調(diào)整儲能出力以縮短“機(jī)組+儲能”聯(lián)合出力達(dá)到AGC 目標(biāo)值的時間；提高k2的關(guān)鍵是利用儲能快速出力響應(yīng)AGC；提高k3的關(guān)鍵是達(dá)到AGC 目標(biāo)值后，利用儲能精確出力保證機(jī)組+儲能聯(lián)合出力盡可能與AGC 目標(biāo)曲線吻合。

1）日收益估算

儲能裝置接入電廠后，不影響發(fā)電單元AGC 容量C 和調(diào)頻服務(wù)時長T，由式（1）可知，儲能裝置接入電廠后并未影響AGC 容量補(bǔ)償費(fèi)用。而調(diào)頻收益增量主要體現(xiàn)在調(diào)頻補(bǔ)償費(fèi)用上，由式（2）可知，影響里程補(bǔ)償收益的主要因素為調(diào)頻里程D、結(jié)算價格P 和綜合調(diào)頻性能指標(biāo)均值K。儲能裝置投入運(yùn)行后，機(jī)組的性能指標(biāo)k 將會提升，同時由于k 的提升將會增加機(jī)組的中標(biāo)時段，從而所獲取的調(diào)頻里程也將相應(yīng)增加。根據(jù)電廠實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)分析，計算得出儲能系統(tǒng)對日調(diào)頻里程補(bǔ)償?shù)挠绊懭绫?所示，電廠加裝儲能后日調(diào)頻補(bǔ)償收益在60 000 元以上，效益可觀。

表2 儲能系統(tǒng)對日調(diào)頻里程補(bǔ)償?shù)挠绊慣able 2 Influence of energy storage system oncompensation of daily frequency regulation mileage

2）年收益估算

考慮電池系統(tǒng)維護(hù)檢修和中標(biāo)概率情況，儲能年運(yùn)行天數(shù)按300 d/a 計算。根據(jù)電廠運(yùn)行需要，考慮到運(yùn)營成本和發(fā)電量，預(yù)計電廠雙機(jī)運(yùn)行（即投入廠級AGC）為50 d。同時，隨著火電機(jī)組儲能項(xiàng)目的增加，最后一個中標(biāo)機(jī)組的性能也將有所提升，因此，結(jié)算價格將逐年降低?？紤]調(diào)頻應(yīng)用下儲能電池衰減加速，運(yùn)行周期預(yù)估為6 a，逐年收益計算如附錄A 表A2 所示。項(xiàng)目投資約4 000 萬元，預(yù)計第3 年將可回收成本，效益顯著。

2.4 聯(lián)合調(diào)頻實(shí)際效果與效益分析

A 電廠儲能系統(tǒng)已于2019 年9 月投入運(yùn)行。附錄B 第2 部分給出了儲能功率控制特性測試結(jié)果如下：①儲能升功率過程中平均控制誤差為0.52%，儲能降功率過程中平均控制誤差為0.43%，調(diào)節(jié)精度均小于1%，功率調(diào)節(jié)精度水平高；②儲能功率調(diào)節(jié)響應(yīng)延時均小于1 s，功率調(diào)節(jié)時間也均小于1 s，儲能控制調(diào)節(jié)反應(yīng)快速、響應(yīng)時間短，調(diào)節(jié)性能優(yōu)于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。圖1 為該電廠儲能系統(tǒng)聯(lián)合火電機(jī)組AGC 指令實(shí)時響應(yīng)過程，整個響應(yīng)過程中儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）控制在10%～90%區(qū)間內(nèi)。

圖1 A 電廠儲能聯(lián)合AGC 運(yùn)行實(shí)際響應(yīng)過程Fig.1 Practical response process of joint operation of energy storage and AGC in plant A

由圖1 可見，投入儲能系統(tǒng)參與聯(lián)合AGC 調(diào)頻后，儲能聯(lián)合機(jī)組出力曲線幾乎與AGC 指令曲線重合，更好地響應(yīng)了AGC 指令，遠(yuǎn)好于原單獨(dú)火電機(jī)組AGC 調(diào)節(jié)性能。

在聯(lián)合調(diào)頻效益方面，以2019 年9 月為例，廣東調(diào)頻市場總調(diào)頻里程共計4 387 507 MW，總里程補(bǔ)償收入為10 567 萬元，該電廠儲能調(diào)頻系統(tǒng)共計調(diào)頻623 h，調(diào)頻里程達(dá)136 875 MW，占全網(wǎng)里程的3.1%，總里程補(bǔ)償收入為483 萬元，占全網(wǎng)補(bǔ)償收入的4.6%。

該電廠9 月份的機(jī)組綜合調(diào)頻性能指標(biāo)均值K為2.30，明顯優(yōu)于儲能未接入時的K 值（1.5 左右），其中1 號機(jī)單機(jī)運(yùn)行時的K 值為2.58，2 號機(jī)單機(jī)運(yùn)行時的K 值為1.96，雙機(jī)運(yùn)行時的K 值為1.84。9 月調(diào)頻里程均值為4 562 MW/d，其中單機(jī)運(yùn)行調(diào)頻里程均值為4 068 MW/d，雙機(jī)運(yùn)行調(diào)頻里程均值為5 716 MW/d。根據(jù)儲能系統(tǒng)EMS 統(tǒng)計的累計充放電量數(shù)據(jù)，儲能電池日均循環(huán)次數(shù)約為4.6 次。具體統(tǒng)計數(shù)據(jù)詳見附錄A 圖A4 和表A3。

根據(jù)儲能實(shí)際運(yùn)行調(diào)頻效果，可以得到以下結(jié)論。

1）1 號機(jī)聯(lián)合調(diào)頻性能優(yōu)于2 號機(jī)，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)2 號機(jī)的滑壓參數(shù)設(shè)置不合理，導(dǎo)致調(diào)門波動頻繁，機(jī)組功率波動較大，影響2 號機(jī)組k 值準(zhǔn)確計算。

2）單機(jī)聯(lián)合調(diào)頻性能優(yōu)于雙機(jī)聯(lián)合調(diào)頻性能，主要由雙機(jī)功率指令變化大、儲能配比偏小導(dǎo)致。雙機(jī)運(yùn)行調(diào)度AGC 指令變化幅度大，儲能對于雙機(jī)容量配比僅為2%，難以良好地響應(yīng)大指令變化，導(dǎo)致速率指標(biāo)k1偏低。其次，雙機(jī)運(yùn)行以2 臺機(jī)組總?cè)萘繛榛鶖?shù)測算速率指標(biāo)，會進(jìn)一步降低k1的計算值。

3）儲能系統(tǒng)投運(yùn)后，單機(jī)AGC、廠級AGC 調(diào)頻模式下均能實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定運(yùn)行，調(diào)頻里程較大，調(diào)頻性能良好。當(dāng)機(jī)組處于O 模式下運(yùn)行時，有功功率跟隨計劃曲線良好，儲能不參與充放電。

4）儲能聯(lián)合火電調(diào)頻不影響AGC 容量補(bǔ)償費(fèi)用，但能顯著提高機(jī)組綜合調(diào)頻性能指標(biāo)和調(diào)頻里程，增加調(diào)頻里程補(bǔ)償收益，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

2.5 其他電廠儲能運(yùn)行效益分析

B 電廠儲能系統(tǒng)容量為18 MW/9 MW·h，采用磷酸鐵鋰電池技術(shù)，儲能系統(tǒng)同時接入1 號、2 號機(jī)組相應(yīng)的6 kV 廠用電母線段（儲能接入方式詳見附錄A 圖A5），聯(lián)合AGC 運(yùn)行期間能夠?qū)嵭? 號、2 號機(jī)組接入互鎖和切換功能。18 MW/9 MW·h 儲能系統(tǒng)由6 個3 MW/1.5 MW·h 的子系統(tǒng)組合而成，每個子系統(tǒng)包括1 個40 尺（12.192 m×2.438 m×2.591 m）1.5 MW·h 電池艙和1 個40 尺變流升壓艙（內(nèi)含1 個升壓變壓器和4 臺PCS）。

圖2 為B 電廠儲能參與聯(lián)合調(diào)頻的運(yùn)行效果圖。在如圖2 所示的AGC 中標(biāo)時段，儲能系統(tǒng)根據(jù)AGC 目標(biāo)及機(jī)組的實(shí)際出力情況調(diào)整出力狀態(tài)，儲能出力在其額定功率范圍-18～18 MW 內(nèi)波動，儲能SOC 在46%～57%范圍內(nèi)。在該中標(biāo)時段，機(jī)組單獨(dú)出力條件下綜合調(diào)頻性能指標(biāo)均值K 約為1.23，機(jī)組+儲能聯(lián)合出力條件下的K 值約為2.87，K 值提升明顯。由實(shí)際運(yùn)行曲線可見，儲能聯(lián)合AGC 調(diào)頻的功率曲線比單純的機(jī)組功率曲線更好地響應(yīng)了AGC 指令。根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計，大部分時段儲能SOC 在45%～55%之間。由圖2 所示的機(jī)組和儲能出力曲線可知，在聯(lián)合調(diào)頻過程中，機(jī)組正常跟蹤AGC 目標(biāo)曲線，儲能系統(tǒng)則按照機(jī)組實(shí)際出力與AGC 目標(biāo)值之間的偏差來分配出力。B 廠儲能投運(yùn)前后的月度調(diào)頻性能統(tǒng)計結(jié)果詳見附錄A表A4，儲能投運(yùn)后綜合調(diào)頻性能指標(biāo)值明顯提高，K 值由1.10 提升至2.20，調(diào)頻里程由1 680 MW 提高至6 641 MW，日均調(diào)頻收益也由4.1 萬元/d 提升至23.03 萬元/d，增加儲能系統(tǒng)后經(jīng)濟(jì)效益可觀。

圖2 B 電廠儲能聯(lián)合AGC 運(yùn)行實(shí)際響應(yīng)過程Fig.2 Practical response process of joint operation of energy storage and AGC in plant B

值得注意的是，無論是A 廠還是B 廠，儲能聯(lián)合調(diào)頻盡管調(diào)頻效果優(yōu)于機(jī)組單獨(dú)調(diào)頻，但由于現(xiàn)階段工程實(shí)用中儲能調(diào)頻控制與機(jī)組調(diào)頻控制為解耦控制方式，儲能系統(tǒng)的控制與機(jī)組的控制相互割裂，因此，很難做到整個系統(tǒng)的最優(yōu)調(diào)頻控制效果。另外，在已投運(yùn)的火電廠儲能聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目中，儲能系統(tǒng)僅用于輔助調(diào)頻，由于儲能系統(tǒng)配置時間較短（額定值為0.5 h 左右，實(shí)際上由于在50%SOC 附近運(yùn)行，僅能提供10～15 min 左右的備用容量），尚未提供黑啟動等其他功能。

3 儲能系統(tǒng)運(yùn)行影響分析

3.1 儲能系統(tǒng)控制策略對電網(wǎng)的影響

儲能調(diào)頻系統(tǒng)控制普遍采用PQ 控制方式，PQ控制屬于電流型控制，具有較好的穩(wěn)定性，且工程設(shè)計中儲能容量占發(fā)電機(jī)額定有功功率的3%左右，正常情況下儲能出力過程中不會出現(xiàn)控制失穩(wěn)導(dǎo)致電網(wǎng)功率波動現(xiàn)象。

3.2 電池管理系統(tǒng)（BMS）控制策略對電網(wǎng)影響

BMS 對電池充放電過程進(jìn)行監(jiān)測和控制，確保電池安全前提下最大限度利用電池存儲能量。BMS 實(shí)時采集電池電壓溫度信息，根據(jù)運(yùn)行工況計算電池SOC 和健康狀態(tài)（state of health，SOH），綜合電池狀態(tài)數(shù)據(jù)執(zhí)行均衡策略，并根據(jù)電池溫度分布情況下發(fā)指令控制空調(diào)運(yùn)行狀態(tài)。若電池簇過壓、過流、過溫、欠溫，BMS 會告警、執(zhí)行零功率或簇接觸器跳閘、PCS 直流側(cè)分閘、DC 柜直流總閘分閘，由于儲能調(diào)頻系統(tǒng)屬輔助調(diào)節(jié)系統(tǒng)，充放電零功率或跳閘對電網(wǎng)無影響。

3.3 儲能系統(tǒng)對機(jī)組軸系扭振頻率的影響

儲能裝置PCS 控制采用高頻脈寬調(diào)制（PWM）策略，輸出為工頻電流，而軸系扭振頻率為低頻分量（小于50 Hz），軸系扭振頻率由機(jī)組本身決定，與外界電氣系統(tǒng)無關(guān)，儲能輔助調(diào)系統(tǒng)運(yùn)行并不影響軸系扭振頻率，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)產(chǎn)生的諧波也不會影響軸系扭振。

以B 電廠為例，分析表明該電廠機(jī)組軸系扭振頻率為13.67，24.34，31.25 Hz，儲能充放電過程中機(jī)組軸系扭振頻率仍為13.67，24.34，31.25 Hz，儲能裝置運(yùn)行并未影響機(jī)組軸系頻率。

3.4 儲能系統(tǒng)對廠內(nèi)繼電保護(hù)影響

儲能裝置充電過程可將其等效為一恒定用電負(fù)荷，放電過程可等效為一恒功率電源，當(dāng)儲能裝置充電運(yùn)行時，可視為機(jī)組廠用母線上增加一恒功率負(fù)荷，對發(fā)變組、廠用電繼電保護(hù)配置和定值無影響。當(dāng)某處發(fā)生短路時，儲能裝置將會向短路點(diǎn)注入短路電流，但由于儲能裝置提供的短路電流值較小，對原有系統(tǒng)的短路電流貢獻(xiàn)有限，對發(fā)變組保護(hù)的靈敏度影響不大。因此，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入機(jī)組廠用電源后，不會對機(jī)組原有繼電保護(hù)配置造成影響，廠內(nèi)繼電保護(hù)定值無須調(diào)整。

3.5 儲能系統(tǒng)對電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）的影響

儲能裝置放電運(yùn)行時，儲能系統(tǒng)連接阻抗大，對整個系統(tǒng)的阻抗影響小，對勵磁無補(bǔ)償特性幾乎無影響，儲能系統(tǒng)投入對機(jī)組振蕩頻率點(diǎn)影響甚小，不影響機(jī)組PSS 原有性能。附錄A 圖A6 為B 電廠儲能裝置投入及退出情況下機(jī)組滿載勵磁系統(tǒng)的無補(bǔ)償特性（頻段為1～5 Hz，機(jī)組有功功率為300 MW，機(jī)組無功功率為1 Mvar，白噪聲為150 mV），由圖A6 可以看出，儲能裝置投入運(yùn)行后機(jī)組無補(bǔ)償特性變化很小。

3.6 儲能系統(tǒng)對一次調(diào)頻功能的影響

儲能系統(tǒng)正常運(yùn)行時能避免影響機(jī)組一次調(diào)頻動作功能，其實(shí)現(xiàn)原理如圖3 中一次調(diào)頻動作閉鎖儲能控制功能所示。

圖3 一次調(diào)頻動作閉鎖儲能邏輯Fig.3 Energy storage logic for operation and blocking of primary frequency regulation

機(jī)組DCS 監(jiān)視汽機(jī)轉(zhuǎn)速信號，當(dāng)轉(zhuǎn)速大于3 002 r/min 或 小 于2 998 r/min 時，DCS 判 斷 一 次 調(diào)頻動作并將動作信號送給儲能EMS；儲能EMS 接收到機(jī)組一次調(diào)頻動作信號后，EMS 保持儲能當(dāng)前功率值不變；當(dāng)一次調(diào)頻動作信號消失后，儲能裝置恢復(fù)調(diào)節(jié)功能，繼續(xù)根據(jù)AGC 指令響應(yīng)二次調(diào)頻。采用該動作策略，既能避免儲能系統(tǒng)對機(jī)組一次調(diào)頻功能可能存在的干擾，也能最大限度保證儲能系統(tǒng)參與二次調(diào)頻的性能。

3.7 儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)機(jī)電暫態(tài)穩(wěn)定的影響

實(shí)際運(yùn)行中，儲能控制系統(tǒng)通過DCS 獲得AGC 指令和機(jī)組實(shí)時出力等運(yùn)行數(shù)據(jù)，通過算法計算確定儲能系統(tǒng)對機(jī)組出力的修正模式和修正量，同時儲能控制系統(tǒng)接收儲能系統(tǒng)反饋實(shí)時功率和狀態(tài)信號，實(shí)現(xiàn)儲能系統(tǒng)輸出功率的動態(tài)閉環(huán)控制，確保機(jī)組及儲能系統(tǒng)總出力與AGC 指令一致。

因此，儲能裝置實(shí)際上僅確保機(jī)組能夠快速跟蹤AGC 控制命令，按目前的AGC 控制邏輯，AGC指令總出力不會超過電廠機(jī)組的額定出力，最終機(jī)組實(shí)際功率達(dá)到AGC 指令后，儲能系統(tǒng)將降功率至零。可見，在現(xiàn)有AGC 控制功能下，聯(lián)合調(diào)頻僅影響機(jī)組出力調(diào)節(jié)速度，不影響調(diào)節(jié)目標(biāo)值，理論上不影響電網(wǎng)系統(tǒng)機(jī)電暫態(tài)穩(wěn)定及熱穩(wěn)定性。

3.8 諧波穩(wěn)定性分析

3.8.1 諧波輸出特性

儲能裝置雙向變流器PCS 運(yùn)行過程中將產(chǎn)生大量諧波，根據(jù)《電池儲能功率控制系統(tǒng)技術(shù)條件》（NB/T 31016—2011）規(guī)定［16］，功率控制系統(tǒng)滿負(fù)載運(yùn)行時，電流諧波總畸變率限值為5%，行業(yè)內(nèi)主流廠家一般能夠?qū)⒖傊C波畸變率控制在3%以內(nèi)。若引入重復(fù)控制、虛擬阻抗等抑制諧振技術(shù)，變流器并網(wǎng)電能質(zhì)量將優(yōu)于NB/T 31016—2011 規(guī)定限值。

以B 電廠儲能系統(tǒng)為例，PCS 控制中采用重復(fù)控制策略，該控制策略對周期性信號具有無窮大增益，使得閉環(huán)系統(tǒng)能夠無靜差地跟蹤周期信號。當(dāng)前控制周期中通過采樣提取周期性諧波信號和參考值的偏差，與前一諧波周期的控制量進(jìn)行疊加放大得到新的控制量，下一控制周期重復(fù)當(dāng)前控制周期中的調(diào)整控制量，經(jīng)過多次迭代后實(shí)現(xiàn)對諧波的抑制。采用諧波抑制技術(shù)后儲能裝置的諧波電流特性詳見附錄A 表A5，PCS 控制算法引入重復(fù)控制技術(shù)能明顯抑制內(nèi)部諧波，總諧波和各次諧波均在1%以下，遠(yuǎn)小于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求的5%，滿足系統(tǒng)運(yùn)行要求。

3.8.2 諧波穩(wěn)定性分析

儲能通過PCS 變流器接入交流系統(tǒng)，理論上存在類似魯西柔性直流“4·10”高頻諧波振蕩風(fēng)險［17］，應(yīng)采用阻抗分析法評估可能存在的振蕩風(fēng)險。

現(xiàn)階段儲能裝置諧波振蕩風(fēng)險評估有EMTDC電磁模型仿真、RTDS 試驗(yàn)實(shí)測阻抗特性和現(xiàn)場阻抗測試儀測試等手段。考慮儲能裝置接入廠用電系統(tǒng)，建模較為復(fù)雜，可考慮通過RTDS 對PCS 進(jìn)行阻抗測量，若PCS 阻抗角在±90°內(nèi)，則可認(rèn)為不會發(fā)生諧波振蕩。RTDS 試驗(yàn)實(shí)測阻抗特性方法需對儲能裝置控制程序進(jìn)行改造，并設(shè)計制造專用電池接口設(shè)備；對于大規(guī)模儲能應(yīng)用，現(xiàn)場阻抗測試儀測試手段工作量較小，可在儲能并網(wǎng)階段開展測試，更便于實(shí)際推廣實(shí)施。

4 結(jié)語

儲能系統(tǒng)具有調(diào)節(jié)速率快、調(diào)節(jié)精度高、響應(yīng)時間短、可雙向調(diào)節(jié)等優(yōu)點(diǎn)，其響應(yīng)能力完全滿足AGC 調(diào)頻時間尺度內(nèi)的功率變化需求，儲能系統(tǒng)作為電廠優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源參與AGC 輔助服務(wù)，具有明顯經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

本文介紹了南方電網(wǎng)儲能裝置建設(shè)與運(yùn)行情況，重點(diǎn)分析了儲能系統(tǒng)運(yùn)行效益和對電網(wǎng)運(yùn)行影響，得出如下主要結(jié)論。

1）儲能聯(lián)合火電AGC 調(diào)節(jié)性能更為優(yōu)異，利用儲能系統(tǒng)毫秒級響應(yīng)控制能力及高調(diào)節(jié)精度，彌補(bǔ)了火電機(jī)組對AGC 指令跟蹤的偏差，更好地滿足電網(wǎng)調(diào)頻需求。

2）儲能系統(tǒng)不干預(yù)機(jī)組運(yùn)行，不接入機(jī)組控制回路，不改變機(jī)組控制邏輯，僅影響機(jī)組出力調(diào)節(jié)速度，不影響調(diào)節(jié)目標(biāo)值。儲能控制模式、電池管理控制策略不影響電網(wǎng)安全運(yùn)行，儲能充放電過程對電網(wǎng)機(jī)電暫態(tài)穩(wěn)定、機(jī)組軸系扭振模態(tài)、機(jī)組PSS 功能、廠內(nèi)繼電保護(hù)、機(jī)組一次調(diào)頻等基本無影響。

3）采用重復(fù)控制、虛擬阻抗等諧振抑制技術(shù)后諧波含量能控制在1%以下。但儲能系統(tǒng)運(yùn)行諧波穩(wěn)定性有待進(jìn)一步研究，特別是需深入研究評估儲能裝置并網(wǎng)運(yùn)行高頻諧波振蕩風(fēng)險。

4）儲能聯(lián)合火電調(diào)頻不影響AGC 容量補(bǔ)償費(fèi)用，但能顯著提高機(jī)組綜合調(diào)頻性能指標(biāo)和調(diào)頻里程，儲能接入后k 值可增加至2.0 以上，調(diào)頻里程補(bǔ)償收益增加2～3 倍以上，3 年左右可實(shí)現(xiàn)儲能系統(tǒng)成本回收，經(jīng)濟(jì)效益可觀。

儲能技術(shù)在南方電網(wǎng)的廣泛應(yīng)用，顯著提高了電網(wǎng)頻率控制能力。本文研究成果對后續(xù)儲能聯(lián)合火電調(diào)頻工程建設(shè)具有一定指導(dǎo)意義，有助于推動南方輔助調(diào)頻市場的發(fā)展。

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