汪紅波，周強明，劉恒怡，袁輝紅，嚴澤

(1.國網(wǎng)湖北省電力有限公司，湖北 武漢430077；2.三峽大學(xué)，湖北 宜昌443002；3.北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100080)

并網(wǎng)光伏發(fā)電相對于其他可再生能源具有巨大優(yōu)勢，成為可再生能源發(fā)展的主流之一[1]。全球可再生能源裝機統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年和2018年的光伏裝機容量在總可再生能源裝機容量的占比中居于榜首[2]。中國的太陽能資源相當(dāng)豐富，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，裝機規(guī)模不斷擴大。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，截至2019年底，我國光伏發(fā)電累計裝機容量為204.3 GW，同比增長了17.3%，累計裝機容量居全球首位[3]。2020年底，我國并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量達250 GW，同比增長24.1%。

光伏并網(wǎng)規(guī)模的大幅增長擠占了原本常規(guī)機組的份額，傳統(tǒng)機組占比逐漸降低，作為靜止元件的光伏發(fā)電系統(tǒng)無轉(zhuǎn)動慣量，一次調(diào)頻資源逐漸減少，電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性受到威脅[4-6]。為了在不斷增加光伏并網(wǎng)規(guī)模的同時提升電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性，國內(nèi)外學(xué)者針對光伏發(fā)電系統(tǒng)的一次調(diào)頻技術(shù)開展了大量研究。

本文首先分析光伏系統(tǒng)的規(guī)模要求，然后從有無電儲能系統(tǒng)下的一次調(diào)頻技術(shù)2個大類出發(fā)，分別歸納多串光伏逆變器協(xié)調(diào)控制、直流鏈路電容器、減載控制、光伏系統(tǒng)和其他常規(guī)發(fā)電機協(xié)調(diào)控制、模糊控制5個方面的研究現(xiàn)狀，以及基于電儲能系統(tǒng)的虛擬同步發(fā)電機、微電網(wǎng)中電儲能配合實現(xiàn)一次調(diào)頻2個方面的有電儲能的光伏電站一次調(diào)頻技術(shù)研究現(xiàn)狀。此外，從光伏、風(fēng)電等新能源配置儲能的經(jīng)濟性以及國家政策層面，分析電儲能系統(tǒng)未來在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)應(yīng)用的發(fā)展趨勢，總結(jié)其重點和難點。

1 光伏發(fā)電系統(tǒng)具備一次調(diào)頻能力的重要性

1.1 大規(guī)模光伏并網(wǎng)對電力系統(tǒng)頻率的影響

大多數(shù)情況下，干擾期間頻率在允許范圍內(nèi)波動[7]。出現(xiàn)超出一定范圍的情況時，首先由調(diào)速器裝置進行一次調(diào)頻，調(diào)整結(jié)果對頻率穩(wěn)定有一定的作用，但不能做到無差調(diào)節(jié)，需要進行二次調(diào)頻。頻率動態(tài)過程如圖1所示[8]，圖中Δf為系統(tǒng)頻率偏差。

圖1 系統(tǒng)頻率動態(tài)過程

發(fā)電或負荷突變瞬間的系統(tǒng)頻率偏差主要受電力系統(tǒng)慣性的影響。與傳統(tǒng)機組不同，光伏發(fā)電機組的輸出決定于電網(wǎng)指令、溫度以及光照等因素，為維持最大功率輸出以獲取最大收益和能源效益，光伏發(fā)電機組通常運行設(shè)計為在最大功率點(maximum power point，MPP)下運行，不響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化，無提供一次調(diào)頻服務(wù)的能力[9]。

對于單一發(fā)電機模型而言，Δf與光伏發(fā)電輸出功率改變量ΔPpv、其他發(fā)電機輸出功率改變量ΔPG、電力系統(tǒng)負荷頻率調(diào)節(jié)系數(shù)kload之間的關(guān)系為

(1)

由式(1)可知，當(dāng)kload一定時，光伏發(fā)電規(guī)模、光伏輸出波動性越大，造成的短期內(nèi)系統(tǒng)頻率變化越大。

光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)規(guī)模較小時，對整個系統(tǒng)的影響較小，煤電、氣電等靈活性資源可滿足電網(wǎng)頻率調(diào)整的需求。但當(dāng)光伏并網(wǎng)規(guī)模增大時，波動性變大，周期也變長，調(diào)速器控制系統(tǒng)沒有足夠時間來應(yīng)對頻率變化，頻率加速下降，依靠傳統(tǒng)機組進行一次調(diào)頻和二次調(diào)頻已無法滿足頻率缺額。因此，當(dāng)光伏大規(guī)模并網(wǎng)時，若光伏發(fā)電系統(tǒng)不具備一次調(diào)頻能力，電力系統(tǒng)慣性降低，將威脅系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，光伏發(fā)電系統(tǒng)具備一次調(diào)頻能力十分重要。

1.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)要求具備一次調(diào)頻能力

為解決光伏大規(guī)模并網(wǎng)造成的慣性降低、電網(wǎng)頻率失穩(wěn)的問題，許多地區(qū)將光伏發(fā)電機組具備一次調(diào)頻能力作為其上網(wǎng)的前提條件[10]。例如：德國電網(wǎng)公司EON要求大于100 MW的光伏、風(fēng)電等新能源電場應(yīng)具備一次調(diào)頻能力，一次調(diào)頻的容量應(yīng)不小于2%，且功率-頻率下垂系數(shù)可調(diào)。當(dāng)頻率偏差不小于0.2 Hz時，場站需在30 s之內(nèi)激活全部一次備用容量，且持續(xù)的時間應(yīng)大于等于15 min。

我國的光伏電站并網(wǎng)對有功功率控制規(guī)定要求是：大、中型光伏電站需要具有限制輸出功率變化率的能力，電站每分鐘的最大功率變化量不宜超過安裝容量的10%，但可接受因太陽光輻照度快速減少引起的光伏電站輸出功率下降速度超過最大變化率的情況[11]。山西、寧夏、山東等地要求光伏、風(fēng)電等新能源電站保留有功備用或配置儲能系統(tǒng)，只有具備一次調(diào)頻功能的場站才允許并網(wǎng)運行。

2 無電儲能下的光伏電站一次調(diào)頻技術(shù)研究現(xiàn)狀

2.1 多串光伏陣列協(xié)調(diào)控制

應(yīng)用多串光伏陣列協(xié)調(diào)控制實現(xiàn)一次調(diào)頻功能的原理是使用不同的有功功率控制策略，來協(xié)調(diào)控制多個光伏串[11]。在該系統(tǒng)配置中，指定1個(或多個)主光伏串在MPP模式下運行，并估計可用光伏功率最大可用功率(maximum available power，MAP)，而其他光伏串控制作為從系統(tǒng)，在恒定發(fā)電模式下運行，根據(jù)主光伏串設(shè)置功率限值。各光伏串的光伏功率由安裝在每個光伏串上的DC/DC轉(zhuǎn)換器(例如升壓轉(zhuǎn)換器)獨立控制，如圖2所示，圖中：Udc為直流鏈路電容器的電壓，Ug、Ig分別為逆變器輸出的電壓、電流，α1、α2為占空比。

圖2 光伏發(fā)電系統(tǒng)的多串光伏陣列協(xié)調(diào)控制

通過該方式，可以靈活控制總光伏發(fā)電量，實現(xiàn)一次調(diào)頻，該方法既不需要儲能系統(tǒng)，也不需要進行光照測量。文獻[12]針對該方法進行了簡要討論，但并未給出具體的控制算法，也尚未在實際運行中驗證其有效性。針對此，文獻[13]研究采用多串光伏逆變器系統(tǒng)的控制方案，并對3 kW兩級光伏系統(tǒng)進行仿真試驗，以驗證delta功率控制(delta power control，DPC)策略在幾種試驗條件下的有效性。由于該方法具有較高的可靠性，且設(shè)備安裝成本、維護成本不斷降低，近年來，傳統(tǒng)中央逆變器逐漸被多串級光伏逆變器所取代，原多用于住宅等小規(guī)模的發(fā)電系統(tǒng)逐步發(fā)展到光伏發(fā)電站[14-15]。雖然多串光伏逆變器協(xié)調(diào)控制無需儲能系統(tǒng)和光照測量，但需要額外加裝多個光伏串，從另一個角度上來說也是成本增加，因此有學(xué)者認為該方案的經(jīng)濟性有待考究。

2.2 直流鏈路電容器

直流鏈路電容器在光伏發(fā)電系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)中的應(yīng)用主要有3種：①通過并網(wǎng)逆變器直流鏈路電容器中存儲的電磁能量模擬虛擬慣性；②通過雙電層電容器，平抑由云層改變導(dǎo)致光照變化引起的輸出波動；③利用直流鏈路電容來實現(xiàn)功率備用。

2.2.1 利用直流鏈路電容器模擬虛擬慣性

通過直流鏈路電容器模擬虛擬慣性，實質(zhì)上是將分布在多個并網(wǎng)逆變器中的多個直流環(huán)節(jié)電容器組成超大等效電容器。該方法在不修改系統(tǒng)硬件的情況下，可以通過并網(wǎng)逆變器中直流電容器中存儲的能量來模擬電力系統(tǒng)慣性，通過調(diào)節(jié)與電網(wǎng)頻率成比例的直流鏈路電壓，將直流鏈路電容器聚合為一個非常大的等效電容器，用作頻率支持的能量緩沖器，如圖3所示，圖中：Udc,ref為直流鏈路電容器的參考電壓；PLL為鎖相環(huán)(phase locked loop)；IGabc和UGabc分別為電網(wǎng)電流與電壓；Id,ref為d軸參考電流；fref為參考頻率；αabc為占空比。

圖3 直流鏈路電容器模擬虛擬慣性示意圖

同步發(fā)電機的動態(tài)擺動方程為

(2)

式中：H為電力系統(tǒng)慣性；ΔPM、ΔPD、ΔPL分別為機械功率、需求功率、電功率變化量；t為時間。

通過直流電容器存儲的電磁能量模擬的慣性響應(yīng)

(3)

式中：Cdc為直流鏈路電容器的電容；PA,ra為逆變器的額定功率；Hc為直流鏈路電容器的模擬慣性。

隨著直流鏈路電容功率增加，式(1)可變化為

(4)

文獻[16]提出模擬光伏功率轉(zhuǎn)換器系統(tǒng)直流鏈路電容器慣性響應(yīng)的方法，定量分析虛擬慣性對系統(tǒng)安全性的影響；仿真結(jié)果表明，該方法在頻率變化率和頻率偏差方面都有一定的改善。文獻[17]分析了直流鏈路電容對逆變器動態(tài)性能的影響，研究與直流鏈路電容有關(guān)的臨界動態(tài)指標之間的關(guān)系，提出通過調(diào)節(jié)阻尼比，使其在最佳范圍內(nèi)來選擇直流鏈路電容的方法。

2.2.2 平抑輸出波動

圖4 調(diào)節(jié)控制模塊

光照強度變化引起的光伏輸出變化由電容器吸收，直流鏈路電容

(5)

式中：T為采樣時間；λ為所用能量與額定能量的比率；Ur和Pr分別為逆變器的額定電壓和功率。

在1.2 kW光伏系統(tǒng)中進行仿真，調(diào)節(jié)了3%的光伏輸出，以驗證所提方案的有效性。此外，該方案的成本效益體現(xiàn)在采用最大功率點跟蹤(maxim-um power point tracking，MPPT)控制來估計MAP，而不是通過價格高昂的傳感器來確定。

2.2.3 利用直流鏈電容器實現(xiàn)功率備用

文獻[19]提出將光伏剩余出力存儲在直流鏈路電容器中的方法來實現(xiàn)功率備用控制。采用MPPT控制來估計可用光伏輸出，自適應(yīng)控制直流鏈路中存儲的能量以最小化可用光伏輸出，多余能量暫時存儲在直流鏈路中，實現(xiàn)功率備用控制。在電網(wǎng)側(cè)逆變器處，直流鏈路中存儲的能量也被自適應(yīng)控制，以緩沖MPPT運行期間光伏功率的增加，從而保證注入的交流功率與所需功率備用曲線相符。

盡管電容器具有效率高、循環(huán)壽命長等優(yōu)點，但其價格昂貴，能量密度低，不能長時間保持輸出，多局限于應(yīng)用在小規(guī)模系統(tǒng)中[20]。

2.3 減載控制

減載控制的本質(zhì)是使用某種方法使光伏機組偏離MPP運行，從而為頻率調(diào)節(jié)保留一定的功率裕度。該方法的關(guān)鍵是如何準確確定MAP，同時限制光伏輸出運行。本節(jié)首先介紹確定MAP的方法，然后綜述現(xiàn)有減載控制方法，包括改進MPPT控制器、改變控制模式、依據(jù)頻率變化反向調(diào)節(jié)減載率、無傳感器的頻率調(diào)節(jié)4種方法。

2.3.1 確定MAP的方法

確定MAP有2種方法：直接測量或?qū)崟r估計。文獻[21]介紹了直接測量的方法，主光伏面板在MPP模式下運行以監(jiān)控MAP，而光伏面板直接使用測量的MAP。但是，這種方法僅適用于具有相同組件條件的大型光伏電站，并且需要配置通信系統(tǒng)。相較于直接測量，通過估計獲得MAP更為常用，該方法可分為2種：一是利用太陽輻照度和溫度傳感器；二是使用DC/DC轉(zhuǎn)換器的電壓和電流測量樣本來進行估計。文獻[22]中利用離線數(shù)據(jù)，在實際天氣條件下測量溫度和太陽輻照度時計算MAP。文獻[23]引入簡化的光伏陣列模型，將太陽輻照度和溫度信息的測量值替換到預(yù)定義模型中，以估算MAP；但該方法需要價格高昂的輻照傳感器，經(jīng)濟性欠佳。因此，通常采用第2類方法，即通過DC/DC轉(zhuǎn)換器的電壓和電流測量樣本來估計MAP。

2.3.2 現(xiàn)有減載控制方法

2.3.2.1 改進MPPT控制器

文獻[24]提出具有估計系統(tǒng)慣性的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)頻率控制策略，將給定參考電壓Udel添加至MPPT控制器，以調(diào)節(jié)光伏的功率輸出，使機組偏離MPP運行，解決系統(tǒng)擾動期間的高初始頻率偏移問題，如圖5所示，圖中：Umpp為光伏面板最大功率點電壓；Uoc為電壓上限；Idref為經(jīng)過PI控制器得到的參考電流；ΔUres為光伏系統(tǒng)工作時實時功率的電壓與最大功率點時的電壓差值。

圖5 光伏系統(tǒng)的減載控制器

在該方法中，每個區(qū)域的有效轉(zhuǎn)動慣量是周期性估計的，通過根據(jù)慣性水平確定光伏的減載周期，當(dāng)系統(tǒng)慣性不能滿足初始頻率偏移的要求時，光伏才偏離MPP運行參與頻率響應(yīng)，從而確保光伏積極參與頻率調(diào)節(jié)，不限制其利用大部分可用功率的可能性。但是，無論系統(tǒng)輔助要求隨時間如何變化，它都要求光伏持續(xù)恒定功率削減。該控制方法的經(jīng)濟性還有待進一步考究[25]。

2.3.2.2 改造控制器

文獻[26]提出在增強系統(tǒng)慣性響應(yīng)的下垂控制和緊急控制2種模式下的控制策略，仿真結(jié)果驗證了該策略在提高頻率穩(wěn)定性方面的有效性，但該方法無法解決低頻問題。文獻[27]針對因固定下垂系數(shù)導(dǎo)致無法充分發(fā)揮光伏調(diào)頻能力的局限性問題，提出在過頻和欠頻2種頻率模式下，采取不同控制方式來整定下垂系數(shù)的方法。逆變器開關(guān)的下垂控制會降低逆變器慣性，為解決這個問題，文獻[28]提出修改下垂參數(shù)來提高逆變器慣性，從而提高設(shè)備瞬態(tài)響應(yīng)能力的方法。

2.3.2.3 依據(jù)頻率變化反向調(diào)節(jié)減載率

為解決系統(tǒng)頻率動態(tài)改變以及備用等其他約束對光伏一次調(diào)頻性能的影響，文獻[4]提出依據(jù)電網(wǎng)頻率變化，并結(jié)合離線曲線擬合、在線功率跟蹤和實時光照強度估算，來改變減載率的控制策略。文獻[29]提出基于實時MAP估計的光伏系統(tǒng)參與一次調(diào)頻的控制策略，根據(jù)調(diào)頻定量需求來反向調(diào)節(jié)減載率，改善系統(tǒng)頻率波動。

2.3.2.4 無傳感器的頻率調(diào)節(jié)方法

現(xiàn)有許多減載控制方法需要使用價格高昂的傳感器來估計MAP。為減少設(shè)備成本，文獻[30]提出基于限流功率-電流曲線的功率跟蹤控制方法，該方法可以在任何環(huán)境條件下自動跟蹤給定的備用率，無需光照傳感器；在頻率調(diào)節(jié)層，采用下垂控制和虛擬慣性控制相結(jié)合的方法來調(diào)節(jié)給定功率備用比。仿真結(jié)果表明，該方法具有良好的跟蹤精度和速度，能夠明顯改善電力系統(tǒng)的頻率響應(yīng)，但其備用率固定，經(jīng)濟性、靈活性較差。為解決這個問題，文獻[31]提出改進的無傳感器功率備用控制方法，控制器根據(jù)系統(tǒng)頻率變化來改變備用率，如圖6所示，圖中：d0為初始功率備用率，dfp為所需的功率備用率，kd為下垂增益系數(shù)，ki為慣性增益系數(shù)。

圖6 虛擬慣性和下垂控制器

使用當(dāng)前的采樣點來實時估計MAP，結(jié)合虛擬慣性控制和下垂控制，對不同工況下的一次頻率響應(yīng)進行分析。通過一個改進的IEEE 9節(jié)點系統(tǒng)對所提控制機制進行驗證，結(jié)果表明可將穩(wěn)態(tài)誤差控制在1%以內(nèi)。

2.4 光伏系統(tǒng)和其他常規(guī)發(fā)電機的協(xié)調(diào)控制

文獻[32]考慮無電儲能的光伏-柴油混合動力系統(tǒng)，并對光伏系統(tǒng)進行降額，以獲得負載變化后的功率平衡和頻率調(diào)節(jié)，但未考慮負荷需求大于可用發(fā)電量的情況。在這種情況下，頻率只能通過需求響應(yīng)進行調(diào)節(jié)，但并未給出需求響應(yīng)與不同機組之間的協(xié)調(diào)控制方法。針對這個問題，文獻[33]提出由柴油發(fā)電機、光伏機組和燃料電池組成的孤島微電網(wǎng)中頻率控制的協(xié)調(diào)控制方案。該方案通過微電網(wǎng)中央控制器協(xié)調(diào)所有分布式發(fā)電機和負載的控制動作；光伏機組可提供低于其最大可能值的功率輸出，降額功率被保留在一邊，并在需要時作為備用使用；能量管理以光伏優(yōu)先為原則，負載供電順序依次為光伏、燃料電池、柴油發(fā)電機；最后激活需求響應(yīng)以實現(xiàn)功率平衡。

協(xié)調(diào)控制方案的優(yōu)勢在于系統(tǒng)中已有許多常規(guī)機組存在，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)可考慮將其服務(wù)擴展到二次調(diào)頻。然而，在對混合系統(tǒng)建模時，沒有考慮諸如調(diào)速器死區(qū)、發(fā)電機速率約束和二次控制延遲等物理約束，這些非線性約束對實際電力系統(tǒng)的頻率響應(yīng)有重要影響。因此，簡單的建模方法不足以分析大規(guī)模光伏發(fā)電引起的不穩(wěn)定性問題[34-36]。

2.5 模糊控制

含各種非線性約束的微電網(wǎng)日益復(fù)雜，經(jīng)典控制器無法提供適當(dāng)?shù)男阅?。為提高系統(tǒng)性能，文獻[37]將結(jié)合了模糊邏輯和粒子群優(yōu)化技術(shù)的、用于系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)的PI控制器進行調(diào)整，仿真實驗證明了該控制器與經(jīng)典控制方法的有效性。文獻[38]采用可再生能源滲透率較高的混合微電網(wǎng)小信號動態(tài)模型來分析光伏輸出功率波動的影響，提出基于模糊的下垂控制模型，以限制系統(tǒng)在各種擾動下的頻率偏移；結(jié)果表明，各種能源的協(xié)調(diào)控制具有改善系統(tǒng)頻率響應(yīng)的能力。

文獻[39]提出基于模糊的光伏功率控制策略，考慮了各種系統(tǒng)非線性約束，如調(diào)速器死區(qū)、爬坡約束和二次控制延遲等，通過使用基于模糊控制方法使光伏偏離MPP運行。光伏減載系統(tǒng)的P-U特性如圖7所示，圖中：Pmpp為最大功率運行點對應(yīng)的功率，P1和U1分別為減載操作期間的運行點功率和電壓。

圖7 光伏減載系統(tǒng)的P-U特性

該方案根據(jù)模糊控制方法并依據(jù)系統(tǒng)有效慣性和瞬時滲透水平來確定減載指令，光伏減載系數(shù)隨時間變化而變化，比光伏的恒定減載更經(jīng)濟可行。文獻[40]提出基于模糊控制的光伏并網(wǎng)系統(tǒng)控制策略，使用頻率偏差和變化的系統(tǒng)慣性作為模糊控制器輸入，由輸出決定光伏提供一次頻率控制指令；采用IEEE 14節(jié)點系統(tǒng)驗證了所提方法能有效減小系統(tǒng)初始頻率偏差和頻率變化率。

2.6 一次調(diào)頻技術(shù)對比

表1所列為無電儲能的光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)對比分析。

表1 無電儲能的光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)對比分析

3 電儲能在光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)研究現(xiàn)狀、發(fā)展趨勢及重難點分析

電池儲能系統(tǒng)由靜態(tài)元件組成，與典型發(fā)電機或其他儲能裝置相比，具有非常快的響應(yīng)速度。電池儲能系統(tǒng)可通過吸收電網(wǎng)功率，以及在頻率偏移期間向電網(wǎng)注入功率來滿足一次頻率控制的技術(shù)要求，可廣泛應(yīng)用于短期電能質(zhì)量改善或長期能源管理。目前，電儲能在光伏電站一次調(diào)頻技術(shù)中的應(yīng)用主要有2個方面：①對儲能逆變器采用虛擬同步發(fā)電機控制策略，將光伏、儲能作為整體，對外具備同步發(fā)電機特性；②利用儲能充放電技術(shù)快速放出或吸收功率，平滑光伏出力曲線，減小光伏輸出波動性。

針對電儲能在光伏一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用的影響因素，從光伏、風(fēng)電等新能源側(cè)配置儲能的經(jīng)濟性、國家政策2個方面，對電儲能在光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻應(yīng)用的發(fā)展趨勢進行分析，并總結(jié)未來電儲能在光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中的重點和難點。

3.1 基于電儲能系統(tǒng)的虛擬同步發(fā)電機

將并網(wǎng)逆變器作為同步發(fā)電機運行產(chǎn)生虛擬慣性，是一次調(diào)頻中較為常用的方法。該方法需配置一定的儲能，若沒有儲能，虛擬同步發(fā)電機的虛擬慣性將受到其直流鏈路電容的限制。與同步發(fā)電機不同，虛擬同步發(fā)電機可在頻率調(diào)節(jié)期間由微處理器動態(tài)修改虛擬慣性。文獻[41]采用自校正算法持續(xù)改變虛擬慣性，以實現(xiàn)頻率偏差和功率輸出最小化。同時，基于總線信號研究孤島微電網(wǎng)中光伏和電池儲能系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制方法；根據(jù)總線電壓信號，電儲能和機組單元改變輸出功率或操作模式，該控制需要進行模式切換，各個模式的參數(shù)難以設(shè)計，甚至在動態(tài)切換過程中可能導(dǎo)致系統(tǒng)不穩(wěn)定。文獻[42]交替使用2個不同的虛擬慣性值來改善頻率調(diào)節(jié)的動態(tài)性。為使利潤最大化，文獻[43]提出基于虛擬同步控制的儲能系統(tǒng)離網(wǎng)運行頻率控制方法，建立虛擬同步機控制的功率變換器系統(tǒng)的單機數(shù)學(xué)模型，并對基于虛擬同步控制的儲能系統(tǒng)進行分析。文獻[44]以效益最大化為目標建模，未考慮爬坡速度過快造成的電池壽命縮短，從而導(dǎo)致的投資成本增加的問題。

3.2 微電網(wǎng)中電儲能配合實現(xiàn)一次調(diào)頻

電儲能響應(yīng)速度快，充放電靈活，可平抑光伏輸出波動性，性能穩(wěn)定，控制精度高，能與光伏電站協(xié)調(diào)運行，可在很大范圍內(nèi)彌補光伏發(fā)電系統(tǒng)自身調(diào)頻容量的不足，提高其一次調(diào)頻性能[45]。光伏發(fā)電系統(tǒng)配置電儲能系統(tǒng)如圖8所示。

圖8 光伏發(fā)電系統(tǒng)配置電儲能系統(tǒng)

文獻[46]提出用于微電網(wǎng)一次調(diào)頻的電池儲能系統(tǒng)最佳確定方法。微電網(wǎng)中的微渦輪發(fā)電機、柴油發(fā)電機、燃料電池和光伏系統(tǒng)等電源，頻率控制響應(yīng)較慢。由于電池儲能系統(tǒng)具有快速的動態(tài)響應(yīng)，可以在恢復(fù)供需平衡方面發(fā)揮重要作用。鑒于電池的過載特性和荷電狀態(tài)約束，研究了一種用于電池儲能系統(tǒng)的DC/AC變換器控制方案，確定了電池儲能系統(tǒng)參與一次調(diào)頻的允許持續(xù)時間，從而延長電池的使用壽命。

為進一步提高儲能裝置的響應(yīng)速度，有效改善慣性響應(yīng)，文獻[47]將超級電容器和電池儲能系統(tǒng)組合起來，通過控制算法模擬慣性響應(yīng)。具有快速動態(tài)性的超級電容器立即響應(yīng)頻率變化，并通過外部電壓環(huán)和內(nèi)部電流環(huán)執(zhí)行系統(tǒng)控制。該方法的優(yōu)點是超級電容器可在短時間內(nèi)提供峰值功率，降低儲能元件上的應(yīng)力并提高其壽命。

文獻[48]提出基于集中模型預(yù)測控制的插電式混合動力汽車、光伏和電儲能協(xié)調(diào)控制方法以提高微電網(wǎng)的一次調(diào)頻性能。協(xié)調(diào)控制的目標是抑制系統(tǒng)頻率波動，以及最小化光伏剩余功率，從而減小電池容量。文獻[49]采用不同工況下的不同案例數(shù)學(xué)模型，來分析由風(fēng)電機組、柴油發(fā)電機、電池儲能系統(tǒng)、燃料電池和光伏等組成的混合系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)；通過飛輪系統(tǒng)和電池儲能系統(tǒng)等不同的儲能裝置來平抑光伏輸出的波動性，研究表明混合系統(tǒng)可有效將頻率偏差控制在小范圍內(nèi)。

文獻[50]提出基于電儲能和插電式電動汽車的負荷頻率控制方法，用于兆瓦級分布式光伏發(fā)電的一次調(diào)頻，該方法通過控制電儲能來模擬虛擬慣性?？刂品譃?個級別：中央和本地。考慮控制區(qū)域內(nèi)光伏總功率的變化，計算出最優(yōu)虛擬慣性；在此基礎(chǔ)上，確定中央電儲能功率命令，并通過協(xié)調(diào)，將該中央電儲能功率命令分配給本地電儲能，以模擬最佳虛擬慣性。這種控制方案存在一定的風(fēng)險，當(dāng)中央控制器或通信鏈路發(fā)生故障時，孤島微電網(wǎng)失去協(xié)調(diào)性能。

在儲能技術(shù)發(fā)展起來之前，由于電儲能的充放電效率和壽命尚未完全成熟，且其維護成本和更換成本高，給系統(tǒng)運營商帶來了額外負擔(dān)。因此，早期研究證實，在光伏發(fā)電系統(tǒng)配置儲能裝置實現(xiàn)一次調(diào)頻功能的經(jīng)濟性較差[23]。

3.3 電儲能未來在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻中的應(yīng)用趨勢及重難點

決定電儲能技術(shù)未來在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻應(yīng)用趨勢的因素主要有：一是電儲能技術(shù)的發(fā)展，二是光伏系統(tǒng)配置儲能的經(jīng)濟性，三是國家政策。關(guān)于儲能的研究最早可追溯到18世紀80年代，技術(shù)已相對成熟，在許多應(yīng)用場景已實現(xiàn)商用。以下從光伏新能源側(cè)配置儲能的經(jīng)濟性、國家政策的支持2個方面來分析未來電儲能在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)應(yīng)用中的發(fā)展趨勢，并總結(jié)重點、難點。

3.3.1 新能源配置儲能的經(jīng)濟性

電儲能系統(tǒng)在新能源發(fā)電系統(tǒng)配置中的應(yīng)用主要包括：①提供一次調(diào)頻服務(wù)，滿足電網(wǎng)規(guī)定的優(yōu)先并網(wǎng)資格；②跟蹤發(fā)電計劃出力，平抑新能源出力波動，降低棄電率，增加企業(yè)收入；③參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場，獲得輔助服務(wù)收益。

近年來，國內(nèi)外紛紛出臺相關(guān)優(yōu)惠政策以降低發(fā)電企業(yè)配置儲能裝置的負擔(dān)。例如德國2016年初發(fā)布了“光伏+儲能”補貼計劃；韓國在2015年發(fā)布相關(guān)政策，規(guī)定可大幅提升配置儲能的新能源項目獲得可再生能源綠色證書的權(quán)重；美國針對配置了儲能系統(tǒng)且充電比例為75%以上的新能源發(fā)電企業(yè)，按充電比例給予30%的投資稅抵免。

國內(nèi)目前針對光伏、風(fēng)電新能源配置儲能的政策主要有2類：青海、新疆、西安等地的補貼和河南、遼寧、廣西等地的中標優(yōu)先。青海針對自發(fā)自儲發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予0.10元/kWh的運營補貼，使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的，再額外增加0.05元/kWh的補貼；新疆對充電功率在10 MW以上、持續(xù)充電時間2 h以上、根據(jù)電力調(diào)度結(jié)構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的電量，給予0.55元/kW的補償；在廣西，配置儲能的項目獲得開發(fā)權(quán)的得分更高，拿到項目的可能性更高。

電力市場的穩(wěn)步發(fā)展為光伏等新能源發(fā)電企業(yè)配置儲能帶來了除補貼、稅收等之外的更多收益。國內(nèi)部分省份(山東、東北三省、江西、甘肅)的輔助服務(wù)市場交易規(guī)則中明確規(guī)定“新能源+儲能”可參與輔助服務(wù)市場，獲得輔助服務(wù)收益。

總的來說，在光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電系統(tǒng)側(cè)配置儲能可獲得如補貼、減免或抵免稅收、提高可再生能源證書權(quán)重、項目中標優(yōu)先權(quán)、參與市場交易獲得的收益等單項或多項收益(優(yōu)惠)，發(fā)電企業(yè)配置儲能的經(jīng)濟性逐步彰顯。

由以上分析可知，未來光伏發(fā)電系統(tǒng)配置電儲能的經(jīng)濟性不再是制約電儲能在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中應(yīng)用的因素。

3.3.2 國家政策層面——要求保留有功備用或配置儲能系統(tǒng)

2021年7月15日，國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確了加快推進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的原則和目標，提出到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。此外還指出要推動完善新型儲能檢測和認證體系，推動建立儲能設(shè)備制造、建設(shè)安裝、運行能檢測和認證體系，推動建立儲能設(shè)備制造、建設(shè)安裝、運行監(jiān)測的安全管理體系。

隨著“雙碳”目標與新型電力系統(tǒng)概念的提出，新能源機組裝機容量快速增長，電網(wǎng)運行調(diào)度面臨著極大的挑戰(zhàn)。因此，在光伏發(fā)電側(cè)配置儲能提供輔助服務(wù)、解決平抑新能源出力波動性等問題的重要性不言而喻[51]。目前國內(nèi)山西、寧夏、山東等地出臺政策，要求光伏、風(fēng)電等新能源電站保留有功備用或者配置儲能系統(tǒng)，只有具備一次調(diào)頻功能的場站才允許并網(wǎng)運行。未來電化學(xué)儲能技術(shù)在光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中的應(yīng)用成為顯而易見的趨勢。

3.3.3 未來電儲能在光伏系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中應(yīng)用的重點、難點

近年來中國電力市場飛速發(fā)展，全國已基本完成第1批8個現(xiàn)貨試點的建設(shè)運行，第2批現(xiàn)貨試點也正在逐步建設(shè)，以“電力中長期市場+現(xiàn)貨電能量市場+電力輔助服務(wù)市場”的格局將逐步形成。隨著電力市場的逐步完善，未來儲能在光伏發(fā)電系統(tǒng)中如何優(yōu)化參與一次調(diào)頻、現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)市場，從而獲取多重收益，成為研究的重點、難點之一。

此外，電儲能的安全問題一直困擾著電力行業(yè)，2018年，韓國共有23個儲能電站起火。電儲能起火主要與電池單體、儲能電池管理系統(tǒng)、熱管理等有關(guān)，任一環(huán)節(jié)出問題，均可能引起火災(zāi)。而且，因材料特殊，目前尚無有效的滅火措施。如何在技術(shù)上解決這個難題，也是未來電儲能在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中規(guī)模應(yīng)用的重點、難點之一。

4 結(jié)論與展望

無儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)方案的不足體現(xiàn)在：①多串光伏逆變器協(xié)調(diào)控制需要安裝多個光伏逆變器，成本較大；②直流鏈路電容器的電容器價格高昂，經(jīng)濟性差；③減載控制本質(zhì)使光伏發(fā)電系統(tǒng)偏離最大功率運行點運行，且許多減載控制方案需要價格高昂的傳感器來估計MAP，從經(jīng)濟性的角度來看也并非最佳方案；④模糊控制不需要建立精確模型，但缺乏系統(tǒng)性，無法定義控制目標；⑤光伏發(fā)電系統(tǒng)和其他常規(guī)發(fā)電機的協(xié)調(diào)控制只適用于有其他常規(guī)發(fā)電機組的光伏電站，但許多光伏電站單獨建設(shè)運營。

早期電儲能在光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)中應(yīng)用的不足主要體現(xiàn)在電儲能的充放電效率和壽命不成熟，且安裝維護成本高；因此，早期研究認為，在光伏發(fā)電系統(tǒng)配置儲能裝置實現(xiàn)一次調(diào)頻功能經(jīng)濟性差。隨著電儲能技術(shù)的發(fā)展，其安裝維護成本大幅降低，且電儲能壽命、充放電效率得以保證(許多電化學(xué)儲能在1日充放電2次的情況下能達15年壽命、充放電效率高達95%)，原本制約的因素不復(fù)存在；此外，多省密集發(fā)布鼓勵或強制光伏、風(fēng)電等新能源配置儲能的政策。因此，不管從技術(shù)上還是政策上來看，未來光伏發(fā)電系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)的發(fā)展必然離不開電儲能。

盡管電儲能技術(shù)發(fā)展已相對成熟，但目前在光伏發(fā)電系統(tǒng)中的規(guī)模化應(yīng)用還需解決2個重點、難點問題：一是如何優(yōu)化一次調(diào)頻、參與電能量市場與輔助服務(wù)市場從而使獲得的多重收益最優(yōu)的問題；二是儲能的安全問題。