張江豐，蘇 燁，孫堅棟，鄭可軻，梅 簡，汪自翔，陸生兵，岳華飛

(1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，浙江 杭州 310014；2.杭州意能電力技術(shù)有限公司，浙江 杭州 310014；3.國網(wǎng)浙江長興縣供電有限公司，浙江 湖州 313100；4.南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102)

隨著可再生能源在電力系統(tǒng)中的占比不斷提高，尤其是風(fēng)電、光伏等具有間歇性、波動性和隨機性等發(fā)電特性的新能源高滲透率給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行與控制帶來了巨大挑戰(zhàn)。儲能系統(tǒng)具有靈活的雙向互動性能，在新能源消納中發(fā)揮了非常重要的作用[1-5]。另外，隨著華東特高壓交直流電網(wǎng)的不斷并網(wǎng)投運，特高壓緊急閉鎖導(dǎo)致的大功率缺額在短時間內(nèi)造成區(qū)域電網(wǎng)頻率異常波動，急需區(qū)域電網(wǎng)具備緊急頻率調(diào)節(jié)控制能力[6-7]。儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)緊急控制與頻率快速響應(yīng)方面具有重要的應(yīng)用價值，特別是電化學(xué)儲能系統(tǒng)因其儲能變流器(process control system，PCS)具有響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高等顯著優(yōu)點，相比于其他類型的儲能系統(tǒng)，具有更優(yōu)良的功率調(diào)節(jié)性能和頻率控制能力[8-10]。

近年來，中國電網(wǎng)側(cè)儲能電站發(fā)展非常迅速，尤其是廣東、江蘇、湖南、浙江等省級電網(wǎng)建設(shè)投運了一批電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站，這些儲能電站可以為電網(wǎng)提供調(diào)頻、調(diào)峰、備用、黑啟動等多種輔助服務(wù)品種，緩解區(qū)域電網(wǎng)運行壓力，提高電網(wǎng)運行效率和彈性承載能力[11-12]。當(dāng)前，國內(nèi)電化學(xué)儲能電站主要受調(diào)度中心控制，在運行過程中，儲能電站的能量管理系統(tǒng)(energy management system，EMS)接收由調(diào)度下發(fā)的自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)指令，從而實現(xiàn)全站功率調(diào)節(jié)指令的分配計算和下發(fā)[13]。國內(nèi)絕大多數(shù)儲能電站僅僅實現(xiàn)了儲能電站級AGC控制，不具備對獨立儲能單元進(jìn)行AGC控制能力，降低了電網(wǎng)對儲能等優(yōu)異調(diào)峰調(diào)頻資源的調(diào)控靈活度。

此外，站端EMS在計算全站最大可用充/放電功率和分配PCS調(diào)節(jié)指令時，需要監(jiān)測各電池簇組及其PCS的告警和故障信息，但目前并不考慮各電池簇組的能效差異性[14]。然而，由于電化學(xué)儲能電站的電池數(shù)量眾多，在長期統(tǒng)一充放電過程中，各組電池在電池荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)和能效特性方面必然存在較大的偏差，部分運行場景下就會出現(xiàn)電站效率低、損耗大等不良工況，不僅降低了儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性，也損害了電池壽命，減少了電池可運行時間。

為了提升電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站的運行效率和調(diào)控靈活性，本文以浙江省首座電網(wǎng)側(cè)10 kV鉛碳電池儲能電站為例，介紹浙江電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站AGC控制結(jié)構(gòu)、控制模式、控制策略以及現(xiàn)場測試分析結(jié)果。

1 電化學(xué)儲能電站AGC控制

浙江省首座電網(wǎng)側(cè)鉛碳電池儲能電站——雉城儲能電站，浙江長興投運后在夏季迎峰度夏時段充分發(fā)揮了電池儲能系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、應(yīng)急響應(yīng)的作用，解決了湖州長興地區(qū)夏季負(fù)荷供電缺口，有效增加了電網(wǎng)的調(diào)節(jié)手段和調(diào)節(jié)能力，有助于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。以該儲能電站為例，介紹浙江電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站AGC控制結(jié)構(gòu)和AGC控制對象。

1.1 儲能AGC控制結(jié)構(gòu)

雉城儲能電站總裝機12 MW，總?cè)萘?4 MW·h，配置單臺容量為0.5 MW的PCS共24臺，儲能電池選用浙江某公司生產(chǎn)的鉛碳蓄電池，每只電池容量12 V/200 Ah，共20 160只。電站由6個獨立儲能單元構(gòu)成，每個儲能單元由1臺升壓變、4臺0.5 MW的PCS、4 MW·h鉛碳儲能電池(8簇)、4套電池管理系統(tǒng)(BMS)、4臺直流匯流柜、1臺交流匯流柜組成。電站通過10 kV金城309線、10 kV陵雉314線接入浙江電網(wǎng)，電站AGC功能受浙江電力調(diào)控中心調(diào)度控制。為了提高浙江電網(wǎng)調(diào)節(jié)的靈活性，該儲能電站首次配置了獨立儲能單元的AGC控制功能。

電網(wǎng)側(cè)儲能電站AGC控制總體結(jié)構(gòu)框圖如圖1所示。儲能電站EMS通過遠(yuǎn)端測控單元(RTU)接收到調(diào)度中心實時下發(fā)的AGC指令主要由3部分構(gòu)成：

1)電網(wǎng)調(diào)度中心根據(jù)控制區(qū)的區(qū)域控制偏差(ACE)結(jié)合頻率負(fù)荷特性計算出功率調(diào)節(jié)需求；

2)由負(fù)荷經(jīng)濟調(diào)度預(yù)測得到的生產(chǎn)計劃曲線生成基點功率值；

3)電網(wǎng)調(diào)度中心對所采集的新能源電站功率進(jìn)行低通濾波后，計算生成新能源電站功率波動平抑指令。

圖1 電網(wǎng)側(cè)儲能電站AGC控制總體結(jié)構(gòu)框圖Figure 1 Structure diagram of AGC control of grid-side energy storage power station

儲能電站EMS根據(jù)AGC指令與并網(wǎng)點反饋的有功功率計算出功率調(diào)節(jié)偏差，儲能協(xié)調(diào)控制器對功率調(diào)節(jié)偏差進(jìn)行一次調(diào)頻頻差閉鎖約束，同時在線監(jiān)測6個獨立儲能單元(24組電池簇)的實時運行數(shù)據(jù)。在滿足響應(yīng)速度與準(zhǔn)確性的前提下，儲能協(xié)調(diào)控制器通過預(yù)定AGC控制策略整定計算出各電池簇組PCS間的功率調(diào)節(jié)指令，并將功率調(diào)節(jié)指令直接分配至PCS，實現(xiàn)全站或獨立儲能單元有功功率的自動增減，從而達(dá)到儲能電站或單元主動參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)控制的目的。儲能電站或單元參與電網(wǎng)頻率控制原理框圖如圖2所示。

圖2 儲能電站或單元參與電網(wǎng)頻率控制原理Figure 2 Schematic diagram of energy storage power station or unit participating in grid frequency control

1.2 儲能AGC控制對象

浙江電網(wǎng)側(cè)儲能電站除配置電站級AGC控制的基本功能外，首次部署了獨立儲能單元的AGC直接控制功能，提升了浙江電網(wǎng)對電化學(xué)儲能等高效調(diào)峰調(diào)頻資源的調(diào)控靈活性。如圖3所示，10 kV雉城儲能電站由6個獨立儲能單元構(gòu)成，每個儲能單元配置4臺500 kW的PCS和8簇4 MW·h鉛碳儲能電池組。操作員可以在電站EMS監(jiān)控畫面上選擇AGC控制對象，并將所選的AGC控制對象信息上送至調(diào)度中心完成AGC信息閉環(huán)。如：操作員將#1儲能單元AGC控制投入，#2～#6儲能單元AGC控制撤出，全站AGC控制撤出。此時，調(diào)度中心能夠?qū)崿F(xiàn)對雉城#1儲能單元的AGC獨立調(diào)度控制。

圖3 10 kV雉城儲能電站一次接線示意Figure 3 Schematic diagram of the primary wiring of Zhicheng energy storage power station

2 考慮電池能效的AGC控制策略優(yōu)化

目前，浙江電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站主要受浙江電力調(diào)度機構(gòu)控制，在運行過程中，儲能電站接收到調(diào)度下發(fā)的AGC指令后，根據(jù)儲能電站EMS所選擇的AGC控制對象是全站或某個獨立儲能單元，對AGC指令進(jìn)行最大可充放電功率上/下限值約束，同時AGC指令還要進(jìn)行一次調(diào)頻閉鎖約束。然后，儲能協(xié)調(diào)控制器根據(jù)預(yù)選的功率分配策略進(jìn)行PCS功率控制指令計算。全站或獨立儲能單元AGC控制策略計算流程如圖4所示。

圖4 儲能AGC控制策略(優(yōu)化)指令計算流程Figure 4 Energy storage AGC control strategy (optimization) instruction calculation flowchart

當(dāng)前，國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能電站在監(jiān)測各電池簇組和PCS的故障或告警基礎(chǔ)上，絕大多數(shù)僅僅采取等比例或等裕度分配策略生成各電池簇組PCS的功率控制指令，并不考慮電池簇組的能效差異性。然而，由于電化學(xué)儲能電站的電池數(shù)量眾多，在長期統(tǒng)一的充放電過程中各組電池必然存在SOC和能效特性較大偏差，在部分運行場景下就會出現(xiàn)電池效率低、損耗大等不良工況，不僅降低了儲能系統(tǒng)經(jīng)濟效益，也損害了電池壽命，減少了電池可運行時間。

目前，電網(wǎng)側(cè)儲能電站的充放電策略主要有2種：①根據(jù)每臺PCS當(dāng)前可用充放電功率進(jìn)行等比例分配(簡稱等比例算法)；②根據(jù)每臺PCS充放電功率與額度功率的占比進(jìn)行等裕度分配(簡稱等裕度算法)。但這2種功率分配策略均沒有考慮電池能耗問題。

因此，本文在等比例或等裕度分配策略的基礎(chǔ)上引入電池能耗影響因子，對AGC指令的功率分配策略進(jìn)行優(yōu)化，并應(yīng)用于浙江雉城12 MW/24 MW·h電網(wǎng)側(cè)儲能電站(電池充放電SOC約束區(qū)間為[10%，80%])，指令計算流程見圖4。

2.1 等比例分配策略

若儲能電站共有n臺PCS，單臺PCS的充放電功率記為Pi，則儲能電站各PCS的充放電功率應(yīng)滿足調(diào)度AGC指令的功率約束：

(1)

當(dāng)儲能AGC控制策略采用等比例分配算法時，每臺PCS的充放電功率應(yīng)滿足等式約束：

P1=P2=…=Pn

(2)

將式(2)代入式(1)，得到

(3)

其中，Ps為該PCS當(dāng)前實發(fā)功率。由式(3)可計算出某臺PCS的充放電功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.2 等裕度分配策略

同理，當(dāng)儲能AGC控制策略采用等裕度分配算法時，則每臺PCS的充放電功率應(yīng)同時滿足式(1)和另一等式約束，即

(4)

將式(4)代入式(1)，得到

(5)

其中，Pei為該PCS額定功率。由式(5)可計算出某臺PCS的充放電功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.3 引入電池能耗因子

顯然，當(dāng)利用儲能AGC控制策略計算單臺PCS充放電功率控制指令時，若引入電池能耗因子Ki，則每臺PCS的充放電功率應(yīng)同時滿足等式約束：

PAGC=

(6)

(7)

根據(jù)電池材料及電荷特性，某簇電池組的能耗因子Ki與該簇組電池的充放電循環(huán)次數(shù)、運行時長和日歷壽命相關(guān)，記為

Ki=f(Ci,Hi,Di)

(8)

式中Ci為某簇組電池的充放電循環(huán)次數(shù)；Hi為運行時長；Di為日歷壽命。

由于充放電循環(huán)次數(shù)、運行時長等參數(shù)與電池簇組的能耗因子呈反比，故某簇組電池充放電循環(huán)次數(shù)在AGC功率分配中的影響因子可用該電池簇組充放電循環(huán)次數(shù)Ci占電池簇組平均充放電循環(huán)次數(shù)average(C1,C2,…,Cn)比重的倒數(shù)來表示，記為ηCi，滿足等式：

(9)

同理，運行時長的影響因子記為ηHi的影響因子，并且分別滿足：

(10)

由于電池簇組的日歷壽命與能耗因子呈正比，故某簇組日歷壽命在AGC功率分配中的影響因子可用該電池簇組充放電循環(huán)次數(shù)Di占電池簇組平均充放電循環(huán)次數(shù)average(D1,D2,…,Dn)比重來表示，記為ηDi，滿足：

(11)

則某簇電池組影響因子可記為ηi，并滿足：

ηi=ηCi·ηHi·ηDi

(12)

因此，某簇電池組在AGC功率分配中的能耗因子可用該電池簇組影響因子ηi占電池簇組平均影響因子average(η1,η2,…,ηn)的比重來表示，記為Ki，并滿足：

(13)

對于因出現(xiàn)部分PCS告警或者BMS告警等異常情況導(dǎo)致PCS功率指令計算分配結(jié)果越過功率限制值的工況，要采用凸規(guī)劃進(jìn)行求解[15-16]。對等比例分配策略、等裕度分配策略以及引入能耗因子優(yōu)化后的策略進(jìn)行現(xiàn)場實際測試比對，基于現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)進(jìn)行分析比較，以確定不同分配策略對儲能AGC控制時各PCS運行工況的影響。

3 電化學(xué)儲能電站AGC現(xiàn)場測試

3.1 AGC現(xiàn)場測試重點

根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》(GB 38755—2019)、《電網(wǎng)運行準(zhǔn)則》(GB/T 31464—2015)、《電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》(GB/T 36547—2018)、《電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范》(GB/T 36548—2018)、《電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調(diào)技術(shù)規(guī)范》(DL/T 1870—2018)和華東監(jiān)能市場〔2019〕30號《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》等文件要求，浙江電網(wǎng)側(cè)儲能電站AGC功能現(xiàn)場測試需要重點驗證以下內(nèi)容。

1)信息通信精確性測試。主要驗證調(diào)度AGC主站與電站間的遙調(diào)、遙信、遙測等信息通信是否精確。

2)AGC控制參數(shù)和策略的檢查及驗證。在電站側(cè)檢查有功協(xié)調(diào)控制周期、有功分配算法、有功調(diào)節(jié)死區(qū)、電池組SOC控制上/下限值等AGC控制相關(guān)參數(shù)定值是否配置正確。同時，驗證儲能AGC調(diào)節(jié)啟動條件、調(diào)度指令校驗、調(diào)節(jié)功能閉鎖等控制邏輯及策略的正確性。

3)獨立儲能單元或儲能電站的AGC調(diào)節(jié)速率及調(diào)節(jié)精度測試。在AGC控制模式下，驗證獨立儲能單元或儲能電站能否自動跟蹤調(diào)度AGC指令，采取正確高效的功率分配策略進(jìn)行計算與控制。測試獨立儲能單元或全站有功功率對AGC指令的響應(yīng)時間、調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度等性能是否滿足電網(wǎng)技術(shù)要求。

3.2 AGC現(xiàn)場聯(lián)調(diào)測試步驟

對雉城儲能電站分別開展獨立儲能單元和全站的AGC現(xiàn)場試驗，以其中#2儲能單元為例分析獨立儲能單元AGC現(xiàn)場測試基本過程。

3.2.1 獨立儲能單元AGC測試基本步驟

1)電站須撤出AGC控制方式，驗證調(diào)度AGC主站與電站間的遙信是否正確，遙調(diào)、遙測等信息是否收到，精度能否滿足要求。

2)檢查儲能單元AGC有功出力上/下限值、調(diào)節(jié)死區(qū)、有功分配策略等參數(shù)設(shè)置值。

3)儲能單元負(fù)荷閉環(huán)控制投入，#2儲能單元AGC控制投入，#1、#3～#6儲能單元AGC控制退出，EMS監(jiān)測的電池、PCS等各項相關(guān)參數(shù)均正常穩(wěn)定。

4)調(diào)度中心依次下發(fā)AGC指令：0 →2→-2→2 →0→-2→0 MW，確認(rèn)#2儲能單元依據(jù)AGC指令快速進(jìn)行負(fù)荷升降響應(yīng)，記錄曲線，進(jìn)行試驗結(jié)果分析。

3.2.2 全站AGC測試基本步驟

1)電站須撤出AGC控制方式，參照上述步驟1完成全站AGC控制相關(guān)的遙信、遙調(diào)、遙測等信息核對。

2)檢查儲能電站和各獨立單元的AGC有功出力上/下限值、調(diào)節(jié)死區(qū)、有功分配策略等參數(shù)設(shè)置是否正確。

3)儲能電站和各獨立單元的負(fù)荷閉環(huán)控制均投入，儲能電站AGC投入，EMS監(jiān)測的電池、PCS等各項相關(guān)參數(shù)均正常穩(wěn)定。

4)調(diào)度中心依次下發(fā)AGC指令：0→6→12→6→0 MW、0→-6→-12→-6→0 MW、0→12→-12→12→0 MW，確認(rèn)儲能電站依據(jù)AGC指令快速進(jìn)行負(fù)荷升降響應(yīng)，記錄曲線，進(jìn)行試驗結(jié)果分析。

4 AGC測試結(jié)果分析

4.1 獨立儲能單元試驗結(jié)果分析

根據(jù)獨立儲能單元AGC測試步驟并確認(rèn)協(xié)調(diào)控制器中AGC控制策略為等比例分配策略，依次記錄AGC指令、儲能單元實際負(fù)荷及其PCS指令等數(shù)據(jù)。通過整理分析試驗數(shù)據(jù)可知，在對儲能單元進(jìn)行AGC調(diào)控時，平均響應(yīng)滯后時間為42.20 ms，平均調(diào)節(jié)時間157.95 ms，平均調(diào)節(jié)速率達(dá)到258%Pe/300 ms以上，平均穩(wěn)態(tài)誤差控制在±0.78%Pe以內(nèi)，具體結(jié)果如表1所示。

表1 儲能單元試驗數(shù)據(jù)分析處理Table 1 Energy storage power unit test data analysis and processing table

4.2 全站試驗結(jié)果分析

根據(jù)全站AGC測試步驟并確認(rèn)協(xié)調(diào)控制器中AGC控制策略為等比例分配策略，依次記錄AGC指令、儲能電站實際負(fù)荷及其PCS指令等數(shù)據(jù)。通過整理分析試驗數(shù)據(jù)可知，在對儲能電站進(jìn)行AGC調(diào)控時，平均響應(yīng)滯后時間為43.29 ms，平均調(diào)節(jié)時間202.09 ms，平均調(diào)節(jié)速率達(dá)到115%Pe/300 ms以上，平均穩(wěn)態(tài)誤差控制在±0.97%Pe以內(nèi)，具體結(jié)果如表2所示。顯然，在采用相同AGC控制策略—等比例分配策略時，測試數(shù)據(jù)表明全站AGC控制相比于獨立儲能單元控制時調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)滯后時間、穩(wěn)態(tài)誤差等性能均有所降低。

表2 儲能電站試驗數(shù)據(jù)分析處理Table 2 Energy storage power station test data analysis and processing table

4.3 策略優(yōu)化后對比分析

對#2儲能單元分別進(jìn)行AGC策略優(yōu)化前、后對比測試，并基于測試數(shù)據(jù)計算給定樣本方差，測試結(jié)果如表3所示。從測試結(jié)果可以看出，在PCS初始狀態(tài)為0時，等裕度和等比例算法的策略分配計算結(jié)果是一致的。隨著AGC指令調(diào)節(jié)需求的增加，本文算法的策略分配計算結(jié)果的差異性逐漸增大，表明在不同AGC指令工況下，本文所提出的AGC優(yōu)化策略是有效可行的。

表3 3種分配算法的數(shù)據(jù)分析比較Table 3 Data analysis and comparison of three allocation algorithms

5 結(jié)語

對于電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站的AGC運行控制，本文重點分析了基于電池能耗因子的電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站AGC控制策略優(yōu)化算法，并且對比現(xiàn)有的AGC控制策略進(jìn)行了不同工況和不同控制對象的現(xiàn)場測試?；诂F(xiàn)場測試數(shù)據(jù)的分析表明，本文所提的算法是可行有效的。此外，電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站的最優(yōu)AGC策略應(yīng)隨著AGC指令工況和運行場景的變化而進(jìn)行選擇，單一AGC控制策略不能滿足所有的運行場景需求。鑒于目前浙江電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站運行考核評價指標(biāo)尚未明確，各項標(biāo)準(zhǔn)尚不健全，電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站的AGC運行控制及管理尚有很多值得挖掘和提升的空間。