南方電網儲能聯(lián)合火電調頻技術應用

謝惠藩，王 超，劉湃泓，劉洪濤，徐光虎，李 鵬，宋 陽，梅 勇

（1. 中國南方電網電力調度控制中心，廣東省廣州市510623；2. 廣東電科院能源技術有限責任公司，廣東省廣州市510080；3. 廣東電網公司揭陽普寧供電局，廣東省揭陽市522000；4. 中國南方電網有限責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，存在調節(jié)延遲、超調偏差、欠調偏差等問題。儲能系統(tǒng)具有調節(jié)速率快、調節(jié)精度高、響應時間短、可雙向調節(jié)等優(yōu)點，能完全滿足二次調頻時間尺度內的功率變化需求，其二次調頻效果顯著優(yōu)于水電機組、天然氣機組、燃煤機組［1-3］。

儲能與火電機組聯(lián)合調頻能夠快速響應AGC調度指令，避免機組分鐘級的響應延遲，實現(xiàn)負荷功率與發(fā)電功率的實時平衡，區(qū)域間聯(lián)絡線潮流與計劃值更趨吻合。儲能參與調頻輔助服務在國外電力市場已運行多年，中國正處于起步應用階段［4-7］。中國江蘇電網已建設中國首個百兆瓦級電池儲能電站，采用集中控制的方式實現(xiàn)“大規(guī)模源網荷友好互動系統(tǒng)”統(tǒng)一調控，為電網提供調峰、調頻、緊急備用等多種輔助服務［8-9］。中國南方電網特別是廣東電網以大型火電機組作為主要調頻資源，建設儲能系統(tǒng)作為AGC 調頻輔助服務，能夠解決區(qū)域電網調頻資源不足的問題。南方電網目前正探索開展區(qū)域調頻輔助服務市場運營，建設儲能系統(tǒng)作為電廠優(yōu)質調頻資源參與AGC 輔助服務，具有明顯的經濟效益和社會效益。

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

1 儲能聯(lián)合火電調頻原理

火電機組與儲能聯(lián)合調頻基本原理是在傳統(tǒng)火電機組中增加儲能設備，火電機組和儲能裝置分別為響應AGC 指令的基礎單元和補充的快速響應單元，利用儲能裝置快速調節(jié)輸出功率的能力，達到改善機組AGC 響應速度和精度的目的。儲能控制系統(tǒng)通過火電機組分散控制系統(tǒng)（distributed control system，DCS）獲得AGC 指令和機組出力并計算儲能系統(tǒng)對機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 將機組有功功率與儲能有功功率合并后再送至機組AGC 裝置。最后，通過遠動單元（remote terminal unit，RTU）上送合并功率量至調度端，作為調度考核依據［10-12］。

2 儲能聯(lián)合火電調頻應用

南方電網積極開展調頻輔助服務市場試點，深度參與南方區(qū)域電力市場建設，目前儲能聯(lián)合調頻部分已投運試點建設情況如表1 所示。現(xiàn)階段儲能系統(tǒng)絕大多數選用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)階段調頻輔助服務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組單機容量的3%左右［13］。

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

下面以實際投運儲能系統(tǒng)為典型試點范例，介紹儲能聯(lián)合調頻試點建設及運行效果情況。

2.1 A 電廠儲能系統(tǒng)規(guī)模及結構

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)接入拓撲結構如附錄A 圖A1 所示。儲能系統(tǒng)由6 組2 MW/1 MW·h 磷酸鐵鋰電池構成，以一拖二配套方式分別接入2 臺機組相應的6 kV母線A/B 段，每臺機組均具備12 MW 的儲能調頻能力。儲能系統(tǒng)根據機組實際并網運行情況，選擇其中1 臺或2 臺機組并與之聯(lián)合響應電網AGC 運行模式，獲得AGC 補償收益。

低壓并聯(lián)儲能單元拓撲結構如附錄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 儲能單元再經開關接入儲能系統(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）結構特點

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

PCS 具有如下控制運行性能：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、頻率穿越等電網故障穿越特性；⑤滿足功率控制精度和充放電快速轉換的響應速度要求；⑥提供設備主動和被動防孤島功能，最大諧波電流小于1%，對電網污染和沖擊小。

2.2 儲能系統(tǒng)功能

1）整體功能及運行特點

A 電廠儲能系統(tǒng)基本功能配置和運行性能如附錄A 表A1 所示，整體儲能系統(tǒng)實際運行中具有如下特點：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)保護分區(qū)，可靠性高，當一臺PCS 或其所連接的電池系統(tǒng)發(fā)生故障時，該PCS 停運斷電，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 行。

2）聯(lián)合調頻控制

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

儲能調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對二次調頻和效益補償沒有直接影響。

2.3 儲能應用收益估算

廣東調頻輔助服務市場已于2018 年9 月正式試運行并開始結算，廣東調頻市場補償費用分為AGC 容量補償費用和調頻里程補償費用。

發(fā)電單元AGC 容量為發(fā)電單元當前出力點在5 min 內向上可調容量與向下可調容量之和，月度AGC 容量補償收益計算公式如式（1）所示。

式中：RA為月度AGC 容量補償收益；m 為每月總調度時段數；Cj為該發(fā)電單元在第j 個調度時段的發(fā)電單元AGC 容量；Tj為該發(fā)電單元在第j 個調度時段的調頻服務時長；P 為AGC 容量補償價格標準。

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

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

由式（2）可知，為增加調頻里程收益，需提高綜合調頻性能指標k 和調頻里程D，而k 值的提升能夠增加中標時段，進而進一步提高D 值。因此，提高調頻效益的關鍵在于提高k 值。

綜合調頻性能指標k 的計算公式為：

式中：k1為調節(jié)速率指標；k2為響應時間指標；k3為調節(jié)精度指標；Vu為機組的實測調節(jié)速度；Vpu為調頻資源分布區(qū)內AGC 發(fā)電單元平均標準調節(jié)速率；Td為發(fā)電單元響應延遲時間；θu為機組的調節(jié)誤差。

由式（3）可見，3 個參數中k1對k 值影響最大，提高k1的關鍵在于調整儲能出力以提升發(fā)電單元實測速率，即在有效計算區(qū)段內調整儲能出力以縮短“機組+儲能”聯(lián)合出力達到AGC 目標值的時間；提高k2的關鍵是利用儲能快速出力響應AGC；提高k3的關鍵是達到AGC 目標值后，利用儲能精確出力保證機組+儲能聯(lián)合出力盡可能與AGC 目標曲線吻合。

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 和調頻服務時長T，由式（1）可知，儲能裝置接入電廠后并未影響AGC 容量補償費用。而調頻收益增量主要體現(xiàn)在調頻補償費用上，由式（2）可知，影響里程補償收益的主要因素為調頻里程D、結算價格P 和綜合調頻性能指標均值K。儲能裝置投入運行后，機組的性能指標k 將會提升，同時由于k 的提升將會增加機組的中標時段，從而所獲取的調頻里程也將相應增加。根據電廠實際運行數據分析，計算得出儲能系統(tǒng)對日調頻里程補償的影響如表2所示，電廠加裝儲能后日調頻補償收益在60 000 元以上，效益可觀。

表2 儲能系統(tǒng)對日調頻里程補償的影響Table 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)維護檢修和中標概率情況，儲能年運行天數按300 d/a 計算。根據電廠運行需要，考慮到運營成本和發(fā)電量，預計電廠雙機運行（即投入廠級AGC）為50 d。同時，隨著火電機組儲能項目的增加，最后一個中標機組的性能也將有所提升，因此，結算價格將逐年降低?？紤]調頻應用下儲能電池衰減加速，運行周期預估為6 a，逐年收益計算如附錄A 表A2 所示。項目投資約4 000 萬元，預計第3 年將可回收成本，效益顯著。

2.4 聯(lián)合調頻實際效果與效益分析

A 電廠儲能系統(tǒng)已于2019 年9 月投入運行。附錄B 第2 部分給出了儲能功率控制特性測試結果如下：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%，調節(jié)精度均小于1%，功率調節(jié)精度水平高；②儲能功率調節(jié)響應延時均小于1 s，功率調節(jié)時間也均小于1 s，儲能控制調節(jié)反應快速、響應時間短，調節(jié)性能優(yōu)于行業(yè)標準要求。圖1 為該電廠儲能系統(tǒng)聯(lián)合火電機組AGC 指令實時響應過程，整個響應過程中儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）控制在10%～90%區(qū)間內。

圖1 A 電廠儲能聯(lián)合AGC 運行實際響應過程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 調頻后，儲能聯(lián)合機組出力曲線幾乎與AGC 指令曲線重合，更好地響應了AGC 指令，遠好于原單獨火電機組AGC 調節(jié)性能。

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

該電廠9 月份的機組綜合調頻性能指標均值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 號機單機運行時的K 值為2.58，2 號機單機運行時的K 值為1.96，雙機運行時的K 值為1.84。9 月調頻里程均值為4 562 MW/d，其中單機運行調頻里程均值為4 068 MW/d，雙機運行調頻里程均值為5 716 MW/d。根據儲能系統(tǒng)EMS 統(tǒng)計的累計充放電量數據，儲能電池日均循環(huán)次數約為4.6 次。具體統(tǒng)計數據詳見附錄A 圖A4 和表A3。

根據儲能實際運行調頻效果，可以得到以下結論。

1）1 號機聯(lián)合調頻性能優(yōu)于2 號機，經檢查發(fā)現(xiàn)2 號機的滑壓參數設置不合理，導致調門波動頻繁，機組功率波動較大，影響2 號機組k 值準確計算。

2）單機聯(lián)合調頻性能優(yōu)于雙機聯(lián)合調頻性能，主要由雙機功率指令變化大、儲能配比偏小導致。雙機運行調度AGC 指令變化幅度大，儲能對于雙機容量配比僅為2%，難以良好地響應大指令變化，導致速率指標k1偏低。其次，雙機運行以2 臺機組總容量為基數測算速率指標，會進一步降低k1的計算值。

3）儲能系統(tǒng)投運后，單機AGC、廠級AGC 調頻模式下均能實現(xiàn)穩(wěn)定運行，調頻里程較大，調頻性能良好。當機組處于O 模式下運行時，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)合火電調頻不影響AGC 容量補償費用，但能顯著提高機組綜合調頻性能指標和調頻里程，增加調頻里程補償收益，經濟效益顯著。

2.5 其他電廠儲能運行效益分析

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，儲能系統(tǒng)同時接入1 號、2 號機組相應的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 運行期間能夠實行1 號、2 號機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)合調頻的運行效果圖。在如圖2 所示的AGC 中標時段，儲能系統(tǒng)根據AGC 目標及機組的實際出力情況調整出力狀態(tài)，儲能出力在其額定功率范圍-18～18 MW 內波動，儲能SOC 在46%～57%范圍內。在該中標時段，機組單獨出力條件下綜合調頻性能指標均值K 約為1.23，機組+儲能聯(lián)合出力條件下的K 值約為2.87，K 值提升明顯。由實際運行曲線可見，儲能聯(lián)合AGC 調頻的功率曲線比單純的機組功率曲線更好地響應了AGC 指令。根據歷史數據統(tǒng)計，大部分時段儲能SOC 在45%～55%之間。由圖2 所示的機組和儲能出力曲線可知，在聯(lián)合調頻過程中，機組正常跟蹤AGC 目標曲線，儲能系統(tǒng)則按照機組實際出力與AGC 目標值之間的偏差來分配出力。B 廠儲能投運前后的月度調頻性能統(tǒng)計結果詳見附錄A表A4，儲能投運后綜合調頻性能指標值明顯提高，K 值由1.10 提升至2.20，調頻里程由1 680 MW 提高至6 641 MW，日均調頻收益也由4.1 萬元/d 提升至23.03 萬元/d，增加儲能系統(tǒng)后經濟效益可觀。

圖2 B 電廠儲能聯(lián)合AGC 運行實際響應過程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)合調頻盡管調頻效果優(yōu)于機組單獨調頻，但由于現(xiàn)階段工程實用中儲能調頻控制與機組調頻控制為解耦控制方式，儲能系統(tǒng)的控制與機組的控制相互割裂，因此，很難做到整個系統(tǒng)的最優(yōu)調頻控制效果。另外，在已投運的火電廠儲能聯(lián)合調頻項目中，儲能系統(tǒng)僅用于輔助調頻，由于儲能系統(tǒng)配置時間較短（額定值為0.5 h 左右，實際上由于在50%SOC 附近運行，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)運行影響分析

3.1 儲能系統(tǒng)控制策略對電網的影響

儲能調頻系統(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，且工程設計中儲能容量占發(fā)電機額定有功功率的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)導致電網功率波動現(xiàn)象。

3.2 電池管理系統(tǒng)（BMS）控制策略對電網影響

BMS 對電池充放電過程進行監(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 實時采集電池電壓溫度信息，根據運行工況計算電池SOC 和健康狀態(tài)（state of health，SOH），綜合電池狀態(tài)數據執(zhí)行均衡策略，并根據電池溫度分布情況下發(fā)指令控制空調運行狀態(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 直流側分閘、DC 柜直流總閘分閘，由于儲能調頻系統(tǒng)屬輔助調節(jié)系統(tǒng)，充放電零功率或跳閘對電網無影響。

3.3 儲能系統(tǒng)對機組軸系扭振頻率的影響

儲能裝置PCS 控制采用高頻脈寬調制（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），軸系扭振頻率由機組本身決定，與外界電氣系統(tǒng)無關，儲能輔助調系統(tǒng)運行并不影響軸系扭振頻率，儲能輔助調頻系統(tǒng)產生的諧波也不會影響軸系扭振。

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

3.4 儲能系統(tǒng)對廠內繼電保護影響

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

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，對勵磁無補償特性幾乎無影響，儲能系統(tǒng)投入對機組振蕩頻率點影響甚小，不影響機組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組滿載勵磁系統(tǒng)的無補償特性（頻段為1～5 Hz，機組有功功率為300 MW，機組無功功率為1 Mvar，白噪聲為150 mV），由圖A6 可以看出，儲能裝置投入運行后機組無補償特性變化很小。

3.6 儲能系統(tǒng)對一次調頻功能的影響

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

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

機組DCS 監(jiān)視汽機轉速信號，當轉速大于3 002 r/min 或 小 于2 998 r/min 時，DCS 判 斷 一 次 調頻動作并將動作信號送給儲能EMS；儲能EMS 接收到機組一次調頻動作信號后，EMS 保持儲能當前功率值不變；當一次調頻動作信號消失后，儲能裝置恢復調節(jié)功能，繼續(xù)根據AGC 指令響應二次調頻。采用該動作策略，既能避免儲能系統(tǒng)對機組一次調頻功能可能存在的干擾，也能最大限度保證儲能系統(tǒng)參與二次調頻的性能。

3.7 儲能系統(tǒng)對電網機電暫態(tài)穩(wěn)定的影響

實際運行中，儲能控制系統(tǒng)通過DCS 獲得AGC 指令和機組實時出力等運行數據，通過算法計算確定儲能系統(tǒng)對機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)反饋實時功率和狀態(tài)信號，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)輸出功率的動態(tài)閉環(huán)控制，確保機組及儲能系統(tǒng)總出力與AGC 指令一致。

因此，儲能裝置實際上僅確保機組能夠快速跟蹤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組的額定出力，最終機組實際功率達到AGC 指令后，儲能系統(tǒng)將降功率至零?？梢姡诂F(xiàn)有AGC 控制功能下，聯(lián)合調頻僅影響機組出力調節(jié)速度，不影響調節(jié)目標值，理論上不影響電網系統(tǒng)機電暫態(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 運行過程中將產生大量諧波，根據《電池儲能功率控制系統(tǒng)技術條件》（NB/T 31016—2011）規(guī)定［16］，功率控制系統(tǒng)滿負載運行時，電流諧波總畸變率限值為5%，行業(yè)內主流廠家一般能夠將總諧波畸變率控制在3%以內。若引入重復控制、虛擬阻抗等抑制諧振技術，變流器并網電能質量將優(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行疊加放大得到新的控制量，下一控制周期重復當前控制周期中的調整控制量，經過多次迭代后實現(xiàn)對諧波的抑制。采用諧波抑制技術后儲能裝置的諧波電流特性詳見附錄A 表A5，PCS 控制算法引入重復控制技術能明顯抑制內部諧波，總諧波和各次諧波均在1%以下，遠小于行業(yè)標準要求的5%，滿足系統(tǒng)運行要求。

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”高頻諧波振蕩風險［17］，應采用阻抗分析法評估可能存在的振蕩風險。

現(xiàn)階段儲能裝置諧波振蕩風險評估有EMTDC電磁模型仿真、RTDS 試驗實測阻抗特性和現(xiàn)場阻抗測試儀測試等手段?？紤]儲能裝置接入廠用電系統(tǒng)，建模較為復雜，可考慮通過RTDS 對PCS 進行阻抗測量，若PCS 阻抗角在±90°內，則可認為不會發(fā)生諧波振蕩。RTDS 試驗實測阻抗特性方法需對儲能裝置控制程序進行改造，并設計制造專用電池接口設備；對于大規(guī)模儲能應用，現(xiàn)場阻抗測試儀測試手段工作量較小，可在儲能并網階段開展測試，更便于實際推廣實施。

4 結語

儲能系統(tǒng)具有調節(jié)速率快、調節(jié)精度高、響應時間短、可雙向調節(jié)等優(yōu)點，其響應能力完全滿足AGC 調頻時間尺度內的功率變化需求，儲能系統(tǒng)作為電廠優(yōu)質調頻資源參與AGC 輔助服務，具有明顯經濟效益和社會效益。

本文介紹了南方電網儲能裝置建設與運行情況，重點分析了儲能系統(tǒng)運行效益和對電網運行影響，得出如下主要結論。

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

2）儲能系統(tǒng)不干預機組運行，不接入機組控制回路，不改變機組控制邏輯，僅影響機組出力調節(jié)速度，不影響調節(jié)目標值。儲能控制模式、電池管理控制策略不影響電網安全運行，儲能充放電過程對電網機電暫態(tài)穩(wěn)定、機組軸系扭振模態(tài)、機組PSS 功能、廠內繼電保護、機組一次調頻等基本無影響。

3）采用重復控制、虛擬阻抗等諧振抑制技術后諧波含量能控制在1%以下。但儲能系統(tǒng)運行諧波穩(wěn)定性有待進一步研究，特別是需深入研究評估儲能裝置并網運行高頻諧波振蕩風險。

4）儲能聯(lián)合火電調頻不影響AGC 容量補償費用，但能顯著提高機組綜合調頻性能指標和調頻里程，儲能接入后k 值可增加至2.0 以上，調頻里程補償收益增加2～3 倍以上，3 年左右可實現(xiàn)儲能系統(tǒng)成本回收，經濟效益可觀。

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

附錄見本刊網絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網絡全文。