風光儲系統(tǒng)參與電網調頻與消納技術研究

王立強，王 琪

（內蒙古電力（集團）有限責任公司內蒙古電力科學研究院分公司，呼和浩特 010020）

0 引言

近年來，隨著風電、光伏等新能源發(fā)電項目的逐年增加，電網中的新能源裝機占比和發(fā)電量也逐漸增大。但是，新能源發(fā)電自身存在的隨機性和波動性，給電網的調度運行帶來很大影響，尤其當新能源參與調度運行的比例越來越高，電網供電調節(jié)充裕性和頻率穩(wěn)定性受到嚴峻挑戰(zhàn)。2021年，內蒙古自治區(qū)提出推廣“新能源+儲能”系統(tǒng)友好型新能源電站，并要求配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機量的15%，以實現(xiàn)儲能與新能源電源的深度融合、聯(lián)合運行。儲能作為一種響應快速、穩(wěn)定可靠的功率源，給新能源參與電網調峰、調頻帶來一定的靈活性。

在新能源參與電網調頻時，由于變流器將機組與電網分離解耦，存在自身轉動慣量無法直接響應系統(tǒng)頻率變化等問題。同時，相對于火電機組，新能源存在功率波動性強、輸出不穩(wěn)定等問題。針對上述問題，學者進行了廣泛研究，提出了諸多解決方案。一種典型方案是改進現(xiàn)有新能源機組自身有功功率控制，如風機轉子動能控制，利用機組轉子內儲存的動能轉化為電磁功率注入電網實現(xiàn)調頻[1]，在額定轉速下52 s 可以提供10%的功率輸出，但由于風機轉子動能短時功率超發(fā)響應速度快，在轉速恢復階段可能引發(fā)頻率二次跌落。功率備用控制是使機組偏離最大功率點運行，為頻率調節(jié)預留一定的上調裕度，從經濟性角度會導致資源的浪費，發(fā)電效率難以最大化，同時槳距控制等策略也會加劇機械磨損老化，縮短機組壽命[2-6]。有學者提出通過附加儲能方式實現(xiàn)調頻控制。文獻[7]提出風儲聯(lián)合參與調頻的控制策略，對比了風儲和風電場單獨參與調頻頻率響應特性，風儲模式對于頻率波動起到明顯的改善作用。文獻[8]開展了風儲聯(lián)合調頻的控制方法和儲能配置容量研究，并在不同風速條件下進行對比研究，結論表明，研究方法能夠有效降低頻率變化率和頻率最大偏差。文獻[9-10]研究了光儲系統(tǒng)參與電網調頻的控制方法和仿真驗證，取得了一些成果。但在上述研究中，儲能多以單一調頻功能為主，而儲能作為一種響應快速、靈活可靠的能源系統(tǒng)，其在功率平抑、調峰消納等方面同樣具有一定優(yōu)勢。文獻[11-12]對儲能參與新能源波動的控制策略進行研究，儲能的加入能夠降低傳輸線路的功率波動。文獻[13-14]進行了儲能在參與電網調峰方面的研究，主要用于削峰填谷，提高了電網對新能源的接納能力。

值得注意的是，儲能作為一種電化學材料介質，其自身使用壽命受到荷電狀態(tài)、放電深度、溫度、充放電倍率、能量吞吐量等多種因素影響[15-16]，因此，在儲能參與電網調頻應用過程中，要兼顧其壽命因素、放電與調峰需求、儲能與風光消納協(xié)調等多種場景的需要，實現(xiàn)儲能的最大效率利用。為此，本文針對風光儲一體化場站，面向電網調頻需求，研究了儲能參與一次調頻的控制策略，將調頻指令與有功功率自動發(fā)電控制（Automatic Generation Control，AGC）指令進行協(xié)調控制，優(yōu)先滿足電網調頻需要；在調頻儲備與調峰消納等協(xié)調上，綜合儲能壽命、消納能力、調頻響應等多種邊界因素，提出儲能參與、光伏配合的協(xié)調調頻控制策略，盡可能預留備用儲能裕度，以提升高比例新能源電力系統(tǒng)的消納能力和并網安全性能。

1 儲能參與一次調頻策略

根據(jù)內蒙古電網新能源場站參與電網一次調頻技術標準要求[17]，當控制系統(tǒng)檢測到場站并網點出現(xiàn)頻率波動時，需根據(jù)預設的一次調頻曲線，協(xié)調控制全場的有功出力來實現(xiàn)新能源場站的一次調頻控制，并按照有功—頻率下垂特性曲線函數(shù)進行有功輸出，公式為：

式中：f為實際電網頻率；fd為一次調頻動作門檻值；fN為基準頻率，取50 Hz；P 為一次調頻動作目標功率；P0為功率初值；PN為額定功率；δ為新能源場站一次調頻調差率。

標準要求，當并網點出現(xiàn)頻率下擾時，一次調頻響應限幅不應小于場站額定出力的6%；當頻率上擾時，一次調頻響應限幅不應小于場站額定出力的10%[17]。風光場站一次調頻門檻值為（50±0.05）Hz，調差率為3%。按照上述指標要求，以儲能單獨參與調頻的工作方式為例，其功率需求為：

式中：Pch為儲能充電功率；Pdis為儲能放電功率。

對于儲能而言，除功率有限制需預留外，還需考慮充放電深度對壽命的影響及儲能荷電狀態(tài)（State of Charge，SOC）的電量預留，一般而言，儲能的SOC工作區(qū)間為20%～80%。

2 調頻與消納協(xié)調策略

考慮到儲能具有快速響應、控制精度高、輸出靈活等優(yōu)點，在實際應用過程中，還需兼具輸出功率平抑、調峰及促進風光消納的作用。功率平抑只是利用濾波算法進行小功率的輸出，對調頻影響較?。欢{峰、消納等場景需要儲能大功率長時間的功率響應，因此需要策略的重新制定和邊界約束。重新制定的調頻策略主要包含頻率上擾策略和頻率下擾策略兩個方面。

頻率上擾策略中，場站隨時儲備功率下調裕度。該策略通過降低風光功率輸出或儲能充電實現(xiàn)?？紤]到風電變槳等機械部件的響應時間長，該策略主要結合光伏進行策略優(yōu)化。若光伏此時輸出功率較高，具備一定的降功率能力，則儲能可進行大功率充電操作，保證風光最大消納利用；若光伏此時限功率運行，降功率后不能夠滿足一次調頻指標，則儲能需根據(jù)光伏狀態(tài)及時調整充電功率大小，預留充電功率裕度。綜上，得到儲能充電的功率控制策略為：

式中：Pmax為儲能最大充電功率；Psolar為光伏發(fā)電功率。

頻率下擾策略中，場站需隨時儲備功率上調裕度。該策略通過提升光伏功率輸出或儲能放電實現(xiàn)。若光伏限功率運行，最大可發(fā)功率大于上調裕度，則光伏可優(yōu)先用于調頻，儲能可進行大功率放電操作，滿足電網頂峰供電需求等；若光伏滿功率運行，無可上調裕度，則儲能需及時降低允許放電功率大小，預留放電功率裕度，具體儲能放電的功率控制策略為：

式中：Psmax為光伏最大輸出功率。

另外，光伏由于受到天氣、時刻的影響較大，夜晚則主要以儲能參與調頻為主。因此，該控制策略中，對于消納充電和頂峰供電的功率裕度需滿足：

3 調頻與AGC的策略

在系統(tǒng)參與電網調頻過程中，可能存在調頻指令與AGC指令同時下發(fā)指令的情況，但由于二者響應時間、優(yōu)先級不同，在動作順序上存在差異。標準要求，新能源場站一次調頻功能與AGC控制相協(xié)調，即新能源場站有功功率控制目標應為AGC指令值與一次調頻響應調節(jié)量的代數(shù)和[17]。當電網頻率超出（50±0.1）Hz 時，新能源一次調頻功能應閉鎖AGC反向調節(jié)指令。具體的，按照指令下發(fā)的先后順序和調節(jié)方向可分為以下幾種工況。

3.1 同向調節(jié)且AGC先動作，調頻后觸發(fā)

該工況指在AGC上調（下調）過程中，系統(tǒng)接收到頻率下擾（上擾）指令。當系統(tǒng)接收到AGC 上調（下調）指令，并在調節(jié)過程中系統(tǒng)再次接收到頻率下擾（上擾）指令，則系統(tǒng)會在當前AGC的指令基礎上疊加新的有功指令，最終的調節(jié)目標值將為AGC指令值與調頻目標值之和；待調頻響應結束后，系統(tǒng)恢復到AGC目標值。

3.2 反向調節(jié)且AGC先動作，調頻后觸發(fā)

該工況指在AGC上調（下調）過程中，系統(tǒng)接收到頻率上擾（下擾）指令。當系統(tǒng)接收到AGC 上調（下調）指令，并在調節(jié)過程中系統(tǒng)再次接收到頻率上擾（下擾）指令，由于AGC指令與調頻功率指令相反，按照優(yōu)先級別，調頻指令優(yōu)先于AGC指令，則系統(tǒng)首先會閉鎖當前AGC指令響應，并在當前AGC的響應值的基礎上進行調頻上擾（下擾）指令的響應，最終的調節(jié)目標值為AGC 響應值與調頻目標值之和；待調頻響應結束后，系統(tǒng)恢復到AGC目標值。

3.3 同向調節(jié)且調頻先動作，AGC后觸發(fā)

該工況指在系統(tǒng)接收到頻率下擾（上擾）指令過程中，系統(tǒng)接收到下發(fā)的AGC 上調（下調）指令。當系統(tǒng)接收到頻率下擾（上擾）指令，并在調節(jié)過程中系統(tǒng)再次接收到AGC上調（下調）指令，則系統(tǒng)會在當前頻率的指令基礎上疊加新的AGC有功指令，最終的調節(jié)目標值為調頻目標值與AGC 指令值疊加之和；待調頻響應結束后，系統(tǒng)恢復到AGC 目標值。

3.4 反向調節(jié)且調頻先動作，AGC后觸發(fā)

該工況指在系統(tǒng)接收到頻率下擾（上擾）指令過程中，系統(tǒng)接收到下發(fā)的AGC 下調（上調）指令。當系統(tǒng)接收到頻率下擾（上擾）指令，并在調節(jié)過程中系統(tǒng)再次接收到AGC上調（下調）指令，由于調頻優(yōu)先級高于AGC，則系統(tǒng)會閉鎖AGC 指令，最終的調節(jié)目標值僅為調頻目標值；待調頻響應結束后，系統(tǒng)調節(jié)至AGC目標值。

4 仿真驗證

針對上述提出的調頻策略和約束條件，利用RT-LAB 仿真平臺建立風光儲仿真平臺，對其策略進行仿真驗證，建立的仿真系統(tǒng)見圖1。電網部分為等值電源形式，可用于頻率擾動信號的模擬，風電、光伏、儲能通過各自箱式變壓器連接至35 kV母線，其中風電裝機容量425 MW，光伏容量75 MW，儲能140 MWh，仿真步長20 us。分別進行了風光儲系統(tǒng)參與電網調頻仿真、調頻與AGC 協(xié)調仿真試驗，驗證了多種工況下控制策略的正確性。

圖1 風光儲系統(tǒng)仿真結構圖Fig.1 Simulation structure diagram of wind-solar-storage system

4.1 頻率階躍擾動試驗

頻率階躍擾動試驗主要是通過頻率的固定階躍值進行擾動，由于頻率變化量固定，可以用來校驗調頻策略的響應時間、響應值和偏差等指標。首先為保證場站新能源機組的消納，將場站內風光機組運行在最大功率跟蹤模式，結合電網下發(fā)的AGC指令，風光的發(fā)電響應剩余裕度用于儲能系統(tǒng)的充電，考慮到儲能的充電與調頻的消納協(xié)調策略，此時如出現(xiàn)頻率上擾，則需要儲能留有充電裕度進行充電，其余額度由光伏進行快速降功率指令，以滿足功率下調要求[18-20]。風光儲系統(tǒng)并網運行，電網下發(fā)AGC指令為370 MW，此時，風電系統(tǒng)按最大可發(fā)功率進行發(fā)電為408 MW，光伏系統(tǒng)發(fā)電70 MW，儲能系統(tǒng)進行充電，充電功率為108 MW。系統(tǒng)運行穩(wěn)定后，發(fā)生頻率上擾，擾動頻率50.22 Hz，持續(xù)時間18 s。風光儲系統(tǒng)響應曲線見圖2。由圖2（a）可見頻率變化情況，風光儲系統(tǒng)頻率初始為50 Hz，在8 s 時刻頻率擾動為50.22 Hz，在26 s 頻率恢復；圖2（b）為風電響應曲線，可以看出，風電指令和實發(fā)在頻率擾動過程中均未發(fā)生變化，當頻率發(fā)生變化時，根據(jù)策略需要下調50 MW 有功，為保證光伏消納，優(yōu)先儲能充電，充電功率達到額定140 MW，見圖2（d）；其余部分由光伏限功率響應，如圖2（c）所示。當頻率恢復后，光伏儲能恢復到初始狀態(tài)，繼續(xù)跟蹤AGC指令。

圖2 頻率階躍擾動試驗Fig.2 Frequency step disturbance test

4.2 調頻與AGC協(xié)調試驗

調頻與AGC 協(xié)調試驗主要是驗證“同向疊加、反向閉鎖”的控制策略，風光儲系統(tǒng)首先運行在350 MW，其中風電393 MW，光伏66 MW，儲能充電功率109 MW，在48 s 時刻下發(fā)AGC 指令400 MW。由于風電和光伏目前是限功率運行，首先進行功率指令增加，剩余部分由儲能降低充電功率實現(xiàn)，在52 s 時刻出現(xiàn)頻率上擾，如圖3（a）所示。根據(jù)控制策略，由于頻率擾動值已超過死區(qū)，需要閉鎖AGC增加指令，并在此基礎上進行反向功率調節(jié)，調節(jié)額度為50 MW，按照光伏、儲能的順序調節(jié)，響應曲線分別如圖3（c）、3（d）所示。風機不參與調頻響應，當頻率恢復時，繼續(xù)響應AGC指令值，保持400 MW功率輸出，如圖3（b）所示。

圖3 調頻與AGC協(xié)調試驗Fig.3 Coordination test between frequency regulation and AGC

5 結束語

本文針對風光儲一體化場站，研究了儲能參與電網一次調頻控制策略和一次調頻-有功控制協(xié)調控制策略?？紤]風電、光伏系統(tǒng)發(fā)電特性，綜合儲能壽命、消納能力、調頻響應等多種邊界因素，提出了儲能參與、光伏配合的協(xié)調調頻控制策略，一定程度上提升了儲能預留容量和充放電功率，在保證頻率穩(wěn)定的基礎上，進一步提升了風光儲電站的調峰消納能力，延長了儲能使用壽命。仿真結果表明，文章提出的控制策略能夠有效提升電網的頻率響應和安全穩(wěn)定能力。