儲能系統參與電力系統調頻應用場景及控制方法研究

謝志佳，李德鑫，王佳蕊，孟 濤

（1.中國電力科學研究院有限公司，北京 100192；2.國網吉林省電力有限公司電力科學研究院，吉林 長春 130021）

電力系統調頻方式主要分為一次調頻和二次調頻，我國電力系統中的電源主要是火電、水電和核電[1-4]。其中，核電機組長期帶基本負荷運行，雖然理論上可以參與一次調頻，但其對較大負向頻差的響應可能導致甩負荷，給電網帶來不利影響[5]。火電機組在非額定工況下采用定—滑—定運行方式，主蒸汽壓力偏低，造成機組一次調頻貢獻量不足[6]。水電機組可作為一次調頻機組，但其性能受到豐枯水期和區域水流慣性差異影響[7]。隨著新能源接入比例的不斷增加，調頻容量缺口日益增大[8-9]。

相較于常規調頻電源，儲能調頻最大優勢是其快速功率響應能力[10-14]。儲能系統投運僅需8 個月左右，遠小于常規調頻電源的建設時間，儲能系統已具備進入輔助服務應用市場的基本條件[15-19]。

1 電網頻率控制模式

在電網頻率控制中，域控制誤差（area control error，ACE）的計算方法決定了負荷頻率控制模式。

定頻模式ACE 的計算公式為

式中：Δf為頻率偏差；B為頻率偏差系數，一般取值為該區域的頻率調節系數KS。

定凈交換功率模式ACE 的計算公式為

式中ΔPT為聯絡線凈交換功率。

聯絡線頻率偏差模式ACE 的計算公式為

ACE 不僅可以用來判斷負荷的變化是否發生在本區域內，還反映了本區域負荷增加、減少的數量。各區域實際上只負責本區域內部機組輸出功率與有功負荷之間的平衡。

2 儲能參與調頻可行性分析

未經靈活性改造的火電機組調頻時功率調節能力為（1.5%~2.0%）Pe/min，改造后的火電機組調頻時功率調節能力為（3.0%~5.0%）Pe/min，因此從熱備用到滿功率輸出需要約20 min。儲能系統功率調節能力為0.5%Pe/ms，因此從熱備用到滿功率輸出需要約200 ms。儲能系統功率調節速率為改造后火電機組的6 000 倍。

假設電網需要在10 min 內并入電網50 MW 的功率。改造后火電機組以5%Pe/min 的調節能力參與調頻，需要100 MW 機組才能滿足需求。同樣情況下，50 MW 儲能系統可在200 ms 內完成50 MW功率指令響應。在此情況下，50 MW 儲能系統與100 MW 火電機組調頻能力相當，電網功率需求時間越短，儲能系統調頻能力優勢越明顯。

3 儲能系統參與電力調頻控制方法

3.1 儲能系統下垂特性

儲能系統利用功率雙向調節特性參與一次調頻，圖1 為儲能系統的下垂特性，儲能系統依據頻率變化進行功率調節。

3.2 儲能系統參與電力系統一次調頻

圖2 為儲能系統輔助傳統機組進行一次調頻原理。由圖2 可見，當系統負荷增大時，系統運行點從a移動到b，系統頻率由額定頻率fn下降到f1。儲能系統工作于放電模式，系統運行點從b移動到c，頻率上升到f2。在此場景下，頻率偏差減少，傳統機組出力降低。該運行模式適用于系統頻率異常且常規機組蓄熱充足的場景。

3.2.2 常規火電機組因蓄熱不足儲能系統一次調頻

圖3 為儲能系統應用于發電機蓄熱不足時的一次調頻原理。由圖3 可見，當系統負荷增大，機組蓄熱不足時，運行點移動到b，系統頻率下降到f1。儲能系統工作于放電模式，系統運行點從b移動到c，頻率上升到f2，阻止了系統頻率的進一步下降。該運行模式適用于系統頻率異常且常規機組蓄熱不足的場景。

3.2.3 僅采用儲能系統進行一次調頻

圖4 為儲能系統取代傳統機組進行一次調頻原理。由圖4 可見，當系統負荷增大時，系統運行點從a移動到b，系統頻率由額定頻率fn下降到f1。儲能系統工作于放電模式，系統運行點從b移動到c，頻率上升到f2。該運行模式適用于系統頻率異常且區域電網內的調頻發電機組均不能進行一次調頻的場景。

3.3 儲能系統參與電力系統二次調頻

3.3.1 儲能系統輔助傳統機組進行二次調頻

圖5 為儲能系統輔助傳統機組進行二次調頻原理。由圖5 可見，當系統負荷增大時，傳統機組開始一次調頻，系統運行點從a移動到b，系統頻率由額定頻率fn下降到f1。隨后傳統機組進行二次調頻，功率增加ΔPG，系統運行點從b移動到c，系統頻率上升到f2。儲能系統工作于放電模式，系統運行點從c移動到d，系統頻率由f2上升到額定頻率fn。該運行模式適用于系統頻率異常，常規機組在完成一次調頻后可繼續投入二次調頻的場景。

3.3.2 儲能系統用于銜接傳統機組進行一、二次調頻

圖6 為儲能系統用于銜接傳統機組進行一、二次調頻原理。由圖6 可見，當系統負荷增大時，系統運行點從a移動到b，系統頻率由額定頻率fn下降到f1。此時，傳統機組不能立即開始二次調頻。為防止頻率下降，儲能系統工作于放電模式，系統運行點從b移動到c，系統頻率上升到f2。此時，傳統機組二次調頻開始，功率增加ΔPG，系統頻率由f2上升到額定頻率fn。該運行模式適用于系統頻率異常，機組二次調頻與一次調頻的時間不能完全吻合場景。

4 仿真分析

以某電網冬小運行方式對應開機方式為基礎，搭建了3 區8 機的區域等效模型來進行儲能系統輔助傳統機組調頻仿真研究，區域電網如圖7 所示。

仿真模型中火電機組調差系數統一取0.05，負荷變化限制（即一次調頻容量）取8%，水電機組的調差系數取0.04。機組和儲能系統具體參數按照經典取值設置，即A01 額定功率（600 MW）為基準值進行標幺化。詳細的區域電網機組情況見表1。

表1 區域電網機組情況Tab.1 The parameters of regional grid power units

4.1 單位調節功率仿真

4.1.1 定單位調節功率仿真

將電池儲能模型加入到某區域網絡中A 區，電池額定功率為2 MW，容量假定為0.5 MW·h，其電池參數和系統模型參數見表2 和表3。

表2 電池參數Tab.2 The battery parameters

表3 系統模型參數Tab.3 The system model parameters

在常規調頻效果評價指標基礎增加2 項新的評價指標。優化指標J為

式中Δfi和ΔPtiei分別為各區域的頻率偏差和聯絡線功率偏移。

反映儲能荷電狀態（SOC）保持效果的指標SSOC,rms為

式中：SSOC,i為SOC 的第i個采樣點；SSOC,0為儲能系統希望保持的SOC 水平，一般設為0.5。

1）階躍負荷擾動 在此基礎上，取0.010、0.015、0.020、0.025 共4 種不同水平的階躍負荷擾動加到A 區域，單位調節功率K值從0 開始逐步增大到20。A 區域準穩態頻率偏差仿真結果如圖8所示，圖9 為聯絡線功率偏移標準差，圖10 為系統頻率調整時間，圖11 為調頻效果指標J。由圖10可得，K=5 之前，系統頻率改善效果較大，在其之后，系統調頻改善不明顯；而K取值過大易導致電池儲能系統SOC 越限，進而影響系統調頻的效果，還將延長系統調整時間。當K取5 時，系統頻率調整時間逼近最小值，所以場景最優解為K=5。

2）連續負荷擾動 負荷擾動類型選擇連續負荷擾動，持續1 h，使用帶限白噪聲輸出，結果如圖12 所示。

取K值從0 開始逐步增大，直到20。觀察K值與調頻效果指標J和SOC 保持效果指標SSOC,rms的關系，仿真結果如圖13 所示。從圖13 可以看出，K越大，調頻效果越好，SOC 保持效果越差。最終折中取K=10。

4.1.2 變單位調節功率仿真

1）階躍負荷擾動 在儲能控制部分加入變單位調節功率策略，將變單位調節功率一次調頻電池儲能模型加入某區域網絡中的A 區域，電池及區域電網參數不變。設置一階階躍負荷（0.01），仿真200 s，觀察A 區域的頻率偏差情況，比較其在變單位調節功率與定單位調節功率2 種不同模式下儲能的調頻特性、系統調頻的效果。仿真結果如圖14—圖17 所示。

分別分析了儲能系統參與一次調頻場景下，無儲能系統、定單位調節功率和變單位調節功率3 種方式的調頻效果。不論是對于定單位調節功率還是變單位調節功率，其均能有效減少頻率偏差，提高網絡頻率質量。但因為儲能額定容量過大，仿真時間過短，故SOC 沒有降至最小值。為體現變單位調節功率在儲能SOC 保持方面的優勢，將SOC 的最小值改為0.44，再次進行仿真。仿真結果如圖18—圖21 所示。

由圖18—圖21 可見，當使用定單位調節功率時，雖然初始調頻效果高于變單位調節功率，但SOC 很快到達下限，停止出力，調頻效果變差。此時，變單位調節功率調頻效果更佳。因此，從長遠來看，使用變單位調節功率可以使儲能更長久地參與調頻。

2）連續負荷擾動 階躍負荷擾動對SOC 影響太小，故采用連續負荷擾動進行變單位調節功率動態優化仿真。當儲能額定功率為2 MW 時，以10 MW/Hz 為初始值，以定單位調節功率方法確定的120 MW/Hz 為中心，設置Kmax取值范圍為10~230 MW/Hz。

取n為1~10 之間的10 個數，取Kmax為10~230 MW/Hz，得到調頻效果和SOC 保持效果的曲線，結果如圖22 和圖23 所示。

由圖22 和圖23 可見：當Kmax一定時，n越大，調頻效果越差，SOC 保持效果越好；當n一定時，Kmax越大，調頻效果越好，SOC 保持效果越差；Kmax越大，交點對應的n越大，SOC 保持效果相當優越，但是相應的調頻效果不佳。故綜合考慮調頻效果，取n=2。

4.2 不同區域中的儲能系統分配ACE 仿真

4.2.1 儲能功率分配模型

儲能功率分配Simulink 仿真模型如圖24 所示。

4.2.2 參數設置

儲能單元1 的SOC 初值為0.8；儲能單元2 的SSOC初值為0.4；需分配的儲能總功率P=P1+P2=1 800 W；n分別為2、4、6、8。

4.2.3 仿真結果

在MATLAB 軟件上進行充放電實驗仿真，以觀察n的變化對SSOC和P一致趨勢的影響。圖25—圖28 分別為放電實驗中儲能單元SOC 變化和P變化的趨勢。由圖25—圖28 可見，冪指數n越大，儲能的SOC 達到一致的速率越快，且能更快地均分輸入儲能的功率。因此，可以通過改變SOC 的冪指數n，實現對有功功率分配速率的調整。

4.3 結果分析

固定單位調節功率K，在階躍負荷擾動下，K值取5 比較合適。在連續負荷擾動下，K值取10 比較合適。原因是在不同工況下，所考慮的指標不同，且使用的負荷擾動幅值不同而造成的。

變單位調節功率K，在階躍負荷擾動下，采用SOC 簡單分段法進行了仿真。因儲能額定容量過大，仿真時間過短，故SOC 沒有降至最小值。為了體現變單位調節功率在儲能SOC 保持方面的優勢，重新進行仿真，明顯可得其在儲能SOC 保持上的優勢，進而在調頻效果上表現更優。

5 結 論

1）以儲能系統參與電力系統調頻為背景，分析了儲能系統參與電力系統調頻的必要性，對調頻應用場景進行細分，搭建區域電網模型驗證儲能系統調頻能力。

2）儲能系統與火電機組相比功率響應速度更快，同等功率需求下儲能系統裝機需求小于火電機組的1/3，且儲能系統不會出現反調情況。

3）儲能系統參與電網調頻可細分為5 種應用場景，針對不同場景需要設定不同頻率響應邊界。

4）固定單位調節功率情況下，K值宜取5；在連續負荷擾動下，K值宜取10。

4）在多個儲能單元之間，基于SOC 冪函數的功率分配原則可實現功率的合理分配。