儲能電源參與電網調頻的需求評估方法

周婷婷，李欣然，姜學皎

(1.國網福州供電公司，福州市 350009； 2.湖南大學電氣與信息工程學院，長沙市 410000；3. 國網常德供電公司,湖南省常德市 415000)

儲能電源參與電網調頻的需求評估方法

周婷婷1，李欣然2，姜學皎3

(1.國網福州供電公司，福州市 350009； 2.湖南大學電氣與信息工程學院，
長沙市 410000；3. 國網常德供電公司,湖南省常德市 415000)

基于風電功率波動特征，定量研究了大規模風電并網對電網頻率的影響。定義了考察風電并網對電網頻率影響的量化指標，構建了電網等效區域模型和儲能電源參與一次調頻的仿真模型，仿真分析了風電并網環境下，傳統機組一次調頻和儲能電源參與一次調頻2種情形下的電網頻率波動特征。研究結果表明，利用儲能電源的快速吞吐能力輔助電網一次調頻，能有效抑制風電功率中、高頻波動分量對電網頻率的影響，顯著減小電網頻率波動，大幅度減小風電并網環境下傳統機組的二次調頻壓力和容量需求，從而論證了大規模風電并網條件下，儲能電源參與電網調頻的技術必要性。

風電功率波動；調頻；儲能電源；需求分析

0 引 言

風電并網運行對傳統機組產生的“替代效應”會隨著風電并網容量的增加而產生更大的負面影響，顯著增大系統的運行風險[1]。因此，我國雖為全球風電裝機容量第一的大國，卻存在約28%的風電不能上網，其中調頻棄風電量占全年棄風電量的近30%[2-3],大規模風電并網穩定運行問題成為制約我國風力發電快速發展的主要原因。頻率作為決定供電質量的關鍵因素，是反映電力系統安全穩定運行的重要指標[4]。隨機波動的大規模風電并網迫使電力系統為調頻提供全容量備用,即使系統具備足夠旋轉容量以平衡風電波動，系統頻率控制器反應時間較長而導致的頻率偏移也會對系統的安全穩定運行帶來影響。利用儲能技術改善風電系統動態響應特性，成為提高電力系統穩定性和電能質量，優化經濟運行的有效途徑[5]。

目前，有文獻從風電本身波動特征出發，研究大規模風電并網后對電網頻率的影響。如文獻[6-9]依據常規機組的調頻機理，研究并計算在頻率偏移允許情況下，相應電網允許接入的最大滲透風電功率；為應對高滲透率的風電功率對電網頻率的影響，文獻[10-11]針對孤立的含風電或光伏的發電系統，分別在階躍負荷擾動和連續負荷擾動下，研究利用電池儲能系統參與輔助調頻，提高系統頻率穩定性；為了提高儲能系統參與頻率調整服務的效率，也有研究儲能系統的混合組合形式如文獻[12]，通過功率流的分配以做到對不同類型儲能優勢的合理利用。縱觀已有研究成果可以發現，對于大規模風電并網條件下，儲能電源參與電網調頻的必要性研究鮮見報道。

本文為了系統研究風電并網對電網頻率的影響，構建電網等效區域模型和儲能電源參與一次調頻的仿真模型；定義一套考察電網頻率波動特征的量化指標；通過仿真分析，系統研究大規模風電并網條件下傳統機組一次調頻和儲能電源參與一次調頻2種情形的電網頻率波動特征，進而論證大規模風電并網條件下，儲能電源參與電網調頻的技術必要性。

1 風電功率波動特征分析

1.1 風電功率波動特征指標定義

隨著風電接入量的增加，其帶來的波動性影響進一步增加[13]，引發并網系統的頻率偏移，因而風電波動的特征分析是解決電網頻率穩定問題的基礎研究。描述風電功率波動的指標定義如下。

風電功率波動量ΔPw：

ΔPw(t)=Pwref(t)-Pwref(t-1)

(1)

式中Pwref為給定時間段內風電功率的實際值。

風電滲透率：

(2)

式中：PWrate為風電裝機容量;Pe為所并電網總裝機容量。

風功率諧波含量RFHC，用以量化除平均風電功率外的各頻段風電的波動幅度[9]：

(3)

式中：RFHC(F)代表在頻率集合區間F內功率諧波含量；P(f)為在風電功率波動頻率下對應風電功率值;Pw-ave為P(f)平均值，通常稱之為風電功率的“直流分量”[14]；

以上定義指標同樣可以用于連續功率波動對電網頻率影響的分析研究。

1.2 結合日負荷曲線的波動指標計算

本文采用額定裝機容量為50 MW的某風電場1日風電出力數據。以并網系統裝機容量100 MW為基準值，采樣時間為1 min，并設定1 min內的風電出力保持不變。結合相應日負荷PL數據曲線，與風電功率相抵，剩余波動分量作為原平衡電力系統的波動功率P(t)。參考風電波動分析指標，計算該“綜合擾動”曲線的各項指標。

P(t)=PL(t)-Pwref(t)

(4)

風電、相應日負荷、“綜合擾動”曲線如圖1所示，負荷基本保持平穩變化，而風電變化隨機，出力主要集中在凌晨段。

圖1 風電、負荷、綜合擾動日出力曲線Fig.1 Daily output curves of wind power, load and comprehensive disturbance

根據式(3)計算“綜合擾動”P(t)的RFHC，如表1所示，P(t)在中頻段(0.01～0.20 Hz)諧波的波動最大。

表1 “綜合擾動”功率在各頻段的諧波量(RFHC)
Table 1RFHCof comprehensive disturbanceat different frequency regions

“綜合擾動”的累積概率分布、功率波動量統計概率分布直方圖如圖2所示。根據式(1)，“綜合擾動”波動量最大值為0.14 pu，同時，由直方圖知“綜合擾動”波動量以93%的概率分布在-0.02～0.02 pu之間。根據式(2)計算得到風電并網的滲透率為50%。

圖2 “綜合擾動”的概率分布曲線及其波動量概率直方圖Fig.2 Probability distribution curve and fluctuation probability histogram of “comprehensive disturbance”

2 “綜合擾動”對電網頻率影響

電網頻率是衡量電能質量的關鍵指標，保持電網頻率穩定是保證大規模風電安全上網的主要因素之一。本節從常規調頻手段的調頻機理出發，分析風電并網后對電網頻率的影響。

2.1 基于系統調頻模型的理論分析

忽略系統中各個發電機組的搖擺行為，則電力系統可等效為等值單機單負荷系統，其頻率調節模型可以簡化為圖3，調速器的調節特性可用一個靜態反饋環在積分環節上來實現。

圖3 單機系統頻率響應模型Fig.3 Frequency response model of single generator

圖中ΔPm為機械功率;ΔPg為汽門偏差;ΔPL為負荷擾動;ΔPw為風電功率波動量;Tt為汽容時間常數，取0.2 s;Tg為調速器時間常數，取0.3 s;R為轉速調節率，取為0.05;忽略負荷調節系數D，慣性系數H=5 s;ΔPref為二次調頻輸出值[14]。

由風電功率波動及負荷波動聯合引起的系統頻率偏差的傳遞函數如式(5)所示。

(5)

故由功率波動所引起的系統頻率偏差如式(6)所示。

(6)

式中G(S)為機組調速器的傳遞函數，表達式為

G(S)=1/(1+STg)(1+STt)

(7)

而ΔPref則通過圖4的二次調頻模型輸出。通過模型傳遞函數的推導得式(8)。

圖4 二次調頻模型Fig.4 Model of second frequencyregulation

(8)

(9)

式中G3(S)的幅值計算如式(10)。

(10)

式中：β為頻率偏差系數，10 MW/0.1 Hz；Tagc為汽容時間常數，取0.2 s； 比例積分(proportion integration, PI)控制器的系數中Kp取為-0.94，Ki取為-0.06。(火電機組一次調頻死區為0.033 Hz，二次調頻死區為0.066 Hz[15]。)

繪制G3(S)的波特圖，如圖5所示，其對應的最大幅值為0.07，設定系統額定頻率50 Hz，當允許頻率偏差1%時，依據式(9)計算出功率波動的最大允許幅值為系統額定裝機容量的23.3%。上文中“綜合擾動”最大值占系統額定裝機容量的28%，在理論上電網頻率將會超過最大允許頻偏，達到0.602 Hz。

2.2 風電對系統頻率影響的仿真分析

基于上述的理論計算分析，本小節通過算例仿真檢測風電并網后對系統頻率的影響。定義頻率變化評估指標如下：

(1)最大動態頻率偏差(絕對值)Δfmax；

(2)頻率偏差平均值(絕對值)Δfave；

(3)頻率偏差標準值Δfstd，反映系統頻率偏移的波動程度；

圖5 G3(S)的波特圖Fig.5 Bode diagram of G3(S)

(4)電網頻率的波動頻率諧波含量RFHC，反映系統頻偏的諧波頻率所占比例；

(5)頻率偏差范圍概率P|f|>b，該指標用于統計系統頻率偏差大于一、二次調頻死區的時間比，即b=0.033，0.066 Hz；

(6)超過定值b頻率的最長持續時間T|f|>b。

本文擬構建再熱火電機組類型的等效單區域電網的仿真模型。設置火電機組的爬坡率為 10%/min，仿真后系統輸出頻率曲線如圖6所示。

圖6 風電并網系統頻率偏差輸出曲線Fig.6 Frequency deviation output curve of wind power integration system

對頻率數據進行傅里葉分解，利用上文定義的調頻效果指標，計算結果如表2(頻率劃分區間同表1)所示。

系統的最大頻率偏差平衡值達到0.541 Hz，超出最大允許頻偏。頻率輸出超出一次調頻死區頻率0.033 Hz的所占時間比例為81.9%，其中，超過該頻率的最長持續時間達到102 min。超過二次調頻死區的所占時間比例較小為2.42%，持續時間為 27.5 min。基于RFHC指標，可知“綜合擾動”中高比例的中高頻諧波含量引發等效單區域電網頻率的波動也主要集中在中、高頻段。通過低通濾波器將電網頻率偏差按低、中、高頻分解，濾波時間常數分別為100，5 s，分解后的局部曲線如圖7所示。仿真圖形也驗證了電網頻率偏差主要集中于中、高頻段。

表2 無儲能參與的系統頻率指標
Table 2 System frequency indexes (without storage)

圖7 風電并網系統頻率分頻曲線Fig.7 Frequency divider curve of wind power integration system

由于火電機組一次調頻中的機械慣性導致的延時及其本身出力的爬坡率限制，因而不能實現無差調節。即火電機組的實際出力與理論出力存在一定的差值，如圖8所示。

圖8 火電機組一次調頻實際、理論出力曲線Fig.8 Actual and theoretical power curve of primary frequency regulation of thermal power units

3 儲能電源參與調頻

根據第2節的理論計算及其仿真研究，可知大規模的風電并網后，由于傳統調頻機組的爬坡限制以及慣性響應時長的影響，系統頻率超過允許最大頻偏，且在一次調頻的過程中不能實現無差調節。本小節考慮利用快速響應的電池儲能系統輔助參與風電并網后的電網調頻。由于電池儲能系統的高成本特質，故在電池儲能建模中需考慮到儲能系統的損耗，將電池的荷電狀態QSOC控制在允許范圍內(0.2～0.8)，防止過充過放，以盡量延長電池壽命，降低經濟損耗。

3.1 電池儲能模型

構建電池儲能系統的控制框圖如圖9所示，其中包括平衡充放電的控制回路、頻率偏差的回饋支路以及DC/AC轉化的一階延時環節。平衡充電回路系數中的充電時間常數為Tcharge，增益Kpb均作為優化參數，以頻率偏差絕對值最小為目標，通過粒子群優化得到Tcharge=108 s，Kpb=-0.042，電池延時取TBESS=2 s[11]。

圖9 電池儲能模型Fig.9 Model of battery energy storage

設置電池儲能荷電狀態初始值QSOC0為0.5，規定電池功率ΔPB放電為正。忽略儲能運行過程中的充放電效率以及DC/AC的轉換效率，儲能電源的額定功率PBESS取充、放電序列中的最大值，表達式如式(11)。

PBESS=max{|ΔPB|}

(11)

則儲能電源的額定容量EBESS的表達式如式(12)。

(12)

3.2 儲能參與調頻后的系統頻率特性

電池儲能參與調頻后的仿真頻率曲線如圖10所示。

對頻率數據進行傅里葉分解，同樣利用上文調頻指標，計算如表3所示。

通過對系統輸出頻率的指標計算，結果顯示儲能對風電諧波分量引發的電網頻率波動中的諧波分量進行了大幅削減。頻率輸出超出一次調頻死區頻率0.033 Hz的所占時間比例降至2.19%，最長持續時間則發生在因機械慣性調頻初始時刻的2.5 min內；超過二次調頻死區的所占時間比例較小為 0.069 4%，持續時間為10 s。儲能參與調頻后能保持電網頻率基本在調頻死區范圍內。通過低通濾波器將電網頻率按低、中，高頻分解，分解結果如圖11所示。對比圖7仿真圖形也驗證了儲能對電網頻率中、高頻段諧波分量的削減。

圖10 風電并網系統頻率輸出曲線Fig.10 Frequency output curve of wind power integration system

此時，調頻所需理論出力、電池儲能聯合火電機組的實際出力、火電機組出力如圖12所示，基本能實現系統功率缺額的實時補償。

本文通過合理的平衡充放電的控制回路可有效控制電池QSOC變化范圍在±0.5附近，降低電池的壽命損耗。

4 調頻容量需求對比

圖11 風電并網系統頻率分頻曲線Fig.11 Frequency divider curve of wind power system integration

圖12 一次調頻實際出力、理論出力曲線Fig.12 Actual and theoretical power curves of primary frequency regulation

圖13 有、無儲能參與調頻的二次調頻功率輸出Fig.13 Secondary frequency power output with or without energy storage participating in frequency regulation

有、無儲能參與調頻情況下的容量需求結果如表4所示。

表4 有、無儲能參與調頻的容量需求
Table 4 Capacity requirement with or without energy
storage participating in frequency regulation

火電機組在無儲能參與調頻下的一次調頻容量0.272 pu減去有儲能參與調頻時的一次調頻容量0.0172 pu即為僅有儲能參與一次調頻時其所能替代的容量0.2548 pu。同理，也可計算儲能參與二次調頻時其所能替代的容量為0.42 pu，用于二次調頻能力的對比分析。

故2 MW儲能電源提供的一次調頻能力大于25.48 MW火電機組的調節能力，即儲能電源的一次調頻效果大于燃煤機組的12.6倍；2 MW儲能電源提供的二次調頻能力大于42 MW火電機組的調節能力，即儲能電源的調節功率替代效果是燃煤機組的21倍；儲能電源參與調頻在減小火電機組調頻容量需求的同時也顯著改善了調頻效果。

5 結 論

本文基于單區域等效電網特定工況下的仿真模型，分別對風電并入等效電網后有無儲能參與輔助調頻的2種工況進行了分析，得到結論如下。

(1)為考察大規模風電并網對系統頻率的影響，從時域、頻域兩方面建立了一套描述頻率波動特征的指標體系，該指標體系能客觀、準確地量化分析大規模風電并網條件下電網的頻率變化特點。

(2)具備雙向快速功率響應能力的儲能電源參與大規模風電并網輔助調頻后，可以大幅削減頻偏“諧波”中的中、高頻分量，系統最大頻率偏差Δfmax、平均值Δfave顯著減小，頻率偏差超過一次調頻死區的最長持續時間及總時間也均大幅縮減，同時系統頻率偏差超過二次調頻死區的最長持續時間及總時間縮至s級，進而大大減小了傳統機組二次調頻的壓力和容量需求。

(3)基于本文工作，可進一步展開對儲能參與大規模風電并網系統輔助調頻的容量配置及經濟性分析的研究。

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(編輯 劉文瑩)

Demands Assessment Method of Energy Storage Power Sources in Grid Frequency Regulation

ZHOU Tingting1, LI Xinran2, JIANG Xuejiao3

(1.State Grid Fuzhou Electric Power Suppy Companny, China；2.College of Electrical Information and Engineering,Hunan University, Changsha 410000，China；3.State Grid Changde Power Supply Company，Changde 415000， Hunan Province, China)

Based on wind power fluctuation characteristics, this paper researches the impact of large-scale wind power integration on power grid frequency. We defined the quantitative indicators to study the impact of wind power integration on grid frequency; constructed an equivalent model of regional grid and the simulation model of energy storage power sources participating in grid primary frequency regulation; and analyzed the grid frequency fluctuation characteristics with wind power integration by simulation under two conditions: the traditional grid primary frequency regulation and the energy storage sources participating in that. The results show that by utilizing the property of fast power input and output of energy storage to assist in primary frequency regulation, the impact of wind power medium-and high-frequency fluctuation components on grid frequency can be effectively reduced, the grid frequency fluctuation can be significantly suppressed, and the capacity demands and the pressure of traditional units to perform grid secondary frequency regulation can be also greatly reduced, thus demonstrating the technical necessity of energy storage sources participating in grid frequency regulation under the conditions of large-scale wind power integration.

wind power fluctuation; frequency regulation; energy storage power sources; demand analysis

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃) (2012CB215106)；國家自然科學基金項目(51477043)國家自然科學基金優秀青年基金項目(51522605)

TM 614；TM 76

A

1000-7229(2016)08-0065-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.08.010

2016-06-02

周婷婷(1991)，女，通信作者，碩士研究生，主要研究方向為新能源并網系統的電能質量控制；

李欣然(1957)，男，博士，教授，主要研究方向為電力系統分析與仿真建模，電力系統電壓穩定與電壓無功控制，配電網絡故障診斷與狀態監測；

姜學皎(1991)，女，碩士研究生，工程師，主要研究方向為電網調度自動化。

Project supported by the National Basic Research Program of China (973 Program) (2012CB215106)； National Natural Science Foundation of China (51477043)