風火儲一體化電站功率特性研究

張 磊， 郭 語， 石嘉豪， 孫恩慧， 張 倩， 李永毅

(1．華北電力大學 動力工程系，河北保定 071003;2.華北電力大學 河北省低碳高效發電技術重點實驗室，河北保定 071003)

風力發電是最具有發展前景的可再生能源之一，但其具有出力波動大和不可控的弊端[1-3]。隨著能源系統向清潔化轉型，風力發電進入大規模并網階段，因此提高電力系統整體的靈活性是保證電力供需平衡穩定的關鍵因素[4-5]。

風電機組的出力會隨著風速的變化而發生改變，并網后可能致使電網頻率出現較大的波動。目前，我國發電形式仍以火力發電為主，主要調頻策略是通過火電機組一次調頻粗調后，輔以自動發電控制(AGC)進行二次調頻平抑波動[6]。眾多學者在火電靈活性改造方面開展了研究[7]。徐浩等[8]通過構建運行靈活性不足風險模型和綜合隨機優化模型，分析了機組靈活性改造對促進風電消納、解決靈活性供需匹配的影響。楊寅平等[9]提出基于區間優化的火電機組靈活性改造規劃模型，以改造費用和年綜合費用為優化目標，并通過全場景優化方法實現了多個場景的運行費用優化，得到綜合經濟性最優的火電機組靈活性改造方案。但常規火電機組由于固有的旋轉慣性、機械結構等問題，導致爬坡速率較低，無法大規模消納風力發電的功率波動[10-13]。儲能電池裝置靈活性強、調節精度高、響應速度快，可以很好地匹配風電特性，兩者耦合形成的風儲聯合發電系統可有效緩解風力發電對電網的沖擊，提高風電的利用率[14-15]。Lin等[16]通過配置的雙儲能電池分別執行充放電任務，并基于雙蓄電池儲能系統的實時運行狀況和風電波動提出自適應微調一階低通濾波時間常數的控制策略。趙紅陽等[17]提出大型風電場并網的網儲規劃模型，在有效降低棄風率和實際運行成本的同時兼顧了電網穩定性。李軍徽等[18]提出利用儲能協助風電跟蹤日前調度計劃、共同參與調頻的策略，并以風儲電站最大利潤為目標建立風儲運行模型。陳厚合等[19]提出一種風電并網系統分布式日前經濟調度模型，通過負荷轉移實現削峰填谷，促進風電消納。但目前儲能電池的成本較高，有限的電池容量無法持續放電來緩解長時間低風速下風力發電不滿足AGC負荷指令的情況。趙書強等[20]建立了儲能輔助火電機組調峰模型，緩解了火電廠調峰壓力，提升了風、光、電消納能力。

筆者提出包含燃煤機組、儲能電池以及風電機組3種不同類型電源的新型風火儲一體化電站，規劃了相應的優化調度策略，并提出電力波動率、棄電率和電力缺額率3個功率特性參數，最后通過Matlab仿真分析了燃煤機組在達到無慣性負荷響應和儲能電池可秒級切換充放電狀態的理想條件下，燃煤機組和儲能電池通過該策略協同風電響應AGC負荷指令的優勢。

1 系統描述

風火儲一體化電站的電源系統包含風電機組、燃煤機組和儲能電池3種不同類型的電源。由于風力發電出力具有隨機性，因此風機的輸出功率難以精確匹配AGC負荷指令，存在嚴重的并網消納問題。當高比例風電入網時，由于燃煤電站調節深度較低，無法進一步滿足風電消納需求，因此本系統選用一定容量的鋰離子儲能電池。該類型儲能可以更加迅速有效地彌補傳統煤電短時間內出力和精度不足的問題[21-22]。三電源互補共同滿足電力需求，圖1給出了包含風電場、燃煤電廠的區域獨立電站以及配置了儲能電池的風火儲一體化電站的布局圖，其中DCS表示集散控制系統。

(a) 區域獨立電站

(b) 風火儲一體化電站圖1 區域獨立電站和風火儲一體化電站布局圖Fig.1 Layout diagram of regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

風火儲一體化電站在跟蹤AGC負荷指令出力模式下運行，能量管理系統將AGC負荷指令下發到風火儲一體化電站，由電站的DCS接收AGC負荷指令，對其進行計算分析，并分別控制各電源的出力。

相較于區域內傳統風電場、燃煤電廠獨立運營的電力布局和以分布式調控為主的虛擬電廠，該風火儲一體化電站的優勢在于集中管控，大大降低了電力調度中心的計算和通信壓力。電力調度中心僅需針對風火儲一體化電站下達AGC負荷指令，無需分別統籌下屬的風電場和燃煤電廠，也無需協調區域內的可控負荷、搭建復雜的集控平臺和電力市場。而對于風火儲一體化電站內部， 3種不同電源之間的互補性得到加強，提高了通信效率和自主調控的靈活性，使得整個電力系統具備大比例接入風力發電的潛力。

2 風火儲一體化電站的優化調度策略

筆者構建的優化調度策略以優先消納風力發電和響應AGC負荷指令為目的，在保證儲能處于合適工作區間的同時并未對燃煤機組的有功輸出產生較大的影響。

2.1 約束條件

燃煤機組的功率約束條件為0.2×Pe≤Pc(t)≤Pe，儲能電池荷電狀態(SoC)約束條件為(ESoC,min±1%)≤ESoC(t)≤(ESoC,max±1%)。其中Pc(t)為燃煤機組當前有功功率，Pe為該機組的額定負荷，ESoC(t)為t時刻儲能電池的荷電狀態，ESoC,max和ESoC,min分別為儲能電池荷電狀態的上、下限。為防止過充或過放電對儲能電池造成損傷，當充放電深度超過荷電狀態限制時，儲能電池單向閉鎖，無法進一步充電或放電。ESoC,min、ESoC,max分別取值為20%和80%，考慮計算誤差以及ESoC(t)實際估算誤差，允許其有±1%的浮動范圍。

2.2 優化調度流程

風火儲一體化電站接收到AGC負荷指令后，按照DCS內置的相應優化調度方案分析該指令信號，并分別通過控制負責各電源的控制器從而調節電源出力，優化調度策略流程見圖2。

圖2 風火儲一體化電站優化調度流程圖Fig.2 Optimal dispatching flow chart of wind-coal-battery coupling integrated power station

DCS需實時監測儲能電池當前荷電狀態是否處于設定的工作區間內，并進行相應調整。當DCS接收AGC負荷指令時，如果儲能電池荷電狀態低于20%±1%，則只允許儲能電池充電，如果高于80%±1%，則只允許儲能電池放電，即ESoC(t)處于工作區間之外時，AGC負荷指令和電站出力造成的供需偏差僅依靠煤電和單向閉鎖的儲能電池調節。如果儲能電池荷電狀態在設定的工作區間內，則根據當前儲能電池的運行狀態，按照調度流程調節火電機組和儲能運行的優先級。此調度策略既可盡量保證儲能電池在每個充放電周期內盡可能處于淺充、淺放的使用狀態，且相較于之前獨立運行方式，并未對燃煤機組的有功輸出產生較大影響。

3 仿真分析

3.1 算例介紹

以某地區300 MW燃煤電廠以及49.5 MW風電場實際運行數據作為仿真對象，采用兩電廠實際AGC負荷指令疊加作為區域獨立電站和風火儲一體化電站的AGC負荷指令，以對比兩者的功率特性。根據實際運行經驗，儲能電池額定功率選取為煤電機組額定負荷的3%，即額定功率為9 MW，容量為18 MW·h，儲能電池初始荷電狀態為50%；燃煤機組爬坡速率為其額定功率的1.5% min-1，具體配置參數見表1。

表1 風火儲一體化電站配置參數Tab.1 Configure parameters of wind-coal-battery coupling integrated power station

圖3和圖4分別給出了燃煤電廠、風電場實測AGC負荷指令及有功功率的變化。其中，PAGC,c、PAGC,w分別為燃煤電廠和風電場接收到來自電力調度中心的AGC負荷指令，Pc、Pw分別為燃煤電廠和風電場輸出的有功功率。

圖3 燃煤電廠實測AGC負荷指令及有功功率的變化Fig.3 Variation of actual AGC load command and active power in coal-fired power plant

圖4 風電場實測AGC負荷指令及有功功率的變化Fig.4 Variation of actual AGC load command and active power in wind farm

對比圖3和圖4可以發現，由于燃煤電廠可控的燃料供應，加之成熟的調度和調控，在24 h內火電出力可以較好地匹配給定AGC負荷指令，而該風電場雖然采用備用容量和啟停機組等調節方法，但不可預測的出力偏差使得其輸出的有功功率與AGC負荷指令仍有較大的偏差。經計算，24 h內給定燃煤電廠AGC負荷指令與當天總有功輸出偏差總計約為46.267 MW·h，該偏差占當天燃煤電廠總有功輸出的1.019%，而風電場AGC負荷指令與其有功輸出偏差總計約為46.074 MW·h，占當天風電場總有功輸出的5.892%，進一步表明與燃煤發電相比，風力發電無法很好地響應AGC負荷指令。

3.2 風火儲優化調度算法

目前，國內還未建設風力發電、燃煤發電與儲能電池聯合運行的一體化發電廠，因此并無風火儲一體化電站的實測AGC負荷指令數據。為保證AGC負荷指令的對比基準相同，通過將所采用區域內獨立風電場和燃煤電廠的AGC負荷指令進行疊加獲得風火儲一體化電站的AGC負荷指令PAGC,s。

PAGC,s=PAGC,w+PAGC,c

(1)

由于該燃煤電廠的采集數據為秒級，而風電場的采集數據為分鐘級，采用線性插值的方法使風電場輸出的有功功率達到與燃煤電廠輸出的有功功率同等量級的秒級數據，插值后風電場有功功率數據見圖5。

圖5 風電場AGC負荷指令及有功功率(線性插值)Fig.5 Variation of AGC load command and active power in wind farm (linear interpolation)

采用該優化調度流程進行計算，AGC負荷指令以及風火儲一體化電站、區域獨立電站有功功率的變化見圖6。由圖6可知，風火儲一體化電站的有功功率Pwcb在貼合AGC負荷指令曲線方面明顯優于區域獨立電站，尤其在00：20～06：30時間段內，區域獨立電站的有功功率Pwc出現長時間、小幅度偏離AGC負荷指令曲線的現象。

圖6 AGC負荷指令及風火儲一體化電站、區域獨立電站的有功功率Fig.6 Variation of AGC load command and active power in wind-coal-battery coupling integrated power station and regional independent power station

為對比風火儲一體化電站和區域獨立電站2種發電方式對AGC負荷指令的響應能力，定義電力波動率以表征兩者輸出的有功功率偏離AGC負荷指令的程度。風火儲一體化電站和區域獨立電站的電力波動率RVOL，wcb和RVOL，wc分別為：

(2)

(3)

式中：t為計算時間，s；n取值為86 400。

通過計算，RVOL,wc和RVOL,wcb分別為1.306%和0.178%。由此可知，當儲能電池和燃煤機組達到理想調節速率時，與區域獨立電站相比，風火儲一體化電站輸出的有功功率可以更好地貼合AGC負荷指令曲線。值得注意的是，對于電力調度中心給定的不同AGC負荷指令，風火儲一體化電站和區域獨立電站的電力波動率則會產生不同的變動。因此，選取多組AGC負荷指令，計算風火儲一體化電站的電力波動率，并與區域獨立電站進行對比，見表2。由表2可以看出，風火儲一體化電站的電力波動率遠小于區域獨立電站，說明在該調控策略下風火儲一體化電站在響應AGC負荷指令方面表現出明顯的優勢。

表2 不同AGC負荷指令下的電力波動率Tab.2 Variation of power volatility rate under different AGC load commands %

定義棄電率RPA和電力缺額率RPS分別表征發電廠輸出的有功功率的過剩和不足，公式如下：

(4)

(5)

式中：PPA(t)為t時刻下當前計算電站輸出功率高于PAGC,s(t)時該電站輸出的有功功率，MW；PPA,AGC,s(t)為t時刻下該電站PPA(t)高于PAGC,s(t)時的AGC負荷指令，MW；P(t)為t時刻該電站的有功功率，MW；PPS(t)為該電站輸出功率低于PAGC,s(t)時輸出的有功功率，MW；PPS,AGC,s(t)為t時刻下該電站PPS(t)低于PAGC,s(t)時的AGC負荷指令，MW。

通過計算可知，區域獨立電站和風火儲一體化電站的棄電率RPA,wc、RPA,wcb分別為0.667%和0.145%。當日區域獨立電站的棄電率整體處于較低水平，而風火儲一體化電站的棄電率大幅降低。區域獨立電站和風火儲一體化電站的電力缺額率RPS,wc、RPS,wcb分別為0.643%和0.010%，相比于風火儲一體化電站，區域獨立電站有功功率仍處于相對較高的缺額水平，而在三電源耦合發電后同樣大幅降低了電力缺額率。

在風火儲一體化電站運行過程中，ESoC,min和ESoC,max分別為49.844%和80.011%，表明該儲能電池始終處于合理的工作范圍內。區域獨立電站內燃煤機組平均有功功率為201.533 MW，當天總有功輸出為4.837×103MW·h；風火儲一體化電站內燃煤機組平均有功功率為201.946 MW，總有功輸出為4.847×103MW·h。兩燃煤機組的平均有功功率和總有功輸出前后相差較小，可以認定為計算誤差，表明通過該優化調度策略和儲能電池的輔助，在降低電力波動率且使風火儲一體化電站更好地跟蹤AGC負荷指令的同時，并未對該燃煤機組的運行造成過多的影響。

3.3 不同儲能規格的風火儲一體化電站功率特性

根據相關規定，儲能設施的成本費用需要與傳統電源一樣參與電力市場交易，但由于我國電力市場缺乏完善的電價應用體系和補償機制，且儲能電池單位裝機容量成本仍較高，因此研究配置不同儲能電池規格的風火儲一體化電站的功率特性具有重要意義。由于目前主流政策傾向于配置超過2 h時長的儲能電池，因此選用18組不同規格、額定工況下工作時長為2 h的儲能電池，具體參數見表3。采用優化調度策略計算不同儲能規格下風火儲一體化電站的電力波動率，見圖7。

表3 18組儲能電池參數Tab.3 Parameters of 18 sets of energy storage batteries

圖7 區域獨立電站與風火儲一體化電站電力波動率的對比Fig.7 Comparison of power volatility rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

從圖7可以看出，在配置0.5 MW/1 MW·h儲能時，對比區域獨立電站，風火儲一體化電站有效降低了電力波動率，很好地響應了電網調度需求，說明即使配置小功率的儲能電池即可有效提高響應AGC負荷指令的能力。隨著儲能電池額定功率的增大，風火儲一體化電站的電力波動率整體呈下降趨勢，并在額定功率超過5 MW時電力波動率下降趨于平緩。這表明選用更高額定功率的儲能電池可使電站電力輸出更貼合用電需求，但當其增至一定程度時，響應AGC負荷指令能力的提升幅度將減緩。

配置不同儲能電池規格的風火儲一體化電站的棄電率和電力缺額率分別見圖8和圖9。隨著儲能電池額定功率的不斷增大，棄電率和電力缺額率均呈現出與電力波動率相似的下降趨勢，并未出現儲能電池長時間單向閉鎖，從而發生棄電率或電力缺額率僅有其中一項下降的現象。結合圖7可知，從跟蹤AGC負荷指令調控電力輸出的角度分析，按照所選用的風電場和燃煤電廠，耦合配置小于5 MW/10 MW·h的儲能電池較為合理。

圖8 區域獨立電站與風火儲一體化電站棄電率的對比Fig.8 Comparison of power abandonment rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

圖9 區域獨立電站與風火儲一體化電站電力缺額率的對比Fig.9 Comparison of power shortage rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

4 結 論

(1) 在假設燃煤機組無慣性延遲響應以及儲能電池可秒級切換充放電狀態的理想情況下，與區域獨立電站相比，配置規格為9 MW/18 MW·h儲能電池的風火儲一體化電站大幅提高了響應AGC負荷指令的能力，同時降低了棄電率和電力缺額率。風火儲一體化電站在耦合風、火、儲3種電源后并未對原燃煤機組的運行產生較大影響。

(2) 當風火儲一體化電站配置較小規格的儲能電池時，電站整體響應AGC負荷指令依然有所提升。但當儲能電池額定功率增至一定程度時，風火儲一體化電站對電力波動率、棄電率和電力缺額率的改善效果逐漸變緩。按照所選用的風電場和燃煤電廠，配置小于5 MW/10 MW·h的儲能電池時較為合理。