鋰電池儲能電站一次調頻設計優化及驗證

王立娜 ，譚麗平 ，徐志強 ，譚 鑫 ，吳昌龍 ，葉 暉 ，李愛魁

（1湖南經研電力設計有限公司；2國網湖南省電力有限公司經濟技術研究院；3規模化電池儲能應用技術湖南省工程研究中心，湖南 長沙 410001；4大連理工大學電氣工程學院，遼寧 大連 116024）

隨著新能源占比增加，電力輔助服務需求相應增大[1]，通過火電機組和新能源機組靈活性改造可部分減緩輔助服務的不足，但降低了電源側的經濟性和效率，不符合“碳達峰、碳中和”長遠發展目標。儲能可從根本上解決新能源波動性和間歇性帶來的電力系統穩定運行和可靠供電問題。電化學儲能具有響應速度快、選址靈活且建設規模可控等特點，是應對高比例性能源、高電力電子化特征的新型電力系統穩定運行的關鍵[2]。新版《電力系統安全穩定導則》對新能源場站提出了10%的調節能力要求[3]，使儲能電站的一次調頻能力日益受到重視。

一次調頻是指電網通過調節電源、負荷等資源的并網有功功率以實現系統動態功率平衡。在傳統能源結構中，通過傳統火電、水電機組響應AGC信號維持系統能量平衡[4]。風光等新能源具有波動性、隨機性等特點，隨著此類新能源并網容量增加，新型電力系統能量不平衡現象加劇[5]，傳統能源調頻速度慢，在響應電網調度指令時具有一定滯后性，甚至會出現反向調節之類的錯誤動作。儲能根據頻率偏差值及死區限制迅速調節出力時間及動作幅度參與一次調頻，相比傳統資源，其響應速度更快、更靈活，更適用于高度電力電子化的新型電力系統一次調頻。

由國家標準《并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》可知，在頻率階躍擾動實驗中，儲能電站的一次調頻性能要求比傳統火電/光熱/燃氣/燃油機組及核電/水電/新能源等其他電源明顯提高[6]。儲能電站的響應時間(包含滯后、上升、調節時間)相比傳統機組可減少數秒至數十秒不等[7]，因此同等條件下儲能電站具有更優一次調頻性能，已經應用于輔助火電機組二次調頻，提升了調頻指令執行能力。以新能源為主體的新型電力系統具有高新能源占比、高電力電子化的“雙高”特征，慣量不足導致電網頻率波動性較強。當前一次調頻技術規定中對于儲能電站響應時間要求為秒級，需要對儲能電站響應速度進一步優化，進而更快平抑電網頻率波動。

儲能參與一次調頻的形式主要包括獨立響應一次調頻、聯合傳統機組參與一次調頻、聯合風光等新能源參與一次調頻等。溫可瑞等[8]提出一種考慮電價波動場景下儲能參與一次調頻服務的“前瞻-值函數近似”混合運行策略，該策略包含儲能長期經濟運行收益、一次調頻性能等多個目標，策略仿真結果表明其兼顧全局經濟效益、在線運算開銷及儲能資源的頻率響應能力，運算求解時間超過8 s。Fang等[9]提出了一種用于儲能系統一次頻率調節的自適應控制策略，在頻率衰減階段采用虛擬下垂控制和虛擬慣性控制來減緩頻率衰減。在頻率恢復階段，采用虛擬負慣性控制和虛擬下垂控制相結合的方法加速頻率恢復，并且考慮SOC 狀態來修正下垂系數，該策略能夠滿足頻率調節的要求，并有利于提高儲能單元的循環壽命。李慶成[10]以調頻效果為目標提出儲能輔助火電機組一次調頻控制策略，由仿真結果可知其采用PID 控制運算周期在1～2 s，具有較好調頻效果。傅質馨等[11]提出基于SOC 和調節因子反饋的儲能輔助光伏參與電網一次調頻的優化控制策略，策略考慮光伏可控減載運行控制、儲能電池壽命和調頻效果，仿真結果表明該策略運算周期為2～3 s，可有效減少儲能配置以降低光儲系統成本，同時儲能加入保障了該系統調頻效果。現有文獻所提出策略考慮多因素、多功能，策略思想較為復雜造成運算周期較長(為秒級)。目前在運儲能電站或與機組耦合儲能系統/電站主要采用下垂或虛擬同步模式，無統一管控導致電站SOC均衡性較差，經濟性也有待提升。

目前，儲能電池、變流器(power convert system，PCS)過載能力要求考慮分鐘級以上運行工況，如現行標準《電力系統電化學儲能系統通用技術條件》規定儲能變流器過載能力滿足交流測電流在120%額定電流下持續運行時間不小于1 min[12]。而一次調頻為秒級調節，對儲能秒級過載能力未見研究，需要對PCS 秒級過載能力進行分析優化。

一次調頻功能成為電源側和電網側儲能電站的標準配置，圍繞一次調頻性能的電站集成設計、短時間尺度的設備選型配置及過載能力，滿足高低頻調節能力的SOC 控制等有待研究。特別是對其設備選型及參數要求、動態響應能力以及一次調頻能力的具體要求并沒有細化，導致現有一次調頻電化學儲能電站設計仍是參考了能量型儲能電站的技術要求，在技術及經濟性方面仍有較大的優化空間。本工作針對上述問題，在響應時間、過載能力兩方面對儲能電站進行優化，提出了縮短通訊、策略算法等方面響應時間的方案和提高儲能PCS 過載能力方案，并通過某在運儲能電站實現了試驗驗證。

1 響應時間

電化學儲能電站由電池、變流器及控制系統等組成，其中電池充放電時的電場轉換時間為微秒級，變流器和控制器動作時間為毫秒級，因此儲能電站響應時間為毫秒級。分析儲能電站一次調頻在信息采集與傳輸系統、算法/策略運算回路和儲能變流器的響應時間分布，優化響應速度是提高其調頻能力的主要方式。本工作對優化空間較大的信息采集與傳輸系統和算法/策略運算回路響應時間進行了研究。

1.1 信息采集與傳輸

儲能電站響應時間影響因素包含信號傳輸速度、PCS執行速度、函數回路運算速度等。儲能電站的通信方式和通信規約是影響信號傳輸速度的重要因素，目前電力系統常用通信方式有光纖通信、以太網、RS485、電力載波等。當儲能電站進行一次調頻時，通過專用頻率變送裝置采集并網點頻率，傳送給儲能電站EMS，通過下垂函數換算為有功功率值下發給PCS 執行機構，也可以傳送給PCS做函數計算，此信息傳遞過程如圖1所示。

圖1 儲能電站一次調頻信息流動示意圖Fig.1 Schematic diagram of primary frequency regulation information flow of energy storage power station

其中一次調頻信息采集與傳輸響應時間包含電網數據獲取、保護或測控裝置處理關鍵數據、保護或測控裝置將頻率等數據發送給儲能系統EMS 或協調控制器、儲能系統的通信時延及指令下發至PCS 這幾個主要過程，如圖2 所示。其中數據處理計算時間T2一般需要5～6 個周波，約100～120 ms；測控裝置與儲能系統通信時延小于1 ms[13]，這兩部分過程時間較短。因此，本工作主要分析影響T1、T5過程時間的因素，并提出相應優化方案。

圖2 儲能電站一次調頻信息采集與傳輸響應時間分解Fig.2 Decomposition diagram of primary frequency regulation response time of energy storage power station

首先，對于高速變化的動態被測量，本工作采用“無傳輸高速采樣存儲模式”，即連續采樣被測量并進行存儲，待采樣過程結束之后，再對采樣得到的數據進行處理，并將結果傳輸到上位機。這種方式實際測量頻率可以接近甚至等于采樣頻率，可有效提高采樣過程動態特性。同時對儲能電站信息采集器工作邏輯進行改良，當儲能電站進行一次調頻響應時，降低采樣常規運維數據和調峰所需數據的采集頻率及數據量，為一次調頻數據采集與傳輸提供更多空間，進而提高儲能電站一次調頻響應速度。

功率協調器或EMS 的指令下發給PCS 的通信方式主要包括以太網、RS485 和CAN 總線。以太網因信號衰減問題不適用于遠距離傳輸，且抗環境干擾能力較差。RS485 采用Modbus 協議，Modbus 通訊協議為主從結構，導致作為從站不能立刻把信息傳輸出去，需要等待主站進行詢問。CAN 總線采用無主結構的CANBus 協議，其無需等待總站的詢問，在通信方式上更加靈活，可以縮短通信時間。

綜上可知，本工作采用無傳輸高速采集方式和分類優先采集邏輯，以提高數據采集過程速度，綜合考慮經濟因素，選用IEC104 傳輸數據至儲能電站EMS 或協調控制器，在下發PCS 動作指令過程中采用CAN 總線，以廣播方式傳輸指令信息，減少傳遞時間。

1.2 策略及算法運算周期

儲能電站一次調頻響應時間優化可從影響運算周期的控制策略與求解算法兩方面入手。選用簡單、有效的策略和求解速度快、可靠性較高算法可縮短儲能電站運算回路周期，進而提高儲能電站動態響應性能。電力系統控制策略的求解算法主要包括經典數學方法、智能優化算法、強化學習等[14-17]，綜合不同求解算法特點與儲能電站設計工況，本工作選用求解速度快、可靠性高的內點算法。現有一次調頻策略大致分為下垂控制、慣性下垂控制以及虛擬同步機VSG 控制等[9-10]，通過不同策略特點分析，本工作選取SOC 比例均衡控制策略，其保證響應時間的同時能夠減少因各儲能單元SOC 不均衡導致的損害電池健康的問題。該策略思想為根據各儲能電池組SOC狀態確定其輸出功率修正系數，該系數定義為SOC均衡因子GSOC,i，具體策略流程如圖3所示，當需要儲能電站放電時，根據電池組SOC從高到低對GSOC,i依次賦值。當需要儲能電站充電時，根據電池組SOC從低到高對GSOC,i依次賦值，SOC均衡因子表達式如式(1)～(4)。

圖3 儲能電站一次調頻SOC均衡策略流程圖Fig.3 Flow chart of primary frequency regulation SOC balance strategy for energy storage power station

式中，SOCi為第i個模塊的SOC 狀態值，為整站SOC 狀態均值或該站設定SOC 期望值，ΔSOCi為SOC差值，Pi為第i個模塊輸出功率值，Pref為需求功率值。根據式(5)計算策略SOC均衡效果。

該一次調頻策略思路簡潔，相比多目標、多功能的儲能電站一次調頻策略更易求解，回路運算周期短，適用于工程實際。

2 過載能力

PCS 過載能力與功率器件、接觸器、變壓器、電抗器、電容等有關，其中功率器件性能是過載能力的敏感性因素。PCS過載能力主要受其內部功率器件(模塊)性能、PCS熱管理等方面影響。在模塊制造層面，可通過改進模塊內部電流分布均衡性提升功率模塊容量，進而提升PCS過載能力[18]。目前儲能電站所選用芯片模塊布局設計大部分已有固定生產體系，且已考慮芯片電流均衡性。

PCS功率器件的電流過載能力除了與本身容量有關外，功率模塊最高運行結溫也是決定其過載倍率的重要因素，功率模塊的結溫調控可以幫助提升其短時過載能力[19]。導致功率器件結溫變化的原因為運行期間產生的損耗以熱形式轉換，而功率器件損耗Ploss與其開關頻率及次數密切相關，二者呈正比關系，其表達式[20]如式(6)：

式中，fsw為開關頻率，Eon和Eoff分別為開通和關斷損耗，Iref、Vref、Tref為計算時給定參考電流、電壓及溫度，Iout為逆變輸出電流，VDC為功率器件直流母線電壓，Tj為功率器件結溫，KV為開關損耗電壓關系參數，TCESW為開關損耗溫度系數。

目前儲能電站用變流器類型多為三電平變流器，其中影響開關頻率的重要因素為其調制方式，常見調制方式包括脈寬調制(PWM)、正選脈寬調制(SPWM)及空間矢量脈寬調制(SVPWM)等。三電平SVPWM 調制分為七段式、九段式等不同矢量插入形式，零矢量插入形式不同導致開關動作次數及頻率不同，隨著段數增加變流器開關頻率增大，功率器件損耗增大。因此，降低功耗需要適當減少開關頻率，同時避免諧波超標。本工作通過隨工況變化的開關頻率控制實現功率器件結溫調控，即儲能PCS 正常工作(未超過其滿載條件)時，變流器則采用九段式SVPWM 調制方式；當儲能PCS 過載工況時，流經PCS 電流IPCS會超過其額定大小，此時變流器則采用七段式SVPWM 調制方式，降低開關頻率，有效減小功率器件熱耗，進而降低最高結溫，提升PCS 過載能力。本工作構建三電平的儲能PCS 仿真模型，仿真中除開關頻率外，其他參數保持完全相同，PCS 額定功率為500 kW，直流側電壓1200 V，交流輸出電壓690 V(線電壓)，交流電流416 A，開關頻率10 kHz，仿真電流波形如圖4所示。

圖4 三相交流電流波形圖Fig.4 Inverter three-phase AC current waveform

本工作通過功率器件損耗值表達儲能PCS 過載能力提升效果，因此通過對電壓與電流乘積進行積分，計算變流器內部全部功率器件的鉗位二極管的損耗功率，其結果如圖5所示。

圖5 逆變器功率器件損耗值計算結果Fig.5 Calculation result of inverter power device loss value

通過上述仿真結果可知，通過對開關頻率的降低，功率器件損耗功率降低約26.7%，使得PCS具備了更高的過載能力。當然，開關頻率的降低也導致了并網電流品質的下降，THD 由1.4%增加至3.5%，但依然小于5%，滿足GB/T 34120—2017《電化學儲能系統儲能變流器技術規范》的要求。

在變流器實際運行中，除損耗外，結溫還與環境溫度和散熱器效率等因素有關。當前用于儲能PCS的散熱方式最多的是風冷和水冷散熱[21]，更適用于穩態工作條件，但對于瞬時過載等極端情況，會因熱量未及時散出而過溫失效，而相變散熱技術如浸沒、噴射、熱管等方式相比于單相氣冷、水冷等具有更高的熱導率，散熱效率更高。

根據以上分析，在PCS 設計選型中，選用具備一定的裕量的功率器件，同時當需要過載時按上述方案對功率器件開關頻率進行控制，而其他的設備則充分利用其自身的過載能力。考慮儲能電站整體經濟性，其散熱方式采用常規風冷。

3 試驗驗證

本工作試驗在負荷容量約500 MW 的220 kV孤網系統內進行，該孤網常規運行電源包含一臺350 MW 火電機組，一臺26 MW 水電機組，一臺50 MW 燃氣輪機，負荷包含沖擊性冶金負荷，頻率波動大，通過火電機組機網協調系統和電網穩控系統保障電網穩定運行，機網協調系統頻繁動作對火電機組運行壽命和度電煤耗造成較大影響，頻繁切機影響水電機組經濟性。本工作建設的儲能電站以獨立調頻模式參與平滑功率波動，減少機組和穩控系統的動作頻次。儲能電站基本參數確定如表1所示，儲能電站規模為20 MW/10 MWh，共分為10 個儲能子系統，2 MW/1 MWh 磷酸鐵鋰電池儲能單元由4 個500 kW/250 kWh 磷酸鐵鋰電池簇組成，如圖6所示。

表1 儲能電站設計參數表Table 1 Energy storage power station design parameter table

圖6 儲能電站拓撲示意圖Fig.6 Topology of energy storage power station

3.1 一次調頻參數設置

在設置電化學儲能電站的一次調頻參數時，除了作為調頻電源的調頻死區、調差率等，還需要考慮電化學儲能電站在偏離額定功率出力時的運行效率較低，以及頻繁啟停對運行壽命的影響等因素。同時，還要分析沒有慣性的儲能電站投入或者退出時對電網的沖擊，防止形成新的擾動。為此，調頻參數還需要增加上調或者下調時的啟動頻率和截止頻率參數，以控制儲能電站的動作頻次，考慮慣量支撐，對于調差率也可進行分區設置，進而確保儲能電站在一次調頻時發揮最大效能，同時降低電站運行及壽命折舊成本。具體參數設置如表2所示。

表2 電化學儲能電站一次調頻參數表Table 2 The primary frequency modulation parameter table of electrochemical energy storage power station

3.2 動態響應性能及過載能力驗證

基于功率型儲能電站的控制方式、設備選型和參數確定，對該電站動態響應性能和過載能力進行了測試驗證。儲能系統測試點在35 kV出線側，如圖6 所示。功率分析儀在PT、CT 二次側接入，用于記錄測試過程中的功率和充放電電量。測試儀器主要包含功率分析儀(橫河，WT1804E)和示波器(安捷倫，DSO-X 2024A)，部分測試現場接線如圖7所示。

圖7 儲能系統測試接線Fig.7 Test cables for energy storage system

通過電網分布式安穩系統終端給儲能電站站級監控系統(EMS)下發指令，控制儲能系統充放電，用功率分析儀和故障錄波裝置(南瑞繼保PCS-996R)測試了儲能電站在20 MW額定功率下的功率時間特性曲線和響應時間曲線，如圖8 所示，通過本工作所提響應時間優化后，儲能電站完成20 MW 出力，充電響應時間為181 ms，放電響應時間為212 ms。

圖8 20 MW充放電響應功率曲線Fig.8 Charge-discharge response power curve of 20MW energy storage station

采用文中所提過載能力提升思路對500 kW 儲能PCS優化設計后，在過載情況下對其性能進行驗證。該儲能PCS 直流側電壓范圍為580～850 V，圖9為其充放電轉換示波器截屏圖，為保證全SOC范圍內的電流過載能力，測試的直流側電壓為最低點580 V，即相同功率下的最大過載電流。

圖9 儲能PCS不同功率下放電充電切換圖Fig.9 Discharge and charge switching diagram of energy storage PCS under different powers

驗證結果表明，PCS在600 kW充放電轉換時間為60 ms，750 kW 充放電轉換時間為80 ms，過載能力從120%額定功率提高到150%，充放電轉換時間延長20 ms，但仍然滿足國標(GB/T 34120—2017)規定的100 ms要求。考慮到單元器件發熱及壽命等約束條件，設計持續運行時間達到30 s。前述的電池系統采用大倍率電池，過載能力設計為150%額定電流下持續運行1 min，因此，功率型儲能電站的過載能力在國標的基礎上，可設計為150%額定功率下持續運行30 s，設備參數設計對于一次調頻、穩定等工況可變相提高50%的出力能力，降低了功率成本。

基于本工作設計優化儲能PCS具備150%額定功率的過載能力，對儲能電站整體過載充放電控制也進行了測試，其結果如圖10 所示，儲能系統具備相應過載充放電能力，即22 MW 持續工作1 min，24 MW 持續工作1 min，30 MW 持續工作30 s。

圖10 儲能電站過載充放電功率控制測試曲線Fig.10 Diagram of the test curve of overload charging and discharging power control of energy storage power station

3.3 一次調頻性能驗證

根據表進行一次調頻參數設定，考慮到一次調頻試驗對電網的潛在影響，進行了20%限幅，限幅值為±4 MW。把儲能電站設置為自動跟蹤頻率運行模式，用儲能電站EMS 記錄電站運行，圖11 和圖12 是儲能電站并網點頻率曲線以及對應的儲能電站出力曲線。

圖11 儲能投入前后儲能電站頻率監控界面Fig.11 Energy storage monitoring page before and after the commissioning of energy storage power station

圖12 儲能電站輸出功率實時跟蹤頻率變化監控界面Fig.12 Real-time tracking frequency change monitoring interface diagram of output power of energy storage power station

由驗證結果可知，孤網中的儲能一次調頻投入之后，對頻率進行了顯著平滑作用，進而減少了發電機組的動作頻次，降低機組損耗。

圖13 是孤網內一臺100 MW 變壓器主變跳變導致全網負荷損失20%的情況，在無輔助調頻情況下需要高頻切機以保障系統穩定運行。此網中儲能電站迅速進行了異常參數捕捉，且完成準確功率輸出，有效支撐電網頻率穩定性，保障火電機組平穩運行，避免高頻切除水電機組的情況。

圖13 變電站故障工況下的儲能動作截圖Fig.13 Energy storage monitoring page before and after the commissioning of energy storage power station

4 結論與展望

現有的儲能電站多是基于調峰的能量型功能設計，考慮的都是長時連續運行能力，沒有充分挖掘儲能電站調頻工況下的秒級過載能力以及對設備參數的要求，導致一次調頻能力限幅或者功能閉鎖。本工作研究了電化學儲能電站一次調頻相關性能指標，進行了優化設計，并在區域孤網進行試驗驗證，為電化學儲能電站主動支撐電網穩定運行提供了實踐依據。主要結論如下。

（1）本工作設計的20 MW/10 MWh 儲能電站在500 MW區域孤網中具有主動支撐作用，通過一次調頻參數設計實現頻率波動平滑，保障了變電站主變跳變等故障導致孤網負荷率降低20%工況下的電網穩定運行；

（2）通過綜合分析儲能電站設備特性，挖掘了短時間尺度的設備過載能力，通過PCS 內部功率器件開關頻率控制方案及裕量選型，充放電功率可在150%過載工況下持續30 s，支撐了儲能電站一次調頻性能優化，提高了其經濟性；

（3）優化儲能電站信息采集方式與邏輯，提出了考慮SOC 均衡的功率分配策略及算法，可快速響應區域孤網穩控系統指令，儲能電站滿功率執行穩控系統指令的充放電響應時間分別為181 ms 和212 ms。