电池储能系统联合光伏电站运行分析

刘志豪

(中国恩菲工程技术有限公司， 北京 100038)

0 前言

光伏发电是目前应用最广的新能源发电之一，具有绿色、环保、无污染、可循环利用等优点。光伏发电的出力随光照的变化而变化，数据显示光伏电站的大部分出力波动在秒级时间内可达10%左右，如此短时的波动给电网的暂态平衡带来了不小的挑战，光伏的短时剧烈波动对于电网较弱的地区甚至会导致大面积的停电事故。由于光伏出力的不可控、难预测、波动大等间歇性问题[1]，光伏电站限电情况日益严重，严重影响了电站的正常发电运行，急需采取技术手段缓解光伏电站的限电情况。

在光伏电站配置储能系统，通过统一控制调度，可实现不同的控制策略和运行方式下的能量搬移、削峰填谷、平滑出力、跟踪计划等不同功能需求[2]。本文通过对储能系统接入方式、联合运行和安全性进行分析和研究，论证了光储联合运行的可行性和可靠性。

1 电池储能系统的作用

电池储能系统具有如下作用：

1)可平滑间歇性电源功率波动[3]。安装储能装置能够提供快速的有功支撑，增强电网调频、调峰能力，大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用。

2)能增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量。要保证供电安全，就要求系统具有足够的备用容量。在电力系统遇到大的扰动时，储能装置可以在瞬时吸收或释放能量，避免系统失稳，恢复正常运行[4]。

3)提高用电质量。通过储能系统的快速充放电调节，将被限制电量存储起来，并在满足要求的情况下放出到电网，从而缓解光伏电站的限电损失情况，提高电能质量，增加电站的发电小时数和整体收益。

2 储能系统的接入与运行

2.1 储能系统接入分析

现场光伏电站的光伏逆变器交流输出电压为400 V。2个逆变器交流通过交流低压柜后，接入1000/500-500kVA的分裂变压器，升入35 kV系统，通过并网开关将光伏电能送入公网。低压交流母排电压为400 V，便于逆变器和储能变流器(Power Conversion System, PCS)交流互联，省去35 kV升压变和高压开关柜等设备投入，也避免设备接入造成的停电影响。光伏储能联合接入一次系统接线示意图如图1所示。

图1 光伏储能接入一次系统接线示意图

1)参考原光伏电站系统组成，每个光伏发电单元配置1 MWh储能系统电站，子系统功率为250 kW/500 kWh初步选择400 V交流低压侧接入。

2)光伏电站发电单元配置0.5 MW/1 MWh储能系统，储能系统配置2套0.25 MW/0.5 MWh储能子系统，并放在一个集装箱内。每套电池储能子系统配1台250 kW PCS，PCS出线接入至光伏逆变器交流低压柜，与1台光伏逆变器并联后，经交流低压柜出线经变压器升压后，接入电站35 kV电网完成并网。

3)储能系统额定功率为0.5 MW，容量为1 MWh，可满功率运行2 h。储能系统由2个0.25 MW/0.5 MWh储能子系统组成，每个子系统包括电池组、变流器、测量、计量、保护、通信、控制等部分。储能系统挂在交流低压侧，即为站内管理、站内运行、站内调度，便于高效运行和管理。

2.2 储能系统运行分析

基于光储系统整体的控制策略和算法，为充分发挥储能在电能调节方面的优势和能力，储能系统宜采用不同的控制运行方式。根据光伏电站自动发电控制(Automatic Generation Control, AGC)调控情况，储能系统可实时参与AGC调度，与光伏逆变器并联运行，通过充放电实现对光伏发电的存储、放出，实现AGC削峰填谷，达到节电效果，提高光伏电站上网电量。

2.2.1 光储联合运行功率特性分析

逆变器光伏功率发电趋势曲线如图2所示。综合AGC实际调度控制情况，在天气良好且光伏不限电情况下，单台500 kW逆变器在7点左右开始并网发电，此刻AGC调度将控制光伏电站整体有功功率，储能系统同时接受站内AGC统一调度运行。早上8点40左右，光伏逆变器即可发出有功250 kW以上，即当AGC限电发生时，PCS即可全额满功率参与AGC调峰运行，进行充电运行，保证储能系统的容量高效利用。光伏逆变器较长时间运行在400 kW左右，大于PCS250 kW额定功率，储能变流器将长时间具备满功率充电运行条件，有利于提高储能系统利用率。

图2 光伏逆变器500 kW典型日功率曲线图

2.2.2 光储联合AGC运行特性分析

综合分析光伏限电规律、限电深度、PCS运行效率、产品手册参数后，可确定储能系统功率和容量。保证在AGC控制时，将光伏被限的电能储存起来，又能保证合理利用容量，使储能系统效能最大化，选择储能子系统容量为0.25 MW/0.5 MWh。当AGC限电取消后，通过调度控制，使得光伏和储能的联合出力满足功率限制要求。

2.2.2.1 光储联合AGC控制逻辑

储能系统接入后，现有的AGC子站在向光伏逆变器机组发送AGC调频指令的同时，需增设调频指令发送给储能系统总控制单元的信号，如图3所示(方框内曲线为AGC调度命令目标)。同时储能系统接入后需要将光伏逆变器出力和储能系统出力进行合并，并将合并后的出力信号上传电网，作为调频考核依据。

光储联合AGC控制逻辑为：电网调度发送AGC指令到电站AGC子站；AGC子站根据接收的电网调度AGC指令，并结合逆变器和储能系统的运行数据，经过算法计算确定优先调度的光伏逆变器和储能系统的相应的AGC调度指令；逆变器和储能系统按各自接收的AGC调度指令进行出力控制；储能系统反馈状态和运行情况等信号。

2.2.2.2 光储联合AGC运行模式

针对不同的限电状态，为实现出力最大化并满足电网功率调度技术要求，光储联合AGC运行应采用不同的运行模式和控制策略。

1)限电移峰运行。当光伏限电后，储能系统将转移储存限发的多余光伏电量，待满足外送条件且不越过限电目标值时，储能系统再将储存的电量放出，送入电网。此时，储能系统电池宜采用0.5C充放电的控制运行模式，既保障全额发挥储能系统容量，又保证储能系统电池寿命和活性状态。

2)限电跟踪运行。当光伏限电后，出现多云天气，光伏出力在限电功率上下波动，储能系统跟踪光伏发电情况进行充放电调节，使得总出力在控制后不会越过限电目标值，并最大限度减少弃光。此时，储能系统电池宜采用0.5C充放电的控制运行模式，保证储能系统电池活性。

2.2.3 光储AGC系统联合运行相关改造工作

1)在光伏电站加入储能系统后，电能可实现双向流动，为防止电能倒灌入光伏逆变器，造成设备损坏，光伏逆变器需进行防逆流改造。

2)针对既有光伏电站的系统架构，综合考虑接入的复杂性、安全性和经济性，储能子系统宜接入箱变低压侧交流开关下端口，这样可保证光伏和储能的联合总输出功率小于变压器功率限制，保证安全经济运行。

3)现有的光伏电站AGC子站也需做相应的后台改造工作：将逆变器的出力信号和储能装置的出力信号叠加后作为光储联合出力反馈信号；储能系统的控制系统应与光伏电站内AGC调度子站以约定的通讯协议进行通讯，获取实时运行数据和调度数据。

3 储能电站安全分析

3.1 故障情况

为降低光伏电站加装储能装置后发生故障时对电网的影响，应在光储联合出力并网点处加装1套故障解列装置，含低频、低压、高频、高压解列功能。当光储电站与并网系统的电网失压时，能够在规定的时限内将该储能电站与电网断开，防止出现孤岛效应，避免对并网点造成影响，保护动作后跳开储能电站并网开关。

3.2 电池系统安全

储能系统采用的磷酸铁锂电池，不会因过充、温度过高、短路、撞击而产生爆炸或燃烧[5]，保证了电池使用过程中的高安全性。磷酸铁锂电池循环寿命达到5 000次以上，是目前使用最佳的理想动力能源。同时，储能系统应配置合适的消防系统、散热系统、防雷接地系统和安防系统等来保障储能系统的安全可靠运行，并在出现安全事故时尽量减少损失。

3.3 电能质量

储能系统由电池组、变流器、测量通信等部分以及配电系统组成。由于储能系统的一些特点，交直流转变装置接入电网时对系统有一定不利影响。在储能系统并网前，需完成《电能质量评估报告》并提交电力部门审批通过，同时在储能系统实际并网时需对其谐波电流(电压)进行进一步测量，确保其满足国家标准的相关规定。

3.4 信息网络安全

为保证储能电站计算机监控系统的安全稳定和可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，需要参照电力监控系统安全防护实施方案要求配置防火墙、纵向加密认证装置等安全防护设[6]。

4 结束语

储能系统的科学配置和可靠运行，可有效改善光伏的波动性问题。利用储能“可充可放”的特性，在光伏输出突然增大时，储能充电吸收光伏出力，降低突增量；在光伏输出突然降低时，储能放电补充光伏出力，降低突减量。通过储能与光伏的协调控制运行，并参与电网AGC调度，可有效实现对光伏输出的波动平抑，减少弃光限电带来的影响，并改善光伏发电的电能质量，形成网源友好型能源系统。