锂电池储能电站一次调频设计优化及验证

王立娜 ，谭丽平 ，徐志强 ，谭 鑫 ，吴昌龙 ，叶 晖 ，李爱魁

（1湖南经研电力设计有限公司；2国网湖南省电力有限公司经济技术研究院；3规模化电池储能应用技术湖南省工程研究中心，湖南 长沙 410001；4大连理工大学电气工程学院，辽宁 大连 116024）

随着新能源占比增加，电力辅助服务需求相应增大[1]，通过火电机组和新能源机组灵活性改造可部分减缓辅助服务的不足，但降低了电源侧的经济性和效率，不符合“碳达峰、碳中和”长远发展目标。储能可从根本上解决新能源波动性和间歇性带来的电力系统稳定运行和可靠供电问题。电化学储能具有响应速度快、选址灵活且建设规模可控等特点，是应对高比例性能源、高电力电子化特征的新型电力系统稳定运行的关键[2]。新版《电力系统安全稳定导则》对新能源场站提出了10%的调节能力要求[3]，使储能电站的一次调频能力日益受到重视。

一次调频是指电网通过调节电源、负荷等资源的并网有功功率以实现系统动态功率平衡。在传统能源结构中，通过传统火电、水电机组响应AGC信号维持系统能量平衡[4]。风光等新能源具有波动性、随机性等特点，随着此类新能源并网容量增加，新型电力系统能量不平衡现象加剧[5]，传统能源调频速度慢，在响应电网调度指令时具有一定滞后性，甚至会出现反向调节之类的错误动作。储能根据频率偏差值及死区限制迅速调节出力时间及动作幅度参与一次调频，相比传统资源，其响应速度更快、更灵活，更适用于高度电力电子化的新型电力系统一次调频。

由国家标准《并网电源一次调频技术规定及试验导则》可知，在频率阶跃扰动实验中，储能电站的一次调频性能要求比传统火电/光热/燃气/燃油机组及核电/水电/新能源等其他电源明显提高[6]。储能电站的响应时间(包含滞后、上升、调节时间)相比传统机组可减少数秒至数十秒不等[7]，因此同等条件下储能电站具有更优一次调频性能，已经应用于辅助火电机组二次调频，提升了调频指令执行能力。以新能源为主体的新型电力系统具有高新能源占比、高电力电子化的“双高”特征，惯量不足导致电网频率波动性较强。当前一次调频技术规定中对于储能电站响应时间要求为秒级，需要对储能电站响应速度进一步优化，进而更快平抑电网频率波动。

储能参与一次调频的形式主要包括独立响应一次调频、联合传统机组参与一次调频、联合风光等新能源参与一次调频等。温可瑞等[8]提出一种考虑电价波动场景下储能参与一次调频服务的“前瞻-值函数近似”混合运行策略，该策略包含储能长期经济运行收益、一次调频性能等多个目标，策略仿真结果表明其兼顾全局经济效益、在线运算开销及储能资源的频率响应能力，运算求解时间超过8 s。Fang等[9]提出了一种用于储能系统一次频率调节的自适应控制策略，在频率衰减阶段采用虚拟下垂控制和虚拟惯性控制来减缓频率衰减。在频率恢复阶段，采用虚拟负惯性控制和虚拟下垂控制相结合的方法加速频率恢复，并且考虑SOC 状态来修正下垂系数，该策略能够满足频率调节的要求，并有利于提高储能单元的循环寿命。李庆成[10]以调频效果为目标提出储能辅助火电机组一次调频控制策略，由仿真结果可知其采用PID 控制运算周期在1～2 s，具有较好调频效果。傅质馨等[11]提出基于SOC 和调节因子反馈的储能辅助光伏参与电网一次调频的优化控制策略，策略考虑光伏可控减载运行控制、储能电池寿命和调频效果，仿真结果表明该策略运算周期为2～3 s，可有效减少储能配置以降低光储系统成本，同时储能加入保障了该系统调频效果。现有文献所提出策略考虑多因素、多功能，策略思想较为复杂造成运算周期较长(为秒级)。目前在运储能电站或与机组耦合储能系统/电站主要采用下垂或虚拟同步模式，无统一管控导致电站SOC均衡性较差，经济性也有待提升。

目前，储能电池、变流器(power convert system，PCS)过载能力要求考虑分钟级以上运行工况，如现行标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》规定储能变流器过载能力满足交流测电流在120%额定电流下持续运行时间不小于1 min[12]。而一次调频为秒级调节，对储能秒级过载能力未见研究，需要对PCS 秒级过载能力进行分析优化。

一次调频功能成为电源侧和电网侧储能电站的标准配置，围绕一次调频性能的电站集成设计、短时间尺度的设备选型配置及过载能力，满足高低频调节能力的SOC 控制等有待研究。特别是对其设备选型及参数要求、动态响应能力以及一次调频能力的具体要求并没有细化，导致现有一次调频电化学储能电站设计仍是参考了能量型储能电站的技术要求，在技术及经济性方面仍有较大的优化空间。本工作针对上述问题，在响应时间、过载能力两方面对储能电站进行优化，提出了缩短通讯、策略算法等方面响应时间的方案和提高储能PCS 过载能力方案，并通过某在运储能电站实现了试验验证。

1 响应时间

电化学储能电站由电池、变流器及控制系统等组成，其中电池充放电时的电场转换时间为微秒级，变流器和控制器动作时间为毫秒级，因此储能电站响应时间为毫秒级。分析储能电站一次调频在信息采集与传输系统、算法/策略运算回路和储能变流器的响应时间分布，优化响应速度是提高其调频能力的主要方式。本工作对优化空间较大的信息采集与传输系统和算法/策略运算回路响应时间进行了研究。

1.1 信息采集与传输

储能电站响应时间影响因素包含信号传输速度、PCS执行速度、函数回路运算速度等。储能电站的通信方式和通信规约是影响信号传输速度的重要因素，目前电力系统常用通信方式有光纤通信、以太网、RS485、电力载波等。当储能电站进行一次调频时，通过专用频率变送装置采集并网点频率，传送给储能电站EMS，通过下垂函数换算为有功功率值下发给PCS 执行机构，也可以传送给PCS做函数计算，此信息传递过程如图1所示。

图1 储能电站一次调频信息流动示意图Fig.1 Schematic diagram of primary frequency regulation information flow of energy storage power station

其中一次调频信息采集与传输响应时间包含电网数据获取、保护或测控装置处理关键数据、保护或测控装置将频率等数据发送给储能系统EMS 或协调控制器、储能系统的通信时延及指令下发至PCS 这几个主要过程，如图2 所示。其中数据处理计算时间T2一般需要5～6 个周波，约100～120 ms；测控装置与储能系统通信时延小于1 ms[13]，这两部分过程时间较短。因此，本工作主要分析影响T1、T5过程时间的因素，并提出相应优化方案。

图2 储能电站一次调频信息采集与传输响应时间分解Fig.2 Decomposition diagram of primary frequency regulation response time of energy storage power station

首先，对于高速变化的动态被测量，本工作采用“无传输高速采样存储模式”，即连续采样被测量并进行存储，待采样过程结束之后，再对采样得到的数据进行处理，并将结果传输到上位机。这种方式实际测量频率可以接近甚至等于采样频率，可有效提高采样过程动态特性。同时对储能电站信息采集器工作逻辑进行改良，当储能电站进行一次调频响应时，降低采样常规运维数据和调峰所需数据的采集频率及数据量，为一次调频数据采集与传输提供更多空间，进而提高储能电站一次调频响应速度。

功率协调器或EMS 的指令下发给PCS 的通信方式主要包括以太网、RS485 和CAN 总线。以太网因信号衰减问题不适用于远距离传输，且抗环境干扰能力较差。RS485 采用Modbus 协议，Modbus 通讯协议为主从结构，导致作为从站不能立刻把信息传输出去，需要等待主站进行询问。CAN 总线采用无主结构的CANBus 协议，其无需等待总站的询问，在通信方式上更加灵活，可以缩短通信时间。

综上可知，本工作采用无传输高速采集方式和分类优先采集逻辑，以提高数据采集过程速度，综合考虑经济因素，选用IEC104 传输数据至储能电站EMS 或协调控制器，在下发PCS 动作指令过程中采用CAN 总线，以广播方式传输指令信息，减少传递时间。

1.2 策略及算法运算周期

储能电站一次调频响应时间优化可从影响运算周期的控制策略与求解算法两方面入手。选用简单、有效的策略和求解速度快、可靠性较高算法可缩短储能电站运算回路周期，进而提高储能电站动态响应性能。电力系统控制策略的求解算法主要包括经典数学方法、智能优化算法、强化学习等[14-17]，综合不同求解算法特点与储能电站设计工况，本工作选用求解速度快、可靠性高的内点算法。现有一次调频策略大致分为下垂控制、惯性下垂控制以及虚拟同步机VSG 控制等[9-10]，通过不同策略特点分析，本工作选取SOC 比例均衡控制策略，其保证响应时间的同时能够减少因各储能单元SOC 不均衡导致的损害电池健康的问题。该策略思想为根据各储能电池组SOC状态确定其输出功率修正系数，该系数定义为SOC均衡因子GSOC,i，具体策略流程如图3所示，当需要储能电站放电时，根据电池组SOC从高到低对GSOC,i依次赋值。当需要储能电站充电时，根据电池组SOC从低到高对GSOC,i依次赋值，SOC均衡因子表达式如式(1)～(4)。

图3 储能电站一次调频SOC均衡策略流程图Fig.3 Flow chart of primary frequency regulation SOC balance strategy for energy storage power station

式中，SOCi为第i个模块的SOC 状态值，为整站SOC 状态均值或该站设定SOC 期望值，ΔSOCi为SOC差值，Pi为第i个模块输出功率值，Pref为需求功率值。根据式(5)计算策略SOC均衡效果。

该一次调频策略思路简洁，相比多目标、多功能的储能电站一次调频策略更易求解，回路运算周期短，适用于工程实际。

2 过载能力

PCS 过载能力与功率器件、接触器、变压器、电抗器、电容等有关，其中功率器件性能是过载能力的敏感性因素。PCS过载能力主要受其内部功率器件(模块)性能、PCS热管理等方面影响。在模块制造层面，可通过改进模块内部电流分布均衡性提升功率模块容量，进而提升PCS过载能力[18]。目前储能电站所选用芯片模块布局设计大部分已有固定生产体系，且已考虑芯片电流均衡性。

PCS功率器件的电流过载能力除了与本身容量有关外，功率模块最高运行结温也是决定其过载倍率的重要因素，功率模块的结温调控可以帮助提升其短时过载能力[19]。导致功率器件结温变化的原因为运行期间产生的损耗以热形式转换，而功率器件损耗Ploss与其开关频率及次数密切相关，二者呈正比关系，其表达式[20]如式(6)：

式中，fsw为开关频率，Eon和Eoff分别为开通和关断损耗，Iref、Vref、Tref为计算时给定参考电流、电压及温度，Iout为逆变输出电流，VDC为功率器件直流母线电压，Tj为功率器件结温，KV为开关损耗电压关系参数，TCESW为开关损耗温度系数。

目前储能电站用变流器类型多为三电平变流器，其中影响开关频率的重要因素为其调制方式，常见调制方式包括脉宽调制(PWM)、正选脉宽调制(SPWM)及空间矢量脉宽调制(SVPWM)等。三电平SVPWM 调制分为七段式、九段式等不同矢量插入形式，零矢量插入形式不同导致开关动作次数及频率不同，随着段数增加变流器开关频率增大，功率器件损耗增大。因此，降低功耗需要适当减少开关频率，同时避免谐波超标。本工作通过随工况变化的开关频率控制实现功率器件结温调控，即储能PCS 正常工作(未超过其满载条件)时，变流器则采用九段式SVPWM 调制方式；当储能PCS 过载工况时，流经PCS 电流IPCS会超过其额定大小，此时变流器则采用七段式SVPWM 调制方式，降低开关频率，有效减小功率器件热耗，进而降低最高结温，提升PCS 过载能力。本工作构建三电平的储能PCS 仿真模型，仿真中除开关频率外，其他参数保持完全相同，PCS 额定功率为500 kW，直流侧电压1200 V，交流输出电压690 V(线电压)，交流电流416 A，开关频率10 kHz，仿真电流波形如图4所示。

图4 三相交流电流波形图Fig.4 Inverter three-phase AC current waveform

本工作通过功率器件损耗值表达储能PCS 过载能力提升效果，因此通过对电压与电流乘积进行积分，计算变流器内部全部功率器件的钳位二极管的损耗功率，其结果如图5所示。

图5 逆变器功率器件损耗值计算结果Fig.5 Calculation result of inverter power device loss value

通过上述仿真结果可知，通过对开关频率的降低，功率器件损耗功率降低约26.7%，使得PCS具备了更高的过载能力。当然，开关频率的降低也导致了并网电流品质的下降，THD 由1.4%增加至3.5%，但依然小于5%，满足GB/T 34120—2017《电化学储能系统储能变流器技术规范》的要求。

在变流器实际运行中，除损耗外，结温还与环境温度和散热器效率等因素有关。当前用于储能PCS的散热方式最多的是风冷和水冷散热[21]，更适用于稳态工作条件，但对于瞬时过载等极端情况，会因热量未及时散出而过温失效，而相变散热技术如浸没、喷射、热管等方式相比于单相气冷、水冷等具有更高的热导率，散热效率更高。

根据以上分析，在PCS 设计选型中，选用具备一定的裕量的功率器件，同时当需要过载时按上述方案对功率器件开关频率进行控制，而其他的设备则充分利用其自身的过载能力。考虑储能电站整体经济性，其散热方式采用常规风冷。

3 试验验证

本工作试验在负荷容量约500 MW 的220 kV孤网系统内进行，该孤网常规运行电源包含一台350 MW 火电机组，一台26 MW 水电机组，一台50 MW 燃气轮机，负荷包含冲击性冶金负荷，频率波动大，通过火电机组机网协调系统和电网稳控系统保障电网稳定运行，机网协调系统频繁动作对火电机组运行寿命和度电煤耗造成较大影响，频繁切机影响水电机组经济性。本工作建设的储能电站以独立调频模式参与平滑功率波动，减少机组和稳控系统的动作频次。储能电站基本参数确定如表1所示，储能电站规模为20 MW/10 MWh，共分为10 个储能子系统，2 MW/1 MWh 磷酸铁锂电池储能单元由4 个500 kW/250 kWh 磷酸铁锂电池簇组成，如图6所示。

表1 储能电站设计参数表Table 1 Energy storage power station design parameter table

图6 储能电站拓扑示意图Fig.6 Topology of energy storage power station

3.1 一次调频参数设置

在设置电化学储能电站的一次调频参数时，除了作为调频电源的调频死区、调差率等，还需要考虑电化学储能电站在偏离额定功率出力时的运行效率较低，以及频繁启停对运行寿命的影响等因素。同时，还要分析没有惯性的储能电站投入或者退出时对电网的冲击，防止形成新的扰动。为此，调频参数还需要增加上调或者下调时的启动频率和截止频率参数，以控制储能电站的动作频次，考虑惯量支撑，对于调差率也可进行分区设置，进而确保储能电站在一次调频时发挥最大效能，同时降低电站运行及寿命折旧成本。具体参数设置如表2所示。

表2 电化学储能电站一次调频参数表Table 2 The primary frequency modulation parameter table of electrochemical energy storage power station

3.2 动态响应性能及过载能力验证

基于功率型储能电站的控制方式、设备选型和参数确定，对该电站动态响应性能和过载能力进行了测试验证。储能系统测试点在35 kV出线侧，如图6 所示。功率分析仪在PT、CT 二次侧接入，用于记录测试过程中的功率和充放电电量。测试仪器主要包含功率分析仪(横河，WT1804E)和示波器(安捷伦，DSO-X 2024A)，部分测试现场接线如图7所示。

图7 储能系统测试接线Fig.7 Test cables for energy storage system

通过电网分布式安稳系统终端给储能电站站级监控系统(EMS)下发指令，控制储能系统充放电，用功率分析仪和故障录波装置(南瑞继保PCS-996R)测试了储能电站在20 MW额定功率下的功率时间特性曲线和响应时间曲线，如图8 所示，通过本工作所提响应时间优化后，储能电站完成20 MW 出力，充电响应时间为181 ms，放电响应时间为212 ms。

图8 20 MW充放电响应功率曲线Fig.8 Charge-discharge response power curve of 20MW energy storage station

采用文中所提过载能力提升思路对500 kW 储能PCS优化设计后，在过载情况下对其性能进行验证。该储能PCS 直流侧电压范围为580～850 V，图9为其充放电转换示波器截屏图，为保证全SOC范围内的电流过载能力，测试的直流侧电压为最低点580 V，即相同功率下的最大过载电流。

图9 储能PCS不同功率下放电充电切换图Fig.9 Discharge and charge switching diagram of energy storage PCS under different powers

验证结果表明，PCS在600 kW充放电转换时间为60 ms，750 kW 充放电转换时间为80 ms，过载能力从120%额定功率提高到150%，充放电转换时间延长20 ms，但仍然满足国标(GB/T 34120—2017)规定的100 ms要求。考虑到单元器件发热及寿命等约束条件，设计持续运行时间达到30 s。前述的电池系统采用大倍率电池，过载能力设计为150%额定电流下持续运行1 min，因此，功率型储能电站的过载能力在国标的基础上，可设计为150%额定功率下持续运行30 s，设备参数设计对于一次调频、稳定等工况可变相提高50%的出力能力，降低了功率成本。

基于本工作设计优化储能PCS具备150%额定功率的过载能力，对储能电站整体过载充放电控制也进行了测试，其结果如图10 所示，储能系统具备相应过载充放电能力，即22 MW 持续工作1 min，24 MW 持续工作1 min，30 MW 持续工作30 s。

图10 储能电站过载充放电功率控制测试曲线Fig.10 Diagram of the test curve of overload charging and discharging power control of energy storage power station

3.3 一次调频性能验证

根据表进行一次调频参数设定，考虑到一次调频试验对电网的潜在影响，进行了20%限幅，限幅值为±4 MW。把储能电站设置为自动跟踪频率运行模式，用储能电站EMS 记录电站运行，图11 和图12 是储能电站并网点频率曲线以及对应的储能电站出力曲线。

图11 储能投入前后储能电站频率监控界面Fig.11 Energy storage monitoring page before and after the commissioning of energy storage power station

图12 储能电站输出功率实时跟踪频率变化监控界面Fig.12 Real-time tracking frequency change monitoring interface diagram of output power of energy storage power station

由验证结果可知，孤网中的储能一次调频投入之后，对频率进行了显著平滑作用，进而减少了发电机组的动作频次，降低机组损耗。

图13 是孤网内一台100 MW 变压器主变跳变导致全网负荷损失20%的情况，在无辅助调频情况下需要高频切机以保障系统稳定运行。此网中储能电站迅速进行了异常参数捕捉，且完成准确功率输出，有效支撑电网频率稳定性，保障火电机组平稳运行，避免高频切除水电机组的情况。

图13 变电站故障工况下的储能动作截图Fig.13 Energy storage monitoring page before and after the commissioning of energy storage power station

4 结论与展望

现有的储能电站多是基于调峰的能量型功能设计，考虑的都是长时连续运行能力，没有充分挖掘储能电站调频工况下的秒级过载能力以及对设备参数的要求，导致一次调频能力限幅或者功能闭锁。本工作研究了电化学储能电站一次调频相关性能指标，进行了优化设计，并在区域孤网进行试验验证，为电化学储能电站主动支撑电网稳定运行提供了实践依据。主要结论如下。

（1）本工作设计的20 MW/10 MWh 储能电站在500 MW区域孤网中具有主动支撑作用，通过一次调频参数设计实现频率波动平滑，保障了变电站主变跳变等故障导致孤网负荷率降低20%工况下的电网稳定运行；

（2）通过综合分析储能电站设备特性，挖掘了短时间尺度的设备过载能力，通过PCS 内部功率器件开关频率控制方案及裕量选型，充放电功率可在150%过载工况下持续30 s，支撑了储能电站一次调频性能优化，提高了其经济性；

（3）优化储能电站信息采集方式与逻辑，提出了考虑SOC 均衡的功率分配策略及算法，可快速响应区域孤网稳控系统指令，储能电站满功率执行稳控系统指令的充放电响应时间分别为181 ms 和212 ms。