风光储系统参与电网调频与消纳技术研究

王立强，王 琪

（内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司，呼和浩特 010020）

0 引言

近年来，随着风电、光伏等新能源发电项目的逐年增加，电网中的新能源装机占比和发电量也逐渐增大。但是，新能源发电自身存在的随机性和波动性，给电网的调度运行带来很大影响，尤其当新能源参与调度运行的比例越来越高，电网供电调节充裕性和频率稳定性受到严峻挑战。2021年，内蒙古自治区提出推广“新能源+储能”系统友好型新能源电站，并要求配建储能规模原则上不低于新能源项目装机量的15%，以实现储能与新能源电源的深度融合、联合运行。储能作为一种响应快速、稳定可靠的功率源，给新能源参与电网调峰、调频带来一定的灵活性。

在新能源参与电网调频时，由于变流器将机组与电网分离解耦，存在自身转动惯量无法直接响应系统频率变化等问题。同时，相对于火电机组，新能源存在功率波动性强、输出不稳定等问题。针对上述问题，学者进行了广泛研究，提出了诸多解决方案。一种典型方案是改进现有新能源机组自身有功功率控制，如风机转子动能控制，利用机组转子内储存的动能转化为电磁功率注入电网实现调频[1]，在额定转速下52 s 可以提供10%的功率输出，但由于风机转子动能短时功率超发响应速度快，在转速恢复阶段可能引发频率二次跌落。功率备用控制是使机组偏离最大功率点运行，为频率调节预留一定的上调裕度，从经济性角度会导致资源的浪费，发电效率难以最大化，同时桨距控制等策略也会加剧机械磨损老化，缩短机组寿命[2-6]。有学者提出通过附加储能方式实现调频控制。文献[7]提出风储联合参与调频的控制策略，对比了风储和风电场单独参与调频频率响应特性，风储模式对于频率波动起到明显的改善作用。文献[8]开展了风储联合调频的控制方法和储能配置容量研究，并在不同风速条件下进行对比研究，结论表明，研究方法能够有效降低频率变化率和频率最大偏差。文献[9-10]研究了光储系统参与电网调频的控制方法和仿真验证，取得了一些成果。但在上述研究中，储能多以单一调频功能为主，而储能作为一种响应快速、灵活可靠的能源系统，其在功率平抑、调峰消纳等方面同样具有一定优势。文献[11-12]对储能参与新能源波动的控制策略进行研究，储能的加入能够降低传输线路的功率波动。文献[13-14]进行了储能在参与电网调峰方面的研究，主要用于削峰填谷，提高了电网对新能源的接纳能力。

值得注意的是，储能作为一种电化学材料介质，其自身使用寿命受到荷电状态、放电深度、温度、充放电倍率、能量吞吐量等多种因素影响[15-16]，因此，在储能参与电网调频应用过程中，要兼顾其寿命因素、放电与调峰需求、储能与风光消纳协调等多种场景的需要，实现储能的最大效率利用。为此，本文针对风光储一体化场站，面向电网调频需求，研究了储能参与一次调频的控制策略，将调频指令与有功功率自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）指令进行协调控制，优先满足电网调频需要；在调频储备与调峰消纳等协调上，综合储能寿命、消纳能力、调频响应等多种边界因素，提出储能参与、光伏配合的协调调频控制策略，尽可能预留备用储能裕度，以提升高比例新能源电力系统的消纳能力和并网安全性能。

1 储能参与一次调频策略

根据内蒙古电网新能源场站参与电网一次调频技术标准要求[17]，当控制系统检测到场站并网点出现频率波动时，需根据预设的一次调频曲线，协调控制全场的有功出力来实现新能源场站的一次调频控制，并按照有功—频率下垂特性曲线函数进行有功输出，公式为：

式中：f为实际电网频率；fd为一次调频动作门槛值；fN为基准频率，取50 Hz；P 为一次调频动作目标功率；P0为功率初值；PN为额定功率；δ为新能源场站一次调频调差率。

标准要求，当并网点出现频率下扰时，一次调频响应限幅不应小于场站额定出力的6%；当频率上扰时，一次调频响应限幅不应小于场站额定出力的10%[17]。风光场站一次调频门槛值为（50±0.05）Hz，调差率为3%。按照上述指标要求，以储能单独参与调频的工作方式为例，其功率需求为：

式中：Pch为储能充电功率；Pdis为储能放电功率。

对于储能而言，除功率有限制需预留外，还需考虑充放电深度对寿命的影响及储能荷电状态（State of Charge，SOC）的电量预留，一般而言，储能的SOC工作区间为20%～80%。

2 调频与消纳协调策略

考虑到储能具有快速响应、控制精度高、输出灵活等优点，在实际应用过程中，还需兼具输出功率平抑、调峰及促进风光消纳的作用。功率平抑只是利用滤波算法进行小功率的输出，对调频影响较小；而调峰、消纳等场景需要储能大功率长时间的功率响应，因此需要策略的重新制定和边界约束。重新制定的调频策略主要包含频率上扰策略和频率下扰策略两个方面。

频率上扰策略中，场站随时储备功率下调裕度。该策略通过降低风光功率输出或储能充电实现。考虑到风电变桨等机械部件的响应时间长，该策略主要结合光伏进行策略优化。若光伏此时输出功率较高，具备一定的降功率能力，则储能可进行大功率充电操作，保证风光最大消纳利用；若光伏此时限功率运行，降功率后不能够满足一次调频指标，则储能需根据光伏状态及时调整充电功率大小，预留充电功率裕度。综上，得到储能充电的功率控制策略为：

式中：Pmax为储能最大充电功率；Psolar为光伏发电功率。

频率下扰策略中，场站需随时储备功率上调裕度。该策略通过提升光伏功率输出或储能放电实现。若光伏限功率运行，最大可发功率大于上调裕度，则光伏可优先用于调频，储能可进行大功率放电操作，满足电网顶峰供电需求等；若光伏满功率运行，无可上调裕度，则储能需及时降低允许放电功率大小，预留放电功率裕度，具体储能放电的功率控制策略为：

式中：Psmax为光伏最大输出功率。

另外，光伏由于受到天气、时刻的影响较大，夜晚则主要以储能参与调频为主。因此，该控制策略中，对于消纳充电和顶峰供电的功率裕度需满足：

3 调频与AGC的策略

在系统参与电网调频过程中，可能存在调频指令与AGC指令同时下发指令的情况，但由于二者响应时间、优先级不同，在动作顺序上存在差异。标准要求，新能源场站一次调频功能与AGC控制相协调，即新能源场站有功功率控制目标应为AGC指令值与一次调频响应调节量的代数和[17]。当电网频率超出（50±0.1）Hz 时，新能源一次调频功能应闭锁AGC反向调节指令。具体的，按照指令下发的先后顺序和调节方向可分为以下几种工况。

3.1 同向调节且AGC先动作，调频后触发

该工况指在AGC上调（下调）过程中，系统接收到频率下扰（上扰）指令。当系统接收到AGC 上调（下调）指令，并在调节过程中系统再次接收到频率下扰（上扰）指令，则系统会在当前AGC的指令基础上叠加新的有功指令，最终的调节目标值将为AGC指令值与调频目标值之和；待调频响应结束后，系统恢复到AGC目标值。

3.2 反向调节且AGC先动作，调频后触发

该工况指在AGC上调（下调）过程中，系统接收到频率上扰（下扰）指令。当系统接收到AGC 上调（下调）指令，并在调节过程中系统再次接收到频率上扰（下扰）指令，由于AGC指令与调频功率指令相反，按照优先级别，调频指令优先于AGC指令，则系统首先会闭锁当前AGC指令响应，并在当前AGC的响应值的基础上进行调频上扰（下扰）指令的响应，最终的调节目标值为AGC 响应值与调频目标值之和；待调频响应结束后，系统恢复到AGC目标值。

3.3 同向调节且调频先动作，AGC后触发

该工况指在系统接收到频率下扰（上扰）指令过程中，系统接收到下发的AGC 上调（下调）指令。当系统接收到频率下扰（上扰）指令，并在调节过程中系统再次接收到AGC上调（下调）指令，则系统会在当前频率的指令基础上叠加新的AGC有功指令，最终的调节目标值为调频目标值与AGC 指令值叠加之和；待调频响应结束后，系统恢复到AGC 目标值。

3.4 反向调节且调频先动作，AGC后触发

该工况指在系统接收到频率下扰（上扰）指令过程中，系统接收到下发的AGC 下调（上调）指令。当系统接收到频率下扰（上扰）指令，并在调节过程中系统再次接收到AGC上调（下调）指令，由于调频优先级高于AGC，则系统会闭锁AGC 指令，最终的调节目标值仅为调频目标值；待调频响应结束后，系统调节至AGC目标值。

4 仿真验证

针对上述提出的调频策略和约束条件，利用RT-LAB 仿真平台建立风光储仿真平台，对其策略进行仿真验证，建立的仿真系统见图1。电网部分为等值电源形式，可用于频率扰动信号的模拟，风电、光伏、储能通过各自箱式变压器连接至35 kV母线，其中风电装机容量425 MW，光伏容量75 MW，储能140 MWh，仿真步长20 us。分别进行了风光储系统参与电网调频仿真、调频与AGC 协调仿真试验，验证了多种工况下控制策略的正确性。

图1 风光储系统仿真结构图Fig.1 Simulation structure diagram of wind-solar-storage system

4.1 频率阶跃扰动试验

频率阶跃扰动试验主要是通过频率的固定阶跃值进行扰动，由于频率变化量固定，可以用来校验调频策略的响应时间、响应值和偏差等指标。首先为保证场站新能源机组的消纳，将场站内风光机组运行在最大功率跟踪模式，结合电网下发的AGC指令，风光的发电响应剩余裕度用于储能系统的充电，考虑到储能的充电与调频的消纳协调策略，此时如出现频率上扰，则需要储能留有充电裕度进行充电，其余额度由光伏进行快速降功率指令，以满足功率下调要求[18-20]。风光储系统并网运行，电网下发AGC指令为370 MW，此时，风电系统按最大可发功率进行发电为408 MW，光伏系统发电70 MW，储能系统进行充电，充电功率为108 MW。系统运行稳定后，发生频率上扰，扰动频率50.22 Hz，持续时间18 s。风光储系统响应曲线见图2。由图2（a）可见频率变化情况，风光储系统频率初始为50 Hz，在8 s 时刻频率扰动为50.22 Hz，在26 s 频率恢复；图2（b）为风电响应曲线，可以看出，风电指令和实发在频率扰动过程中均未发生变化，当频率发生变化时，根据策略需要下调50 MW 有功，为保证光伏消纳，优先储能充电，充电功率达到额定140 MW，见图2（d）；其余部分由光伏限功率响应，如图2（c）所示。当频率恢复后，光伏储能恢复到初始状态，继续跟踪AGC指令。

图2 频率阶跃扰动试验Fig.2 Frequency step disturbance test

4.2 调频与AGC协调试验

调频与AGC 协调试验主要是验证“同向叠加、反向闭锁”的控制策略，风光储系统首先运行在350 MW，其中风电393 MW，光伏66 MW，储能充电功率109 MW，在48 s 时刻下发AGC 指令400 MW。由于风电和光伏目前是限功率运行，首先进行功率指令增加，剩余部分由储能降低充电功率实现，在52 s 时刻出现频率上扰，如图3（a）所示。根据控制策略，由于频率扰动值已超过死区，需要闭锁AGC增加指令，并在此基础上进行反向功率调节，调节额度为50 MW，按照光伏、储能的顺序调节，响应曲线分别如图3（c）、3（d）所示。风机不参与调频响应，当频率恢复时，继续响应AGC指令值，保持400 MW功率输出，如图3（b）所示。

图3 调频与AGC协调试验Fig.3 Coordination test between frequency regulation and AGC

5 结束语

本文针对风光储一体化场站，研究了储能参与电网一次调频控制策略和一次调频-有功控制协调控制策略。考虑风电、光伏系统发电特性，综合储能寿命、消纳能力、调频响应等多种边界因素，提出了储能参与、光伏配合的协调调频控制策略，一定程度上提升了储能预留容量和充放电功率，在保证频率稳定的基础上，进一步提升了风光储电站的调峰消纳能力，延长了储能使用寿命。仿真结果表明，文章提出的控制策略能够有效提升电网的频率响应和安全稳定能力。