储能调频系统并网测试研究与分析

2020-08-05李佳曼万文军

热力发电 2020年8期

李佳曼，万文军，苏伟，罗嘉

（广东电科院能源技术有限责任公司，广东广州 510080）

随着新能源的大量并网，风电及光伏发电的波动性和不确定性使得电网短时间内的能量不平衡加剧[1-2]。传统能源（特别是火电）在响应调频指令时具有滞后性，调频速度慢，无法满足新增的调频需求。而储能系统，特别是电化学储能系统，具有功率吞吐实时响应能力强、控制精准等特点[3-4]，成为新的高效调频手段。这大大促进储能技术在电力系统电厂侧的应用及发展[5]。随着国内电力辅助调频市场的推进，巨大的调频市场进一步加速了储能行业在电厂侧的发展[6-10]。大量发电厂将加装电化学储能调频系统，以更快速响应电网调频指令，获得更多调频收益[11-12]。国内已投运的主要储能调频项目见表1。

电厂侧储能调频系统一般在发电厂高压厂用电母线上接入[13-14]。其能否安全接入电网，不仅关系到储能系统本身的安全，而且会影响到高压厂用电母线上负荷的正常运行，甚至会引发发电机组的安全运行问题，电厂侧储能调频系统的并网性能应得到高度重视与关注。

表1 国内主要储能调频项目Tab.1 Main energy storage and frequency modulation projects in China

我国储能产业近几年才高速发展起来，绝大部分储能系统的并网性能没有经过规范全面的现场检测，为电网的安全稳定运行埋下隐患。在针对储能系统并网测试的国家标准发布之前，国内的储能系统并网测试主要依据国家电网的企业标准《储能系统接入配电网测试规范》开展。该标准主要适用于接入配电网的储能系统，检测内容包括储能系统容量、充放电时间、充放电响应时间及转换时间、能效特性、自放电率、动态响应及电能质量检测，并未涵盖储能系统的功率控制能力测试、电网适应能力以及故障穿越能力测试等项目。对于电厂侧的储能调频系统，该标准的测试内容不够全面，已不适用。

针对电厂侧的储能调频系统，国内此前尚未开展过并网测试。本文依据2019 年2 月1 日开始实施的最新国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》及《电化学储能系统接入电网测试规范》，编制了储能系统并网测试方案，并对电厂侧的储能调频系统开展了现场测试。试验过程与结果对其他储能工程有指导与参考意义。

1 储能调频系统

广东省某电厂5、6 号机组为2×300 MW 循环流化床机组。为提高机组的调频性能，加装了电池储能调频系统。该储能调频系统配备了9 MW/4.478 MW·h磷酸铁锂电池。共有5 个电池集装箱，其中1—4 号电池集装箱额定容量为2 MW/995.328 kW·h，5 号电池集装箱额定容量为1 MW/497.664 kW·h。每个电池箱配有相应的中压箱安置储能变流器。每台储能变流器容量为500 kW，对应3 簇电池。每簇电池由9 个电池模组串联而成。电池模组的组成方式为2P24S。电池单体容量为60 A·h。储能系统通过断路器与6 kV 厂用电A、B 段相连，实现电力的充放与系统保护。实际运行中，机组和储能系统依据调度实际负荷指令变化情况与电池实时状态，共同响应调度有功指令变化，以适应电网的调频要求。储能调频系统的主接线如图1 所示。

2 并网性能测试方案

本测试方案参照2 项最新国家标准制定，并根据现场情况作了适当调整，涵盖了电网适应性测试（包含频率适应性测试、电压适应性测试）、功率控制测试、过载能力测试、电能质量测试、保护功能测试、充放电响应时间测试、充放电调节时间测试、充放电转换时间测试、额定能量测试、能量转换效率测试等十余项。具体项目、测试内容及测试工具见表2。表2 所列的测试内容均在现场开展。由于测试项目繁多，本文仅选取较具代表性的试验项目进行分析。测试前应检查储能系统主要设备都能正常工作，进行过额定功率的充放电。除额定能量测试及转换效率测试外，其他测试前储能系统应将荷电状态（state of charge，SOC）调节至50%左右，并按照测试项目要求工作在轻载或额定功率下的充电或放电状态。

表2 储能调频系统并网测试项目Tab.2 Interconnection test items of the energy storage frequency modulation system

3 并网测试与性能分析

3.1 充放电响应性能测试与分析

辅助调频系统是通过接收调度机构下发的AGC 指令，与机组一起响应AGC 指令来完成辅助调频功能。对AGC 指令的响应性能直接影响其辅助调频作用。储能辅助调频系统参与调频的控制示意如图2 所示。

对储能系统进行充放电响应性能测试，一方面可检验储能系统能否正确响应AGC 指令，是否存在不响应、过载响应或响应功率不正确的情况；另一方面可测出储能系统对于AGC 指令的响应时间，以评估储能系统对机组调频响应时间指标及调节速率指标的提升情况。

测试时，从机组分散控制系统（distributed control system，DCS）置数模拟AGC 指令发送给储能系统，记录储能系统对于指令的响应过程。储能系统的响应时间是指储能系统收到控制信号的时刻到储能系统首次达到控制指令的90%功率值所用时间[15]。

储能系统的响应时间包含了储能系统从接收到AGC 指令到发送至本地控制器的网络延时t1和控制器接收到指令响应至90%目标功率值的功率响应时间t2。储能系统A 段及B 段的放电响应测试数据见表3、表4。由表3、表4 可知：储能系统对控制信号的响应时间都小于2 s，这可大幅提高机组的调频响应时间指标，但其分布具有一定的离散性；储能系统A 段6 次的测试数据较为分散，6 次测试结果不管是网络延时还是功率响应时间均差异较大；储能系统B 段6 次测试结果较为稳定，其中网络延时在整体响应时间的占比超过80%，即B段储能系统的整体响应时间主要由网络延时决定。

表3 储能系统A 段放电响应测试数据单位：sTab.3 Discharge response test data of the energy storage system A-step

表4 储能系统B 段放电响应测试数据单位：sTab.4 Discharge response test data of the energy storage system B-step

储能系统A 段与B 段在电气接线、控制器算法、通信方式等各方面均相同。主要区别在于容量：A 段容量为6 MW，有12 台储能换流器；B 段容量为3 MW，有6 台储能换流器。测试数据表明：在储能换流器数量较少时，储能系统对控制信号的响应时间较为稳定，主要取决于网络延时；而当储能系统容量较大，储能变流器数量较多，储能系统控制器的控制量增多，整个储能系统的响应时间较为离散，体现在网络延时与功率响应时间均不稳定。

3.2 功率控制性能测试与分析

电化学储能系统的功率控制包括有功功率控制、无功功率控制及功率因数控制。对于储能辅助调频系统，在正常工作时只发有功功率，不发无功功率，功率因数保持在接近1。故本文仅分析其有功功率控制性能。

有功功率控制是储能调频系统最基本的功能，对储能系统进行有功功率控制可测试储能系统能否正确响应大小和方向均变化的AGC 指令，是否存在不响应或不正确响应的情况，并测出储能系统在不同功率点的功率控制精度。

测试时，通过DCS 按照升功率及降功率曲线下发相应的控制指令，记录储能系统的响应过程，每个功率点记录至少30 s。储能系统的升功率测试数据见表5。表5 中，功率值为正表示放电，功率值为负表示充电。降功率数据规律类似，不再列出。

表5 中的功率控制精度是指在稳定运行状态下，储能系统输出/输入功率依据其设定值变化时，其输出/输入功率控制的稳定程度，按式(1)计算。

式中，δP为功率控制精度，PM为实际测量每次阶跃后第2 个15 s 有功功率平均值，Ps为功率设定值。

由表5 可见：储能系统的功率控制精度在0.24%~1.97%之间，稳定性较差；在功率指令为2.25 MW 时，储能系统的控制精度较差，大于1.3%；随着功率指令增大，储能系统在放电时控制精度较高，小于0.7%，而充电时精度较差，均大于1.3%。

表5 Pn=9 MW 时的升功率测试数据Tab.5 The raising power test data when Pn=9 MW

储能系统的功率响应精度主要受2 方面的影响：一方面，受储能系统接收的功率指令精度影响。功率指令是由DCS 输出的4~20 mA 模拟量送至储能系统。储能系统接收后，转为数字信号传给控制器。控制信号的转换与传输过程存在误差，误差可达几十千瓦。所以功率指令较小时，功率控制精度会较差。另一方面，储能系统的功率控制主要由储能换流器实现，储能换流器采集本体出口侧的交流功率进行控制，并没有考虑升压变压器的损耗。升压变压器的损耗会导致储能系统在充电时功率偏大，放电时功率偏小。这2 方面影响因素的叠加，使得储能系统在不同功率点的控制精度不同。

有功功率控制测试虽然可以模拟功率指令的变化来测试储能系统的响应，但与储能调频系统实际工作时的工况差异较大。有功功率测试时间较短，每个测试点仅保持30 s，且只有储能系统单独响应AGC 指令，没有与机组联合调频，无法测试储能系统的调频性能。故对于储能辅助调频系统，完成表1 的测试项目后，建议再进行储能系统联合机组的AGC 性能测试，才能保证储能调频系统投入运行后与机组一同参与调频的安全性。

3.3 故障穿越性能测试与分析

为了模拟电网的电压与频率变化，测试时需要接入电网模拟装置，将电网模拟装置串入母线与储能系统之间。

3.3.1 低电压穿越

《电化学储能系统接入电网技术规定》要求储能系统并网点电压在图3 中曲线1 轮廓线及以上区域时，应不脱网连续运行，否则允许电化学储能系统脱网。测试时，选取0%、20%、40%、60%、80%额定电压5 个电压跌落点，并按照图3 的曲线选取跌落时间。调节储能系统工作在充电或放电状态下，控制电网模拟装置的输出电压跌落至测试点，记录储能系统的电压及电流波形。低电压穿越测试需在储能系统额定工况及轻载工况（0.1 倍至0.3 倍额定功率）各进行1 次。

储能系统工作在额定放电状态时的三相故障低电压穿越测试在0%额定电压测试点的电压、电流波形如图4 所示。20%、40%、60%、80%额定电压测试点的测试波形与0%额定电压测试点的波形相近。

由图4 可见：该储能系统具备低电压穿越能力，在并网点电压突然降低时，储能系统调整了三相电流的相位，将有功功率转为无功功率支撑电网；在电压恢复时，再逐步降低无功功率恢复有功功率。

储能系统能否通过低电压穿越测试，主要取决于储能变流器的性能。在系统电压突然降低时，变流器直流侧会出现瞬时过流现象。储能变流器中的电力电子器件可承受的最大电流为额定电流的1.5~2.0 倍左右，一般厂家为保证电力电子器件的安全，将储能电流器的过流保护定值整定得较低，在1.1~1.2 倍左右。电网发生故障电压降低时，储能变流器直流侧的过流现象，可能引发过流保护动作而使储能系统脱网。在故障恢复瞬间，也会出现换流器交流侧的过流现象。故障瞬间及恢复瞬间的过流现象是储能系统在低电压穿越过程中主要需要解决的问题。

3.3.2 高电压穿越

高电压穿越测试要求储能系统在120%~130%额定电压下能持续运行0.1 s，在110%~120%额定电压下能持续运行10 s 不脱网，具体要求如图5 所示。

测试时，选取113%及122%额定电压2 个测试点，并按照图5 中的曲线选取抬升时间，得到的测试波形如图6 所示。调节储能系统工作在充电或放电状态下，控制电网模拟装置的输出电压抬升至测试点，记录储能系统的电压及电流波形。高电压穿越测试需在储能系统额定工况及轻载工况（0.1～0.3 倍额定功率）各进行1 次。由图6 可见：在122%额定电压测试点的测试波形与113%额定电压测试点的波形一致；该储能系统具备高电压穿越能力。

对参与辅助调频的储能系统而言，当系统电压升高，储能系统不参与自动电压控制（automatic voltage control，AVC）调节，故储能系统采取有功功率及无功功率保持不变的策略，不随系统电压变化而变化。