光伏发电系统一次调频技术回顾与发展趋势

汪红波，周强明，刘恒怡，袁辉红，严泽

(1.国网湖北省电力有限公司，湖北 武汉430077；2.三峡大学，湖北 宜昌443002；3.北京清能互联科技有限公司，北京 100080)

并网光伏发电相对于其他可再生能源具有巨大优势，成为可再生能源发展的主流之一[1]。全球可再生能源装机统计数据显示，2017年和2018年的光伏装机容量在总可再生能源装机容量的占比中居于榜首[2]。中国的太阳能资源相当丰富，光伏产业发展迅速，装机规模不断扩大。据国家能源局统计，截至2019年底，我国光伏发电累计装机容量为204.3 GW，同比增长了17.3%，累计装机容量居全球首位[3]。2020年底，我国并网光伏发电装机容量达250 GW，同比增长24.1%。

光伏并网规模的大幅增长挤占了原本常规机组的份额，传统机组占比逐渐降低，作为静止元件的光伏发电系统无转动惯量，一次调频资源逐渐减少，电网频率稳定性受到威胁[4-6]。为了在不断增加光伏并网规模的同时提升电力系统频率稳定性，国内外学者针对光伏发电系统的一次调频技术开展了大量研究。

本文首先分析光伏系统的规模要求，然后从有无电储能系统下的一次调频技术2个大类出发，分别归纳多串光伏逆变器协调控制、直流链路电容器、减载控制、光伏系统和其他常规发电机协调控制、模糊控制5个方面的研究现状，以及基于电储能系统的虚拟同步发电机、微电网中电储能配合实现一次调频2个方面的有电储能的光伏电站一次调频技术研究现状。此外，从光伏、风电等新能源配置储能的经济性以及国家政策层面，分析电储能系统未来在光伏发电系统一次调频技术应用的发展趋势，总结其重点和难点。

1 光伏发电系统具备一次调频能力的重要性

1.1 大规模光伏并网对电力系统频率的影响

大多数情况下，干扰期间频率在允许范围内波动[7]。出现超出一定范围的情况时，首先由调速器装置进行一次调频，调整结果对频率稳定有一定的作用，但不能做到无差调节，需要进行二次调频。频率动态过程如图1所示[8]，图中Δf为系统频率偏差。

图1 系统频率动态过程

发电或负荷突变瞬间的系统频率偏差主要受电力系统惯性的影响。与传统机组不同，光伏发电机组的输出决定于电网指令、温度以及光照等因素，为维持最大功率输出以获取最大收益和能源效益，光伏发电机组通常运行设计为在最大功率点(maximum power point，MPP)下运行，不响应系统频率变化，无提供一次调频服务的能力[9]。

对于单一发电机模型而言，Δf与光伏发电输出功率改变量ΔPpv、其他发电机输出功率改变量ΔPG、电力系统负荷频率调节系数kload之间的关系为

(1)

由式(1)可知，当kload一定时，光伏发电规模、光伏输出波动性越大，造成的短期内系统频率变化越大。

光伏发电系统并网规模较小时，对整个系统的影响较小，煤电、气电等灵活性资源可满足电网频率调整的需求。但当光伏并网规模增大时，波动性变大，周期也变长，调速器控制系统没有足够时间来应对频率变化，频率加速下降，依靠传统机组进行一次调频和二次调频已无法满足频率缺额。因此，当光伏大规模并网时，若光伏发电系统不具备一次调频能力，电力系统惯性降低，将威胁系统频率稳定，光伏发电系统具备一次调频能力十分重要。

1.2 光伏发电系统并网要求具备一次调频能力

为解决光伏大规模并网造成的惯性降低、电网频率失稳的问题，许多地区将光伏发电机组具备一次调频能力作为其上网的前提条件[10]。例如：德国电网公司EON要求大于100 MW的光伏、风电等新能源电场应具备一次调频能力，一次调频的容量应不小于2%，且功率-频率下垂系数可调。当频率偏差不小于0.2 Hz时，场站需在30 s之内激活全部一次备用容量，且持续的时间应大于等于15 min。

我国的光伏电站并网对有功功率控制规定要求是：大、中型光伏电站需要具有限制输出功率变化率的能力，电站每分钟的最大功率变化量不宜超过安装容量的10%，但可接受因太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降速度超过最大变化率的情况[11]。山西、宁夏、山东等地要求光伏、风电等新能源电站保留有功备用或配置储能系统，只有具备一次调频功能的场站才允许并网运行。

2 无电储能下的光伏电站一次调频技术研究现状

2.1 多串光伏阵列协调控制

应用多串光伏阵列协调控制实现一次调频功能的原理是使用不同的有功功率控制策略，来协调控制多个光伏串[11]。在该系统配置中，指定1个(或多个)主光伏串在MPP模式下运行，并估计可用光伏功率最大可用功率(maximum available power，MAP)，而其他光伏串控制作为从系统，在恒定发电模式下运行，根据主光伏串设置功率限值。各光伏串的光伏功率由安装在每个光伏串上的DC/DC转换器(例如升压转换器)独立控制，如图2所示，图中：Udc为直流链路电容器的电压，Ug、Ig分别为逆变器输出的电压、电流，α1、α2为占空比。

图2 光伏发电系统的多串光伏阵列协调控制

通过该方式，可以灵活控制总光伏发电量，实现一次调频，该方法既不需要储能系统，也不需要进行光照测量。文献[12]针对该方法进行了简要讨论，但并未给出具体的控制算法，也尚未在实际运行中验证其有效性。针对此，文献[13]研究采用多串光伏逆变器系统的控制方案，并对3 kW两级光伏系统进行仿真试验，以验证delta功率控制(delta power control，DPC)策略在几种试验条件下的有效性。由于该方法具有较高的可靠性，且设备安装成本、维护成本不断降低，近年来，传统中央逆变器逐渐被多串级光伏逆变器所取代，原多用于住宅等小规模的发电系统逐步发展到光伏发电站[14-15]。虽然多串光伏逆变器协调控制无需储能系统和光照测量，但需要额外加装多个光伏串，从另一个角度上来说也是成本增加，因此有学者认为该方案的经济性有待考究。

2.2 直流链路电容器

直流链路电容器在光伏发电系统频率调节中的应用主要有3种：①通过并网逆变器直流链路电容器中存储的电磁能量模拟虚拟惯性；②通过双电层电容器，平抑由云层改变导致光照变化引起的输出波动；③利用直流链路电容来实现功率备用。

2.2.1 利用直流链路电容器模拟虚拟惯性

通过直流链路电容器模拟虚拟惯性，实质上是将分布在多个并网逆变器中的多个直流环节电容器组成超大等效电容器。该方法在不修改系统硬件的情况下，可以通过并网逆变器中直流电容器中存储的能量来模拟电力系统惯性，通过调节与电网频率成比例的直流链路电压，将直流链路电容器聚合为一个非常大的等效电容器，用作频率支持的能量缓冲器，如图3所示，图中：Udc,ref为直流链路电容器的参考电压；PLL为锁相环(phase locked loop)；IGabc和UGabc分别为电网电流与电压；Id,ref为d轴参考电流；fref为参考频率；αabc为占空比。

图3 直流链路电容器模拟虚拟惯性示意图

同步发电机的动态摆动方程为

(2)

式中：H为电力系统惯性；ΔPM、ΔPD、ΔPL分别为机械功率、需求功率、电功率变化量；t为时间。

通过直流电容器存储的电磁能量模拟的惯性响应

(3)

式中：Cdc为直流链路电容器的电容；PA,ra为逆变器的额定功率；Hc为直流链路电容器的模拟惯性。

随着直流链路电容功率增加，式(1)可变化为

(4)

文献[16]提出模拟光伏功率转换器系统直流链路电容器惯性响应的方法，定量分析虚拟惯性对系统安全性的影响；仿真结果表明，该方法在频率变化率和频率偏差方面都有一定的改善。文献[17]分析了直流链路电容对逆变器动态性能的影响，研究与直流链路电容有关的临界动态指标之间的关系，提出通过调节阻尼比，使其在最佳范围内来选择直流链路电容的方法。

2.2.2 平抑输出波动

图4 调节控制模块

光照强度变化引起的光伏输出变化由电容器吸收，直流链路电容

(5)

式中：T为采样时间；λ为所用能量与额定能量的比率；Ur和Pr分别为逆变器的额定电压和功率。

在1.2 kW光伏系统中进行仿真，调节了3%的光伏输出，以验证所提方案的有效性。此外，该方案的成本效益体现在采用最大功率点跟踪(maxim-um power point tracking，MPPT)控制来估计MAP，而不是通过价格高昂的传感器来确定。

2.2.3 利用直流链电容器实现功率备用

文献[19]提出将光伏剩余出力存储在直流链路电容器中的方法来实现功率备用控制。采用MPPT控制来估计可用光伏输出，自适应控制直流链路中存储的能量以最小化可用光伏输出，多余能量暂时存储在直流链路中，实现功率备用控制。在电网侧逆变器处，直流链路中存储的能量也被自适应控制，以缓冲MPPT运行期间光伏功率的增加，从而保证注入的交流功率与所需功率备用曲线相符。

尽管电容器具有效率高、循环寿命长等优点，但其价格昂贵，能量密度低，不能长时间保持输出，多局限于应用在小规模系统中[20]。

2.3 减载控制

减载控制的本质是使用某种方法使光伏机组偏离MPP运行，从而为频率调节保留一定的功率裕度。该方法的关键是如何准确确定MAP，同时限制光伏输出运行。本节首先介绍确定MAP的方法，然后综述现有减载控制方法，包括改进MPPT控制器、改变控制模式、依据频率变化反向调节减载率、无传感器的频率调节4种方法。

2.3.1 确定MAP的方法

确定MAP有2种方法：直接测量或实时估计。文献[21]介绍了直接测量的方法，主光伏面板在MPP模式下运行以监控MAP，而光伏面板直接使用测量的MAP。但是，这种方法仅适用于具有相同组件条件的大型光伏电站，并且需要配置通信系统。相较于直接测量，通过估计获得MAP更为常用，该方法可分为2种：一是利用太阳辐照度和温度传感器；二是使用DC/DC转换器的电压和电流测量样本来进行估计。文献[22]中利用离线数据，在实际天气条件下测量温度和太阳辐照度时计算MAP。文献[23]引入简化的光伏阵列模型，将太阳辐照度和温度信息的测量值替换到预定义模型中，以估算MAP；但该方法需要价格高昂的辐照传感器，经济性欠佳。因此，通常采用第2类方法，即通过DC/DC转换器的电压和电流测量样本来估计MAP。

2.3.2 现有减载控制方法

2.3.2.1 改进MPPT控制器

文献[24]提出具有估计系统惯性的并网光伏系统频率控制策略，将给定参考电压Udel添加至MPPT控制器，以调节光伏的功率输出，使机组偏离MPP运行，解决系统扰动期间的高初始频率偏移问题，如图5所示，图中：Umpp为光伏面板最大功率点电压；Uoc为电压上限；Idref为经过PI控制器得到的参考电流；ΔUres为光伏系统工作时实时功率的电压与最大功率点时的电压差值。

图5 光伏系统的减载控制器

在该方法中，每个区域的有效转动惯量是周期性估计的，通过根据惯性水平确定光伏的减载周期，当系统惯性不能满足初始频率偏移的要求时，光伏才偏离MPP运行参与频率响应，从而确保光伏积极参与频率调节，不限制其利用大部分可用功率的可能性。但是，无论系统辅助要求随时间如何变化，它都要求光伏持续恒定功率削减。该控制方法的经济性还有待进一步考究[25]。

2.3.2.2 改造控制器

文献[26]提出在增强系统惯性响应的下垂控制和紧急控制2种模式下的控制策略，仿真结果验证了该策略在提高频率稳定性方面的有效性，但该方法无法解决低频问题。文献[27]针对因固定下垂系数导致无法充分发挥光伏调频能力的局限性问题，提出在过频和欠频2种频率模式下，采取不同控制方式来整定下垂系数的方法。逆变器开关的下垂控制会降低逆变器惯性，为解决这个问题，文献[28]提出修改下垂参数来提高逆变器惯性，从而提高设备瞬态响应能力的方法。

2.3.2.3 依据频率变化反向调节减载率

为解决系统频率动态改变以及备用等其他约束对光伏一次调频性能的影响，文献[4]提出依据电网频率变化，并结合离线曲线拟合、在线功率跟踪和实时光照强度估算，来改变减载率的控制策略。文献[29]提出基于实时MAP估计的光伏系统参与一次调频的控制策略，根据调频定量需求来反向调节减载率，改善系统频率波动。

2.3.2.4 无传感器的频率调节方法

现有许多减载控制方法需要使用价格高昂的传感器来估计MAP。为减少设备成本，文献[30]提出基于限流功率-电流曲线的功率跟踪控制方法，该方法可以在任何环境条件下自动跟踪给定的备用率，无需光照传感器；在频率调节层，采用下垂控制和虚拟惯性控制相结合的方法来调节给定功率备用比。仿真结果表明，该方法具有良好的跟踪精度和速度，能够明显改善电力系统的频率响应，但其备用率固定，经济性、灵活性较差。为解决这个问题，文献[31]提出改进的无传感器功率备用控制方法，控制器根据系统频率变化来改变备用率，如图6所示，图中：d0为初始功率备用率，dfp为所需的功率备用率，kd为下垂增益系数，ki为惯性增益系数。

图6 虚拟惯性和下垂控制器

使用当前的采样点来实时估计MAP，结合虚拟惯性控制和下垂控制，对不同工况下的一次频率响应进行分析。通过一个改进的IEEE 9节点系统对所提控制机制进行验证，结果表明可将稳态误差控制在1%以内。

2.4 光伏系统和其他常规发电机的协调控制

文献[32]考虑无电储能的光伏-柴油混合动力系统，并对光伏系统进行降额，以获得负载变化后的功率平衡和频率调节，但未考虑负荷需求大于可用发电量的情况。在这种情况下，频率只能通过需求响应进行调节，但并未给出需求响应与不同机组之间的协调控制方法。针对这个问题，文献[33]提出由柴油发电机、光伏机组和燃料电池组成的孤岛微电网中频率控制的协调控制方案。该方案通过微电网中央控制器协调所有分布式发电机和负载的控制动作；光伏机组可提供低于其最大可能值的功率输出，降额功率被保留在一边，并在需要时作为备用使用；能量管理以光伏优先为原则，负载供电顺序依次为光伏、燃料电池、柴油发电机；最后激活需求响应以实现功率平衡。

协调控制方案的优势在于系统中已有许多常规机组存在，协调控制系统可考虑将其服务扩展到二次调频。然而，在对混合系统建模时，没有考虑诸如调速器死区、发电机速率约束和二次控制延迟等物理约束，这些非线性约束对实际电力系统的频率响应有重要影响。因此，简单的建模方法不足以分析大规模光伏发电引起的不稳定性问题[34-36]。

2.5 模糊控制

含各种非线性约束的微电网日益复杂，经典控制器无法提供适当的性能。为提高系统性能，文献[37]将结合了模糊逻辑和粒子群优化技术的、用于系统频率调节的PI控制器进行调整，仿真实验证明了该控制器与经典控制方法的有效性。文献[38]采用可再生能源渗透率较高的混合微电网小信号动态模型来分析光伏输出功率波动的影响，提出基于模糊的下垂控制模型，以限制系统在各种扰动下的频率偏移；结果表明，各种能源的协调控制具有改善系统频率响应的能力。

文献[39]提出基于模糊的光伏功率控制策略，考虑了各种系统非线性约束，如调速器死区、爬坡约束和二次控制延迟等，通过使用基于模糊控制方法使光伏偏离MPP运行。光伏减载系统的P-U特性如图7所示，图中：Pmpp为最大功率运行点对应的功率，P1和U1分别为减载操作期间的运行点功率和电压。

图7 光伏减载系统的P-U特性

该方案根据模糊控制方法并依据系统有效惯性和瞬时渗透水平来确定减载指令，光伏减载系数随时间变化而变化，比光伏的恒定减载更经济可行。文献[40]提出基于模糊控制的光伏并网系统控制策略，使用频率偏差和变化的系统惯性作为模糊控制器输入，由输出决定光伏提供一次频率控制指令；采用IEEE 14节点系统验证了所提方法能有效减小系统初始频率偏差和频率变化率。

2.6 一次调频技术对比

表1所列为无电储能的光伏系统一次调频技术对比分析。

表1 无电储能的光伏系统一次调频技术对比分析

3 电储能在光伏系统一次调频技术研究现状、发展趋势及重难点分析

电池储能系统由静态元件组成，与典型发电机或其他储能装置相比，具有非常快的响应速度。电池储能系统可通过吸收电网功率，以及在频率偏移期间向电网注入功率来满足一次频率控制的技术要求，可广泛应用于短期电能质量改善或长期能源管理。目前，电储能在光伏电站一次调频技术中的应用主要有2个方面：①对储能逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，将光伏、储能作为整体，对外具备同步发电机特性；②利用储能充放电技术快速放出或吸收功率，平滑光伏出力曲线，减小光伏输出波动性。

针对电储能在光伏一次调频技术规模化应用的影响因素，从光伏、风电等新能源侧配置储能的经济性、国家政策2个方面，对电储能在光伏系统一次调频应用的发展趋势进行分析，并总结未来电储能在光伏系统一次调频技术中的重点和难点。

3.1 基于电储能系统的虚拟同步发电机

将并网逆变器作为同步发电机运行产生虚拟惯性，是一次调频中较为常用的方法。该方法需配置一定的储能，若没有储能，虚拟同步发电机的虚拟惯性将受到其直流链路电容的限制。与同步发电机不同，虚拟同步发电机可在频率调节期间由微处理器动态修改虚拟惯性。文献[41]采用自校正算法持续改变虚拟惯性，以实现频率偏差和功率输出最小化。同时，基于总线信号研究孤岛微电网中光伏和电池储能系统的协调控制方法；根据总线电压信号，电储能和机组单元改变输出功率或操作模式，该控制需要进行模式切换，各个模式的参数难以设计，甚至在动态切换过程中可能导致系统不稳定。文献[42]交替使用2个不同的虚拟惯性值来改善频率调节的动态性。为使利润最大化，文献[43]提出基于虚拟同步控制的储能系统离网运行频率控制方法，建立虚拟同步机控制的功率变换器系统的单机数学模型，并对基于虚拟同步控制的储能系统进行分析。文献[44]以效益最大化为目标建模，未考虑爬坡速度过快造成的电池寿命缩短，从而导致的投资成本增加的问题。

3.2 微电网中电储能配合实现一次调频

电储能响应速度快，充放电灵活，可平抑光伏输出波动性，性能稳定，控制精度高，能与光伏电站协调运行，可在很大范围内弥补光伏发电系统自身调频容量的不足，提高其一次调频性能[45]。光伏发电系统配置电储能系统如图8所示。

图8 光伏发电系统配置电储能系统

文献[46]提出用于微电网一次调频的电池储能系统最佳确定方法。微电网中的微涡轮发电机、柴油发电机、燃料电池和光伏系统等电源，频率控制响应较慢。由于电池储能系统具有快速的动态响应，可以在恢复供需平衡方面发挥重要作用。鉴于电池的过载特性和荷电状态约束，研究了一种用于电池储能系统的DC/AC变换器控制方案，确定了电池储能系统参与一次调频的允许持续时间，从而延长电池的使用寿命。

为进一步提高储能装置的响应速度，有效改善惯性响应，文献[47]将超级电容器和电池储能系统组合起来，通过控制算法模拟惯性响应。具有快速动态性的超级电容器立即响应频率变化，并通过外部电压环和内部电流环执行系统控制。该方法的优点是超级电容器可在短时间内提供峰值功率，降低储能元件上的应力并提高其寿命。

文献[48]提出基于集中模型预测控制的插电式混合动力汽车、光伏和电储能协调控制方法以提高微电网的一次调频性能。协调控制的目标是抑制系统频率波动，以及最小化光伏剩余功率，从而减小电池容量。文献[49]采用不同工况下的不同案例数学模型，来分析由风电机组、柴油发电机、电池储能系统、燃料电池和光伏等组成的混合系统的动态响应；通过飞轮系统和电池储能系统等不同的储能装置来平抑光伏输出的波动性，研究表明混合系统可有效将频率偏差控制在小范围内。

文献[50]提出基于电储能和插电式电动汽车的负荷频率控制方法，用于兆瓦级分布式光伏发电的一次调频，该方法通过控制电储能来模拟虚拟惯性。控制分为2个级别：中央和本地。考虑控制区域内光伏总功率的变化，计算出最优虚拟惯性；在此基础上，确定中央电储能功率命令，并通过协调，将该中央电储能功率命令分配给本地电储能，以模拟最佳虚拟惯性。这种控制方案存在一定的风险，当中央控制器或通信链路发生故障时，孤岛微电网失去协调性能。

在储能技术发展起来之前，由于电储能的充放电效率和寿命尚未完全成熟，且其维护成本和更换成本高，给系统运营商带来了额外负担。因此，早期研究证实，在光伏发电系统配置储能装置实现一次调频功能的经济性较差[23]。

3.3 电储能未来在光伏发电系统一次调频中的应用趋势及重难点

决定电储能技术未来在光伏发电系统一次调频应用趋势的因素主要有：一是电储能技术的发展，二是光伏系统配置储能的经济性，三是国家政策。关于储能的研究最早可追溯到18世纪80年代，技术已相对成熟，在许多应用场景已实现商用。以下从光伏新能源侧配置储能的经济性、国家政策的支持2个方面来分析未来电储能在光伏发电系统一次调频技术应用中的发展趋势，并总结重点、难点。

3.3.1 新能源配置储能的经济性

电储能系统在新能源发电系统配置中的应用主要包括：①提供一次调频服务，满足电网规定的优先并网资格；②跟踪发电计划出力，平抑新能源出力波动，降低弃电率，增加企业收入；③参与调峰、调频辅助服务市场，获得辅助服务收益。

近年来，国内外纷纷出台相关优惠政策以降低发电企业配置储能装置的负担。例如德国2016年初发布了“光伏+储能”补贴计划；韩国在2015年发布相关政策，规定可大幅提升配置储能的新能源项目获得可再生能源绿色证书的权重；美国针对配置了储能系统且充电比例为75%以上的新能源发电企业，按充电比例给予30%的投资税抵免。

国内目前针对光伏、风电新能源配置储能的政策主要有2类：青海、新疆、西安等地的补贴和河南、辽宁、广西等地的中标优先。青海针对自发自储发售的省内电网电量，给予0.10元/kWh的运营补贴，使用本省产储能电池60%以上的，再额外增加0.05元/kWh的补贴；新疆对充电功率在10 MW以上、持续充电时间2 h以上、根据电力调度结构指令进入充电状态的电量，给予0.55元/kW的补偿；在广西，配置储能的项目获得开发权的得分更高，拿到项目的可能性更高。

电力市场的稳步发展为光伏等新能源发电企业配置储能带来了除补贴、税收等之外的更多收益。国内部分省份(山东、东北三省、江西、甘肃)的辅助服务市场交易规则中明确规定“新能源+储能”可参与辅助服务市场，获得辅助服务收益。

总的来说，在光伏、风电等新能源发电系统侧配置储能可获得如补贴、减免或抵免税收、提高可再生能源证书权重、项目中标优先权、参与市场交易获得的收益等单项或多项收益(优惠)，发电企业配置储能的经济性逐步彰显。

由以上分析可知，未来光伏发电系统配置电储能的经济性不再是制约电储能在光伏发电系统一次调频技术中应用的因素。

3.3.2 国家政策层面——要求保留有功备用或配置储能系统

2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了加快推进储能产业发展的原则和目标，提出到2030年实现新型储能全面市场化发展。此外还指出要推动完善新型储能检测和认证体系，推动建立储能设备制造、建设安装、运行能检测和认证体系，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测的安全管理体系。

随着“双碳”目标与新型电力系统概念的提出，新能源机组装机容量快速增长，电网运行调度面临着极大的挑战。因此，在光伏发电侧配置储能提供辅助服务、解决平抑新能源出力波动性等问题的重要性不言而喻[51]。目前国内山西、宁夏、山东等地出台政策，要求光伏、风电等新能源电站保留有功备用或者配置储能系统，只有具备一次调频功能的场站才允许并网运行。未来电化学储能技术在光伏系统一次调频技术中的应用成为显而易见的趋势。

3.3.3 未来电储能在光伏系统一次调频技术中应用的重点、难点

近年来中国电力市场飞速发展，全国已基本完成第1批8个现货试点的建设运行，第2批现货试点也正在逐步建设，以“电力中长期市场+现货电能量市场+电力辅助服务市场”的格局将逐步形成。随着电力市场的逐步完善，未来储能在光伏发电系统中如何优化参与一次调频、现货电能量市场、调峰调频等辅助服务市场，从而获取多重收益，成为研究的重点、难点之一。

此外，电储能的安全问题一直困扰着电力行业，2018年，韩国共有23个储能电站起火。电储能起火主要与电池单体、储能电池管理系统、热管理等有关，任一环节出问题，均可能引起火灾。而且，因材料特殊，目前尚无有效的灭火措施。如何在技术上解决这个难题，也是未来电储能在光伏发电系统一次调频技术中规模应用的重点、难点之一。

4 结论与展望

无储能的光伏发电系统一次调频技术方案的不足体现在：①多串光伏逆变器协调控制需要安装多个光伏逆变器，成本较大；②直流链路电容器的电容器价格高昂，经济性差；③减载控制本质使光伏发电系统偏离最大功率运行点运行，且许多减载控制方案需要价格高昂的传感器来估计MAP，从经济性的角度来看也并非最佳方案；④模糊控制不需要建立精确模型，但缺乏系统性，无法定义控制目标；⑤光伏发电系统和其他常规发电机的协调控制只适用于有其他常规发电机组的光伏电站，但许多光伏电站单独建设运营。

早期电储能在光伏发电系统一次调频技术中应用的不足主要体现在电储能的充放电效率和寿命不成熟，且安装维护成本高；因此，早期研究认为，在光伏发电系统配置储能装置实现一次调频功能经济性差。随着电储能技术的发展，其安装维护成本大幅降低，且电储能寿命、充放电效率得以保证(许多电化学储能在1日充放电2次的情况下能达15年寿命、充放电效率高达95%)，原本制约的因素不复存在；此外，多省密集发布鼓励或强制光伏、风电等新能源配置储能的政策。因此，不管从技术上还是政策上来看，未来光伏发电系统一次调频技术的发展必然离不开电储能。

尽管电储能技术发展已相对成熟，但目前在光伏发电系统中的规模化应用还需解决2个重点、难点问题：一是如何优化一次调频、参与电能量市场与辅助服务市场从而使获得的多重收益最优的问题；二是储能的安全问题。