电网侧电化学储能电站AGC控制策略优化及试验分析

张江丰，苏 烨，孙坚栋，郑可轲，梅 简，汪自翔，陆生兵，岳华飞

(1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，浙江 杭州 310014；2.杭州意能电力技术有限公司，浙江 杭州 310014；3.国网浙江长兴县供电有限公司，浙江 湖州 313100；4.南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102)

随着可再生能源在电力系统中的占比不断提高，尤其是风电、光伏等具有间歇性、波动性和随机性等发电特性的新能源高渗透率给电力系统的安全稳定运行与控制带来了巨大挑战。储能系统具有灵活的双向互动性能，在新能源消纳中发挥了非常重要的作用[1-5]。另外，随着华东特高压交直流电网的不断并网投运，特高压紧急闭锁导致的大功率缺额在短时间内造成区域电网频率异常波动，急需区域电网具备紧急频率调节控制能力[6-7]。储能系统在电网紧急控制与频率快速响应方面具有重要的应用价值，特别是电化学储能系统因其储能变流器(process control system，PCS)具有响应速度快、调节精度高等显著优点，相比于其他类型的储能系统，具有更优良的功率调节性能和频率控制能力[8-10]。

近年来，中国电网侧储能电站发展非常迅速，尤其是广东、江苏、湖南、浙江等省级电网建设投运了一批电网侧电化学储能电站，这些储能电站可以为电网提供调频、调峰、备用、黑启动等多种辅助服务品种，缓解区域电网运行压力，提高电网运行效率和弹性承载能力[11-12]。当前，国内电化学储能电站主要受调度中心控制，在运行过程中，储能电站的能量管理系统(energy management system，EMS)接收由调度下发的自动发电控制(automatic generation control，AGC)指令，从而实现全站功率调节指令的分配计算和下发[13]。国内绝大多数储能电站仅仅实现了储能电站级AGC控制，不具备对独立储能单元进行AGC控制能力，降低了电网对储能等优异调峰调频资源的调控灵活度。

此外，站端EMS在计算全站最大可用充/放电功率和分配PCS调节指令时，需要监测各电池簇组及其PCS的告警和故障信息，但目前并不考虑各电池簇组的能效差异性[14]。然而，由于电化学储能电站的电池数量众多，在长期统一充放电过程中，各组电池在电池荷电状态(state of charge，SOC)和能效特性方面必然存在较大的偏差，部分运行场景下就会出现电站效率低、损耗大等不良工况，不仅降低了储能系统经济性，也损害了电池寿命，减少了电池可运行时间。

为了提升电网侧电化学储能电站的运行效率和调控灵活性，本文以浙江省首座电网侧10 kV铅碳电池储能电站为例，介绍浙江电网侧电化学储能电站AGC控制结构、控制模式、控制策略以及现场测试分析结果。

1 电化学储能电站AGC控制

浙江省首座电网侧铅碳电池储能电站——雉城储能电站，浙江长兴投运后在夏季迎峰度夏时段充分发挥了电池储能系统调峰、调频、应急响应的作用，解决了湖州长兴地区夏季负荷供电缺口，有效增加了电网的调节手段和调节能力，有助于电网安全稳定运行。以该储能电站为例，介绍浙江电网侧电化学储能电站AGC控制结构和AGC控制对象。

1.1 储能AGC控制结构

雉城储能电站总装机12 MW，总容量24 MW·h，配置单台容量为0.5 MW的PCS共24台，储能电池选用浙江某公司生产的铅碳蓄电池，每只电池容量12 V/200 Ah，共20 160只。电站由6个独立储能单元构成，每个储能单元由1台升压变、4台0.5 MW的PCS、4 MW·h铅碳储能电池(8簇)、4套电池管理系统(BMS)、4台直流汇流柜、1台交流汇流柜组成。电站通过10 kV金城309线、10 kV陵雉314线接入浙江电网，电站AGC功能受浙江电力调控中心调度控制。为了提高浙江电网调节的灵活性，该储能电站首次配置了独立储能单元的AGC控制功能。

电网侧储能电站AGC控制总体结构框图如图1所示。储能电站EMS通过远端测控单元(RTU)接收到调度中心实时下发的AGC指令主要由3部分构成：

1)电网调度中心根据控制区的区域控制偏差(ACE)结合频率负荷特性计算出功率调节需求；

2)由负荷经济调度预测得到的生产计划曲线生成基点功率值；

3)电网调度中心对所采集的新能源电站功率进行低通滤波后，计算生成新能源电站功率波动平抑指令。

图1 电网侧储能电站AGC控制总体结构框图Figure 1 Structure diagram of AGC control of grid-side energy storage power station

储能电站EMS根据AGC指令与并网点反馈的有功功率计算出功率调节偏差，储能协调控制器对功率调节偏差进行一次调频频差闭锁约束，同时在线监测6个独立储能单元(24组电池簇)的实时运行数据。在满足响应速度与准确性的前提下，储能协调控制器通过预定AGC控制策略整定计算出各电池簇组PCS间的功率调节指令，并将功率调节指令直接分配至PCS，实现全站或独立储能单元有功功率的自动增减，从而达到储能电站或单元主动参与电网频率调节控制的目的。储能电站或单元参与电网频率控制原理框图如图2所示。

图2 储能电站或单元参与电网频率控制原理Figure 2 Schematic diagram of energy storage power station or unit participating in grid frequency control

1.2 储能AGC控制对象

浙江电网侧储能电站除配置电站级AGC控制的基本功能外，首次部署了独立储能单元的AGC直接控制功能，提升了浙江电网对电化学储能等高效调峰调频资源的调控灵活性。如图3所示，10 kV雉城储能电站由6个独立储能单元构成，每个储能单元配置4台500 kW的PCS和8簇4 MW·h铅碳储能电池组。操作员可以在电站EMS监控画面上选择AGC控制对象，并将所选的AGC控制对象信息上送至调度中心完成AGC信息闭环。如：操作员将#1储能单元AGC控制投入，#2～#6储能单元AGC控制撤出，全站AGC控制撤出。此时，调度中心能够实现对雉城#1储能单元的AGC独立调度控制。

图3 10 kV雉城储能电站一次接线示意Figure 3 Schematic diagram of the primary wiring of Zhicheng energy storage power station

2 考虑电池能效的AGC控制策略优化

目前，浙江电网侧电化学储能电站主要受浙江电力调度机构控制，在运行过程中，储能电站接收到调度下发的AGC指令后，根据储能电站EMS所选择的AGC控制对象是全站或某个独立储能单元，对AGC指令进行最大可充放电功率上/下限值约束，同时AGC指令还要进行一次调频闭锁约束。然后，储能协调控制器根据预选的功率分配策略进行PCS功率控制指令计算。全站或独立储能单元AGC控制策略计算流程如图4所示。

图4 储能AGC控制策略(优化)指令计算流程Figure 4 Energy storage AGC control strategy (optimization) instruction calculation flowchart

当前，国内电网侧储能电站在监测各电池簇组和PCS的故障或告警基础上，绝大多数仅仅采取等比例或等裕度分配策略生成各电池簇组PCS的功率控制指令，并不考虑电池簇组的能效差异性。然而，由于电化学储能电站的电池数量众多，在长期统一的充放电过程中各组电池必然存在SOC和能效特性较大偏差，在部分运行场景下就会出现电池效率低、损耗大等不良工况，不仅降低了储能系统经济效益，也损害了电池寿命，减少了电池可运行时间。

目前，电网侧储能电站的充放电策略主要有2种：①根据每台PCS当前可用充放电功率进行等比例分配(简称等比例算法)；②根据每台PCS充放电功率与额度功率的占比进行等裕度分配(简称等裕度算法)。但这2种功率分配策略均没有考虑电池能耗问题。

因此，本文在等比例或等裕度分配策略的基础上引入电池能耗影响因子，对AGC指令的功率分配策略进行优化，并应用于浙江雉城12 MW/24 MW·h电网侧储能电站(电池充放电SOC约束区间为[10%，80%])，指令计算流程见图4。

2.1 等比例分配策略

若储能电站共有n台PCS，单台PCS的充放电功率记为Pi，则储能电站各PCS的充放电功率应满足调度AGC指令的功率约束：

(1)

当储能AGC控制策略采用等比例分配算法时，每台PCS的充放电功率应满足等式约束：

P1=P2=…=Pn

(2)

将式(2)代入式(1)，得到

(3)

其中，Ps为该PCS当前实发功率。由式(3)可计算出某台PCS的充放电功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.2 等裕度分配策略

同理，当储能AGC控制策略采用等裕度分配算法时，则每台PCS的充放电功率应同时满足式(1)和另一等式约束，即

(4)

将式(4)代入式(1)，得到

(5)

其中，Pei为该PCS额定功率。由式(5)可计算出某台PCS的充放电功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.3 引入电池能耗因子

显然，当利用储能AGC控制策略计算单台PCS充放电功率控制指令时，若引入电池能耗因子Ki，则每台PCS的充放电功率应同时满足等式约束：

PAGC=

(6)

(7)

根据电池材料及电荷特性，某簇电池组的能耗因子Ki与该簇组电池的充放电循环次数、运行时长和日历寿命相关，记为

Ki=f(Ci,Hi,Di)

(8)

式中Ci为某簇组电池的充放电循环次数；Hi为运行时长；Di为日历寿命。

由于充放电循环次数、运行时长等参数与电池簇组的能耗因子呈反比，故某簇组电池充放电循环次数在AGC功率分配中的影响因子可用该电池簇组充放电循环次数Ci占电池簇组平均充放电循环次数average(C1,C2,…,Cn)比重的倒数来表示，记为ηCi，满足等式：

(9)

同理，运行时长的影响因子记为ηHi的影响因子，并且分别满足：

(10)

由于电池簇组的日历寿命与能耗因子呈正比，故某簇组日历寿命在AGC功率分配中的影响因子可用该电池簇组充放电循环次数Di占电池簇组平均充放电循环次数average(D1,D2,…,Dn)比重来表示，记为ηDi，满足：

(11)

则某簇电池组影响因子可记为ηi，并满足：

ηi=ηCi·ηHi·ηDi

(12)

因此，某簇电池组在AGC功率分配中的能耗因子可用该电池簇组影响因子ηi占电池簇组平均影响因子average(η1,η2,…,ηn)的比重来表示，记为Ki，并满足：

(13)

对于因出现部分PCS告警或者BMS告警等异常情况导致PCS功率指令计算分配结果越过功率限制值的工况，要采用凸规划进行求解[15-16]。对等比例分配策略、等裕度分配策略以及引入能耗因子优化后的策略进行现场实际测试比对，基于现场测试数据进行分析比较，以确定不同分配策略对储能AGC控制时各PCS运行工况的影响。

3 电化学储能电站AGC现场测试

3.1 AGC现场测试重点

根据《电力系统安全稳定导则》(GB 38755—2019)、《电网运行准则》(GB/T 31464—2015)、《电化学储能系统接入电网技术规定》(GB/T 36547—2018)、《电化学储能系统接入电网测试规范》(GB/T 36548—2018)、《电力系统网源协调技术规范》(DL/T 1870—2018)和华东监能市场〔2019〕30号《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》等文件要求，浙江电网侧储能电站AGC功能现场测试需要重点验证以下内容。

1)信息通信精确性测试。主要验证调度AGC主站与电站间的遥调、遥信、遥测等信息通信是否精确。

2)AGC控制参数和策略的检查及验证。在电站侧检查有功协调控制周期、有功分配算法、有功调节死区、电池组SOC控制上/下限值等AGC控制相关参数定值是否配置正确。同时，验证储能AGC调节启动条件、调度指令校验、调节功能闭锁等控制逻辑及策略的正确性。

3)独立储能单元或储能电站的AGC调节速率及调节精度测试。在AGC控制模式下，验证独立储能单元或储能电站能否自动跟踪调度AGC指令，采取正确高效的功率分配策略进行计算与控制。测试独立储能单元或全站有功功率对AGC指令的响应时间、调节速率和调节精度等性能是否满足电网技术要求。

3.2 AGC现场联调测试步骤

对雉城储能电站分别开展独立储能单元和全站的AGC现场试验，以其中#2储能单元为例分析独立储能单元AGC现场测试基本过程。

3.2.1 独立储能单元AGC测试基本步骤

1)电站须撤出AGC控制方式，验证调度AGC主站与电站间的遥信是否正确，遥调、遥测等信息是否收到，精度能否满足要求。

2)检查储能单元AGC有功出力上/下限值、调节死区、有功分配策略等参数设置值。

3)储能单元负荷闭环控制投入，#2储能单元AGC控制投入，#1、#3～#6储能单元AGC控制退出，EMS监测的电池、PCS等各项相关参数均正常稳定。

4)调度中心依次下发AGC指令：0 →2→-2→2 →0→-2→0 MW，确认#2储能单元依据AGC指令快速进行负荷升降响应，记录曲线，进行试验结果分析。

3.2.2 全站AGC测试基本步骤

1)电站须撤出AGC控制方式，参照上述步骤1完成全站AGC控制相关的遥信、遥调、遥测等信息核对。

2)检查储能电站和各独立单元的AGC有功出力上/下限值、调节死区、有功分配策略等参数设置是否正确。

3)储能电站和各独立单元的负荷闭环控制均投入，储能电站AGC投入，EMS监测的电池、PCS等各项相关参数均正常稳定。

4)调度中心依次下发AGC指令：0→6→12→6→0 MW、0→-6→-12→-6→0 MW、0→12→-12→12→0 MW，确认储能电站依据AGC指令快速进行负荷升降响应，记录曲线，进行试验结果分析。

4 AGC测试结果分析

4.1 独立储能单元试验结果分析

根据独立储能单元AGC测试步骤并确认协调控制器中AGC控制策略为等比例分配策略，依次记录AGC指令、储能单元实际负荷及其PCS指令等数据。通过整理分析试验数据可知，在对储能单元进行AGC调控时，平均响应滞后时间为42.20 ms，平均调节时间157.95 ms，平均调节速率达到258%Pe/300 ms以上，平均稳态误差控制在±0.78%Pe以内，具体结果如表1所示。

表1 储能单元试验数据分析处理Table 1 Energy storage power unit test data analysis and processing table

4.2 全站试验结果分析

根据全站AGC测试步骤并确认协调控制器中AGC控制策略为等比例分配策略，依次记录AGC指令、储能电站实际负荷及其PCS指令等数据。通过整理分析试验数据可知，在对储能电站进行AGC调控时，平均响应滞后时间为43.29 ms，平均调节时间202.09 ms，平均调节速率达到115%Pe/300 ms以上，平均稳态误差控制在±0.97%Pe以内，具体结果如表2所示。显然，在采用相同AGC控制策略—等比例分配策略时，测试数据表明全站AGC控制相比于独立储能单元控制时调节速率、响应滞后时间、稳态误差等性能均有所降低。

表2 储能电站试验数据分析处理Table 2 Energy storage power station test data analysis and processing table

4.3 策略优化后对比分析

对#2储能单元分别进行AGC策略优化前、后对比测试，并基于测试数据计算给定样本方差，测试结果如表3所示。从测试结果可以看出，在PCS初始状态为0时，等裕度和等比例算法的策略分配计算结果是一致的。随着AGC指令调节需求的增加，本文算法的策略分配计算结果的差异性逐渐增大，表明在不同AGC指令工况下，本文所提出的AGC优化策略是有效可行的。

表3 3种分配算法的数据分析比较Table 3 Data analysis and comparison of three allocation algorithms

5 结语

对于电网侧电化学储能电站的AGC运行控制，本文重点分析了基于电池能耗因子的电网侧电化学储能电站AGC控制策略优化算法，并且对比现有的AGC控制策略进行了不同工况和不同控制对象的现场测试。基于现场测试数据的分析表明，本文所提的算法是可行有效的。此外，电网侧电化学储能电站的最优AGC策略应随着AGC指令工况和运行场景的变化而进行选择，单一AGC控制策略不能满足所有的运行场景需求。鉴于目前浙江电网侧电化学储能电站运行考核评价指标尚未明确，各项标准尚不健全，电网侧电化学储能电站的AGC运行控制及管理尚有很多值得挖掘和提升的空间。