電網側電化學儲能電站AGC控制策略優(yōu)化及試驗分析

張江豐，蘇 燁，孫堅棟，鄭可軻，梅 簡，汪自翔，陸生兵，岳華飛

(1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，浙江 杭州 310014；2.杭州意能電力技術有限公司，浙江 杭州 310014；3.國網浙江長興縣供電有限公司，浙江 湖州 313100；4.南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102)

隨著可再生能源在電力系統(tǒng)中的占比不斷提高，尤其是風電、光伏等具有間歇性、波動性和隨機性等發(fā)電特性的新能源高滲透率給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行與控制帶來了巨大挑戰(zhàn)。儲能系統(tǒng)具有靈活的雙向互動性能，在新能源消納中發(fā)揮了非常重要的作用[1-5]。另外，隨著華東特高壓交直流電網的不斷并網投運，特高壓緊急閉鎖導致的大功率缺額在短時間內造成區(qū)域電網頻率異常波動，急需區(qū)域電網具備緊急頻率調節(jié)控制能力[6-7]。儲能系統(tǒng)在電網緊急控制與頻率快速響應方面具有重要的應用價值，特別是電化學儲能系統(tǒng)因其儲能變流器(process control system，PCS)具有響應速度快、調節(jié)精度高等顯著優(yōu)點，相比于其他類型的儲能系統(tǒng)，具有更優(yōu)良的功率調節(jié)性能和頻率控制能力[8-10]。

近年來，中國電網側儲能電站發(fā)展非常迅速，尤其是廣東、江蘇、湖南、浙江等省級電網建設投運了一批電網側電化學儲能電站，這些儲能電站可以為電網提供調頻、調峰、備用、黑啟動等多種輔助服務品種，緩解區(qū)域電網運行壓力，提高電網運行效率和彈性承載能力[11-12]。當前，國內電化學儲能電站主要受調度中心控制，在運行過程中，儲能電站的能量管理系統(tǒng)(energy management system，EMS)接收由調度下發(fā)的自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)指令，從而實現(xiàn)全站功率調節(jié)指令的分配計算和下發(fā)[13]。國內絕大多數(shù)儲能電站僅僅實現(xiàn)了儲能電站級AGC控制，不具備對獨立儲能單元進行AGC控制能力，降低了電網對儲能等優(yōu)異調峰調頻資源的調控靈活度。

此外，站端EMS在計算全站最大可用充/放電功率和分配PCS調節(jié)指令時，需要監(jiān)測各電池簇組及其PCS的告警和故障信息，但目前并不考慮各電池簇組的能效差異性[14]。然而，由于電化學儲能電站的電池數(shù)量眾多，在長期統(tǒng)一充放電過程中，各組電池在電池荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)和能效特性方面必然存在較大的偏差，部分運行場景下就會出現(xiàn)電站效率低、損耗大等不良工況，不僅降低了儲能系統(tǒng)經濟性，也損害了電池壽命，減少了電池可運行時間。

為了提升電網側電化學儲能電站的運行效率和調控靈活性，本文以浙江省首座電網側10 kV鉛碳電池儲能電站為例，介紹浙江電網側電化學儲能電站AGC控制結構、控制模式、控制策略以及現(xiàn)場測試分析結果。

1 電化學儲能電站AGC控制

浙江省首座電網側鉛碳電池儲能電站——雉城儲能電站，浙江長興投運后在夏季迎峰度夏時段充分發(fā)揮了電池儲能系統(tǒng)調峰、調頻、應急響應的作用，解決了湖州長興地區(qū)夏季負荷供電缺口，有效增加了電網的調節(jié)手段和調節(jié)能力，有助于電網安全穩(wěn)定運行。以該儲能電站為例，介紹浙江電網側電化學儲能電站AGC控制結構和AGC控制對象。

1.1 儲能AGC控制結構

雉城儲能電站總裝機12 MW，總容量24 MW·h，配置單臺容量為0.5 MW的PCS共24臺，儲能電池選用浙江某公司生產的鉛碳蓄電池，每只電池容量12 V/200 Ah，共20 160只。電站由6個獨立儲能單元構成，每個儲能單元由1臺升壓變、4臺0.5 MW的PCS、4 MW·h鉛碳儲能電池(8簇)、4套電池管理系統(tǒng)(BMS)、4臺直流匯流柜、1臺交流匯流柜組成。電站通過10 kV金城309線、10 kV陵雉314線接入浙江電網，電站AGC功能受浙江電力調控中心調度控制。為了提高浙江電網調節(jié)的靈活性，該儲能電站首次配置了獨立儲能單元的AGC控制功能。

電網側儲能電站AGC控制總體結構框圖如圖1所示。儲能電站EMS通過遠端測控單元(RTU)接收到調度中心實時下發(fā)的AGC指令主要由3部分構成：

1)電網調度中心根據控制區(qū)的區(qū)域控制偏差(ACE)結合頻率負荷特性計算出功率調節(jié)需求；

2)由負荷經濟調度預測得到的生產計劃曲線生成基點功率值；

3)電網調度中心對所采集的新能源電站功率進行低通濾波后，計算生成新能源電站功率波動平抑指令。

圖1 電網側儲能電站AGC控制總體結構框圖Figure 1 Structure diagram of AGC control of grid-side energy storage power station

儲能電站EMS根據AGC指令與并網點反饋的有功功率計算出功率調節(jié)偏差，儲能協(xié)調控制器對功率調節(jié)偏差進行一次調頻頻差閉鎖約束，同時在線監(jiān)測6個獨立儲能單元(24組電池簇)的實時運行數(shù)據。在滿足響應速度與準確性的前提下，儲能協(xié)調控制器通過預定AGC控制策略整定計算出各電池簇組PCS間的功率調節(jié)指令，并將功率調節(jié)指令直接分配至PCS，實現(xiàn)全站或獨立儲能單元有功功率的自動增減，從而達到儲能電站或單元主動參與電網頻率調節(jié)控制的目的。儲能電站或單元參與電網頻率控制原理框圖如圖2所示。

圖2 儲能電站或單元參與電網頻率控制原理Figure 2 Schematic diagram of energy storage power station or unit participating in grid frequency control

1.2 儲能AGC控制對象

浙江電網側儲能電站除配置電站級AGC控制的基本功能外，首次部署了獨立儲能單元的AGC直接控制功能，提升了浙江電網對電化學儲能等高效調峰調頻資源的調控靈活性。如圖3所示，10 kV雉城儲能電站由6個獨立儲能單元構成，每個儲能單元配置4臺500 kW的PCS和8簇4 MW·h鉛碳儲能電池組。操作員可以在電站EMS監(jiān)控畫面上選擇AGC控制對象，并將所選的AGC控制對象信息上送至調度中心完成AGC信息閉環(huán)。如：操作員將#1儲能單元AGC控制投入，#2～#6儲能單元AGC控制撤出，全站AGC控制撤出。此時，調度中心能夠實現(xiàn)對雉城#1儲能單元的AGC獨立調度控制。

圖3 10 kV雉城儲能電站一次接線示意Figure 3 Schematic diagram of the primary wiring of Zhicheng energy storage power station

2 考慮電池能效的AGC控制策略優(yōu)化

目前，浙江電網側電化學儲能電站主要受浙江電力調度機構控制，在運行過程中，儲能電站接收到調度下發(fā)的AGC指令后，根據儲能電站EMS所選擇的AGC控制對象是全站或某個獨立儲能單元，對AGC指令進行最大可充放電功率上/下限值約束，同時AGC指令還要進行一次調頻閉鎖約束。然后，儲能協(xié)調控制器根據預選的功率分配策略進行PCS功率控制指令計算。全站或獨立儲能單元AGC控制策略計算流程如圖4所示。

圖4 儲能AGC控制策略(優(yōu)化)指令計算流程Figure 4 Energy storage AGC control strategy (optimization) instruction calculation flowchart

當前，國內電網側儲能電站在監(jiān)測各電池簇組和PCS的故障或告警基礎上，絕大多數(shù)僅僅采取等比例或等裕度分配策略生成各電池簇組PCS的功率控制指令，并不考慮電池簇組的能效差異性。然而，由于電化學儲能電站的電池數(shù)量眾多，在長期統(tǒng)一的充放電過程中各組電池必然存在SOC和能效特性較大偏差，在部分運行場景下就會出現(xiàn)電池效率低、損耗大等不良工況，不僅降低了儲能系統(tǒng)經濟效益，也損害了電池壽命，減少了電池可運行時間。

目前，電網側儲能電站的充放電策略主要有2種：①根據每臺PCS當前可用充放電功率進行等比例分配(簡稱等比例算法)；②根據每臺PCS充放電功率與額度功率的占比進行等裕度分配(簡稱等裕度算法)。但這2種功率分配策略均沒有考慮電池能耗問題。

因此，本文在等比例或等裕度分配策略的基礎上引入電池能耗影響因子，對AGC指令的功率分配策略進行優(yōu)化，并應用于浙江雉城12 MW/24 MW·h電網側儲能電站(電池充放電SOC約束區(qū)間為[10%，80%])，指令計算流程見圖4。

2.1 等比例分配策略

若儲能電站共有n臺PCS，單臺PCS的充放電功率記為Pi，則儲能電站各PCS的充放電功率應滿足調度AGC指令的功率約束：

(1)

當儲能AGC控制策略采用等比例分配算法時，每臺PCS的充放電功率應滿足等式約束：

P1=P2=…=Pn

(2)

將式(2)代入式(1)，得到

(3)

其中，Ps為該PCS當前實發(fā)功率。由式(3)可計算出某臺PCS的充放電功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.2 等裕度分配策略

同理，當儲能AGC控制策略采用等裕度分配算法時，則每臺PCS的充放電功率應同時滿足式(1)和另一等式約束，即

(4)

將式(4)代入式(1)，得到

(5)

其中，Pei為該PCS額定功率。由式(5)可計算出某臺PCS的充放電功率控制指令Pi和功率控制偏差ΔPi。

2.3 引入電池能耗因子

顯然，當利用儲能AGC控制策略計算單臺PCS充放電功率控制指令時，若引入電池能耗因子Ki，則每臺PCS的充放電功率應同時滿足等式約束：

PAGC=

(6)

(7)

根據電池材料及電荷特性，某簇電池組的能耗因子Ki與該簇組電池的充放電循環(huán)次數(shù)、運行時長和日歷壽命相關，記為

Ki=f(Ci,Hi,Di)

(8)

式中Ci為某簇組電池的充放電循環(huán)次數(shù)；Hi為運行時長；Di為日歷壽命。

由于充放電循環(huán)次數(shù)、運行時長等參數(shù)與電池簇組的能耗因子呈反比，故某簇組電池充放電循環(huán)次數(shù)在AGC功率分配中的影響因子可用該電池簇組充放電循環(huán)次數(shù)Ci占電池簇組平均充放電循環(huán)次數(shù)average(C1,C2,…,Cn)比重的倒數(shù)來表示，記為ηCi，滿足等式：

(9)

同理，運行時長的影響因子記為ηHi的影響因子，并且分別滿足：

(10)

由于電池簇組的日歷壽命與能耗因子呈正比，故某簇組日歷壽命在AGC功率分配中的影響因子可用該電池簇組充放電循環(huán)次數(shù)Di占電池簇組平均充放電循環(huán)次數(shù)average(D1,D2,…,Dn)比重來表示，記為ηDi，滿足：

(11)

則某簇電池組影響因子可記為ηi，并滿足：

ηi=ηCi·ηHi·ηDi

(12)

因此，某簇電池組在AGC功率分配中的能耗因子可用該電池簇組影響因子ηi占電池簇組平均影響因子average(η1,η2,…,ηn)的比重來表示，記為Ki，并滿足：

(13)

對于因出現(xiàn)部分PCS告警或者BMS告警等異常情況導致PCS功率指令計算分配結果越過功率限制值的工況，要采用凸規(guī)劃進行求解[15-16]。對等比例分配策略、等裕度分配策略以及引入能耗因子優(yōu)化后的策略進行現(xiàn)場實際測試比對，基于現(xiàn)場測試數(shù)據進行分析比較，以確定不同分配策略對儲能AGC控制時各PCS運行工況的影響。

3 電化學儲能電站AGC現(xiàn)場測試

3.1 AGC現(xiàn)場測試重點

根據《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》(GB 38755—2019)、《電網運行準則》(GB/T 31464—2015)、《電化學儲能系統(tǒng)接入電網技術規(guī)定》(GB/T 36547—2018)、《電化學儲能系統(tǒng)接入電網測試規(guī)范》(GB/T 36548—2018)、《電力系統(tǒng)網源協(xié)調技術規(guī)范》(DL/T 1870—2018)和華東監(jiān)能市場〔2019〕30號《華東區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》等文件要求，浙江電網側儲能電站AGC功能現(xiàn)場測試需要重點驗證以下內容。

1)信息通信精確性測試。主要驗證調度AGC主站與電站間的遙調、遙信、遙測等信息通信是否精確。

2)AGC控制參數(shù)和策略的檢查及驗證。在電站側檢查有功協(xié)調控制周期、有功分配算法、有功調節(jié)死區(qū)、電池組SOC控制上/下限值等AGC控制相關參數(shù)定值是否配置正確。同時，驗證儲能AGC調節(jié)啟動條件、調度指令校驗、調節(jié)功能閉鎖等控制邏輯及策略的正確性。

3)獨立儲能單元或儲能電站的AGC調節(jié)速率及調節(jié)精度測試。在AGC控制模式下，驗證獨立儲能單元或儲能電站能否自動跟蹤調度AGC指令，采取正確高效的功率分配策略進行計算與控制。測試獨立儲能單元或全站有功功率對AGC指令的響應時間、調節(jié)速率和調節(jié)精度等性能是否滿足電網技術要求。

3.2 AGC現(xiàn)場聯(lián)調測試步驟

對雉城儲能電站分別開展獨立儲能單元和全站的AGC現(xiàn)場試驗，以其中#2儲能單元為例分析獨立儲能單元AGC現(xiàn)場測試基本過程。

3.2.1 獨立儲能單元AGC測試基本步驟

1)電站須撤出AGC控制方式，驗證調度AGC主站與電站間的遙信是否正確，遙調、遙測等信息是否收到，精度能否滿足要求。

2)檢查儲能單元AGC有功出力上/下限值、調節(jié)死區(qū)、有功分配策略等參數(shù)設置值。

3)儲能單元負荷閉環(huán)控制投入，#2儲能單元AGC控制投入，#1、#3～#6儲能單元AGC控制退出，EMS監(jiān)測的電池、PCS等各項相關參數(shù)均正常穩(wěn)定。

4)調度中心依次下發(fā)AGC指令：0 →2→-2→2 →0→-2→0 MW，確認#2儲能單元依據AGC指令快速進行負荷升降響應，記錄曲線，進行試驗結果分析。

3.2.2 全站AGC測試基本步驟

1)電站須撤出AGC控制方式，參照上述步驟1完成全站AGC控制相關的遙信、遙調、遙測等信息核對。

2)檢查儲能電站和各獨立單元的AGC有功出力上/下限值、調節(jié)死區(qū)、有功分配策略等參數(shù)設置是否正確。

3)儲能電站和各獨立單元的負荷閉環(huán)控制均投入，儲能電站AGC投入，EMS監(jiān)測的電池、PCS等各項相關參數(shù)均正常穩(wěn)定。

4)調度中心依次下發(fā)AGC指令：0→6→12→6→0 MW、0→-6→-12→-6→0 MW、0→12→-12→12→0 MW，確認儲能電站依據AGC指令快速進行負荷升降響應，記錄曲線，進行試驗結果分析。

4 AGC測試結果分析

4.1 獨立儲能單元試驗結果分析

根據獨立儲能單元AGC測試步驟并確認協(xié)調控制器中AGC控制策略為等比例分配策略，依次記錄AGC指令、儲能單元實際負荷及其PCS指令等數(shù)據。通過整理分析試驗數(shù)據可知，在對儲能單元進行AGC調控時，平均響應滯后時間為42.20 ms，平均調節(jié)時間157.95 ms，平均調節(jié)速率達到258%Pe/300 ms以上，平均穩(wěn)態(tài)誤差控制在±0.78%Pe以內，具體結果如表1所示。

表1 儲能單元試驗數(shù)據分析處理Table 1 Energy storage power unit test data analysis and processing table

4.2 全站試驗結果分析

根據全站AGC測試步驟并確認協(xié)調控制器中AGC控制策略為等比例分配策略，依次記錄AGC指令、儲能電站實際負荷及其PCS指令等數(shù)據。通過整理分析試驗數(shù)據可知，在對儲能電站進行AGC調控時，平均響應滯后時間為43.29 ms，平均調節(jié)時間202.09 ms，平均調節(jié)速率達到115%Pe/300 ms以上，平均穩(wěn)態(tài)誤差控制在±0.97%Pe以內，具體結果如表2所示。顯然，在采用相同AGC控制策略—等比例分配策略時，測試數(shù)據表明全站AGC控制相比于獨立儲能單元控制時調節(jié)速率、響應滯后時間、穩(wěn)態(tài)誤差等性能均有所降低。

表2 儲能電站試驗數(shù)據分析處理Table 2 Energy storage power station test data analysis and processing table

4.3 策略優(yōu)化后對比分析

對#2儲能單元分別進行AGC策略優(yōu)化前、后對比測試，并基于測試數(shù)據計算給定樣本方差，測試結果如表3所示。從測試結果可以看出，在PCS初始狀態(tài)為0時，等裕度和等比例算法的策略分配計算結果是一致的。隨著AGC指令調節(jié)需求的增加，本文算法的策略分配計算結果的差異性逐漸增大，表明在不同AGC指令工況下，本文所提出的AGC優(yōu)化策略是有效可行的。

表3 3種分配算法的數(shù)據分析比較Table 3 Data analysis and comparison of three allocation algorithms

5 結語

對于電網側電化學儲能電站的AGC運行控制，本文重點分析了基于電池能耗因子的電網側電化學儲能電站AGC控制策略優(yōu)化算法，并且對比現(xiàn)有的AGC控制策略進行了不同工況和不同控制對象的現(xiàn)場測試?；诂F(xiàn)場測試數(shù)據的分析表明，本文所提的算法是可行有效的。此外，電網側電化學儲能電站的最優(yōu)AGC策略應隨著AGC指令工況和運行場景的變化而進行選擇，單一AGC控制策略不能滿足所有的運行場景需求。鑒于目前浙江電網側電化學儲能電站運行考核評價指標尚未明確，各項標準尚不健全，電網側電化學儲能電站的AGC運行控制及管理尚有很多值得挖掘和提升的空間。