谢志佳，李德鑫，王佳蕊，孟 涛

（1.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192；2.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，吉林 长春 130021）

电力系统调频方式主要分为一次调频和二次调频，我国电力系统中的电源主要是火电、水电和核电[1-4]。其中，核电机组长期带基本负荷运行，虽然理论上可以参与一次调频，但其对较大负向频差的响应可能导致甩负荷，给电网带来不利影响[5]。火电机组在非额定工况下采用定—滑—定运行方式，主蒸汽压力偏低，造成机组一次调频贡献量不足[6]。水电机组可作为一次调频机组，但其性能受到丰枯水期和区域水流惯性差异影响[7]。随着新能源接入比例的不断增加，调频容量缺口日益增大[8-9]。

相较于常规调频电源，储能调频最大优势是其快速功率响应能力[10-14]。储能系统投运仅需8 个月左右，远小于常规调频电源的建设时间，储能系统已具备进入辅助服务应用市场的基本条件[15-19]。

1 电网频率控制模式

在电网频率控制中，域控制误差（area control error，ACE）的计算方法决定了负荷频率控制模式。

定频模式ACE 的计算公式为

式中：Δf为频率偏差；B为频率偏差系数，一般取值为该区域的频率调节系数KS。

定净交换功率模式ACE 的计算公式为

式中ΔPT为联络线净交换功率。

联络线频率偏差模式ACE 的计算公式为

ACE 不仅可以用来判断负荷的变化是否发生在本区域内，还反映了本区域负荷增加、减少的数量。各区域实际上只负责本区域内部机组输出功率与有功负荷之间的平衡。

2 储能参与调频可行性分析

未经灵活性改造的火电机组调频时功率调节能力为（1.5%~2.0%）Pe/min，改造后的火电机组调频时功率调节能力为（3.0%~5.0%）Pe/min，因此从热备用到满功率输出需要约20 min。储能系统功率调节能力为0.5%Pe/ms，因此从热备用到满功率输出需要约200 ms。储能系统功率调节速率为改造后火电机组的6 000 倍。

假设电网需要在10 min 内并入电网50 MW 的功率。改造后火电机组以5%Pe/min 的调节能力参与调频，需要100 MW 机组才能满足需求。同样情况下，50 MW 储能系统可在200 ms 内完成50 MW功率指令响应。在此情况下，50 MW 储能系统与100 MW 火电机组调频能力相当，电网功率需求时间越短，储能系统调频能力优势越明显。

3 储能系统参与电力调频控制方法

3.1 储能系统下垂特性

储能系统利用功率双向调节特性参与一次调频，图1 为储能系统的下垂特性，储能系统依据频率变化进行功率调节。

3.2 储能系统参与电力系统一次调频

图2 为储能系统辅助传统机组进行一次调频原理。由图2 可见，当系统负荷增大时，系统运行点从a移动到b，系统频率由额定频率fn下降到f1。储能系统工作于放电模式，系统运行点从b移动到c，频率上升到f2。在此场景下，频率偏差减少，传统机组出力降低。该运行模式适用于系统频率异常且常规机组蓄热充足的场景。

3.2.2 常规火电机组因蓄热不足储能系统一次调频

图3 为储能系统应用于发电机蓄热不足时的一次调频原理。由图3 可见，当系统负荷增大，机组蓄热不足时，运行点移动到b，系统频率下降到f1。储能系统工作于放电模式，系统运行点从b移动到c，频率上升到f2，阻止了系统频率的进一步下降。该运行模式适用于系统频率异常且常规机组蓄热不足的场景。

3.2.3 仅采用储能系统进行一次调频

图4 为储能系统取代传统机组进行一次调频原理。由图4 可见，当系统负荷增大时，系统运行点从a移动到b，系统频率由额定频率fn下降到f1。储能系统工作于放电模式，系统运行点从b移动到c，频率上升到f2。该运行模式适用于系统频率异常且区域电网内的调频发电机组均不能进行一次调频的场景。

3.3 储能系统参与电力系统二次调频

3.3.1 储能系统辅助传统机组进行二次调频

图5 为储能系统辅助传统机组进行二次调频原理。由图5 可见，当系统负荷增大时，传统机组开始一次调频，系统运行点从a移动到b，系统频率由额定频率fn下降到f1。随后传统机组进行二次调频，功率增加ΔPG，系统运行点从b移动到c，系统频率上升到f2。储能系统工作于放电模式，系统运行点从c移动到d，系统频率由f2上升到额定频率fn。该运行模式适用于系统频率异常，常规机组在完成一次调频后可继续投入二次调频的场景。

3.3.2 储能系统用于衔接传统机组进行一、二次调频

图6 为储能系统用于衔接传统机组进行一、二次调频原理。由图6 可见，当系统负荷增大时，系统运行点从a移动到b，系统频率由额定频率fn下降到f1。此时，传统机组不能立即开始二次调频。为防止频率下降，储能系统工作于放电模式，系统运行点从b移动到c，系统频率上升到f2。此时，传统机组二次调频开始，功率增加ΔPG，系统频率由f2上升到额定频率fn。该运行模式适用于系统频率异常，机组二次调频与一次调频的时间不能完全吻合场景。

4 仿真分析

以某电网冬小运行方式对应开机方式为基础，搭建了3 区8 机的区域等效模型来进行储能系统辅助传统机组调频仿真研究，区域电网如图7 所示。

仿真模型中火电机组调差系数统一取0.05，负荷变化限制（即一次调频容量）取8%，水电机组的调差系数取0.04。机组和储能系统具体参数按照经典取值设置，即A01 额定功率（600 MW）为基准值进行标幺化。详细的区域电网机组情况见表1。

表1 区域电网机组情况Tab.1 The parameters of regional grid power units

4.1 单位调节功率仿真

4.1.1 定单位调节功率仿真

将电池储能模型加入到某区域网络中A 区，电池额定功率为2 MW，容量假定为0.5 MW·h，其电池参数和系统模型参数见表2 和表3。

表2 电池参数Tab.2 The battery parameters

表3 系统模型参数Tab.3 The system model parameters

在常规调频效果评价指标基础增加2 项新的评价指标。优化指标J为

式中Δfi和ΔPtiei分别为各区域的频率偏差和联络线功率偏移。

反映储能荷电状态（SOC）保持效果的指标SSOC,rms为

式中：SSOC,i为SOC 的第i个采样点；SSOC,0为储能系统希望保持的SOC 水平，一般设为0.5。

1）阶跃负荷扰动 在此基础上，取0.010、0.015、0.020、0.025 共4 种不同水平的阶跃负荷扰动加到A 区域，单位调节功率K值从0 开始逐步增大到20。A 区域准稳态频率偏差仿真结果如图8所示，图9 为联络线功率偏移标准差，图10 为系统频率调整时间，图11 为调频效果指标J。由图10可得，K=5 之前，系统频率改善效果较大，在其之后，系统调频改善不明显；而K取值过大易导致电池储能系统SOC 越限，进而影响系统调频的效果，还将延长系统调整时间。当K取5 时，系统频率调整时间逼近最小值，所以场景最优解为K=5。

2）连续负荷扰动 负荷扰动类型选择连续负荷扰动，持续1 h，使用带限白噪声输出，结果如图12 所示。

取K值从0 开始逐步增大，直到20。观察K值与调频效果指标J和SOC 保持效果指标SSOC,rms的关系，仿真结果如图13 所示。从图13 可以看出，K越大，调频效果越好，SOC 保持效果越差。最终折中取K=10。

4.1.2 变单位调节功率仿真

1）阶跃负荷扰动 在储能控制部分加入变单位调节功率策略，将变单位调节功率一次调频电池储能模型加入某区域网络中的A 区域，电池及区域电网参数不变。设置一阶阶跃负荷（0.01），仿真200 s，观察A 区域的频率偏差情况，比较其在变单位调节功率与定单位调节功率2 种不同模式下储能的调频特性、系统调频的效果。仿真结果如图14—图17 所示。

分别分析了储能系统参与一次调频场景下，无储能系统、定单位调节功率和变单位调节功率3 种方式的调频效果。不论是对于定单位调节功率还是变单位调节功率，其均能有效减少频率偏差，提高网络频率质量。但因为储能额定容量过大，仿真时间过短，故SOC 没有降至最小值。为体现变单位调节功率在储能SOC 保持方面的优势，将SOC 的最小值改为0.44，再次进行仿真。仿真结果如图18—图21 所示。

由图18—图21 可见，当使用定单位调节功率时，虽然初始调频效果高于变单位调节功率，但SOC 很快到达下限，停止出力，调频效果变差。此时，变单位调节功率调频效果更佳。因此，从长远来看，使用变单位调节功率可以使储能更长久地参与调频。

2）连续负荷扰动 阶跃负荷扰动对SOC 影响太小，故采用连续负荷扰动进行变单位调节功率动态优化仿真。当储能额定功率为2 MW 时，以10 MW/Hz 为初始值，以定单位调节功率方法确定的120 MW/Hz 为中心，设置Kmax取值范围为10~230 MW/Hz。

取n为1~10 之间的10 个数，取Kmax为10~230 MW/Hz，得到调频效果和SOC 保持效果的曲线，结果如图22 和图23 所示。

由图22 和图23 可见：当Kmax一定时，n越大，调频效果越差，SOC 保持效果越好；当n一定时，Kmax越大，调频效果越好，SOC 保持效果越差；Kmax越大，交点对应的n越大，SOC 保持效果相当优越，但是相应的调频效果不佳。故综合考虑调频效果，取n=2。

4.2 不同区域中的储能系统分配ACE 仿真

4.2.1 储能功率分配模型

储能功率分配Simulink 仿真模型如图24 所示。

4.2.2 参数设置

储能单元1 的SOC 初值为0.8；储能单元2 的SSOC初值为0.4；需分配的储能总功率P=P1+P2=1 800 W；n分别为2、4、6、8。

4.2.3 仿真结果

在MATLAB 软件上进行充放电实验仿真，以观察n的变化对SSOC和P一致趋势的影响。图25—图28 分别为放电实验中储能单元SOC 变化和P变化的趋势。由图25—图28 可见，幂指数n越大，储能的SOC 达到一致的速率越快，且能更快地均分输入储能的功率。因此，可以通过改变SOC 的幂指数n，实现对有功功率分配速率的调整。

4.3 结果分析

固定单位调节功率K，在阶跃负荷扰动下，K值取5 比较合适。在连续负荷扰动下，K值取10 比较合适。原因是在不同工况下，所考虑的指标不同，且使用的负荷扰动幅值不同而造成的。

变单位调节功率K，在阶跃负荷扰动下，采用SOC 简单分段法进行了仿真。因储能额定容量过大，仿真时间过短，故SOC 没有降至最小值。为了体现变单位调节功率在储能SOC 保持方面的优势，重新进行仿真，明显可得其在储能SOC 保持上的优势，进而在调频效果上表现更优。

5 结 论

1）以储能系统参与电力系统调频为背景，分析了储能系统参与电力系统调频的必要性，对调频应用场景进行细分，搭建区域电网模型验证储能系统调频能力。

2）储能系统与火电机组相比功率响应速度更快，同等功率需求下储能系统装机需求小于火电机组的1/3，且储能系统不会出现反调情况。

3）储能系统参与电网调频可细分为5 种应用场景，针对不同场景需要设定不同频率响应边界。

4）固定单位调节功率情况下，K值宜取5；在连续负荷扰动下，K值宜取10。

4）在多个储能单元之间，基于SOC 幂函数的功率分配原则可实现功率的合理分配。