廣東電科院能源技術有限責任公司風電儲能事業部部長 蘇偉

　　聚焦“技術應用雙創新，規模儲能新起點”，通過組織主題演講、展覽展示、創新大賽、專題研討、項目考察、新品發布、技術交流等多種活動，多維度精準對接全球儲能市場與應用，助力中國儲能企業與國際接軌，為儲能企業搭建與政策制定者、規劃者、電網管理者、電力公司、能源服務商的交流互動平臺。2019年5月18-20日，中關村儲能產業技術聯盟、中國科學院工程熱物理研究所舉辦“ESIE2019儲能國際峰會暨展覽會”，廣東電科院能源技術有限責任公司風電儲能事業部部長 蘇偉在會上發言。

　　大家下午好!我是來自廣東電網的蘇偉，非常容幸有機會跟大家一起，分享我們在貫徹執行國家標準過程當中的工程案例。

　　火電廠儲能調頻系統并網性能測試，這是我們在云浮電廠9MW的調頻工作。

　　2018年，南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)，8月18日印發《廣東調頻輔助服務市場交易規則(征求意見稿)》。南方(以廣東起步)首個電力交易現貨市場。

　　電池儲能響應速度快，短時功率吞吐能力強，有效提升電力系統調頻能力，彌補大量可再生能源接入電網，補償功率偏差，提升電網電能質量和系統穩定性。

　　目前廣東云浮、海豐、河源、南沙、五沙等正在進行儲能調頻項目。

　　儲能系統，一般通過6kV/10kV母線接入電網，需對儲能系統帶來的影響進行評估，必要時改造，以適應儲能系統接入要求。第二，儲能系統本身還有待進一步安全驗證。儲能系統建在火電廠內，其火災隱患嚴重威脅火電機組的安全運行，因此有必要對接入電網進行全面的安全的性能評估，為入網儲能系統嚴格把關，最大限度把安全風險降低。

　　儲能系統并網測試，具體13項。根據調度協議，五項涉網安全評估及試驗。儲能系統對PSS影響，機組+儲能聯合AGC試驗，儲能系統對AVC影響，及儲能系統對機組一次性調頻并網試驗。

　　試驗目的，驗證儲能電站的各項指標參數是否滿足并網要求。

　　GB/T-36547-2018《電化學儲能系統接入電網技術規定》，測試條件、測試設備及測試方法。

　　新國標GB/T-36548-2018規定接入電網的電能質量、功率控制、電網適應性、保護與安全自動裝置、通信與自動化等接入電網測試要求。

　　總共13項試驗，根據試驗項目及試驗現場的情況，選取不同的測試對象。有的試驗項目對單個PCS進行測試，有的對系統A/B兩段接入母線進行測試，還有項目對儲能系統進行測試。

　　為什么我們這樣選擇呢?因為目前整個測試的裝備，非常感謝中國電工院跟我們一起把這件事完成，電廠儲能系統是9MW/4.5兆瓦時，只能選擇500千瓦的PCS進行測試。

　　電網適應性，高穿、低穿每段選取有代表性的單個PCS進行測試。

　　對功率控制測試、充放電轉換時間等分A/B段整體測試。對通信、過載能力等對儲能系統進行測試。

　　首先講電網適應性測試，目的檢測儲能系統，在電壓波動干擾的穩定性，首先調節模擬電網裝置輸氣電壓，模擬功率500kW，設定電壓86%Un，基本無功沒有什么變化。做實驗時選擇186%Un、103%Un、109%Un三個電壓測試點，測試結果它的電網適應性是可以的。

　　根據國家標準選取兩個電壓測試點，113%Un、122%Un進行測試。測試以后，它沒有脫網連續運行，高穿故障確實是可以的。

　　低穿選取5個跌落點，0、20%、40%、60%、80%個跌落點，在上方沒有脫落，0.625秒的等都是可以的，連續運行。

　　共13項試驗，選取3項給大家介紹。

　　第二，涉網安全評估。

　　針對火電廠接入儲能系統具體情況進行研究，結合儲能系統檢測報告，電能質量實測參數及設計資料，分析儲能系統短路電流及保護適應性。儲能調頻系統對繼電保護影響，評估儲能系統接入對電網、廠內負荷以及發電機的電能質量影響及其他影響系統安全穩定的風險。

　　評估工作電網有規定由有資質的單位來做，開安全評審會，如果安全評審通過接著做下一步并網試驗。儲能機組要接入高壓母線，要高廠便容量校核。儲能系統放電相當于電源，對電氣系統短路電流的影響及保護適應性分析。儲能PSC控制系統影響有功功率，可能對PSS可能產生影響，這塊要評估。變流器的諧波問題，對電網、廠內負荷整個電能質量影響評估。儲能系統響應快，充放電時間切換時間短，對接入點的電壓產生波動，需要評估對AVC影響。為什么除了國標36547、36548規定之外，要增加涉網試驗，這是跟我們的調度、廠家、項目的承包方、業主方商量，最后做這些試驗項目。

　　1.涉網里儲能系統對PSS影響實驗，具體測試結果是這樣的，儲能系統投入后，PSS抑制低頻振蕩效果基本沒有影響，儲能系統通過我們這個試驗，儲能對PSS影響，它投入后沒有什么影響。

　　2.機組+儲能聯合AGC試驗，試驗目的：機組、儲能聯合起來性能是否提高?有真實的試驗結果，確實機組AGC性能有大幅度提高，能夠迅速響應調度機構的調度調頻指令，實現秒級的響應速度。結果是怎樣的?云浮電廠綜合K值在0.5左右，除了儲能系統基本達到1.7左右，提高幅度比較大。目前廣東市場上只有這家電廠投入儲能調頻，現在它排在第一。

　　3.儲能系統對AVC影響，儲能系統正常運行因數為1，充放電過程中對6kW電壓、發電機機端基本無影響，對發電機機端基本沒有影響。

　　4.儲能系統對機組一次調頻影響試驗。設計儲能系統只參與AGC調頻，不參與一次調頻。EMS設計過程中需考慮，一次調頻與儲能出力不發生相互的影響。應通過一次調頻影響試驗驗證在機組一次調頻實際動作過程中，儲能系統對一次調頻動作的負荷，沒有拉回反向調節。

　　EMS做的設計，設計完做儲能試驗的影響。儲能方向與一次調頻處置一致的條件下，儲能沿著原有方向出力，否則儲能不動。在實際實驗過程中，確實儲能系統對一次調頻是沒有影響的。

　　在測試工作過程中，一臺機組測試歷時38天，時間非常長，共2臺機組，確實也發現一些問題。在EMS里存在一些問題，EMS人機界面不夠友好，控制策略、保護機制不清晰，出現問題不便于排查。第二，系統控制策略不開放，出現異常后無法共同分析問題，僅能由設備廠家給出解釋和處理。第三，狀態刷新慢，部分開關狀態延遲比較長達到5秒以上，操作習慣與電廠原有運行操作站相差很遠，不便于現場運行。也就是說它的儲能電站運行跟我們整個電廠運行相差太遠。還有監控信號采用通訊方式與DCS連接，網絡延遲與不確定性突出。測試出儲能響應時間、轉換時間等數據離散度較大。這是我們在測試過程中，發現EMS存在的問題。

　　還有存在的其他問題：

　　第一，國家標準中的要求與電廠側儲能調頻項目的實際需求側重點有所不同，個別測試項目儲能系統不具備相關功能，它沒有這個功能帶進來，像過載、無功功率調節等，這些東西以后需通過調度進一步規范。

　　第二，儲能系統在測試前未經過系統測試。常規機組都是有設計單位、施工單位、安裝單位、調試單位，但在儲能可能大家認為系統小，沒有嚴格調試，調試都是廠家自己調，我們認為會存在很大問題。特別儲能電站大了以后，估計未來隱患非常多。發現問題后，設備廠家解決，有的是遠程解決，浪費大量溝通成本，解決問題效率非常低。我們測試過程中，相當于給他們做一次調試，時間非常長，花了38天才測試完。

　　第三，儲能大家認為儲能跟光伏、風電不一樣，對電網沒什么影響，我們測試過程中確實有影響。儲能出力短暫反向調節、功率曲線波動、部分指令不跟隨出力等問題，說明配合策略未明確，前期工作不深入。這里有很多工作要做。

　　第四，儲能系統額定能量測試達不到標稱值要求，儲能系統的額定能量應該是調度機構能直接調用的電量。要上4.9兆瓦時的，只能調出3兆瓦時左右，很少。能量是直接調用的，不是電池能達到的，因為還有ISO等其他影響考慮。這是投資時投資商應該考慮清楚的問題。不然投這么多，調不了那么多電量出去，到時調度不認電量這個問題。

　　第五，要求儲能系統具備直調功能要求上送儲能系統狀態、接入系統狀態、儲能系統PCS交直流側電壓電流、直調模式投退狀態等信息。我剛才講云浮的案例，現在簽約的有4個合同，正在做的已經停下來兩個月，因為PCS不具備這個功能，它沒辦法把數據上傳，所以沒辦法并網。

　　講一下業績，已經完成云浮電廠9MW/4.5MWh項目，還有海豐、源河、順德五沙電廠、華潤南沙電廠、珠海橫琴熱電廠等。

　　最后有兩個建議：

　　第一，編寫針對電廠儲能調頻系統并網標準和技術規范。這里應更側重調頻自身的需求及相關技術指標。更加注重與發電機機組間的配合和協調。還要構建與發電機組相同的控制平臺或成熟的監控平臺。要搭建與機組相同的操作界面或者操作習慣。另外有一個建議，要增加儲能調試業務，如果增加第三方調試的話，對整個系統的安全應該是有保障、有幫助的。

　　第二，開發基于高級語言的EMS和負荷分配策略。有效改進現有EMS操作界面的視覺畫面，使之更為友好，滿足電廠操作習慣。增強現場EMS的可維護性，使其控制邏輯、分配策略更加清晰明了，使得方便問題的排查與修改。增加現場運行數據庫，使儲能監控系統達到事件有記錄，歷史可追溯，故障可追溯。最后采用先進負荷分配策略，實現與機組的最優配合，最大程度發揮儲能系統的功能。

　　火電廠儲能調頻，我們的理念讓電池多動、機組少動，為什么?機組頻繁波動，會增加機組能耗、增加機組損耗，儲能調頻得到收益還不夠機組損耗利益，把機組煤耗增高對火電廠沒有任何好處，可能通過調頻市場分得一點錢，這是搞電力的人的說法。我們在做負荷分配時，大家讓機組先動電池少動，動幾千次，少負荷讓電池先動，機組不動或機組慢慢動，這是我的一點建議。

　　謝謝大家!