中国储能网讯：近期比亚迪储能发布了一篇《全球首个！比亚迪储能向英国电网提供无功补偿支撑服务》，里面内容提到了比亚迪储能的响应过程和边界实际很有参考意义。但不知什么原因，文章发布后很快就被作者删除了。不过想想也不奇怪，公众号写得太详实会暴露己方辛苦积累的工程经验(又或许标题有点违背国内广告法)，所以理解万岁。

我们今天就来读一读英国电网规范（Grid Code）对于风电并网点储能的技术要求，原文发表于Cigre Science & Engineering。

1. 储能电网服务内容

电池储能系统的灵活性、易用性和可靠性有利于它在输电和配电网络中的连接。电池储能系统是由多个含有固体或液体电解质的电池组成的，这使得它们能够增加其功率能力。目前锂离子电池是最常用的，在80%的放电深度（DoD）下，其循环次数为3000，而锂钴电池的效率最高为98.5%。我们首先简要讨论了大型电池储能提供的电网服务，目的是提高电力系统的运行可靠性。

1.1 电压自动调节

电力网络中电压不稳定的主要原因是与无功功率的波动有关。电池储能系统可以吸收和输送无功功率，类似于目前在现代电力系统中由柔性交流输电系统（FACTS）和静态无功补偿器（SVC）执行的功能，以维持系统的电压系统稳定。电池储能系统能够在有功/无功功率的四个象限内运行，这意味着它可以充当电容器或电抗器，而变流器在20毫秒内的快速反应使BESS能够根据其分配情况提高电压稳定性。当电池储能系统安装到消费中心附近时，可以纠正终端客户的功率因数（PF），并避免违规操作和收费处罚。此外，电池储能系统还可以用来减少配电网络的功率损失。电池储能系也可以在其他发电机组启动前提供快速的有功功率和无功功率支持，从而提高系统稳定性。

1.2 调频服务

当所有发电单元以网络同步速度旋转，并且发电量随时满足需求时，电力系统频率就会稳定。然而，负荷的随机性导致发电和需求之间的小功率不平衡，可能导致频率不稳定问题，持续时间从几秒钟到甚至几小时。大的干扰，如发电或需求的损失，会在电力系统中造成相当大的频率变化。因此，在电力系统中实施了三个级别的频率调节控制，它们在工作时间和频率调节控制所涉及的机制方面有区别，如下所示。

一次调频（PFC）：当故障发生时，会在发电和需求之间产生一个突然的功率发电和需求之间发生不平衡，导致网络频率的快速变化。第一个纠正措施是通过发电机的旋转储备和它们的比例控制速度调节，允许在10到30秒内快速响应发出有功功率。

二次调频（SFC）：发电机的设定点被自动或手动修改，以保持编程的功率。自动或手动修改，以保持系统各区域之间的程序化功率。SFC的时间响应从1到30分钟不等。响应时间从1分钟到30分钟不等。

三次频率控制（TFC）：当达到额定频率时。TFC的时间响应从5分钟到几个小时不等。

越来越多的基于RES的逆变器资源（IBR）的接入电网，这影响电力系统瞬时稳定性的惯量，因为IBR这将不受同步机摆动方程的制约。在没有采用其他技术的情况下，大型发电机组、负载或系统分裂等事件会造成频率偏移、频率变化率（RoCoF）、频率最低和最高的变化大于设计值。在英国，RES的加入推动了RoCoF的变化，历史上RoCoF被设定为0.125 Hz/s，没有延迟，最近更新为1 Hz/s，延迟0.5秒，频率最低被设定为49.5 Hz。

在英国，低惯量系统的挑战已经发生，在扰动事件前和事件后需要可以实现频率控制调节的解决方案。英国已经部署了一套广域惯量测量（GE-PMU）和一套超级电容频谱惯量测量（Reactive Technology）系统来实时检测运行风险。在事件发生后的第一毫秒，可以部署一些技术，如同步调相机（SynCons）和与静态同步补偿器（STATCOM）的混合组合；

或者基于构网型（GFM）或 虚拟同步机（VSM）虚拟惯量供应- 储能及飞轮储能（FES）提供的快速频率响应（FFR）服务。

电池储能可以提供PFC和SFC当网络频率增加和减少时，BESS可以通过从网络吸收有功功率（充电模式）和向网络注入有功功率（放电模式）来参与PFC调节。为了提供PFC调节，BESS的全部储备需要在30秒内启动，并持续15分钟。

1.3 能源套利

英国的电力系统运营商在5分钟的基础上进行经济调度，考虑电力系统的电能质量和安全边界，以最经济的方式利用电能。在放松管制的市场中，以边际成本购买和出售的能源的运营成本最小化，允许建立一个现货市场。每小时的需求变化导致高峰时段的边际成本增加，非高峰时段的边际成本减少。电池储能可以参与能源套利的应用，在日前的现货市场上提供频率响应服务。储能技术可以为电网提供辅助服务，包括能源套利，例如大型抽水蓄能（PHS）可以与BESS结合，每天参与能源市场，以低价购买能源（充电），以高价出售能源（放电）。

1.4 延缓电网投资

电池储能可以安装在配电系统的负载附近，作为缓解线路堵塞的替代方案，并避免超出线路额定值有关的高投资成本。当一条配电线路在高峰时段达到最大热容量时，电池储能可以通过每天注入几个小时的有功功率来供应部分需求。电池储能也可以被安装在输电系统中，以控制输电线路堵塞。

1.5 黑启动能力

当系统发生全部或部分故障时，有必要给电网通电，支持发电机组和输电线路同步接入电网。黑启动是一个重要且必需的服务，通过控制具有阻尼作用的不平衡负载使发电资源可以平滑的连接到电网，变流器和/或发电机需要保持有功和无功功率的平衡，并将系统参考电压和频率维持在严格的限度内。操作员需要在任何时候都将系统崩溃的风险降到最低。电池储能的黑启动市场与变流器从冷状态下给发电机供电，使其可以正常工作的时长有关，例如，给燃气轮机供电所需的时间从15分钟到1小时不等，因此电池储能的放电时间需要可持续几个小时。在这种情况下，电池储能可以在黑启动通电期间提供足够的有功和无功功率。

2. 电网规范的具体要求

2.1 无功功率支撑

储能需要在上图所示的中压电网接入点（GEP）满足电网规范第ECC 6.3.2.4.4(c)节规定的无功功率能力。当储能需要在其最大容量以下运行时，它需要在50%和20%之间的三角形阴影区域运行。此外，根据CC.6.3.2(b)节，储能必须能够在稳态电压条件下的所有有功功率输出水平上保持GEP的无功功率零转移。无功功率转移输入和输出的稳态容差不得大于额定有功功率的5%。储能必须能够在CC.6.3.2(c)中定义的132kV及以上电压的变压器高压侧0.95PF滞后和领先极限之间的任何一点，为20%以上的所有有功功率输出水平是保证无功功率限制。

考虑到GEP的电压从0.9到1.1p.u.，以0.05p.u.的步长增加风电机组和BESS的有功功率输出，以10%的步长从0MW增加到 风光储互补 总输入容量（TEC）的最大有功功率容量，得到BESS在综合风能、光伏和储能 互补项目的无功功率能力。考虑到风电机组在终端电压下的功率能力，风电机组需要在并网点下输出最大的无功功率（超前或滞后）时，储能必须提供其余的无功功率。

2.2 潮流控制

潮流控制的目的是确定储能的稳态性能和行为以及它与电网的相互作用。潮流控制评估了包括风电场在内的双重或单一配置的电力系统的电压曲线和负载，以及当储能处于充电或放电模式时的情况。根据电网规范ECC.6.1.4.1条的允许限制，风储混合系统必须考虑POC的最大和最小电压变化范围为1.0 10%，领先和滞后0.95。需要对POC的电压曲线和电路负载进行敏感性分析。在混合风电系统中，风电机组通常在电力输出的优先模式下运行，因此当风电机组运行时，输出电力模式下的储能被削减。在最后一种情况下，最具挑战性的运行场景是当BESS被设置为功率因数0.95（滞后）的输出模式。在配电网络中，加入STATCOM设备可以控制电压或无功功率流过边界到并网点，以符合电网规范的无功功率要求。

2.3 短路容量

储能对短路容量有一定的贡献。IEC60909规定了计算短路电流的建议。所有的设备必须能承受一秒钟的短路电流而不超过其容量，根据IEC 62271-1的规定，容量是指在关闭状态下的电流。目前在新能源发电场景在对IEC60909计算的调整，要求PCS的短路电流贡献其额定值的1.5到2倍的额定电流。

2.4 故障穿越（FRT）能力

电池储能应可以注入最大的无功电流而不超过其瞬时额定值，对快速注入故障电流没有具体要求。在ECC.6.3.15.1[30]节中，任何故障类型，BESS都需要在并网点处与电网保持连接，最长时间为140ms。BESS 必须符合下图的 FRT 电压曲线特性，考虑到额定的有功功率输出和 ECC.6.3.15.8 节中规定的最大超前功率因数。

根据下图所示的电压曲线特征，BESS必须保持瞬时稳定，并且在高压侧施加的平衡电压跌落持续时间超过140毫秒时，保证和电网连接而不跳闸。

BESS需要符合电网规范CP.A.3.5节中规定的以下故障穿越测试。

1. 在中压并网点上施加140毫秒的对称和不对称故障。

    a. 三相对地故障。

    b. 相与相之间的故障。

    c. 两相对地故障。

    d. 单相对地故障。

2. 在高压电网的最近点上发生的持续时间不等的对称性故障。

    a. 0.384秒内保留30%的电压。

    b. 在0.71秒内保留50%的电压。

    c. 在2.5秒内保留80%的电压。

    d. 在180秒内保留85%的电压。

BESS必须在并网点电压恢复到0.9p.u.以上的500毫秒内恢复输出有功功率。

2.5 电压控制调节

根据ECC.A.7.2.3.1节[30]，BESS必须在并网点提供持续的自动电压调节，并保持稳定。BESS必须符合ECP.A.3.4.1节中的动态性能，考虑到以下应用。

a. 当系统电压发生一个负阶跃时，BESS在额定有功功率输出时，无功功率从零变化到最大值（滞后）。

b. 当系统电压发生一个正阶跃时，BESS在额定有功功率输出时，无功功率从零变化到最大值（领先）。

c. 一个-2%的电压阶跃，同时在滞后无功功率限制的5%范围内运行。

d. 一个+2%的电压阶跃，同时在5%的领先无功功率限制内运行。

该阶跃必须足够大，以要求稳态无功功率输出从零变化到最大的领先或滞后值。无功功率输出响应必须在电压阶跃的0.2秒内开始，并在1秒内达到90%。

2.6 频率控制调节

BESS必须符合ECC.6.3.7[30]条款中的电网规范频率响应要求。频率响应要求包括高频时的有限频率敏感模式（LFSM-O）、低频时的有限频率敏感模式（LFSM-U）、频率敏感模式（FSM），以及证明频率控制中动态符合要求的具体研究。

高频 LFSM (LFSM-O)

电网规范在ECC.6.3.7.1节中规定，每个BESS模块必须能够在系统频率上升到50.4Hz以上时降低有功功率输出。如下图所示，有功功率输出的变化率必须是在系统频率高于50.4Hz时，每偏离0.1Hz至少输出2%（即10%的下降率）。有功功率的比例降低必须在频率上升到50.4Hz以上的10秒内实现。BESS应能在尽可能短的时间内启动功率频率响应。如果延迟时间超过2秒，必须提供技术证据来证明这一变化。

低频LFSM（LFSM-U）

电网规范在ECC.6.3.7.2节中要求，每个BESS模块必须在LFSM-U中保持稳定，并且能够在系统频率低于49.5Hz时增加有功功率输出。电网规范不允许BESS在低效（长延时）模式下运行以促进LFSM-U响应的传递；任何固有的能力（如果有的话）应在尽可能短的时间内传递。如下图所示，有功功率输出的变化率必须是在系统频率低于49.5Hz时，每偏离0.1Hz至少有2%的输出（即10%的下降）。在频率低于49.5Hz时，必须实现有功功率的比例增长。BESS应能以尽可能短的初始延迟启动功率频率响应。如果延迟超过2秒，则必须提供技术证据来证明这种变化。要求BESS能提供高达其最大容量的功率增长。

频率敏感模式 (FSM)

电网规范在ECC.6.3.7.3.1节中指出，BESS必须安装一个快速反应的比例频率控制装置，能够在正常运行条件下提供频率响应。频率控制装置必须在下图所示的有功功率输出的整个运行范围内运行。

在发生频率阶跃变化的情况下，BESS应能根据下图的性能特征，启动全面和稳定的有功功率频率响应（不发生功率振荡）。

BESS初始有功功率频率响应的延迟不得大于1秒。如果风电厂电源不能满足这一要求，则需要提供技术证据，证明有功功率频率响应初始启动所需的时间。

频率控制器模型验证

电网规范在ECP.A.3.7节中要求，当BESS转换器以最大容量的80%运行时，要符合下图中低频事件的斜坡能力。建议频率变化曲线的最大偏差包括0.5Hz的负阶跃和0.5Hz的正阶跃，两者都在频率响应不敏感的LFSM范围内，当BESS在LFSM中运行时必须不激活电源频率响应。因此，假设BESS处于FSM状态。当物理测试结果出来后，它们被用来验证频率控制器实际应用效果。

3. 总结

在 风光储互补项目 中并网型BESS对电网有多种好处，首先它可以帮助提高电能质量、稳定性和电网的安全性，其次是可在短期内提供辅助服务。为了验证BESS的并网特性，有必要根据电网规范要求验证其合规性。

目前的工作是对电网规范的静态和动态测试进行审查，根据英国电力系统运营商的要求，BESS需要在 风光储互补项目 中完成测试。

静态测试包括几个电压等级的有功和无功功率能力，以及POC、LF和所有可能的运行情况下的短路分析，以验证电网元件的极限。

动态测试需要符合不同持续时间的对称和不对称故障条件下的FRT能力，而不需要从电网断开；电压和频率调节的最低控制要求需要得到验证，以提高网络的稳定性。

因此，BESS的并网要求越来越高，因为储能在可再生能源发电和基于逆变器特性的发电组合产生间歇性期间，将发挥重要的电网稳定作用。如今，BESS的控制策略是基于电网跟随型GFL，预计其可向风能和光伏发电的提供一定的支撑，同时我们也可以看到如同步调相机这样的设备可以帮助改善电力系统的稳定性，增加系统惯量、系统恢复和稳定时间，减少RoCoF、频率偏移，并为电网提供无功支持。

2021年，Eirgrid宣布在Moneypoint连接一个同步调相机，以提高稳定性，尽管需要高昂的投资成本。预计未来BESS可以通过采用电网构建GFM控制，以较低的成本提供频率支持功能和其他同步机器固有的功能。这对于可持续的能源转型和未来电力网络的稳定性来说，短期储能BESS和长时氢能储能（HES）等ESS的协调和运行是必要的。