——广东电科院能源技术有限责任公司风电储能事业部部长苏伟
大家下午好！我是来自广东电网的苏伟，非常容幸有机会跟大家一起，分享我们在贯彻执行国家标准过程当中的工程案例。
火电厂储能调频系统并网性能测试，这是我们在云浮电厂9MW的调频工作。
2018年，南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则（试行），8月18日印发《广东调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》。南方（以广东起步）首个电力交易现货市场。
电池储能响应速度快，短时功率吞吐能力强，有效提升电力系统调频能力，弥补大量可再生能源接入电网，补偿功率偏差，提升电网电能质量和系统稳定性。
目前广东云浮、海丰、河源、南沙、五沙等正在进行储能调频项目。
储能系统，一般通过6kV/10kV母线接入电网，需对储能系统带来的影响进行评估，必要时改造，以适应储能系统接入要求。第二，储能系统本身还有待进一步安全验证。储能系统建在火电厂内，其火灾隐患严重威胁火电机组的安全运行，因此有必要对接入电网进行全面的安全的性能评估，为入网储能系统严格把关，最大限度把安全风险降低。
储能系统并网测试，具体13项。根据调度协议，五项涉网安全评估及试验。储能系统对PSS影响，机组+储能联合AGC试验，储能系统对AVC影响，及储能系统对机组一次性调频并网试验。
试验目的，验证储能电站的各项指标参数是否满足并网要求。
GB/T-36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，测试条件、测试设备及测试方法。
新国标GB/T-36548-2018规定接入电网的电能质量、功率控制、电网适应性、保护与安全自动装置、通信与自动化等接入电网测试要求。
总共13项试验，根据试验项目及试验现场的情况，选取不同的测试对象。有的试验项目对单个PCS进行测试，有的对系统A/B两段接入母线进行测试，还有项目对储能系统进行测试。
为什么我们这样选择呢？因为目前整个测试的装备，非常感谢中国电工院跟我们一起把这件事完成，电厂储能系统是9MW/4.5兆瓦时，只能选择500千瓦的PCS进行测试。
电网适应性，高穿、低穿每段选取有代表性的单个PCS进行测试。
对功率控制测试、充放电转换时间等分A/B段整体测试。对通信、过载能力等对储能系统进行测试。
首先讲电网适应性测试，目的检测储能系统，在电压波动干扰的稳定性，首先调节模拟电网装置输气电压，模拟功率500kW，设定电压86%Un，基本无功没有什么变化。做实验时选择186%Un、103%Un、109%Un三个电压测试点，测试结果它的电网适应性是可以的。
根据国家标准选取两个电压测试点，113%Un、122%Un进行测试。测试以后，它没有脱网连续运行，高穿故障确实是可以的。
低穿选取5个跌落点，0、20%、40%、60%、80%个跌落点，在上方没有脱落，0.625秒的等都是可以的，连续运行。
共13项试验，选取3项给大家介绍。
第二，涉网安全评估。
针对火电厂接入储能系统具体情况进行研究，结合储能系统检测报告，电能质量实测参数及设计资料，分析储能系统短路电流及保护适应性。储能调频系统对继电保护影响，评估储能系统接入对电网、厂内负荷以及发电机的电能质量影响及其他影响系统安全稳定的风险。
评估工作电网有规定由有资质的单位来做，开安全评审会，如果安全评审通过接着做下一步并网试验。储能机组要接入高压母线，要高厂便容量校核。储能系统放电相当于电源，对电气系统短路电流的影响及保护适应性分析。储能PSC控制系统影响有功功率，可能对PSS可能产生影响，这块要评估。变流器的谐波问题，对电网、厂内负荷整个电能质量影响评估。储能系统响应快，充放电时间切换时间短，对接入点的电压产生波动，需要评估对AVC影响。为什么除了国标36547、36548规定之外，要增加涉网试验，这是跟我们的调度、厂家、项目的承包方、业主方商量，最后做这些试验项目。
1.涉网里储能系统对PSS影响实验，具体测试结果是这样的，储能系统投入后，PSS抑制低频振荡效果基本没有影响，储能系统通过我们这个试验，储能对PSS影响，它投入后没有什么影响。
2.机组+储能联合AGC试验，试验目的：机组、储能联合起来性能是否提高？有真实的试验结果，确实机组AGC性能有大幅度提高，能够迅速响应调度机构的调度调频指令，实现秒级的响应速度。结果是怎样的？云浮电厂综合K值在0.5左右，除了储能系统基本达到1.7左右，提高幅度比较大。目前广东市场上只有这家电厂投入储能调频，现在它排在第一。
3.储能系统对AVC影响，储能系统正常运行因数为1，充放电过程中对6kW电压、发电机机端基本无影响，对发电机机端基本没有影响。
4.储能系统对机组一次调频影响试验。设计储能系统只参与AGC调频，不参与一次调频。EMS设计过程中需考虑，一次调频与储能出力不发生相互的影响。应通过一次调频影响试验验证在机组一次调频实际动作过程中，储能系统对一次调频动作的负荷，没有拉回反向调节。
EMS做的设计，设计完做储能试验的影响。储能方向与一次调频处置一致的条件下，储能沿着原有方向出力，否则储能不动。在实际实验过程中，确实储能系统对一次调频是没有影响的。
在测试工作过程中，一台机组测试历时38天，时间非常长，共2台机组，确实也发现一些问题。在EMS里存在一些问题，EMS人机界面不够友好，控制策略、保护机制不清晰，出现问题不便于排查。第二，系统控制策略不开放，出现异常后无法共同分析问题，仅能由设备厂家给出解释和处理。第三，状态刷新慢，部分开关状态延迟比较长达到5秒以上，操作习惯与电厂原有运行操作站相差很远，不便于现场运行。也就是说它的储能电站运行跟我们整个电厂运行相差太远。还有监控信号采用通讯方式与DCS连接，网络延迟与不确定性突出。测试出储能响应时间、转换时间等数据离散度较大。这是我们在测试过程中，发现EMS存在的问题。
还有存在的其他问题：
第一，国家标准中的要求与电厂侧储能调频项目的实际需求侧重点有所不同，个别测试项目储能系统不具备相关功能，它没有这个功能带进来，像过载、无功功率调节等，这些东西以后需通过调度进一步规范。
第二，储能系统在测试前未经过系统测试。常规机组都是有设计单位、施工单位、安装单位、调试单位，但在储能可能大家认为系统小，没有严格调试，调试都是厂家自己调，我们认为会存在很大问题。特别储能电站大了以后，估计未来隐患非常多。发现问题后，设备厂家解决，有的是远程解决，浪费大量沟通成本，解决问题效率非常低。我们测试过程中，相当于给他们做一次调试，时间非常长，花了38天才测试完。
第三，储能大家认为储能跟光伏、风电不一样，对电网没什么影响，我们测试过程中确实有影响。储能出力短暂反向调节、功率曲线波动、部分指令不跟随出力等问题，说明配合策略未明确，前期工作不深入。这里有很多工作要做。
第四，储能系统额定能量测试达不到标称值要求，储能系统的额定能量应该是调度机构能直接调用的电量。要上4.9兆瓦时的，只能调出3兆瓦时左右，很少。能量是直接调用的，不是电池能达到的，因为还有ISO等其他影响考虑。这是投资时投资商应该考虑清楚的问题。不然投这么多，调不了那么多电量出去，到时调度不认电量这个问题。
第五，要求储能系统具备直调功能要求上送储能系统状态、接入系统状态、储能系统PCS交直流侧电压电流、直调模式投退状态等信息。我刚才讲云浮的案例，现在签约的有4个合同，正在做的已经停下来两个月，因为PCS不具备这个功能，它没办法把数据上传，所以没办法并网。
讲一下业绩，已经完成云浮电厂9MW/4.5MWh项目，还有海丰、源河、顺德五沙电厂、华润南沙电厂、珠海横琴热电厂等。
最后有两个建议：
第一，编写针对电厂储能调频系统并网标准和技术规范。这里应更侧重调频自身的需求及相关技术指标。更加注重与发电机机组间的配合和协调。还要构建与发电机组相同的控制平台或成熟的监控平台。要搭建与机组相同的操作界面或者操作习惯。另外有一个建议，要增加储能调试业务，如果增加第三方调试的话，对整个系统的安全应该是有保障、有帮助的。
第二，开发基于高级语言的EMS和负荷分配策略。有效改进现有EMS操作界面的视觉画面，使之更为友好，满足电厂操作习惯。增强现场EMS的可维护性，使其控制逻辑、分配策略更加清晰明了，使得方便问题的排查与修改。增加现场运行数据库，使储能监控系统达到事件有记录，历史可追溯，故障可追溯。最后采用先进负荷分配策略，实现与机组的最优配合，最大程度发挥储能系统的功能。
火电厂储能调频，我们的理念让电池多动、机组少动，为什么？机组频繁波动，会增加机组能耗、增加机组损耗，储能调频得到收益还不够机组损耗利益，把机组煤耗增高对火电厂没有任何好处，可能通过调频市场分得一点钱，这是搞电力的人的说法。我们在做负荷分配时，大家让机组先动电池少动，动几千次，少负荷让电池先动，机组不动或机组慢慢动，这是我的一点建议。
