集成公用事业级太阳能光伏系统的电池储能系统(BESS)用于事故备用服务(Contingency Reserve Service)的调度策略——马来西亚视角

《Next Energy》：Dispatch strategies for battery energy storage system integrated with utility scale solar system for contingency reserve service: A Malaysian perspective

　　

摘要：随着太阳能光伏(PV)系统与电池储能系统(Battery Energy Storage System, BESS)的快速发展，可再生能源(RE)在全球能源转型中扮演重要角色。随着RE渗透率提升，PV-BESS参与辅助服务(Ancillary Services)对维持电网稳定至关重要，然而马来西亚针对PV-BESS参与辅助服务的监管框架尚未成熟。本研究评估马来西亚PV-BESS提供事故备用服务(Contingency Reserve Service, CRS)的潜力。研究人员开发了具有可配置参数的PV-BESS系统模型，模拟马来西来晴空与阴天条件下的PV出力、BESS荷电状态(State of Charge, SOC)、BESS功率状态(State of Power, SOP)及并网功率。研究考察不同调度策略对PV-BESS性能的影响，提出动态充电方法——分配2 MW光伏电站50%发电功率即可在单日内将2 MWh BESS恢复至满电。研究确定了与光伏发电时段匹配的调度窗口及放电持续时间，以最大化CRS供给能力；并指出2 MW光伏电站需配置4 MWh BESS（相当于光伏全额出口容量2小时）方可按全额出口功率放电1小时，保证每日至少提供一次CRS。研究成果可辅助马来西亚利益相关方进行PV-BESS辅助服务调度与容量规划，所提方法可通过本地化太阳辐照数据与运行要求推广至全球应用。

论文解读：

【研究背景与意义】

马来西亚地处赤道，年均太阳总辐射约4–5 kWh/m2/日，太阳能光伏(PV)被列为最具潜力的可再生能源。然而PV出力受日照影响呈间歇性，大规模接入引发电压波动、频率不稳定及惯量缺失等问题。电池储能系统(BESS)可平抑PV波动并参与辅助服务(Ancillary Services)，其中事故备用服务(Contingency Reserve Service, CRS)要求机组在电网突发故障时于≥30 min内提供备用功率。目前马来西亚尚未建立PV-BESS参与CRS的技术规范与运营框架，且缺乏适用于热带气候的调度策略及容量配置依据。为解锁PV-BESS的CRS商业价值并指导容量规划，Chee Wern Hew、Rodney H.G. Tan、Navinesshani Permal与Chun Lim Siow开展此项研究，论文发表于《Next Energy》。

【主要技术方法】

研究人员以沙巴州(Sabah)某2 MWac光伏电站2023年8月实测水平面总辐照度(Global Horizontal Irradiance, GHI)与并网功率为基准，构建MATLAB/Simulink光伏模型（考虑DC/AC损耗、逆变器与变压器效率、辐照度比法及修正增益），并耦合BESS电化学模型（SOC范围限定20%–80%，充放电效率η_CH/DCH=0.90，按P_CAP×H_BESS计算容量）。设计两类实验：(1)恒定充电策略（阈值取P_CAP的25%/50%/75%）与动态充电策略（阈值取瞬时P_GEN的25%/50%/75%/100%），初始SOC=20%；(2)放电策略模拟非发电时段(05:00)及发电时段(09:00、13:00)触发GSO调度信号，初始SOC=80%。引入可用性指数(Idx_A)量化BESS满足CRS能量需求的时间占比，并以混合整数线性规划(Mixed Integer Linear Programming, MILP)最大化Idx_A作基准对照规则基(Rule-Based, RB)策略。选用典型晴天(2023-08-08)与阴天(2023-08-21)及全月数据进行仿真验证。

【研究结果】

3.1 不同天气条件下充电策略(Case 1–7)

恒定充电策略在阴天因P_GEN达不到较高固定阈值而无法启动或仅部分充电；动态充电策略在两种天气下均能启动（06:00前后开始），分配P_GEN的50%–100%可在日内将2 MWh BESS充至80% SOC。低分配比(25%)在阴天无法充满。MILP显示动态策略安全阈值为P_GEN的29%–100%（保守下限29%），恒定策略需≤P_CAP的33%且晴天受限。RB与MILP的Idx_A偏差<0.04%，RB计算效率显著更高（~3.53 s/日 vs MILP数分钟）。综合寿命考量选定动态分配50% P_GEN（Case 6）为基线策略。

3.2 不同天气条件下放电策略(Case 8–10)

BESS于非发电时段放电受限于60%可用深度(Depth of Discharge, DOD)，仅可维持约33 min；于发电时段放电可借助PV补足差额，实现满功率1 h放电（晴天）或42–54 min（阴天）。若首次放电早于10:00，BESS可在当日午后完成再充电并提供第二次30 min放电（晴天确保两次，阴天保守保证一次）。调度窗口宜安排在午后(15:00后)以匹配剩余光照并最大化可用性指数Idx_A（Case 10达93.89%晴天，77.01%阴天）。

3.3 不同BESS容量的调度策略

2 MWh BESS受SOC限值无法在非发电时段持续放电1 h（最长33 min），须扩容至4 MWh方可按2 MW全额放电≥60 min满足CRS要求。全月仿真证实：2 MW PV配2 MWh BESS可每日可靠提供30 min CRS（31/31天成功）及两次30 min CRS（62次成功）；配4 MWh BESS可每日提供一次60 min CRS（31/31天成功）；两次60 min CRS需5 MWh BESS。最小SOC需求SOC_AS分别为55.56%(2 MWh)、50.00%(4 MWh)、40.00%(5 MWh)。

【讨论与结论翻译】

本研究提出可配置PV-BESS系统化模型，可低均方误差模拟PV出力、BESS荷电状态(SOC)、BESS功率状态(SOP)及并网功率，适用于不同辅助服务测试。针对CRS提出了基于规则(Rule-based)的鲁棒调度策略，适用于马来西亚天气不确定性。动态充电策略——分配光伏电站50%发电功率——可在晴天与阴天下将2 MWh BESS完全充电，并将此策略扩展验证至4 MWh BESS复原。研究表明2 MWh BESS保守可提供每日两次30 min CRS（前提为前日满电），最差情况下仍可于发电时段内复原并提供每日至少一次CRS；2 MW光伏需配4 MWh BESS（相当于光伏电站全额出口容量2小时）方可按全额出口功率放电1小时以响应CRS，每日至少一次。成果可协助马来西亚利益相关方进行PV-BESS辅助服务调度与容量规划，方法经本地化太阳辐照数据后可全球适用。未来工作建议纳入电池健康状态(State of Health, SOH)及应对鸭型曲线等间歇性问题。