储能系统辅助火电AGC调频工程评估与设计技术要点

连 勃，张斯亮，牟 乐，史良宵，闫晓宇

（1.电力规划设计总院，北京 100120；2.内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，呼和浩特 010010）

0 引言

近年来，随着以锂电池为代表的电化学储能系统成本的快速下降，大规模电化学储能系统越来越多地商业化应用于电力系统各领域。2013 年我国首个火电、储能系统联合调频项目——石景山热电厂2 MW 储能项目投产运行，近年来又有大量该类项目在全国各地投产。储能系统辅助火电响应自动发电控制（AGC）调频指令，可以有效提高电厂的AGC 调节性能，大幅增加调频收益（当前该类储能项目投资成本收回期已缩短至4～6 年）。本文介绍了储能系统辅助火电AGC 调频实际工程在项目可行性研究、评估和设计阶段需要考虑的技术问题及解决方案。

1 储能系统辅助火电AGC调频的优势

1.1 机组调峰性能得到提高

随着电力系统新能源比例的不断增加，风电、光伏消纳压力会持续加大，新能源装机的大规模并网将显著增加电网的AGC调频需求，而现有电力系统调频资源难以满足这种需求。此外，火电机组全天候接受频繁变化的AGC调度指令进行发电功率调节，造成煤耗增高、设备老化磨损加速等负面影响。

电化学储能系统响应速度快，单位容量提供AGC调频的效果远好于传统火电机组，其含通信时间在内的系统响应时间不超过1 s。在电源侧布置一定容量的储能系统，可有效提高电网的安全稳定性和新能源消纳能力。此外，还可减小火电机组的AGC 调节负担，提高燃煤效率和发电负荷率，减少频繁调节出力导致的设备疲劳与磨损，提升机组的可用率及使用寿命，促进节能减排。

电化学储能系统辅助发电机组参与AGC 调频时，可利用电化学储能系统快速充、放电并精准输出功率的特性，配合发电机组立即响应电网AGC指令。当AGC 指令下达时，储能系统能快速进行放电，填补机组实时出力与调度曲线之间形成的谷区；或让储能系统快速充电，削减机组实时出力与调度曲线之间形成的峰区，实现削峰填谷作用，达到机组负荷输出与调度AGC 指令基本吻合的目的。加装储能系统后机组的调节性能指标将提高2～4倍。

1.2 经济效益良好

加装储能系统后，机组具备长期投入基本负荷自动调节（Base Load Regulated, BLR）模式的基础，储能系统能帮助提高火电机组AGC补偿收入，具有良好的经济效益。表1为国内部分电网的AGC补偿规则[1-4]。

表1 AGC补偿规则

目前，储能系统参与火电AGC调频的主流商业运行模式为采用合同能源管理的方式，火电厂方无需投资，并可通过储能系统收取电费、分享AGC 补偿收益，既不需要承担资金压力和投资风险，又可以增加收益和减少机组磨损。

以蒙西地区为例，根据《内蒙古电网并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》[1]及国家能源局华北监管局2019-09-30 发布的修订内容[2]，发电机组提供AGC服务按AGC服务贡献进行补偿，计算方法如下。

1.2.1 日调节深度D

式中：n为日调节次数；Dj为机组j的调节深度，当进行功率折返调节时，机组调节深度增加额定容量的0.5%。

1.2.2 调节性能指标Kpd

Kpd计算方法见表1及有关细则[3-5]。

1.2.3 AGC服务贡献日补偿电量Rbc

式中：YAGC为AGC调节性能补偿系数，火电机组取值0.015 h，水电机组取值0.007 5 h。

1.2.4 AGC辅助服务贡献月补偿电量

由各发电厂按其上网电量占各电厂总上网电量的比例分摊补偿费用。第i个电厂需要承担的分摊电费计算公式为：

式中：R总分摊为所有发电厂月度总辅助服务补偿电费；Fi为第i 个发电厂月度上网电量；N 为当月上网发电厂总数。

2 评估与设计技术要点

2.1 储能形式和容量配比选择

在储能系统调频领域，使用的电池材料主要有三元锂和磷酸铁锂两个方向。三元锂电池由于能量密度高，目前主要用于电动汽车领域，其在成本与安全性方面不如磷酸铁锂电池。电力系统储能工程对土地和空间的要求较低，从循环次数、经济性、一致性、安全性等方面综合考虑，磷酸铁锂电池储能系统更适合火电AGC调频改造工程。

为较大程度地利用储能系统容量，获取较好的调节与经济效果，根据机组AGC指令的次数和功率范围分布情况，一般将机组额定功率的3%作为储能系统的配置容量。

AGC 调频指令发送周期大部分以3 min 为限，为了保证储能系统的调节能力，储能系统电池的容量能够在满功率的情况下支持3 个周期，即10 min的满功率输出容量，兼顾电池浅充浅放的要求和长期充放电对寿命的影响，综合考虑建议采用0.5 h放电时间的储能系统能量容量，即对于9 MW系统，其能量容量采用4.5 MWh。

2.2 电气接入方案

2.2.1 电气接入方式

图1描述了该类项目储能系统的典型电气接入方式。储能辅助调频系统通过机组6 kV或10 kV高压厂用电源接入，6 kV 或10 kV 高压厂用电源馈线柜（Q1）配置线路型保护装置，主要配置速断、过流和接地保护。

图1 典型储能系统电气接线方式

储能辅助调频系统一般配置两段6 kV或10 kV母线，每段6 kV或10 kV母线配有进线开关（Q2）和馈线开关（Q3）。储能辅助调频系统6 kV 或10 kV段进线开关（Q2）不配置微机保护，仅作为隔离开关使用，由上级的断路器（Q1）联跳下级的进线开关（Q2）。储能辅助调频系统6 kV 或10 kV 馈线开关（Q3）配置线路型保护装置，主要配置速断、过流和接地保护。断路器（Q4）与储能系统变压器相连，配置变压器型综合保护装置，主要配置保护：高压侧速断、过流保护，负序过流保护、接地保护；低压侧接地保护、过负荷保护；干式变压器非电量保护。

厂用6 kV或10 kV配电间需使用备用柜或新增开关柜，新增测量用TA及双向电能表（0.2 s级），用于结算储能系统的耗电量。储能系统辅助用电从电厂0.4 kV 母线段引接，故可能需要对厂用0.4 kV备用柜进行部分改造或新增开关柜，新增储能系统用电结算电能表（0.2 s 级）。改造后高/低压柜的监控信号需接入电厂原有DCS系统。

2.2.2 评估要点

在开展相关设计前，需要对加装储能系统后是否会发生以下问题进行重点评估。

（1）厂用电母线额定电流是否超限。

（2）高压厂用变压器各分支是否过载、何种运行工况下过载及是否有功率倒送现象。必要时需更换变压器，进行容量升级。

（3）高压厂用变压器高、低压侧断路器短路水平是否满足要求。

（4）DCS备用点是否足够等。

废酸原液中含有CuSO4、PbSO4等杂质，由于PbSO4杂质是致密粘性颗粒，其影响了后续硫化反应砷滤饼的含水率，分离出后，可以降低后续的铜砷滤饼含水率。提高闪速炉的电收尘能力，可直接降低进入废酸原液中的悬浮物含量，从而减少砷滤饼的发生量。在净化区域也可利用过滤器将废酸原液中的悬浮物含量降下来，从而在源头处减少悬浮物进入砷滤饼中。

储能系统实际充电时一般不会达到峰值状态，并且储能系统会采集厂用电母线的实际电流、功率情况，对储能系统输出进行控制，避免高压厂用变压器充电过程过载、放电过程倒流，满足高压厂用变压器系统长期运行要求。

2.3 发变组、厂用电系统保护配置及储能接入后对继电保护的影响

非电量保护与储能辅助调频系统的接入无关，本文不再列举。常规300 MW机组电气量保护典型配置见表2。

表2 常规300 MW机组电气量保护典型配置

储能辅助调频系统有两种运行工况（充电、放电），充电过程可将储能系统视为恒定用电负荷，放电过程可将储能系统视为恒功率电源。当储能辅助调频系统充电运行时，可视为机组高压厂用变压器低压厂用段上增加了恒功率负荷，但不参与母线低电压时的自启动，对发变组、厂用电继电保护配置和定值无影响，原有保护不需要调整。

2.4 短路电流计算

储能辅助调频系统接入机组厂用电后，计算短路电流时需考虑最严重工况时储能系统额外提供的三相短路电流，并验证是否超过断路器的可分断范围。最严重工况一般为在可实现运行方式下，储能变流器（Power Conversion System，PCS）功率全部接入同一机组高压厂用变压器（若为双分裂变压器，为其某一分支），电池充电过程为恒功率负荷，放电过程为恒功率输出电源。PCS在短路时提供的短路电流一般为其额定电流的1.2 倍，短路计算时按2倍考虑。最后校验发电机出口短路水平与厂用电母线短路水平。

2.5 厂用电开关柜电气二次设计

由于储能辅助调频系统在机组正常运行时参与AGC调节，可在发变组保护和高压厂用电源切换（由工作电源切换至备用电源）模块中增加对储能系统的联跳接口，当发变组保护跳闸或机组高压厂用电源由高压厂用变压器切换至高压备用变压器时，联跳储能辅助调频系统退出运行。

厂用电新增或使用的备用开关柜断路器的常闭触点接入储能系统对应进线断路器的跳闸回路，当厂用电侧开关柜断路器跳闸时，对应的储能系统进线断路器进行联跳，保证储能系统在事故条件下退出运行，不影响电厂原有保护和运行策略。为实现在发变组出现事故或启动备用变压器进行供电切换时，储能系统能立即退出运行，将各机组发变组主/后备保护、非电量保护的事故跳闸总信号、高压厂用变压器低压侧对应分支断路器的常闭触点，分别接入本类工程对应机组厂用电新增或使用的备用开关柜断路器的跳闸回路。储能系统在机组事故条件下退出运行，不影响电厂原有保护和运行策略。

以上跳闸信号均配置连接片，可根据实际要求进行投退。储能控制系统的跳闸信号接入厂用电新增或备用开关柜断路器的跳闸回路，储能系统可对厂用电配电室的上级断路器发出跳闸命令，但不可进行合闸。从厂用电新增或备用开关柜内断路器的一对常开常闭节点引入储能控制系统，用于储能系统对断路器开断状态的监视。

3 次同步振荡评估

在开展储能系统辅助火电AGC 调频工程安全性评估时，需要考虑机组次同步振荡问题。

3.1 评估方法

发电机在整流侧有发生次同步振荡（Subsyn⁃chronous Oscillation，SSO）的风险[6-8]。该类工程的PCS作为有源快速控制装置，运行于充电工况时，从电气关系上可类比于一段容量和电气距离都较小的直流输电，有可能出现PCS引起的次同步振荡。

由高压直流输电（HVDC）引起的次同步扭振的分析方法有机组作用系数法（Unit Interaction Fac⁃tor，UIF）、复转矩系数法、特征值分析法和时域仿真分析法等。美国电力研究协会（EPRI）推荐使用UIF法检查系统中可能由直流输电系统激发产生次同步振荡的发电机组[9]。常使用机组作用系数来评估直流输电系统对某一发电机组扭转模式稳定性的影响[10]：

式中：αUIF，i为系统中发电机组i 的作用系数；SHVDC为额定直流输送容量，MW；Si为发电机组i 的容量，MVA；SC,i为不考虑发电机组i 时母线的短路容量，MVA；SC,TOT为计及发电机组i 时母线的短路容量，MVA。

式（4）也可以表示为阻抗形式：

式中：Zeq为包括发电机组i 在内的系统阻抗，Ω；ZSR为不包括发电机组i在内的系统阻抗，Ω。

值得注意的是，在同一母线上的发电机组参数一致时，须将这几台发电机组视为一个等值机组，等值机组容量为同参数发电机组容量之和。

利用UIF 法分析，可以从交流系统众多发电机组中筛选出存在发生次同步振荡危险而必须进行进一步研究的发电机组。如果汽轮发电机组的αUIF远小于0.1，则该机组受直流输电换流器的影响而发生扭转振荡的可能性极小；如果发电机组的αUIF接近或大于0.1，则必须进行详细论证。

3.2 应用效果

储能装置对系统稳定的有利因素首先表现于其可通过附加控制提供额外的阻尼；其次是当发生小扰动带来的低频振荡时，如果没有储能装置，则系统振荡是发散的，而增加储能装置可提高第一摆的暂态稳定性能，提供阻尼并限制频率的变化，使系统更快稳定下来，有效提高系统的稳定性。

PCS控制器控制策略的不同对低频振荡的抑制效果会有影响，但是即使是最简单的比例控制策略也会有一定效果。而本类工程中储能系统采用外环恒功率控制（PQ 控制）和电流内环控制来获得PWM调制信号，已经在一些案例仿真中证明了有效性。在不考虑PCS 控制器的影响情况下，储能装置安装于不同位置时的效果也不同，本类工程中装设于发电机机端的效果较优，装设于厂用电中压母线次之。

按照UIF 法对内蒙古某电厂2×300 MW 机组加装9 MW/4.5 MWh储能系统进行评估。充电工况等效为一个直流输电系统，由于储能系统额定充电功率相对于单一机组容量很小，且储能系统通过有较高阻抗的高压厂用变压器与发电机相连，计算得出该电厂单一机组的αUIF远小于0.1，因此可以得出基本结论：该电厂2×300 MW 机组受储能系统影响而发生扭转振荡的可能性极小[9]。

4 分散控制系统与远程终端单元系统改造

在火电厂布置储能系统进行联合运行，需对电厂原有的DCS与远程终端单元（RTU）系统进行相关改造。电网调度发送AGC 指令至电厂RTU 系统，RTU 系统将AGC 指令分别发送给电厂DCS 和储能控制系统[11-13]。发电机组进行AGC 调节，其运行方式不会因储能系统的存在而改变。储能控制系统根据收到的AGC调频命令，结合发电机组反馈的运行参数等数据，通过相关控制算法计算确定储能系统出力，并将指令下达给位于PCS 集装箱内的各储能子系统。

4.1 DCS改造

（1）在机组DCS 中增加对储能系统接入点的监测项目；

（2）增加DCS 与储能系统总控制单元的通信，进行信息、状态的交换。为实现储能系统既定功能，系统总控制单元至少要从机组DCS控制系统中获得以下数据：AGC调频指令、发电机组出力反馈、发电机组实际负荷指令、发电机组AGC 投入反馈、一次调频启动信号、发电机组出力限幅等[11]。

根据要求，储能辅助调频系统只能从DCS装置获取状态点或指令点，不能向DCS发出指令；同时，储能系统可根据电厂运行需求上传储能系统运行状态信息，包括：储能系统运行状态，储能系统功率，储能系统辅助调峰投入反馈，储能系统充放电状态等[11-13]。

4.2 RTU系统改造

电网调度向RTU系统发送AGC指令，RTU系统需同时向电厂DCS 和储能系统发送AGC 调频指令。无储能接入时，RTU系统将机组出力信号上传至电网调度部门进行调频考核；接入储能后，需将机组和储能系统的出力相加，作为单个信号上传至电网调度。从电网调度来看，不区分储能和电厂，而将其作为一个整体进行考核，即：无论有无储能接入，回传电网遥测信号的个数不变。储能系统只以约定的通信协议接受（不返送）电厂的RTU 系统信号[14-15]。

5 结语

储能技术在电力领域发挥了越来越多的作用，储能装机量增长速度将逐年提高。储能系统可作为独立个体为电网提供服务或与传统电力设备共同运行，这些项目的规划、施工设计需要充分考虑系统的安全性、稳定性和经济性。储能系统接入火电厂辅助AGC调频时，在项目前期需选择合适的储能技术路线及配置容量。对储能系统接入火电厂带来的次同步振荡、短路电流增加、保护配置以及断路器和变压器容量校核等问题，需要逐项进行评估、解决。在电气设计与系统通信改造方面，要以安全性为首要原则，确保储能系统的接入对火电厂已有运行控制系统无不利影响，必要时储能系统应能快速退出运行。