提升调频水电站AGC响应时间性能的水储协同控制策略

三梅英，姚洋阳，邱亚鸣，秦会会

(1.黄河上游水电开发有限公司，青海 西宁 810000；2.上海明华电力科技有限公司，上海 200090；3.黄河上游水电开发有限公司拉西瓦发电公司，青海 贵德 811700)

0 引言

在 “双碳”目标的大背景下，我国正在加快建设以新能源为主体的新型电力系统[1-2]，新能源装机及发电占比不断提高，电网调频压力越来越大[3]，对传统电源调频能力提出了越来越高的要求[4-5]。西北电网是我国新能源占比最高的区域电网，其《并网发电厂辅助服务管理实施细则》《发电厂并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)要求水电机组自动发电控制(automatic generation control，AGC)响应时间须小于10 s，且响应时间合格率不足98%会被考核[6]。目前，西北电网调频水电站响应时间考核面对的形势较为严峻，其中第一调频水电站2022年AGC被考核910万元，比2021年上涨30%。

目前，对水电AGC控制策略优化的研究主要集中在机组效率、响应速率及AGC与一次调频协同控制方面[7-8]。李滨等将AGC响应速率与响应精度引入经济目标函数，建立了基于“两个细则”的水电厂AGC最优控制策略模型[9]。常辉对AGC穿越振动区策略进行了优化，增加小负荷分配策略，提升了水电机组运行稳定性和经济性[10]。胡翔等基于变步长求解器，构建了水电机组调速及监控系统的数学模型；结合刚性水轮机模型，提出一次调频与AGC协同策略模型，显著提升机组调频能力[11]。然而对提升AGC响应时间方面的研究较少，基本都采用调节开度脉冲时长的方法[12-13]，对于调节频繁的第一调频水电站，该方法只能在一段时间内有效提高AGC响应时间性能，随着机械磨损的加剧，AGC响应性能会进一步下降，而开度脉冲时间不能无限加长，需要寻求更有效的方法提升AGC性能。

本文以西北电网第一调频电厂某水电站为例，分析电站运行特性及电站考核情况，研究水储协同配置方案及控制策略，并进行水储协同经济性分析，通过水储协同方法提高水电站AGC性能，大幅度减少AGC响应时间考核，提高水电站经济效益。

1 某电站考核情况及运行特性分析

1.1 电站“两个细则”考核情况

某水电站共6台机组，总装机容量4 200 MW，是黄河流域装机容量最大的水电站，在西北电网承担第一调峰、调频任务，机组AGC投单机调频模式，当系统频率超出±0.02 Hz时，由调度侧主站发出调节指令进行机组有功调节，控制系统频率在50 Hz±0.02 Hz范围之内。近年来“两个细则”考核问题较为严峻，主要原因是AGC响应时间合格率欠佳。该水电站2021—2022年AGC考核情况如图1所示，2022年相较于2021年考核问题更为严峻，最高一个月被考核97.8万元。

图1 某水电站2021—2022年AGC考核情况

2022年2月份电站6台机组AGC各分项考核情况见表1，所有机组可用率、调节速率均满足“两个细则”要求，未受到考核。除最新投运的4号机组外，其余机组响应时间合格率均未达到“两个细则”要求的98%，受到不同程度考核，其中3号和6号机组考核分数占比最高，分别为192.20分、249.94分。

表1 2022年2月电站AGC各分项考核情况

1.2 电站AGC运行特性

由于西北电网新能源能源占比不断提高，第一调频水电站调节任务日益繁重，AGC日调节频次大幅度增加，导致水轮机导水机构各传动件加速磨损，机械死区变大，调节性能降低，响应时间增加。此外，短时间内反向功率指令、尾水压力脉动等原因都造成电站AGC响应时间合格率达不到西北电网“两个细则”98%的要求，考核分数居高不下。

电站机组基本一直保持并网运行状态，每台机组同一时刻接收电网的AGC调度指令，动作方向均一致。对电站2022年1月份典型日AGC响应时间进行统计发现，2台机组在同时刻AGC响应时间被考核的次数为142次，3台机组在同时刻AGC响应时间被考核的次数为11次，4台机组在同时刻AGC响应时间被考核的次数为3次，主要是部分性能差的机组响应被考核概率高，3台及以上机组在同时刻AGC响应时间被考核的概率较低。

图2为电站机组2022年1月AGC响应时间分布概率，AGC响应时间不合格的工况中，响应时间11～14 s的工况占比较大，响应时间大于17 s的工况占比很少。

图2 电站机组2022年1月份AGC响应时间 分布

2 水储协同配置方案及控制策略

2.1 储能选型及参数配置

2.1.1储能选型

锂电池是目前技术比较成熟，且发展势头最为迅猛的电储能方式[14]。近年来，行业内对于储能电池的选择普遍转向磷酸铁锂电池，磷酸铁锂电池在国内储能市场占据主导地位[15]。综合考虑安全、性价比等因素，储能可选用磷酸铁锂电池。

鉴于第一调频水电站AGC响应时间不满足要求而受到“两个细则”考核，在选择配套储能时主要考虑储能对AGC响应时间的改善。西北电网“两个细则”中对AGC响应时间的定义是自AGC指令开始变化时刻起，至机组实际负荷开始变化，变化幅度超过负荷稳态偏差允许范围(水电机组稳态偏差指不超过装机容量的±1%)，并在趋势上不再反向的时刻之间的时间差。水电机组的AGC响应时间要求小于或等于10 s。AGC响应时间按照响应时间月度合格率进行考核，要求不低于98%。

调频电站水储协同的主要功能是，在AGC指令下达接近10 s且机组出力变化幅度还没有超过稳态偏差时，用电储能进行出力调节，将AGC响应时间控制在10 s以内，以减少AGC响应时间考核。

2.1.2相关参数选择

1)充放电功率。电站AGC响应时间基本都能控制在17 s以内，储能需要支撑的时间只需要秒级，待水电机组出力变化超过稳态偏差之后就可以逐渐退出。然而对储能功率要求较高，电站共6台机组，每台机组装机均为700 MW，稳态偏差达7 MW，储能最高充放电功率需达到稳态偏差7 MW。

2)电池倍率。电池倍率越大，发热和极化越严重，电池寿命越短；此外，循环放电的程度越深，电池老化也越快[16-17]。2C系统单位造价比1C储能系统高，但2C系统总体造价比1C储能系统低30%左右，目前应用于工程领域的磷酸铁锂电池普遍不超过2C。综合考虑成本、生命周期、安全等因素，2C倍率的磷酸铁锂电池最合适。

3)电池容量。该电站主要是部分性能差的机组响应被考核概率高，3台及以上机组在同时刻AGC响应时间被考核的概率较低，综合考虑场地和成本，配备2套电储能系统最适宜，可同时对两台机组的AGC响应时间进行优化。考虑到运行灵活性，每套储能装置安装3套切换闸刀，这样每套储能装置可以通过切换供不同机组调用。此外，电池有一致性问题[18]，性能最差的电芯决定系统性能，为不让电芯倍率超过设计倍率，电池容量须留有一定裕度。综上，可配置2套7 MW/3.5 MW·h的储能装置。

2.1.3磷酸铁锂电池性能试验数据

表2为某品牌磷酸铁锂电池性能试验数据，Pn为额定功率。除充电转放电工况外，其余工况的纯延时时间均在80 ms以内，充电方向转放电方向的纯延迟时间稍长(达150 ms)，但仍为秒级响应。调节时间最长不超过250 ms，在秒级内即可达到稳态功率。因此，储能协同水电机组进行AGC调节时，留有1 s的时间裕度，足以完成充放电准备工作。

表2 某品牌500 kW/1 MW·h磷酸铁锂电池 性能试验数据

2.2 水储协同控制策略

实际运行过程中，储能与机组之间的刀闸无法频繁切换，优先对AGC性能相对差的机组进行调节，也可根据实际需要进行切换。机组优先级可以根据AGC响应性能进行排序，日均AGC响应时间合格率越低，则优先级越高。每台机组与对应的储能设备之间均设置闸刀，方便机组检修或停机时进行储能链路切换。考虑到线路越长，亏损越大，优先匹配距离机组位置近且条件具备的电储能系统。

水储协同控制策略流程如图3所示，系统实时监测投用储能回路机组的AGC指令变化情况，当AGC指令变化后开始计时，当计时到第9 s时若机组功率变化未越过稳态偏差，则会发出该机组的储能请求调用指令。

图3 水储协同控制策略流程

若电网频率降低，要求机组AGC增负荷，机组在AGC指令下发第9 s时功率变化幅度未向上越过稳态偏差，储能在第9 s即开始发送放电指令，放电功率为机组变化欠稳定偏差的部分；此外需要满足整体功率不下降的条件，待机组自身出力变化越过稳态偏差之后，储能退出放电模式。若电网频率升高，要求机组AGC减负荷，机组在AGC指令下发第9 s时功率变化幅度未向下越过稳态偏差，储能在第9 s即开始发送充电指令，充电功率为机组变化欠稳定偏差的部分；此外需要满足整体功率不升高的条件，待机组自身出力变化越过稳态偏差后，储能退出充电模式。若储能响应10 s之后机组功率变化幅度还没越过稳态偏差，则退出电储能调用，避免储能浪费，机组延时时间超过17 s的概率不大，对延时时间超过17 s的工况进行调节意义不大。充放电过程中为防止电池过功率充放电影响电池寿命，设置电储能充放电上限功率7.5 MW。

2.3 水储协同建模仿真

按照上述策略用Simulink软件进行建模仿真，模型如图4所示。其中，PowerCMDWithTime为单机AGC指令，PowerWithTime为单机实测功率反馈。通过Transport Delay1和Add2计算单机AGC指令变化量，通过Triggered Subsystem和Add5计算实际功率变化量。当Triggered Subsystem1检测到AGC指令出现变化时，会对当前功率变化量进行判断：如果大于稳态偏差，则输出0；否则将当前功率实际变化量与稳态偏差的差值通过Switch1变量输出，并通过Integrator对欠稳态偏差Switch1非零的时长进行统计。当时长在9～17 s时，Matlab Function会将欠稳态偏差Switch1作为电储能的负荷设定值指令下发，并通过纯延迟环节Transport Delay和一阶惯性环节Transfer Fcn2模拟电储能的响应特性。最终机组的总功率反馈由水轮机出力和电储能出力通过Add 1叠加得到。

基于上述水储协同仿真模型对电站的真实运行曲线进行优化，优化前后功率曲线如图5所示。可以看出，经过水储协同模型优化，AGC响应时间得到明显优化，控制在10 s以内，可以有效缓解电站AGC响应时间考核严峻的现状。

图4 水储协同建模仿真模型

(a)电储能仿真功率

(b)优化前后功率

对2022年2月响应时间不合格的各机组进行储能优化调节仿真，优化前后相关机组AGC响应时间合格率见表3。可以看出，优化后机组月度AGC响应时间合格率均提高到98%以上，满足西北电网“两个细则”的考核要求。

表3 优化调节前后AGC响应时间合格率 %

3 水储协同经济性分析

3.1 经济测算的前提假设

1)投资成本。锂电池的初始投资成本因项目区别有一定差异，假设初始投资单位成本为2.5元/(W·h)，总投资成本1 750万元。随着储能技术日益成熟，锂电池投资成本还有一定的下降空间。

2)年度运维成本。运维成本包括电站运营期间的燃料动力费，以及为维持电站运营所必须的零部件更换、系统维护、人工费等费用[19-20]，此类成本根据储能类型的不同大致占初始投资成本的1%～10%。鉴于锂离子电池储能电站普遍采用远程监控与定期巡检相结合的方式，人工费用相比其他电池类型低，假设运维成本占初始投资成本的4%。

3)系统残值率。磷酸铁锂电池相较其他类型电池回收价值较低，假设其系统残值率为5%。

4)系统寿命。锂电池循环寿命为3 500～5 000次，以2022年1月电站考核情况作为参考计算，若给AGC响应性能较差的3号和6号机组调用储能，月均循环次数25次，假设其循环寿命为4 000次，则系统寿命约10年。

5)系统收益。基于2022年2月AGC响应性能最差的3号、6号机组的考核情况，若延时17 s以下的工况均通过储能调节降至10 s以内，则配置储能后2台机组AGC响应时间月度合格率均达98%以上，每月可减少考核分440分，每年可换算成收益528万元，每年折算成现金流入528万元。

6)其他。假设放电深度90%，储能循环效率88%，寿命终止容量75%。

3.2 投资及贷款情况

在上述假设边界条件的基础上，对第一调频电站水储协同项目进行简要投资测算，采用等额本金方式偿还贷款，贷款利率4.9%。相关投资及贷款情况数见表4。

表4 水储协同系统投资及贷款情况

按上述条件计算出的内部收益率达18.7%，投资回收期为4.5年，但仍存在一些不稳定因素：一是，每月收入不稳定，加装储能之后，每年减免考核费用不足470万，内部收益率将小于10%，若每年减免考核费用不足413万，内部收益率将变为负值；二是，电池寿命是一个不稳定因素，电站调频频繁，短时间频繁浅充浅放对电储能寿命的影响有待考量。

4 结语

西北电网新能源占比高，近年来第一调频水电站被考核问题日益严重，最主要原因是AGC响应时间合格率偏低，常规增加开度脉冲时间的方法不能从根本上解决问题。采用水储协同的方法可以有效提升电站AGC响应时间性能。本文对调频水电站运行特性和考核情况进行分析发现，2台以上机组同时被考核的概率较小，且AGC响应延时时间基本在17 s以内。基于以上特性，提出储能选型及配置方案，研究提升AGC响应时间性能的水储协同控制策略，配置2套储能设备同时对2台机组进行调节，通过电气闸刀可以进行储能链路切换，仅对响应时间在17 s以内的工况进行补偿调节，并在Simulink平台进行了建模，对电站实际运行曲线进行优化仿真计算。

以上研究结果表明，通过水储协同优化，电站实际AGC运行曲线得到明显优化，储能可以及时对机组负荷进行调节，将响应时间控制在10 s以内。此外，基于假设经济边界条件，对水储协同方案进行经济性分析，以2022年2月AGC性能最差的2台机组作为参考，若每月少考核440分，则内部收益率达18.7%，可以有效改善电站AGC响应时间被考核严峻的现状，提升电站的经济效益。