儲能系統輔助火電AGC調頻工程評估與設計技術要點

連 勃，張斯亮，牟 樂，史良宵，閆曉宇

（1.電力規劃設計總院，北京 100120；2.內蒙古電力勘測設計院有限責任公司，呼和浩特 010010）

0 引言

近年來，隨著以鋰電池為代表的電化學儲能系統成本的快速下降，大規模電化學儲能系統越來越多地商業化應用于電力系統各領域。2013 年我國首個火電、儲能系統聯合調頻項目——石景山熱電廠2 MW 儲能項目投產運行，近年來又有大量該類項目在全國各地投產。儲能系統輔助火電響應自動發電控制（AGC）調頻指令，可以有效提高電廠的AGC 調節性能，大幅增加調頻收益（當前該類儲能項目投資成本收回期已縮短至4～6 年）。本文介紹了儲能系統輔助火電AGC 調頻實際工程在項目可行性研究、評估和設計階段需要考慮的技術問題及解決方案。

1 儲能系統輔助火電AGC調頻的優勢

1.1 機組調峰性能得到提高

隨著電力系統新能源比例的不斷增加，風電、光伏消納壓力會持續加大，新能源裝機的大規模并網將顯著增加電網的AGC調頻需求，而現有電力系統調頻資源難以滿足這種需求。此外，火電機組全天候接受頻繁變化的AGC調度指令進行發電功率調節，造成煤耗增高、設備老化磨損加速等負面影響。

電化學儲能系統響應速度快，單位容量提供AGC調頻的效果遠好于傳統火電機組，其含通信時間在內的系統響應時間不超過1 s。在電源側布置一定容量的儲能系統，可有效提高電網的安全穩定性和新能源消納能力。此外，還可減小火電機組的AGC 調節負擔，提高燃煤效率和發電負荷率，減少頻繁調節出力導致的設備疲勞與磨損，提升機組的可用率及使用壽命，促進節能減排。

電化學儲能系統輔助發電機組參與AGC 調頻時，可利用電化學儲能系統快速充、放電并精準輸出功率的特性，配合發電機組立即響應電網AGC指令。當AGC 指令下達時，儲能系統能快速進行放電，填補機組實時出力與調度曲線之間形成的谷區；或讓儲能系統快速充電，削減機組實時出力與調度曲線之間形成的峰區，實現削峰填谷作用，達到機組負荷輸出與調度AGC 指令基本吻合的目的。加裝儲能系統后機組的調節性能指標將提高2～4倍。

1.2 經濟效益良好

加裝儲能系統后，機組具備長期投入基本負荷自動調節（Base Load Regulated, BLR）模式的基礎，儲能系統能幫助提高火電機組AGC補償收入，具有良好的經濟效益。表1為國內部分電網的AGC補償規則[1-4]。

表1 AGC補償規則

目前，儲能系統參與火電AGC調頻的主流商業運行模式為采用合同能源管理的方式，火電廠方無需投資，并可通過儲能系統收取電費、分享AGC 補償收益，既不需要承擔資金壓力和投資風險，又可以增加收益和減少機組磨損。

以蒙西地區為例，根據《內蒙古電網并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》[1]及國家能源局華北監管局2019-09-30 發布的修訂內容[2]，發電機組提供AGC服務按AGC服務貢獻進行補償，計算方法如下。

1.2.1 日調節深度D

式中：n為日調節次數；Dj為機組j的調節深度，當進行功率折返調節時，機組調節深度增加額定容量的0.5%。

1.2.2 調節性能指標Kpd

Kpd計算方法見表1及有關細則[3-5]。

1.2.3 AGC服務貢獻日補償電量Rbc

式中：YAGC為AGC調節性能補償系數，火電機組取值0.015 h，水電機組取值0.007 5 h。

1.2.4 AGC輔助服務貢獻月補償電量

由各發電廠按其上網電量占各電廠總上網電量的比例分攤補償費用。第i個電廠需要承擔的分攤電費計算公式為：

式中：R總分攤為所有發電廠月度總輔助服務補償電費；Fi為第i 個發電廠月度上網電量；N 為當月上網發電廠總數。

2 評估與設計技術要點

2.1 儲能形式和容量配比選擇

在儲能系統調頻領域，使用的電池材料主要有三元鋰和磷酸鐵鋰兩個方向。三元鋰電池由于能量密度高，目前主要用于電動汽車領域，其在成本與安全性方面不如磷酸鐵鋰電池。電力系統儲能工程對土地和空間的要求較低，從循環次數、經濟性、一致性、安全性等方面綜合考慮，磷酸鐵鋰電池儲能系統更適合火電AGC調頻改造工程。

為較大程度地利用儲能系統容量，獲取較好的調節與經濟效果，根據機組AGC指令的次數和功率范圍分布情況，一般將機組額定功率的3%作為儲能系統的配置容量。

AGC 調頻指令發送周期大部分以3 min 為限，為了保證儲能系統的調節能力，儲能系統電池的容量能夠在滿功率的情況下支持3 個周期，即10 min的滿功率輸出容量，兼顧電池淺充淺放的要求和長期充放電對壽命的影響，綜合考慮建議采用0.5 h放電時間的儲能系統能量容量，即對于9 MW系統，其能量容量采用4.5 MWh。

2.2 電氣接入方案

2.2.1 電氣接入方式

圖1描述了該類項目儲能系統的典型電氣接入方式。儲能輔助調頻系統通過機組6 kV或10 kV高壓廠用電源接入，6 kV 或10 kV 高壓廠用電源饋線柜（Q1）配置線路型保護裝置，主要配置速斷、過流和接地保護。

圖1 典型儲能系統電氣接線方式

儲能輔助調頻系統一般配置兩段6 kV或10 kV母線，每段6 kV或10 kV母線配有進線開關（Q2）和饋線開關（Q3）。儲能輔助調頻系統6 kV 或10 kV段進線開關（Q2）不配置微機保護，僅作為隔離開關使用，由上級的斷路器（Q1）聯跳下級的進線開關（Q2）。儲能輔助調頻系統6 kV 或10 kV 饋線開關（Q3）配置線路型保護裝置，主要配置速斷、過流和接地保護。斷路器（Q4）與儲能系統變壓器相連，配置變壓器型綜合保護裝置，主要配置保護：高壓側速斷、過流保護，負序過流保護、接地保護；低壓側接地保護、過負荷保護；干式變壓器非電量保護。

廠用6 kV或10 kV配電間需使用備用柜或新增開關柜，新增測量用TA及雙向電能表（0.2 s級），用于結算儲能系統的耗電量。儲能系統輔助用電從電廠0.4 kV 母線段引接，故可能需要對廠用0.4 kV備用柜進行部分改造或新增開關柜，新增儲能系統用電結算電能表（0.2 s 級）。改造后高/低壓柜的監控信號需接入電廠原有DCS系統。

2.2.2 評估要點

在開展相關設計前，需要對加裝儲能系統后是否會發生以下問題進行重點評估。

（1）廠用電母線額定電流是否超限。

（2）高壓廠用變壓器各分支是否過載、何種運行工況下過載及是否有功率倒送現象。必要時需更換變壓器，進行容量升級。

（3）高壓廠用變壓器高、低壓側斷路器短路水平是否滿足要求。

（4）DCS備用點是否足夠等。

廢酸原液中含有CuSO4、PbSO4等雜質，由于PbSO4雜質是致密粘性顆粒，其影響了后續硫化反應砷濾餅的含水率，分離出后，可以降低后續的銅砷濾餅含水率。提高閃速爐的電收塵能力，可直接降低進入廢酸原液中的懸浮物含量，從而減少砷濾餅的發生量。在凈化區域也可利用過濾器將廢酸原液中的懸浮物含量降下來，從而在源頭處減少懸浮物進入砷濾餅中。

儲能系統實際充電時一般不會達到峰值狀態，并且儲能系統會采集廠用電母線的實際電流、功率情況，對儲能系統輸出進行控制，避免高壓廠用變壓器充電過程過載、放電過程倒流，滿足高壓廠用變壓器系統長期運行要求。

2.3 發變組、廠用電系統保護配置及儲能接入后對繼電保護的影響

非電量保護與儲能輔助調頻系統的接入無關，本文不再列舉。常規300 MW機組電氣量保護典型配置見表2。

表2 常規300 MW機組電氣量保護典型配置

儲能輔助調頻系統有兩種運行工況（充電、放電），充電過程可將儲能系統視為恒定用電負荷，放電過程可將儲能系統視為恒功率電源。當儲能輔助調頻系統充電運行時，可視為機組高壓廠用變壓器低壓廠用段上增加了恒功率負荷，但不參與母線低電壓時的自啟動，對發變組、廠用電繼電保護配置和定值無影響，原有保護不需要調整。

2.4 短路電流計算

儲能輔助調頻系統接入機組廠用電后，計算短路電流時需考慮最嚴重工況時儲能系統額外提供的三相短路電流，并驗證是否超過斷路器的可分斷范圍。最嚴重工況一般為在可實現運行方式下，儲能變流器（Power Conversion System，PCS）功率全部接入同一機組高壓廠用變壓器（若為雙分裂變壓器，為其某一分支），電池充電過程為恒功率負荷，放電過程為恒功率輸出電源。PCS在短路時提供的短路電流一般為其額定電流的1.2 倍，短路計算時按2倍考慮。最后校驗發電機出口短路水平與廠用電母線短路水平。

2.5 廠用電開關柜電氣二次設計

由于儲能輔助調頻系統在機組正常運行時參與AGC調節，可在發變組保護和高壓廠用電源切換（由工作電源切換至備用電源）模塊中增加對儲能系統的聯跳接口，當發變組保護跳閘或機組高壓廠用電源由高壓廠用變壓器切換至高壓備用變壓器時，聯跳儲能輔助調頻系統退出運行。

廠用電新增或使用的備用開關柜斷路器的常閉觸點接入儲能系統對應進線斷路器的跳閘回路，當廠用電側開關柜斷路器跳閘時，對應的儲能系統進線斷路器進行聯跳，保證儲能系統在事故條件下退出運行，不影響電廠原有保護和運行策略。為實現在發變組出現事故或啟動備用變壓器進行供電切換時，儲能系統能立即退出運行，將各機組發變組主/后備保護、非電量保護的事故跳閘總信號、高壓廠用變壓器低壓側對應分支斷路器的常閉觸點，分別接入本類工程對應機組廠用電新增或使用的備用開關柜斷路器的跳閘回路。儲能系統在機組事故條件下退出運行，不影響電廠原有保護和運行策略。

以上跳閘信號均配置連接片，可根據實際要求進行投退。儲能控制系統的跳閘信號接入廠用電新增或備用開關柜斷路器的跳閘回路，儲能系統可對廠用電配電室的上級斷路器發出跳閘命令，但不可進行合閘。從廠用電新增或備用開關柜內斷路器的一對常開常閉節點引入儲能控制系統，用于儲能系統對斷路器開斷狀態的監視。

3 次同步振蕩評估

在開展儲能系統輔助火電AGC 調頻工程安全性評估時，需要考慮機組次同步振蕩問題。

3.1 評估方法

發電機在整流側有發生次同步振蕩（Subsyn?chronous Oscillation，SSO）的風險[6-8]。該類工程的PCS作為有源快速控制裝置，運行于充電工況時，從電氣關系上可類比于一段容量和電氣距離都較小的直流輸電，有可能出現PCS引起的次同步振蕩。

由高壓直流輸電（HVDC）引起的次同步扭振的分析方法有機組作用系數法（Unit Interaction Fac?tor，UIF）、復轉矩系數法、特征值分析法和時域仿真分析法等。美國電力研究協會（EPRI）推薦使用UIF法檢查系統中可能由直流輸電系統激發產生次同步振蕩的發電機組[9]。常使用機組作用系數來評估直流輸電系統對某一發電機組扭轉模式穩定性的影響[10]：

式中：αUIF，i為系統中發電機組i 的作用系數；SHVDC為額定直流輸送容量，MW；Si為發電機組i 的容量，MVA；SC,i為不考慮發電機組i 時母線的短路容量，MVA；SC,TOT為計及發電機組i 時母線的短路容量，MVA。

式（4）也可以表示為阻抗形式：

式中：Zeq為包括發電機組i 在內的系統阻抗，Ω；ZSR為不包括發電機組i在內的系統阻抗，Ω。

值得注意的是，在同一母線上的發電機組參數一致時，須將這幾臺發電機組視為一個等值機組，等值機組容量為同參數發電機組容量之和。

利用UIF 法分析，可以從交流系統眾多發電機組中篩選出存在發生次同步振蕩危險而必須進行進一步研究的發電機組。如果汽輪發電機組的αUIF遠小于0.1，則該機組受直流輸電換流器的影響而發生扭轉振蕩的可能性極小；如果發電機組的αUIF接近或大于0.1，則必須進行詳細論證。

3.2 應用效果

儲能裝置對系統穩定的有利因素首先表現于其可通過附加控制提供額外的阻尼；其次是當發生小擾動帶來的低頻振蕩時，如果沒有儲能裝置，則系統振蕩是發散的，而增加儲能裝置可提高第一擺的暫態穩定性能，提供阻尼并限制頻率的變化，使系統更快穩定下來，有效提高系統的穩定性。

PCS控制器控制策略的不同對低頻振蕩的抑制效果會有影響，但是即使是最簡單的比例控制策略也會有一定效果。而本類工程中儲能系統采用外環恒功率控制（PQ 控制）和電流內環控制來獲得PWM調制信號，已經在一些案例仿真中證明了有效性。在不考慮PCS 控制器的影響情況下，儲能裝置安裝于不同位置時的效果也不同，本類工程中裝設于發電機機端的效果較優，裝設于廠用電中壓母線次之。

按照UIF 法對內蒙古某電廠2×300 MW 機組加裝9 MW/4.5 MWh儲能系統進行評估。充電工況等效為一個直流輸電系統，由于儲能系統額定充電功率相對于單一機組容量很小，且儲能系統通過有較高阻抗的高壓廠用變壓器與發電機相連，計算得出該電廠單一機組的αUIF遠小于0.1，因此可以得出基本結論：該電廠2×300 MW 機組受儲能系統影響而發生扭轉振蕩的可能性極小[9]。

4 分散控制系統與遠程終端單元系統改造

在火電廠布置儲能系統進行聯合運行，需對電廠原有的DCS與遠程終端單元（RTU）系統進行相關改造。電網調度發送AGC 指令至電廠RTU 系統，RTU 系統將AGC 指令分別發送給電廠DCS 和儲能控制系統[11-13]。發電機組進行AGC 調節，其運行方式不會因儲能系統的存在而改變。儲能控制系統根據收到的AGC調頻命令，結合發電機組反饋的運行參數等數據，通過相關控制算法計算確定儲能系統出力，并將指令下達給位于PCS 集裝箱內的各儲能子系統。

4.1 DCS改造

（1）在機組DCS 中增加對儲能系統接入點的監測項目；

（2）增加DCS 與儲能系統總控制單元的通信，進行信息、狀態的交換。為實現儲能系統既定功能，系統總控制單元至少要從機組DCS控制系統中獲得以下數據：AGC調頻指令、發電機組出力反饋、發電機組實際負荷指令、發電機組AGC 投入反饋、一次調頻啟動信號、發電機組出力限幅等[11]。

根據要求，儲能輔助調頻系統只能從DCS裝置獲取狀態點或指令點，不能向DCS發出指令；同時，儲能系統可根據電廠運行需求上傳儲能系統運行狀態信息，包括：儲能系統運行狀態，儲能系統功率，儲能系統輔助調峰投入反饋，儲能系統充放電狀態等[11-13]。

4.2 RTU系統改造

電網調度向RTU系統發送AGC指令，RTU系統需同時向電廠DCS 和儲能系統發送AGC 調頻指令。無儲能接入時，RTU系統將機組出力信號上傳至電網調度部門進行調頻考核；接入儲能后，需將機組和儲能系統的出力相加，作為單個信號上傳至電網調度。從電網調度來看，不區分儲能和電廠，而將其作為一個整體進行考核，即：無論有無儲能接入，回傳電網遙測信號的個數不變。儲能系統只以約定的通信協議接受（不返送）電廠的RTU 系統信號[14-15]。

5 結語

儲能技術在電力領域發揮了越來越多的作用，儲能裝機量增長速度將逐年提高。儲能系統可作為獨立個體為電網提供服務或與傳統電力設備共同運行，這些項目的規劃、施工設計需要充分考慮系統的安全性、穩定性和經濟性。儲能系統接入火電廠輔助AGC調頻時，在項目前期需選擇合適的儲能技術路線及配置容量。對儲能系統接入火電廠帶來的次同步振蕩、短路電流增加、保護配置以及斷路器和變壓器容量校核等問題，需要逐項進行評估、解決。在電氣設計與系統通信改造方面，要以安全性為首要原則，確保儲能系統的接入對火電廠已有運行控制系統無不利影響，必要時儲能系統應能快速退出運行。