邵忠卫，李国良，刘文伟

（1.山西阳光发电有限责任公司，山西 阳泉 045200;2.晋能电力集团，山西 太原 030001）

火电联合储能调频技术的研究与应用

邵忠卫1，李国良2，刘文伟1

（1.山西阳光发电有限责任公司，山西 阳泉 045200;2.晋能电力集团，山西 太原 030001）

指出了先进大规模电池储能系统具有毫秒级精确控制充放电功率的能力，应用于电网调频有着常规火电机组无可比拟的优势；火电联合储能调频技术的应用将改善电网运行的可靠性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。结合北京睿能世纪科技有限公司电池储能与山西阳光发电有限责任公司2号机组联合调频的工程实践，阐述了“火电联合储能调频”的原理、协调控制策略、项目经济性，结合实际运行经验对储能系统的安全生产进行了总结。

电池储能；火电机组；联合调频；安全生产

1 国内外储能调频应用基本概况

目前，大容量储能系统已经开始应用于电网自动发电控制AGC（automation generator control）调频领域。在美国经过多年的实际运行论证，现在已经大规模采用。纽约州电力系统运行情况表明，9 MW的储能调频系统虽然只占其电网总体调频容量的3.3%，其完成的调频任务量却占总体调频任务量的23.8%，储能系统能够有效降低电网调频容量。韩国已有300 MW储能调频系统投运，在未来3 a还将部署500 MW的储能调频系统。德国有100 MW储能调频系统正在建设。印度中央电力监管委员会目前正在制定引进辅助服务市场的政策框架，要求2%～3%的发电容量用于调频，将带来4～5 GW的调频市场潜力[1]。中国国内也开展了一些应用储能实现削峰填谷的示范应用工程。

我国北部地区电源结构还是以大型火电机组为主，调频电源主要依靠火电机组，机组功率调节任务繁重。火电机组长期承担繁重的调节任务，会造成发电机组设备磨损严重，超净排放目标难以实现等一系列负面影响，严重考验电力系统的可靠运行。山西省科技厅曾在2015年山西省低碳创新重大专项煤电产业创新链中指出要重点研究提升省内发电机组的调频性能。由于储能系统的调频效果远好于任何常规发电技术，引入相对少量的储能系统，就能够迅速有效地提高区域电网应对新能源接入的挑战。因此，如何应用储能来改善火力发电厂的调频性能得到广泛关注。

2 电网的高性能调频需求

根据国家能源局山西监督办公室统计口径，截至2017年5月底，山西全省发电装机容量76 849.1 MW。其中火电63 197.3 MW，占比82%；风电8 035.3 MW，占比10%；水电2 441.5 MW，占比3%；太阳能发电3 175 MW，占比4%。2017年1月—5月全省发电量完成1 057.95亿kW·h。其中，火电953.25亿kW·h；风电69.29亿kW·h；水电16.22亿kW·h；尤其是太阳能发电19.20亿kW·h，发电量增速达到187%。

可以看出，山西省电源结构还是以大型火电机组为主，调频电源几乎全部为火电机组。由于火电机组区域控制偏差ACE（area control error）调节能力较弱，因此山西电网整体ACE调频能力有限。特别在冬季，风电发电量增大，而大部分火电机组进入供热期，调节能力进一步下降，造成电网整体的调节能力进一步下降，电网运行安全存在潜在隐患。要提高电网频率的稳定性，就必须提高区域的AGC控制性能，即提高机组对AGC信号的响应能力，包括响应时间、调节速率和调节精度等指标。

火电机组作为调频电源的主力军，其缺点是响应时滞长、机组爬坡速率低，不能准确跟踪自动发电控制AGC指令，有时甚至会造成对区域控制误差的反方向调节。由于一次调频死区等非线性环节的存在，传统的AGC线性模型控制方式不能实现良好的动态调节性能，火电机组性能不同则其响应速率不同，造成调节效果千差万别。

为加强并网发电厂考核和辅助服务管理工作，提高电力系统电能质量和安全稳定运行水平，华北电监局针对华北区域电力系统的实际状况制定了辅助服务管理实施细则，使得AGC成为了有偿辅助服务。华北电网中，山西电网是国内实施两个细则规范化最高的区域电网，到2017年3月补偿总额已接近4 000万元。

根据山西电网两个细则，电网AGC考核采用式（1） 计算。

式中：BAGC——考核收益，元；

SAGC——有效考核深度，MW；

YAGC——调节性能补偿标准，取15元/MW；

Kp——综合性能。

式（1） 中Kp综合性能按照式（2） 计算。

式中：K1——调节速率；

K2——调节精度；

K3——响应时间。

从式（1）可见，电厂想要获得考核收益，必须提高Kp值及SAGC值。如果Kp＜e-1，那么日补偿费用记为0元。机组效益的增加主要来自两方面：一是提高机组ACE考核的性能指标Kp，从而提高系统ACE考核收益；二是提高机组出力响应速度，从而捕捉到更多ACE调节深度。两个细则实施后，虽出现了协调控制系统调节品质较好的机组，但很多机组与两个细则规定的AGC的调节指标还有不小的差距。

3 山西阳光发电有限责任公司储能联合调频

山西阳光发电有限责任公司有装机容量为4×320 MW的抽汽供热机组， ACE调节性能较差，平时不参加在ACE工况运行调节。为此，火电厂技术人员开展了很多研究，对协调控制系统采取了多项措施，但效果并不如人意，迫切需要改善机组现有ACE调频性能。

2016年9月在山西阳光发电有限责任公司2号机组实施了“联合储能辅助AGC调频装置改造”，2016年底完成工程建设，之后又完成了对1号机组与3号机组的接入工作。2017年5月23日储能设备并网投入试运行。经过近2个月的AGC/ACE工况运行考验，运行稳定，实现了“储能与火电机组联合调频”，圆满完成了山西电网下达的AGC调频任务、为电厂创造了可观的收益，达到并超出了项目预期目的。

4 储能联合调频系统组成与控制

4.1 系统原理与结构

联合调频基本原理是：在传统火电机组中，增加储能设备，以火电机组作为响应AGC调频指令的基础单元，而以储能系统作为补充的快速响应单元。利用储能系统快速调节输出功率的能力，达到改善机组AGC响应速度和精度、缓解机组设备磨损并降低运行风险的目的。储能系统运行不接入电厂机组生产控制逻辑，以对机组控制系统DCS（distributed control system） 最小变更为原则，避免改造带来运行风险。

在储能系统接入火电机组联合调频前，通过理论分析和数值仿真对储能装置接入电厂后的安全性问题进行了研究，在充分考虑储能系统容量选择、接入风险、安装场地限制、施工周期与成本、机组检修计划等因素后，确定9 MW储能系统将通过双绕组变压器接入6.3 kV厂用电系统[2]。储能系统接入电厂示意图如图1所示。该接入方案具有施工周期短，工程造价低，对机组安全运行影响小等优点。

图1 储能系统接入电厂示意图

储能系统主要由储能单元、功率变换装置PCS（power converter system）、通信与控制单元构成，系统包括MW级储能单元，接入MVA级双向功率变换装置，通过升压变压器接入6.3 kV厂用电高压回路。储能系统辅助用电由电厂380 V厂用电提供。

储能系统基于标准化的3 MW电池储能单元设计，通过并联获得更大的功率容量，包括3 MW储能单元，3 MVA双向功率变换装置[3]，通过升压变压器升压到6.3 kV。储能系统辅助用电接入电厂380 V用电回路，提供储能系统照明、冷却和控制系统用电，同时储能系统内置UPS保障在辅助供电中断情况下系统的运行安全。

4.2 协调控制策略

储能系统接入山西阳光发电有限公司2号机组机端后，电厂储能控制系统通过与2号机DCS控制系统和电厂远动终端单元RTU(remote terminal unit)系统的通讯连接，获取2号机组的实时生产数据，判断机组运行现状，并结合电网对机组的调度要求，经过内置算法分析处理，计算出优化数据，下发给储能系统功率装置执行，实现对2号机组生产的优化性干预，达到大幅度提升2号机组生产性能指标的目的。

机组AGC工况运行下，电网通过机端RTU设备直接采集机组出力，并用于AGC考核计算。在储能系统加入后，对机端RTU进行了改造，将机组出力与储能系统出力在RTU后台软件进行合并后作为系统出力信号送至电网AGC系统，同时将原有机组出力信号送入电厂DCS作为机组出力控制反馈信号。

5 运行性能结果与经济性效果

储能联合调频项目于2017年5月23日至5月27日并网投入试运行，截至2017年7月，已经历近2个月的考验，期间进行各项技术性能测试和效益测算，均达到预期目标。

5.1 储能设备技术性能指标测试结果

在储能系统试运行和正式上线运行期间，对系统的技术性能参数进行了各项测试，测试结果如下。

a)出力控制误差小于30 kW，小于储能系统额定容量的1.5%。

b)额定功率下储能系统并网线路损耗22.7 kW，占储能系统额定功率容量的1.1%。

c)直流侧（电池侧） 能量效率92.66%；交流侧（含PCS损耗和并网线路损耗）能量效率85.56%。

d)出力对AGC调度指令平均出力响应延迟约（含测量、控制、通讯回路延迟）3 s。

测试结果表明储能系统出力控制精度高、响应速度快，对电网AGC调频指令的响应速度、调节速率、响应精度明显优于火电机组。

5.2 并网运行AGC指标的改善

山西阳光发电有限公司2号机组带储能装置试验过程中，对机组、储能装置出力控制精度、响应时间，以及储能装置运行稳定性和可靠性进行了监控和测量。

在整个AGC闭环运行试验期间，2号机组带储能装置进行ACE闭环试验整体运行稳定可靠，机组AGC性能指标得到了大幅度提升，达到设计要求。

a)储能装置接入后对2号机组高厂变压器运行稳定性的影响。项目9 MW储能装置主功率回路通新增6240开关柜接入2号机组6 kV IIB段，辅助供电回路通过新增321902接入2号机组380 V IIB段。测试运行过程中，对2号机组6 kV段和低压段内电压、潮流进行了长期监控和测试。测试结果表明，储能装置的充放电功率相对于高压厂用段负荷较小，储能装置的投切和运行均未对2号机组6 kV段和低压段内造成不利冲击，储能装置的2号机组与储能装置运行平稳。

b)2号机组与储能装置协调控制逻辑。储能装置接入后，与原有2号机组协调响应电网AGC调度指令，2号机组与储能装置协调控制逻辑原理为：当电网下达AGC调节指令后，2号机组DCS和储能装置同时接收电网指令，控制2号机组出力跟踪电网调度指令；机组和储能装置会同时响应，机组响应较慢，储能装置会快速响应，随着机组的响应，储能装置会根据指令和机组响应情况调整输出或者储存功率，完成一次调节过程，等待下一次调节指令的到来。

c)2号机组与储能装置联合响应电网调度指令的典型曲线。2号机组带储能装置进行ACE闭环试验期间，机组与储能装置协调控制逻辑运行稳定，总体上能够有效可靠地响应电网上调和下调调度指令。图2是储能装置和机组联合响应AGC的曲线。

图2 储能装置和机组联合响应AGC曲线

如图2所示，储能装置发挥了响应快速、调节精确可靠的特点，弥补了机组性完善机组调整速度不足，很好地改善了AGC的跟踪效果。AGC闭环运行结果表明，2号机组与9 MW储能装置联合响应山西电网AGC调度指令，系统性能指标大幅度提升，达到了预期设计目标，其中，调节速率达到19 MW/min，速率指标达到K1=1.77；调节精度达到0.73 MW，精度指标达到K2=1.75；响应时间达到15.3 s，响应时间指标达到K3=1.74；综合指标Kp提升至5.19。

储能系统对机组KP值大幅度提高，火电机组联合储能调频的日平均Kp值达到5.0以上。山西阳光发电有限公司2号机组AGC调节性能位列山西电网第一名。

5.3 经济性分析

经济性能主要体现在项目总投资和每年收益水平上。其中年收益水平包括：AGC补偿费用增加，耗电成本增高两个方面，其中关键是AGC补偿费用增加。

2017年5月在相同工况下，做了储能装置退出和投入两种情况的实际运行情况的测试，具体数值见表1。可见，在可比运行工况下，未投入储能装置补偿额日均为9 415元；投入储能装置后补偿日均额为7 1115元；投入后是投入前的7.5倍。

表1 储能装置投入前后AGC补偿费用

从表1运行记录来看，在机组正常运行的情况下，系统AGC调频的收入能够维持在平均每小时3 000元的水平，即每天约7万元调频收益。

根据电厂相关数据核算，以1 a为单位计算，预计AGC补偿费用提高约2 100万元，耗电成本增高60万元。年收益可达到2 040万元。项目总投资4 280万元，预计不到2.5 a即可收回投资成本，经济收益显著。

6 结束语

高比例可再生能源大规模并网导致传统调频电源面临日益严重的调频问题，利用“火电联合储能调频”技术，可以有效地改善机组的AGC调节性能。用9 MW电池储能接在火电机组端部，通过协调响应AGC指令，达到改善机组AGC调节性能的目的；但也存在一定的缺陷，主要表现在如果在AGC指令连续升或者降的过程中，储能同样会出现反调现象。因此，“火电联合储能调频”技术在使用前，必须对机组的基本调节性能进行试验，或者优化优化机组得AGC调节性能后，并及时解决储能的反调问题，可以更加有效地提高AGC调节性能。

实践表明，火电联合储能调频技术指标达到预期，经济效益显著。火电联合储能调频技术及其应用实践，是在改善火电机组AGC调节性能方面所做的有益探索，在保证安全生产的前提下给机组带来了可观的经济效益，为火电厂以及电网的调频控制拓宽了思路。

[1] 胡娟，杨水丽，侯朝勇，等.规模化储能技术典型示范应用的现状分析与启示 [J].电网技术，2015，39(4)：879-885.

[2] 叶季蕾，薛金花，王伟，等.储能技术在电力系统中的应用现状与前景 [J].中国电力，2015，47(3)：1-5.

[3] 郭永红，谢小荣，王斌，等.MW级电池储能系统辅助火电机组调频 [J].中国电力，2015，47(12)：1-5.

Research and Application of BESS-aided Thermal Power Frequency-regulation Technology

SHAO Zhongwei1,LI Guoliang2,LIU Wenwei1
（1.Shanxi Yangguang Power Generation Co.,Ltd.,Yangquan,Shanxi045200,China；2.Jinneng Electric Power Corporation,Taiyuan,Shanx i030001,China）

It is pointed out that advanced large-scale battery energy storage system can control over the power of charging and dischargingwith millisecond precision.It enjoys advantages which conventional thermal power units donot possess.The application ofjoint frequency control of thermal power and energy storage technology will improve the reliability and security of grid operation,and it will contribute to building strong and smart grid and improving grid compatibility with renewable energy.Based on the practice of joint frequency of battery energy storage of Beijing Ray Power Company and No.2 Unit in Shanxi Yangguang Power Generation Company,this paper analyzes the theoretical principles,coordination strategies and economy ofthe joint frequency project.Finally,it summarizes the safe operation ofthe storage systembased on practical operation experience.

batteryenergystorage;thermal power units;joint frequency-regulation;safe operation

TK323

A

1671-0320（2017）06-0062-05

2017-09-05，

2017-10-20

邵忠卫（1970），男，山西永济人，1996年毕业于东北电力大学信息工程专业，工程师，从事电厂电气专业工作；

李国良（1971），男，山西临猗人，1994年毕业于山西大学工程学院热能动力专业，工程师，从事电力管理工作；

刘文伟（1973），男，山西五台人，1994年毕业于山西大学工程学院热能动力专业，硕士，高级工程师，从事电厂生产管理工作。