段志鹏，韩 冰

（山西京能吕临发电有限公司，山西 吕梁 033000）

1 储能系统简介

储能系统应用于电力系统AGC调频的技术优势已经获得论证。从2003年开始，美国各电网运营商、研究咨询机构、储能设备供应商等通过大量的火电厂调试数据与未安装储能装置前后分析、对比均表明储能技术应用于电网AGC调频的效果远好于火电机组，对系统整体AGC控制有很好的改善作用。其中，2008年美国西北太平洋国家实验室的分析报告指出，同等容量机组对比下，安装储能装置系统后进行电网AGC调频的效果是水力发电厂机组的1.7 倍，是燃气轮机的2.7 倍，是火力发电机组和联合循环机组调频效果的20倍。此后2010年3月纽约州电力系统运行数据显示，占其电网275MW总体调频容量3.3 %的9MW的飞轮储能调频系统，完成了全网23.8 %的总调频任务。此外，美国最大的电力市场PJM对储能AGC调频效果进行了深入的研究，结果显示，在实现同样的CPS频率控制效果的前提下，应用储能调频能够降低超过50%的传统机组的调频容量，将大量传统机组容量从繁重的AGC调频功能中解放出来。

自从2007年，国家先后推出了一些与储能相关法律法规，包括890法案、755法案以及784法案等，对储能系统提供电网AGC调频服务提供了有力的政策保障：（1）在市场资格准入方面，允许储能系统参与AGC调频市场；（2）在经济补偿方面，要求电力市场需按照调频效果付费的原则对储能进行合理的AGC补偿；（3）在市场范围方面，除了已有的电力市场（ISO/RTO），允许储能为传统的电力公共事业公司提供第三方辅助服务。可以预见，美国储能技术在电网调频中的商业应用市场将会迅速增长。

LiFePO4电池的工作原理是：电池充电时，正极材料中的锂离子脱出来，经过电解液，穿过隔膜进入到负极材料中；电池放电时，锂离子又从负极中脱出来，经过电解液，穿过隔膜回到正极材料中。（注：锂离子电池就是因锂离子在充放电时来回迁移而命名的，所以锂离子电池又称“摇椅电池”。）磷酸铁锂电池与传统铅酸电池参数的比较（见表1）。

某电厂采用磷酸铁锂电池储能技术在调峰过程中曲线比较（如图1），从曲线中可以看到，跟踪电网AGC指令过程中，储能调整过的合并出力曲线要明显好于机组单独的出力曲线，储能系统能够快速有效地补偿和修正机组出力与AGC指令间的偏差。AGC指令更新时，储能系统能够在1s内完成出力方向的调整和出力功率的控制。在AGC指令的反向调节过程中，该特性和修正效果表现得尤为明显。

图1 磷酸铁锂电池储能技术在调峰过程中曲线

2 储能系统接线方式

3套储能单元分别经高压室储能出线20BCB32，20B CB33和20BCB34接入储能就地6.3 kV母线段，储能就地母线段通过进线柜20BCB31和2号机6.3 kV母线段出线柜20BBB26接入厂内6.3 kV母线（如图2）。

图2 储能接线图

3套储能单元的辅助设备用电及配电房内照明用电通过厂内公用PC02段新增380V出线柜JOBHB12GS001引出，储能配电房低压室内设分支开关分别供电给各储能附属配件。

3 储能系统集成

3.1 储能模块（蓄电池储能单元、输出功率变换装置）

储能系统包括三个储能单元（如图3），1个储能单元=1个蓄电池单元+1个双向功率变换装置（PCS）。一个储能单元的额定功率是3MW，额定容量是1.477 MWh。每个单元中包含有16×26块锂电池。储能系统共有3个储能单元，总功率为9MW。可做充电（作为负荷，并网功率为负值）和放电运行（作为电源，并网功率为正值）。

图3 控制原理图

3.1.1 蓄电池单元

蓄电池单元选用美国A123Systems公司的磷酸铁锂电池系统。在按照规程规定严格操作运行下，蓄电池的充放电次数可达到数百万次，可使蓄能系统使用10年以上，减少蓄电池频繁更换的投资费用。而且蓄电池在运行过程中不会排放危害环境的“三废”，各种保护控制模块齐全，高度集成，只需要检修人员定期进行检查维修，不需要安排专人值班监护。

3.1.2 双向功率变换装置（PCS）

双向功率变换装置作为储能系统与电网连接的功率接口设备，承担控制电网与储能单元间能量双向流动的功能，满足功率控制精度和充放电快速转换的响应速度要求。该厂选用ABB公司PCS100逆变设备。其大容量功率变换装置采用单级PWM全桥拓扑，主要构成部分包括基于高频功率半导体器件的双向PWM逆变回路、网侧滤波器、直流侧和交流侧保护装置，以及外围的数字控制回路、并网变压器等。功率变换装置内置的数字控制单元检测网侧和直流侧电压/电流，控制高频功率器件的导通和关断，进而控制逆变器交流输出端的电压幅值和相位，从而控制能量在电网与储能系统间的流动。同时，功率变换装置能够满足并网电能质量要求，包括并网电流谐波、相间不平衡和直流分量的要求；满足对电网适应性要求，包括电压和频率波动范围，故障穿越能力要求；具备完善的故障监测和保护功能，包括直流侧和交流侧过电压/电流保护、短路和接地故障保护、系统过载/过热保护功能（如图4）。

图4 BESS电池储能系统主回路单线图

3.2 储能系统控制系统

储能控制系统由一组储能系统总控制单元与3组储能系统子控制单元构成。其中，储能系统总控制单元由睿能公司开发，储能系统子控制单元采用PLC控制器，机组DCS为新华XDPS400e控制系统。

火电机组与储能系统联合调频的工作原理是在原机组的基础上，在6kV母线上接入储能系统，在AGC调节指令发出后，火电机组升降负荷未作出反应之前，通过储能系统快速进行充放电，从而补充功率的变化，这样提高了火电机组在AGC调节过程中的相应速度和精确度，使曲线跟踪更加紧密。在运行过程中，储能装置通过协调装置指令接收此时机组发电容量和调度指令，对火电机组风煤比、煤水比等干扰指令不会产生影响，对火电机组原先DCS控制指令，不会产生影响，属于独立的一套系统，储能系统控制子单元位于储能系统集装箱内，接收储能系统总控单元指令，并实际控制储能系统运行和出力。

3.3 储能系统DCS监视及控制系统的主要功能

（1）监控AGC指令、机组出力、机组和储能合并出力、AGC指令和机组一次调频动作。

（2）监控机组AGC投入或退出状态，储能系统AGC投入或退出状态。

（3）监控储能设备运行状态，即储能单元的运行，停机，维护等状态。

（4）监控操作员站与储能系统通讯状态。

（5）操作储能系统，如储能系统启/停机，系统复位和储能单元操作等。

3.4 储能系统保护配置情况

储能系统接入保护设计由冀北电力设计院进行整体设计，并由华北电科院进行保护值整定计算。储能系统具备自主保护功能，正常运行故障情况下，储能系统和6.3 kV开关能够主动动作，断开故障节点。同时，6.3 kV储能出线开关与相应功率变换系统（PCS）的480V侧断路器联动。储能出线开关故障动作会同时断开PCS480V侧断路器。PCS480V侧断路器在下列故障动作情况下，会同时断开储能6.3 kV出线开关。

（1）储能系统PCS集装箱门打开。

（2）触发储能系统急停按钮。

（3）储能系统集装箱探测到火警。

（4）储能系统PCS集装箱变压器侧门打开。

（5）储能系统PCS6.3 kV升压变压器过温超过200℃。

3.5 其他辅助系统

储能系统包含有5组冷却装置，不需要专门设置冷却回路，储能辅助系统需要380V，200A容量，由厂内公用PC02段提供。储能系统内部具有UPS设计，在断电情况下为控制系统和PCS提供电源，保证断电情况下系统的运行安全。

储能系统电池储能单元采用集装箱封装，集装箱内集成了火灾探测报警系统和二氧化碳气体灭火系统，火灾探测报警系统能够探测到集装箱内的异常情况并自动或手动启动气体灭火系统。报警信息可接入全厂火灾探测报警系统。

储能系统具备自主保护功能，正常运行故障情况下，储能系统和6.3 kV开关能够主动动作，断开故障节点。同时，6.3 kV储能出线开关与相应功率变换系统（PCS）的480V侧断路器联动。储能出线开关故障动作会同时断开PCS480V侧断路器。PCS480V侧断路器在下列故障动作情况下，会同时断开储能6.3 kV出线开关。

（1）储能系统PCS集装箱门打开。

（2）触发储能系统急停按钮。

（3）储能系统集装箱探测到火警。

（4）储能系统PCS集装箱变压器侧门打开。

（5）储能系统PCS6.3 kV升压变压器过温超过200℃。

4 储能系统运行操作界面

4.1 储能信息界面

2号机组储能系统接入后，在集控室DCS增加储能画面，并新增2号机组储能控制系统操作员站。运行人员可通过集控室DCS储能界面（如图5），以及2号机组储能控制系统操作员站画面对储能系统的运行状态进行监控和操作。通过DCS储能画面可对厂内6.3 kV母线段20BBB26出线开关，储能就地6.3 kV母线段的20BCB31进线开关，各储能单元的出线开关（20BCB32，20BCB33，20BCB34）及备用开关20BCB35进行操作，并监控储能系统接入点继保装置状态、电流等测量信号。通过2号机组储能控制系统操作员站画面可对储能系统运行状态、AGC调度指令、2号机组出力、储能系统出力，储能系统充放电状态以及储能系统启停控制等进行操作和监控。

图5 储能界面

信息说明：

调度指令-电网AGC指令，由DCS或RTU下发至储能系统。

机组出力-DCS采集机组出力并下发至储能系统。

储能出力-DCS采集储能出力并下发至储能系统。

合并出力-储能系统合并机组出力和储能出力。

一次标志-DCS下发机组一次调频动作至储能系统：一次调频动作或一次调频不动作。

AGC标志-机组AGC投入标志，DCS下发至储能系统：AGC投入或AGC退出。

储能模式-储能系统当前工作模式：AGC投入或AGC退出。

4.2 储能系统设备状态界面

所有指示灯红色为“正常状态”，绿色为“故障状态”（如图6）。储能-集控通讯状态指的是储能系统与储能操作员站计算机直接的通讯状态，在储能系统与集控中心的操作员站通讯正常（即状态指示为红色）的情况下，储能操作员站信息有效。

图6 设备状态界面

储能设备总体状态两种：

正常：至少有一个储能单元处于正常运行状态。

停机或维护：所有储能单元都不在正常运行状态。

储能单元分为1号，2号，3号，其运行状态分为以下四种：

维护模式状态：储能系统正处于维护模式。

正常运行状态：储能系统正处于正常运行状态。

故障停机状态：储能单元因故障单元进入停机状态。

正常停机状态：储能系统正常流程进入停机状态。

进一步分析浮标站在阵风方面与周边站点的关系,统计2016年各月5级及以上风的频次(表3),可以看出城区国家气象站出现关注状态(短临业务阵风达到5级进入关注状态)的概率远远高于其它3个站点。存在这一现象的原因主要有两点,国家站位于城区镬子山山顶,本身根据近地面风速规律,风速值要高于拔海高度较低的站点,加之国家站周边探测环境优于区域自动站,对风向风速的干扰比较少,因此对较大阵风的灵敏度相对要高一些。

4.3 储能系统的投退操作

4.3.1 控制命令总览

系统控制命令（如图7）设计有权限保护，需要输入相应的账号和密码，账号级别不一样，权限不一样。

图7 系统控制命令界面

4.3.2 储能系统启停机操作

（1）正常启动：在系统控制命令区，按“储能系统启机”按钮，等待储能单元进入正常运行状态。

（2）正常停机：在系统控制命令区，按“储能系统停机”按钮，等待储能单元进入正常停机状态。

（3）AGC投入：在系统控制命令区，按“储能AGC投入”按钮，等待储能模式为“AGC投入”工作模式（在机组-储能信息中查看）。

（4）AGC退出：在系统控制命令区，按“储能AGC退出”按钮，等待储能模式为“AGC退出”工作模式（在机组-储能信息中查看）。

4.3.3 正常停机流程

4.3.4 需紧急停机情况

储能系统运行过程中，如出现极端异常情况，运行人员可按照紧急停机流程，通过依次断开3套储能单元的出线开关（开关编号：20BCB32，20BCB33和20BCB34），直接切除储能系统。遇到以下极端异常情况时，应按照紧急停机流程进行停机操作。

（1）运行人员观察到储能系统设备有烟雾、火光、储能设备火灾报警器鸣响/闪烁情况，而保护装置未正常动作。

（2）运行人员观察到储能系统并网点电流、电压、频率异常，而保护装置未正常动作。

（3）运行人员观察到6.3 kV段内异常，需要直接切除储能系统。

（4）运行人员观察到6.3 kV段内异常，且原因不明，为了迅速排除可能故障源，需要切除储能系统。

（5）2号机组运行过程中出现机组振荡等恶劣情况下，需要切除储能系统。

4.3.5 紧急停机流程

（1）进入DCS储能操作画面。

（2）断开储能6.3 kV出线开关20BCB32，直接切除1号储能单元。

（3）断开储能6.3 kV出线开关20BCB33，直接切除2号储能单元。

（4）断开储能6.3 kV出线开关20BCB34，直接切除3号储能单元。

（5）断开储能6.3 kV进线开关20BCB31。

（6）断开厂内6.3 kV出线开关20BBB26。

5 储能系统带来的经济效益

山西国家电网《两个细则》对AGC机组的考核分为AGC可用率考核和AGC性能考核两大版块。因为磷酸铁锂电池蓄能装置在AGC的调节和火电厂机组在AGC调节方面是相互不干扰的两个系统，所以储能技术应用将直接提高电网对AGC机组调节性能的考核。调节性能的考核Kp值是对调节速率K1、调节精度K2、响应时间K3的综合性考核。公式为Kp=K1×K2×K3。

通过储能系统参与调频，ΔP、ΔT值均有明显降低，Kp值可由未投储能前的小于1.0 提升至5.0 以上。根据机组调节深度D和综合性能指标Kp进行AGC调节性能补偿，Kp值的提高也意味着补偿收益的增多。此外，Kp值的提高可以将火电机组从繁重的AGC调频任务中解放出来，调频的快速响应能力带来了相对稳定的出力及高负荷率，这将减少燃煤机组由于频繁过度调节造成对机组的损伤，将提高火电机组运行效率。

项目投运后，将为山西电网提供最优质的AGC调频电源，预计每年将新增产值（AGC补偿收益）总计约2000万元。

实际情况，2018年11～12月投入储能后两月大致补偿133.81 万元，2019年全年投入储能后全年大致补偿979.79 万元。

6 结论

通过安装磷酸铁锂电池蓄能装置后机组在电网AGC运行下，调节深度和调节性能进行对比，得出磷酸铁锂电池储能系统的调频效果是燃煤机组的3.3 倍左右，同时也具有一定的静态、动态及环境效益。当前随着新能源的快速发展，中国火力发电已经从过去的单纯论发电量转变为调峰、调频、调节电网系统稳定的多重角色转变。随着煤炭成本的提高，现货交易的推广，火力发电盈利空间越来越小，安全稳定可靠储能系统低投入、高回报的优势必将在火力发电的应用市场中迎来更多的青睐。