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摘要：广东电网规模、负荷结构日趋复杂，部分时段负荷波动速率较大，电网的安全稳定运行将面临严重的挑战，优质的调频需求日益提升。煤电 AGC 机组成本较高、性能差，煤电机组正常运行中，由于 AGC 指令的频繁反复变化，使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅來回波动，造成锅炉水冷壁和过热器管材热应力的反复变化，为机组的安全稳定运行带来隐患。目前，珠海电厂依靠机组自身调节能力刚好能满足广东调频市场对机组进入市场的性能要求，在调频市场中补偿收益相对较少。当越来越多电厂增加储能系统大幅提高调频性能后，珠海电厂以目前的机组性能难以与其进行竞争。储能调频系统建设将大幅提升珠海电厂机组调频性能，同时增加调频里程和补偿收益，在未来电力市场中可能还会享有优先发电上网的权利，具有显著的经济效益。
关键词：储能调频、综合调频性能指标、容量补偿、里程补偿
序言
2018年 9月，由国家能源局南方监管局发布的《广东调频辅助服务市场交易规则 （试行）》正式实施，广东省成为全国首个投入运行的电力现货市场。在此规则下，火电机组的调频性能将会成为电厂重点关注的目标。煤电 AGC机组成本较高、性能较差，用储能系统辅助煤电机组优化调节性能，既能提高现货市场环境下电厂调频辅助服务能力及经济收益，也能缓解广东电网的调频压力，提高电网的安全稳定。
1.建设目标
珠海电厂现有两台 700MW发电机组，总装机容量 1400MW。计划在储能辅助AGC调频改造完成后，机组在响应调度调频的速度、精度和响应时间上大幅提升，单机AGC综合调频性能指标提升到 2.0及以上。
2.工作原理
电网调度 AGC指令下发到机组（直调机组），储能系统同时获取该 AGC指令，由于火电机组响应速度较慢（ Min级），储能系统利用自身响应速度快（S级）的特性先弥补短时间内机组出力与 AGC指令间的功率差值。等机组响应跟上之后，储能系统出力可以逐渐降低，以确保储能系统和机组联合出力与 AGC指令保持一致，并准备下一次 AGC指令响应。
2.1储能方式
现有的储能技术按照存储能量方式如图1所示，下面对几种主要的储能技术进行研究分析。
2.1.1机械储能
机械储能指电能通过转换为机械能的形态储存起来，在需要时，可再由机械能转换为电能。抽水储能、飞轮储能、压缩空气储能、压缩弹簧储能等都属于机械储能技术。
2.1.2电磁储能
超导储能超导储能（SMES）是利用超导体制成的线圈储能。其储能原理与电感储能类似，具有能损耗小，效率高，功率和能量密度高，使用寿命长等优点。缺点是技术门槛高，目前达不到商业化阶段等。
2.1.3电化学储能
锂离子电池储能锂离子电池是一种高性能、高效率、长寿命、绿色无污染的新型蓄电池。按照极端材料划分，主要锂电池有磷酸铁锂、钛酸锂、三元锂、钴酸锂、锰酸锂电池。其中磷酸铁锂电池因为其安全可靠性较高、技术稳定、成本较低、循环寿命较高等因素，已在储能调频领域获得应用认可。
3方案设计
储能调频系统主要由储能设备、储能变流器 （PCS）、变压器及配电及控制系统等组成。
3.1容量设计
储能系统服务火电机组 AGC调频无需持续长时间的功率输出或充电，但需要频繁的大功率充电和放电，且由于 AGC指令的频繁动作需要储能具有快速调节的特性。根据以往火电站加储能分析，储能系统的功率按照机组额定容量的3%-3.5%配置，能够满足70%AGC调频指令，经济效果最佳。综合考虑 AGC指令特性及储能系统电池 SOC和电池有效利用系数，储能系统总电池容量初步定为 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，整套储能容量为 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh锂电池。
3.2方案设计
根据珠海电厂系统 2×700MW机组现场情况及机组现状，通过各个专业改造方案对比，本次储能辅助 AGC调频系统实现的技术方案有以下两种：（1）在两台机组各自高压厂用电 6.3kV母线侧安装“低压并联 +磷酸铁锂电池”的储能方案。（2）或者考虑“高压直挂式 PCS+磷酸铁锂电池 +飞轮储能设备”的储能方案。
3.2.1系统效率比较
由于高压直挂式储能系统（主要是 PCS）可以直接输出 6.3kV，而无需变压器、无需滤波回路，所以系统效率高于常规的低压储能（ PCS）+变压器的结构。据行业技术协会提供的资料显示，高压直挂式储能系统的 PCS单向功率转换效率高达 98%以上，而低压储能并联方案由于升压变压器和滤波回路的存在，其效率能达到 95%左右。
3.2.2性能指标比较
正常运行时，储能系统只服务一台机组，采用锂电池储能方案，整套储能系统可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，单机发电容量的 3%-3.5%功率，如果采用磷酸铁锂电池+飞轮储能技术组成的混合储能方案，整套储能系统可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh+6MW/180MWs功率，满足本系统的技术需求。
3.2.3方案选择
从上述分析中，高压直挂的综合调频性能更优，但是其技术提供方国内较少。且低压侧升压接入方案在国内外火电机组储能系统具有较多的应用业绩，低压并联储能接入方案具有更高的经济性和可行性。
3.3接入方式
珠海电厂现有 2台 700MW级国产燃煤机组，各发电机均以发电机-变压器组单元接线接入厂内 220kV升压站母线，220kV母线采用双母接线型式。220kV出线 8回。发电机引出线至主变、厂用分支采用全链式离相封闭母线。 接入厂用电方案：方案一，储能系统直接接入发电机组厂用 6kV母线，除了需核对高压厂用变压器富裕容量是否满足储能系统的充放电功率要求外，还需核对储能系统接入后原有厂用电系统设备短路耐受能力，和厂用电系统是否有可供储能系统接入的间隔。方案二，储能系统直接接入发电机机端主封母，需要解扣机端封闭母线，机端增加了隐患故障点，可靠性降低;主封母改造周期长，可能需要机组长时间停运，同时工程造价昂贵，施工难度大。
经对比，方案二造价高、改造时间长、施工困难，最重要的是给机端增加了故障点，若储能升压变故障将导致机组停运，可靠性低，在工程实例中可行性低。而方案一不改变原有机组接线方式，只需考虑高压厂用变压器、高压厂用电系统设备是否满足储能系统接入要求，故方案可靠性高、造价较低、施工简单、施工周期较短。因此，本储能系统选用接入厂用电 6KV母线方案。储能负荷接入各机组 A高厂变和 B高厂变。储能厂侧接入 6kV开关柜和儲能电气集装箱 6kV进线开关柜间通过硬接线应设置联跳，分为上级跳下级和下级跳上级两种。在 DCS内逻辑组态，设置当机组异常时联跳厂侧 6kV工作 A＼B段储能开关逻辑。
3.4控制设计
储能系统主动控制储能装置出力，当机组处于 AGC自动状态时主动补偿机组实际出力与电网 AGC指令间偏差。无论储能系统是否接入，机组均独立控制机组出力跟踪 AGC指令，不对储能系统出力进行监控和管理。在储能系统接入情况下，按照储能系统输出功率指令提供并网出力，同时RTU设备将机组与储能系统合并后的出力信号提供给电网调度。储能系统的出力对机组出力曲线进行修正，并提升 AGC考核结果。当储能系统退出运行时，机组控制不受影响，仍然自主跟随 AGC指令。当机组退出 AGC自动状态时，储能系统控制储能装置待机，不对机组出力与AGC指令间偏差进行补偿。储能系统接入后不会影响机组的控制模式，机组不需要监控储能系统的出力，储能控制系统自主控制储能装置主动配合机组运行。 运行模式框图及简单分析如下图3。
机组 DCS系统控制模式保持不变，接收 AGC指令、机组出力反馈信号，并控制火电机组出力跟随 AGC指令。储能系统的接入与否不影响原有火电机组 DCS组态， DCS对机组出力的控制模式保持不变，从而避免了储能系统加入后对火电机组出力控制的干扰。仅需要在 DCS系统中增加与储能控制系统的通讯接口，提供机组是否处于 AGC自动状态给储能系统。
4经济性分析
根据《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》制定的调频辅助服务补偿办法，储能收入计算公式如下：
AGC调频总收入= 容量补偿费用+调频里程补偿费用
容量补偿费用= AGC调频容量×调频服务时长×容量补偿费用
调频里程补偿费用= 调频里程×综合调频性能指标×里程结算价格
按照机组年运行300天，每天有16小时进入调频模式，日平均调频里程为 5000MW，第一年的单位调频里程日补偿结算价格以 12 元/MW估算，并考虑逐年递减的市场因素，前 5 年每年 5%下降速度递减，后 5 年维持不变，共计 10 年运营期考虑。计算得出21MW 锂电池调频系统相对于已有辅助调频系统，第一年新增调频里程补偿收入为 1980 万元，容量补偿收入为 347.26 万元。
结论
目前广东调频区内已有多个电厂已经落地储能调频系统，由于辅助调频市场容量有限，随着更多的 AGC机组进行储能技术改造，辅助服务市场上的调频收益将被竞价对手拉低。尽快实施系统，有利于在市场竞价中占据先发优势。储能系统的接入还可给电厂机组带来很多的间接效益，如有效减少机组因频繁调峰导致的煤耗增加、机组损耗，减少设备磨损、降低煤耗、增加运行安全性，弥补机组出力与电网指令的偏差，减少发电计划考核费等。
参考文献：
[1]何永秀，周丽，庞越侠.新电改下基于引发责任的调频辅助服务成本分摊机制设计[J].电力系统自动化，2019（18）：88-94.
[2]王琦.储能火电联合调频的容量配置及收益预测研究[J].现代信息科技，2019（16）：43-45.
[3]曹以龙，李根，瞿殿桂.一种直流微电网协调运行能量管理方法[J].电工技术，2019，（06）.
作者简介：
朱松涛（1985年6月生），男，汉族，河南人，本科学历，助理工程师，研究方向：电力运行。
关键词：储能调频、综合调频性能指标、容量补偿、里程补偿
序言
2018年 9月，由国家能源局南方监管局发布的《广东调频辅助服务市场交易规则 （试行）》正式实施，广东省成为全国首个投入运行的电力现货市场。在此规则下，火电机组的调频性能将会成为电厂重点关注的目标。煤电 AGC机组成本较高、性能较差，用储能系统辅助煤电机组优化调节性能，既能提高现货市场环境下电厂调频辅助服务能力及经济收益，也能缓解广东电网的调频压力，提高电网的安全稳定。
1.建设目标
珠海电厂现有两台 700MW发电机组，总装机容量 1400MW。计划在储能辅助AGC调频改造完成后，机组在响应调度调频的速度、精度和响应时间上大幅提升，单机AGC综合调频性能指标提升到 2.0及以上。
2.工作原理
电网调度 AGC指令下发到机组（直调机组），储能系统同时获取该 AGC指令，由于火电机组响应速度较慢（ Min级），储能系统利用自身响应速度快（S级）的特性先弥补短时间内机组出力与 AGC指令间的功率差值。等机组响应跟上之后，储能系统出力可以逐渐降低，以确保储能系统和机组联合出力与 AGC指令保持一致，并准备下一次 AGC指令响应。
2.1储能方式
现有的储能技术按照存储能量方式如图1所示，下面对几种主要的储能技术进行研究分析。
2.1.1机械储能
机械储能指电能通过转换为机械能的形态储存起来，在需要时，可再由机械能转换为电能。抽水储能、飞轮储能、压缩空气储能、压缩弹簧储能等都属于机械储能技术。
2.1.2电磁储能
超导储能超导储能（SMES）是利用超导体制成的线圈储能。其储能原理与电感储能类似，具有能损耗小，效率高，功率和能量密度高，使用寿命长等优点。缺点是技术门槛高，目前达不到商业化阶段等。
2.1.3电化学储能
锂离子电池储能锂离子电池是一种高性能、高效率、长寿命、绿色无污染的新型蓄电池。按照极端材料划分，主要锂电池有磷酸铁锂、钛酸锂、三元锂、钴酸锂、锰酸锂电池。其中磷酸铁锂电池因为其安全可靠性较高、技术稳定、成本较低、循环寿命较高等因素，已在储能调频领域获得应用认可。
3方案设计
储能调频系统主要由储能设备、储能变流器 （PCS）、变压器及配电及控制系统等组成。
3.1容量设计
储能系统服务火电机组 AGC调频无需持续长时间的功率输出或充电，但需要频繁的大功率充电和放电，且由于 AGC指令的频繁动作需要储能具有快速调节的特性。根据以往火电站加储能分析，储能系统的功率按照机组额定容量的3%-3.5%配置，能够满足70%AGC调频指令，经济效果最佳。综合考虑 AGC指令特性及储能系统电池 SOC和电池有效利用系数，储能系统总电池容量初步定为 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，整套储能容量为 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh锂电池。
3.2方案设计
根据珠海电厂系统 2×700MW机组现场情况及机组现状，通过各个专业改造方案对比，本次储能辅助 AGC调频系统实现的技术方案有以下两种：（1）在两台机组各自高压厂用电 6.3kV母线侧安装“低压并联 +磷酸铁锂电池”的储能方案。（2）或者考虑“高压直挂式 PCS+磷酸铁锂电池 +飞轮储能设备”的储能方案。
3.2.1系统效率比较
由于高压直挂式储能系统（主要是 PCS）可以直接输出 6.3kV，而无需变压器、无需滤波回路，所以系统效率高于常规的低压储能（ PCS）+变压器的结构。据行业技术协会提供的资料显示，高压直挂式储能系统的 PCS单向功率转换效率高达 98%以上，而低压储能并联方案由于升压变压器和滤波回路的存在，其效率能达到 95%左右。
3.2.2性能指标比较
正常运行时，储能系统只服务一台机组，采用锂电池储能方案，整套储能系统可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，单机发电容量的 3%-3.5%功率，如果采用磷酸铁锂电池+飞轮储能技术组成的混合储能方案，整套储能系统可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh+6MW/180MWs功率，满足本系统的技术需求。
3.2.3方案选择
从上述分析中，高压直挂的综合调频性能更优，但是其技术提供方国内较少。且低压侧升压接入方案在国内外火电机组储能系统具有较多的应用业绩，低压并联储能接入方案具有更高的经济性和可行性。
3.3接入方式
珠海电厂现有 2台 700MW级国产燃煤机组，各发电机均以发电机-变压器组单元接线接入厂内 220kV升压站母线，220kV母线采用双母接线型式。220kV出线 8回。发电机引出线至主变、厂用分支采用全链式离相封闭母线。 接入厂用电方案：方案一，储能系统直接接入发电机组厂用 6kV母线，除了需核对高压厂用变压器富裕容量是否满足储能系统的充放电功率要求外，还需核对储能系统接入后原有厂用电系统设备短路耐受能力，和厂用电系统是否有可供储能系统接入的间隔。方案二，储能系统直接接入发电机机端主封母，需要解扣机端封闭母线，机端增加了隐患故障点，可靠性降低;主封母改造周期长，可能需要机组长时间停运，同时工程造价昂贵，施工难度大。
经对比，方案二造价高、改造时间长、施工困难，最重要的是给机端增加了故障点，若储能升压变故障将导致机组停运，可靠性低，在工程实例中可行性低。而方案一不改变原有机组接线方式，只需考虑高压厂用变压器、高压厂用电系统设备是否满足储能系统接入要求，故方案可靠性高、造价较低、施工简单、施工周期较短。因此，本储能系统选用接入厂用电 6KV母线方案。储能负荷接入各机组 A高厂变和 B高厂变。储能厂侧接入 6kV开关柜和儲能电气集装箱 6kV进线开关柜间通过硬接线应设置联跳，分为上级跳下级和下级跳上级两种。在 DCS内逻辑组态，设置当机组异常时联跳厂侧 6kV工作 A＼B段储能开关逻辑。
3.4控制设计
储能系统主动控制储能装置出力，当机组处于 AGC自动状态时主动补偿机组实际出力与电网 AGC指令间偏差。无论储能系统是否接入，机组均独立控制机组出力跟踪 AGC指令，不对储能系统出力进行监控和管理。在储能系统接入情况下，按照储能系统输出功率指令提供并网出力，同时RTU设备将机组与储能系统合并后的出力信号提供给电网调度。储能系统的出力对机组出力曲线进行修正，并提升 AGC考核结果。当储能系统退出运行时，机组控制不受影响，仍然自主跟随 AGC指令。当机组退出 AGC自动状态时，储能系统控制储能装置待机，不对机组出力与AGC指令间偏差进行补偿。储能系统接入后不会影响机组的控制模式，机组不需要监控储能系统的出力，储能控制系统自主控制储能装置主动配合机组运行。 运行模式框图及简单分析如下图3。
机组 DCS系统控制模式保持不变，接收 AGC指令、机组出力反馈信号，并控制火电机组出力跟随 AGC指令。储能系统的接入与否不影响原有火电机组 DCS组态， DCS对机组出力的控制模式保持不变，从而避免了储能系统加入后对火电机组出力控制的干扰。仅需要在 DCS系统中增加与储能控制系统的通讯接口，提供机组是否处于 AGC自动状态给储能系统。
4经济性分析
根据《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》制定的调频辅助服务补偿办法，储能收入计算公式如下：
AGC调频总收入= 容量补偿费用+调频里程补偿费用
容量补偿费用= AGC调频容量×调频服务时长×容量补偿费用
调频里程补偿费用= 调频里程×综合调频性能指标×里程结算价格
按照机组年运行300天，每天有16小时进入调频模式，日平均调频里程为 5000MW，第一年的单位调频里程日补偿结算价格以 12 元/MW估算，并考虑逐年递减的市场因素，前 5 年每年 5%下降速度递减，后 5 年维持不变，共计 10 年运营期考虑。计算得出21MW 锂电池调频系统相对于已有辅助调频系统，第一年新增调频里程补偿收入为 1980 万元，容量补偿收入为 347.26 万元。
结论
目前广东调频区内已有多个电厂已经落地储能调频系统，由于辅助调频市场容量有限，随着更多的 AGC机组进行储能技术改造，辅助服务市场上的调频收益将被竞价对手拉低。尽快实施系统，有利于在市场竞价中占据先发优势。储能系统的接入还可给电厂机组带来很多的间接效益，如有效减少机组因频繁调峰导致的煤耗增加、机组损耗，减少设备磨损、降低煤耗、增加运行安全性，弥补机组出力与电网指令的偏差，减少发电计划考核费等。
参考文献：
[1]何永秀，周丽，庞越侠.新电改下基于引发责任的调频辅助服务成本分摊机制设计[J].电力系统自动化，2019（18）：88-94.
[2]王琦.储能火电联合调频的容量配置及收益预测研究[J].现代信息科技，2019（16）：43-45.
[3]曹以龙，李根，瞿殿桂.一种直流微电网协调运行能量管理方法[J].电工技术，2019，（06）.
作者简介：
朱松涛（1985年6月生），男，汉族，河南人，本科学历，助理工程师，研究方向：电力运行。