南方电网储能联合火电调频技术应用

谢惠藩，王 超，刘湃泓，刘洪涛，徐光虎，李 鹏，宋 阳，梅 勇

（1. 中国南方电网电力调度控制中心，广东省广州市510623；2. 广东电科院能源技术有限责任公司，广东省广州市510080；3. 广东电网公司揭阳普宁供电局，广东省揭阳市522000；4. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司柳州局，广西壮族自治区柳州市545006）

0 引言

传统火电自动发电控制（automatic generation control，AGC）指令跟踪性能差，存在调节延迟、超调偏差、欠调偏差等问题。储能系统具有调节速率快、调节精度高、响应时间短、可双向调节等优点，能完全满足二次调频时间尺度内的功率变化需求，其二次调频效果显著优于水电机组、天然气机组、燃煤机组［1-3］。

储能与火电机组联合调频能够快速响应AGC调度指令，避免机组分钟级的响应延迟，实现负荷功率与发电功率的实时平衡，区域间联络线潮流与计划值更趋吻合。储能参与调频辅助服务在国外电力市场已运行多年，中国正处于起步应用阶段［4-7］。中国江苏电网已建设中国首个百兆瓦级电池储能电站，采用集中控制的方式实现“大规模源网荷友好互动系统”统一调控，为电网提供调峰、调频、紧急备用等多种辅助服务［8-9］。中国南方电网特别是广东电网以大型火电机组作为主要调频资源，建设储能系统作为AGC 调频辅助服务，能够解决区域电网调频资源不足的问题。南方电网目前正探索开展区域调频辅助服务市场运营，建设储能系统作为电厂优质调频资源参与AGC 辅助服务，具有明显的经济效益和社会效益。

文中介绍南方电网储能系统的建设和运行实际情况，重点分析了增加储能系统后对调频效益和电网运行的影响，研究成果对后续储能联合火电调频工程建设具有重大指导意义，有助于推动南方辅助调频市场的发展。

1 储能联合火电调频原理

火电机组与储能联合调频基本原理是在传统火电机组中增加储能设备，火电机组和储能装置分别为响应AGC 指令的基础单元和补充的快速响应单元，利用储能装置快速调节输出功率的能力，达到改善机组AGC 响应速度和精度的目的。储能控制系统通过火电机组分散控制系统（distributed control system，DCS）获得AGC 指令和机组出力并计算储能系统对机组出力的修正模式和修正量。储能输出功率将送至电厂DCS，电厂DCS 将机组有功功率与储能有功功率合并后再送至机组AGC 装置。最后，通过远动单元（remote terminal unit，RTU）上送合并功率量至调度端，作为调度考核依据［10-12］。

2 储能联合火电调频应用

南方电网积极开展调频辅助服务市场试点，深度参与南方区域电力市场建设，目前储能联合调频部分已投运试点建设情况如表1 所示。现阶段储能系统绝大多数选用2C 倍率的磷酸铁锂电池，该电池安全性好、循环寿命长，是现阶段调频辅助服务工况下综合性价最高的一种储能类型，储能系统容量配置一般为火电机组单机容量的3%左右［13］。

表1 储能参与联合调频试点Table 1 Pilot of energy storage participating in joint frequency regulation

下面以实际投运储能系统为典型试点范例，介绍储能联合调频试点建设及运行效果情况。

2.1 A 电厂储能系统规模及结构

1）储能系统规模

A 电厂储能系统总规模为12 MW/6 MW·h，电厂储能系统接入拓扑结构如附录A 图A1 所示。储能系统由6 组2 MW/1 MW·h 磷酸铁锂电池构成，以一拖二配套方式分别接入2 台机组相应的6 kV母线A/B 段，每台机组均具备12 MW 的储能调频能力。储能系统根据机组实际并网运行情况，选择其中1 台或2 台机组并与之联合响应电网AGC 运行模式，获得AGC 补偿收益。

低压并联储能单元拓扑结构如附录A 图A2 所示，每个2 MW/1 MW·h 储能单元由18 个磷酸铁锂电池簇并联组成，每个电池簇由6 个115.2 V 电池模组串联组成，额定电压为691.2 V，通过4 台500 kW双向DC/AC 变流器（600～850 V/380 V）并联接入双绕组变压器的二次绕组，经变压器升压至6.3 kV，输出总功率为2 MW，2 MW 储能单元再经开关接入储能系统6 kV 母线，汇流后整体接入厂用电6 kV母线。

2）功率变换系统（PCS）结构特点

低压并联储能单元的PCS 采用成熟可靠的二电平调制技术，由于PCS 以高频脉冲宽度调制方式工作，实际运行中会产生大量谐波，所以PCS 输出需经LCL 滤波器环节后再接入电网交流侧。

PCS 具有如下控制运行性能：①75%额定容量无功功率输出能力；②电流源和电压源控制模式；③系统惯性和正阻尼等稳态控制特性；④零电压穿越、高电压穿越、频率穿越等电网故障穿越特性；⑤满足功率控制精度和充放电快速转换的响应速度要求；⑥提供设备主动和被动防孤岛功能，最大谐波电流小于1%，对电网污染和冲击小。

2.2 储能系统功能

1）整体功能及运行特点

A 电厂储能系统基本功能配置和运行性能如附录A 表A1 所示，整体储能系统实际运行中具有如下特点：①变压器单向能量效率为99.3%，PCS 单向能量效率为96%，储能电池集装箱直流能量效率为96%，完整充放过程综合效率为87.2%；②PCS 经变压器隔离输出，降低了对电厂6 kV 母线的影响；③系统保护分区，可靠性高，当一台PCS 或其所连接的电池系统发生故障时，该PCS 停运断电，此时，其他PCS 电压电流不受影响，整体储能单元由2 MW 降 至1.5 MW 运 行。

2）联合调频控制

附录A 图A3 给出了A 电厂储能装置联合调频控制信号流程。由联合调频控制流程可见，储能控制系统通过DCS 单向接收发电机组运行状态和参数，不干预机组运行，不向机组DCS 上传数据和指令，不接入机组控制回路，不改变机组控制逻辑。同时，机组单向接收储能系统基本运行状态参数，正常情况下也不干预储能系统的运行，储能系统和发电机组在AGC 运行方面各自独立。储能主控单元根据AGC 调度出力指令和调频机组出力差值来控制储能系统出力，从而实现机组+储能联合出力与AGC 指令的匹配，提高综合调频性能指标［14-15］。

储能调频主要是依靠储能的能量管理系统（energy management system，EMS）控制，PCS 按照EMS 下发的指令提供准确的功率输出（EMS 获取AGC 指令并生成储能的出力指令，下发PCS 控制储能输出），PCS 本身控制模型和参数对二次调频和效益补偿没有直接影响。

2.3 储能应用收益估算

广东调频辅助服务市场已于2018 年9 月正式试运行并开始结算，广东调频市场补偿费用分为AGC 容量补偿费用和调频里程补偿费用。

发电单元AGC 容量为发电单元当前出力点在5 min 内向上可调容量与向下可调容量之和，月度AGC 容量补偿收益计算公式如式（1）所示。

式中：RA为月度AGC 容量补偿收益；m 为每月总调度时段数；Cj为该发电单元在第j 个调度时段的发电单元AGC 容量；Tj为该发电单元在第j 个调度时段的调频服务时长；P 为AGC 容量补偿价格标准。

发电单元的调频里程按日统计、按月结算，月度调频里程补偿计算公式为：

式中：RB为月度调频里程补偿收益；n 为每月调频市场总的交易周期数；Di为该发电单元在第i 个交易周期提供的调频里程；Pi为第i 个交易周期的里程结算价格；Ki为发电单元在第i 个交易周期的综合调频性能指标平均值。

由式（2）可知，为增加调频里程收益，需提高综合调频性能指标k 和调频里程D，而k 值的提升能够增加中标时段，进而进一步提高D 值。因此，提高调频效益的关键在于提高k 值。

综合调频性能指标k 的计算公式为：

式中：k1为调节速率指标；k2为响应时间指标；k3为调节精度指标；Vu为机组的实测调节速度；Vpu为调频资源分布区内AGC 发电单元平均标准调节速率；Td为发电单元响应延迟时间；θu为机组的调节误差。

由式（3）可见，3 个参数中k1对k 值影响最大，提高k1的关键在于调整储能出力以提升发电单元实测速率，即在有效计算区段内调整储能出力以缩短“机组+储能”联合出力达到AGC 目标值的时间；提高k2的关键是利用储能快速出力响应AGC；提高k3的关键是达到AGC 目标值后，利用储能精确出力保证机组+储能联合出力尽可能与AGC 目标曲线吻合。

1）日收益估算

储能装置接入电厂后，不影响发电单元AGC 容量C 和调频服务时长T，由式（1）可知，储能装置接入电厂后并未影响AGC 容量补偿费用。而调频收益增量主要体现在调频补偿费用上，由式（2）可知，影响里程补偿收益的主要因素为调频里程D、结算价格P 和综合调频性能指标均值K。储能装置投入运行后，机组的性能指标k 将会提升，同时由于k 的提升将会增加机组的中标时段，从而所获取的调频里程也将相应增加。根据电厂实际运行数据分析，计算得出储能系统对日调频里程补偿的影响如表2所示，电厂加装储能后日调频补偿收益在60 000 元以上，效益可观。

表2 储能系统对日调频里程补偿的影响Table 2 Influence of energy storage system oncompensation of daily frequency regulation mileage

2）年收益估算

考虑电池系统维护检修和中标概率情况，储能年运行天数按300 d/a 计算。根据电厂运行需要，考虑到运营成本和发电量，预计电厂双机运行（即投入厂级AGC）为50 d。同时，随着火电机组储能项目的增加，最后一个中标机组的性能也将有所提升，因此，结算价格将逐年降低。考虑调频应用下储能电池衰减加速，运行周期预估为6 a，逐年收益计算如附录A 表A2 所示。项目投资约4 000 万元，预计第3 年将可回收成本，效益显著。

2.4 联合调频实际效果与效益分析

A 电厂储能系统已于2019 年9 月投入运行。附录B 第2 部分给出了储能功率控制特性测试结果如下：①储能升功率过程中平均控制误差为0.52%，储能降功率过程中平均控制误差为0.43%，调节精度均小于1%，功率调节精度水平高；②储能功率调节响应延时均小于1 s，功率调节时间也均小于1 s，储能控制调节反应快速、响应时间短，调节性能优于行业标准要求。图1 为该电厂储能系统联合火电机组AGC 指令实时响应过程，整个响应过程中储能系统荷电状态（state of charge，SOC）控制在10%～90%区间内。

图1 A 电厂储能联合AGC 运行实际响应过程Fig.1 Practical response process of joint operation of energy storage and AGC in plant A

由图1 可见，投入储能系统参与联合AGC 调频后，储能联合机组出力曲线几乎与AGC 指令曲线重合，更好地响应了AGC 指令，远好于原单独火电机组AGC 调节性能。

在联合调频效益方面，以2019 年9 月为例，广东调频市场总调频里程共计4 387 507 MW，总里程补偿收入为10 567 万元，该电厂储能调频系统共计调频623 h，调频里程达136 875 MW，占全网里程的3.1%，总里程补偿收入为483 万元，占全网补偿收入的4.6%。

该电厂9 月份的机组综合调频性能指标均值K为2.30，明显优于储能未接入时的K 值（1.5 左右），其中1 号机单机运行时的K 值为2.58，2 号机单机运行时的K 值为1.96，双机运行时的K 值为1.84。9 月调频里程均值为4 562 MW/d，其中单机运行调频里程均值为4 068 MW/d，双机运行调频里程均值为5 716 MW/d。根据储能系统EMS 统计的累计充放电量数据，储能电池日均循环次数约为4.6 次。具体统计数据详见附录A 图A4 和表A3。

根据储能实际运行调频效果，可以得到以下结论。

1）1 号机联合调频性能优于2 号机，经检查发现2 号机的滑压参数设置不合理，导致调门波动频繁，机组功率波动较大，影响2 号机组k 值准确计算。

2）单机联合调频性能优于双机联合调频性能，主要由双机功率指令变化大、储能配比偏小导致。双机运行调度AGC 指令变化幅度大，储能对于双机容量配比仅为2%，难以良好地响应大指令变化，导致速率指标k1偏低。其次，双机运行以2 台机组总容量为基数测算速率指标，会进一步降低k1的计算值。

3）储能系统投运后，单机AGC、厂级AGC 调频模式下均能实现稳定运行，调频里程较大，调频性能良好。当机组处于O 模式下运行时，有功功率跟随计划曲线良好，储能不参与充放电。

4）储能联合火电调频不影响AGC 容量补偿费用，但能显著提高机组综合调频性能指标和调频里程，增加调频里程补偿收益，经济效益显著。

2.5 其他电厂储能运行效益分析

B 电厂储能系统容量为18 MW/9 MW·h，采用磷酸铁锂电池技术，储能系统同时接入1 号、2 号机组相应的6 kV 厂用电母线段（储能接入方式详见附录A 图A5），联合AGC 运行期间能够实行1 号、2 号机组接入互锁和切换功能。18 MW/9 MW·h 储能系统由6 个3 MW/1.5 MW·h 的子系统组合而成，每个子系统包括1 个40 尺（12.192 m×2.438 m×2.591 m）1.5 MW·h 电池舱和1 个40 尺变流升压舱（内含1 个升压变压器和4 台PCS）。

图2 为B 电厂储能参与联合调频的运行效果图。在如图2 所示的AGC 中标时段，储能系统根据AGC 目标及机组的实际出力情况调整出力状态，储能出力在其额定功率范围-18～18 MW 内波动，储能SOC 在46%～57%范围内。在该中标时段，机组单独出力条件下综合调频性能指标均值K 约为1.23，机组+储能联合出力条件下的K 值约为2.87，K 值提升明显。由实际运行曲线可见，储能联合AGC 调频的功率曲线比单纯的机组功率曲线更好地响应了AGC 指令。根据历史数据统计，大部分时段储能SOC 在45%～55%之间。由图2 所示的机组和储能出力曲线可知，在联合调频过程中，机组正常跟踪AGC 目标曲线，储能系统则按照机组实际出力与AGC 目标值之间的偏差来分配出力。B 厂储能投运前后的月度调频性能统计结果详见附录A表A4，储能投运后综合调频性能指标值明显提高，K 值由1.10 提升至2.20，调频里程由1 680 MW 提高至6 641 MW，日均调频收益也由4.1 万元/d 提升至23.03 万元/d，增加储能系统后经济效益可观。

图2 B 电厂储能联合AGC 运行实际响应过程Fig.2 Practical response process of joint operation of energy storage and AGC in plant B

值得注意的是，无论是A 厂还是B 厂，储能联合调频尽管调频效果优于机组单独调频，但由于现阶段工程实用中储能调频控制与机组调频控制为解耦控制方式，储能系统的控制与机组的控制相互割裂，因此，很难做到整个系统的最优调频控制效果。另外，在已投运的火电厂储能联合调频项目中，储能系统仅用于辅助调频，由于储能系统配置时间较短（额定值为0.5 h 左右，实际上由于在50%SOC 附近运行，仅能提供10～15 min 左右的备用容量），尚未提供黑启动等其他功能。

3 储能系统运行影响分析

3.1 储能系统控制策略对电网的影响

储能调频系统控制普遍采用PQ 控制方式，PQ控制属于电流型控制，具有较好的稳定性，且工程设计中储能容量占发电机额定有功功率的3%左右，正常情况下储能出力过程中不会出现控制失稳导致电网功率波动现象。

3.2 电池管理系统（BMS）控制策略对电网影响

BMS 对电池充放电过程进行监测和控制，确保电池安全前提下最大限度利用电池存储能量。BMS 实时采集电池电压温度信息，根据运行工况计算电池SOC 和健康状态（state of health，SOH），综合电池状态数据执行均衡策略，并根据电池温度分布情况下发指令控制空调运行状态。若电池簇过压、过流、过温、欠温，BMS 会告警、执行零功率或簇接触器跳闸、PCS 直流侧分闸、DC 柜直流总闸分闸，由于储能调频系统属辅助调节系统，充放电零功率或跳闸对电网无影响。

3.3 储能系统对机组轴系扭振频率的影响

储能装置PCS 控制采用高频脉宽调制（PWM）策略，输出为工频电流，而轴系扭振频率为低频分量（小于50 Hz），轴系扭振频率由机组本身决定，与外界电气系统无关，储能辅助调系统运行并不影响轴系扭振频率，储能辅助调频系统产生的谐波也不会影响轴系扭振。

以B 电厂为例，分析表明该电厂机组轴系扭振频率为13.67，24.34，31.25 Hz，储能充放电过程中机组轴系扭振频率仍为13.67，24.34，31.25 Hz，储能装置运行并未影响机组轴系频率。

3.4 储能系统对厂内继电保护影响

储能装置充电过程可将其等效为一恒定用电负荷，放电过程可等效为一恒功率电源，当储能装置充电运行时，可视为机组厂用母线上增加一恒功率负荷，对发变组、厂用电继电保护配置和定值无影响。当某处发生短路时，储能装置将会向短路点注入短路电流，但由于储能装置提供的短路电流值较小，对原有系统的短路电流贡献有限，对发变组保护的灵敏度影响不大。因此，储能辅助调频系统接入机组厂用电源后，不会对机组原有继电保护配置造成影响，厂内继电保护定值无须调整。

3.5 储能系统对电力系统稳定器（PSS）的影响

储能装置放电运行时，储能系统连接阻抗大，对整个系统的阻抗影响小，对励磁无补偿特性几乎无影响，储能系统投入对机组振荡频率点影响甚小，不影响机组PSS 原有性能。附录A 图A6 为B 电厂储能装置投入及退出情况下机组满载励磁系统的无补偿特性（频段为1～5 Hz，机组有功功率为300 MW，机组无功功率为1 Mvar，白噪声为150 mV），由图A6 可以看出，储能装置投入运行后机组无补偿特性变化很小。

3.6 储能系统对一次调频功能的影响

储能系统正常运行时能避免影响机组一次调频动作功能，其实现原理如图3 中一次调频动作闭锁储能控制功能所示。

图3 一次调频动作闭锁储能逻辑Fig.3 Energy storage logic for operation and blocking of primary frequency regulation

机组DCS 监视汽机转速信号，当转速大于3 002 r/min 或 小 于2 998 r/min 时，DCS 判 断 一 次 调频动作并将动作信号送给储能EMS；储能EMS 接收到机组一次调频动作信号后，EMS 保持储能当前功率值不变；当一次调频动作信号消失后，储能装置恢复调节功能，继续根据AGC 指令响应二次调频。采用该动作策略，既能避免储能系统对机组一次调频功能可能存在的干扰，也能最大限度保证储能系统参与二次调频的性能。

3.7 储能系统对电网机电暂态稳定的影响

实际运行中，储能控制系统通过DCS 获得AGC 指令和机组实时出力等运行数据，通过算法计算确定储能系统对机组出力的修正模式和修正量，同时储能控制系统接收储能系统反馈实时功率和状态信号，实现储能系统输出功率的动态闭环控制，确保机组及储能系统总出力与AGC 指令一致。

因此，储能装置实际上仅确保机组能够快速跟踪AGC 控制命令，按目前的AGC 控制逻辑，AGC指令总出力不会超过电厂机组的额定出力，最终机组实际功率达到AGC 指令后，储能系统将降功率至零。可见，在现有AGC 控制功能下，联合调频仅影响机组出力调节速度，不影响调节目标值，理论上不影响电网系统机电暂态稳定及热稳定性。

3.8 谐波稳定性分析

3.8.1 谐波输出特性

储能装置双向变流器PCS 运行过程中将产生大量谐波，根据《电池储能功率控制系统技术条件》（NB/T 31016—2011）规定［16］，功率控制系统满负载运行时，电流谐波总畸变率限值为5%，行业内主流厂家一般能够将总谐波畸变率控制在3%以内。若引入重复控制、虚拟阻抗等抑制谐振技术，变流器并网电能质量将优于NB/T 31016—2011 规定限值。

以B 电厂储能系统为例，PCS 控制中采用重复控制策略，该控制策略对周期性信号具有无穷大增益，使得闭环系统能够无静差地跟踪周期信号。当前控制周期中通过采样提取周期性谐波信号和参考值的偏差，与前一谐波周期的控制量进行叠加放大得到新的控制量，下一控制周期重复当前控制周期中的调整控制量，经过多次迭代后实现对谐波的抑制。采用谐波抑制技术后储能装置的谐波电流特性详见附录A 表A5，PCS 控制算法引入重复控制技术能明显抑制内部谐波，总谐波和各次谐波均在1%以下，远小于行业标准要求的5%，满足系统运行要求。

3.8.2 谐波稳定性分析

储能通过PCS 变流器接入交流系统，理论上存在类似鲁西柔性直流“4·10”高频谐波振荡风险［17］，应采用阻抗分析法评估可能存在的振荡风险。

现阶段储能装置谐波振荡风险评估有EMTDC电磁模型仿真、RTDS 试验实测阻抗特性和现场阻抗测试仪测试等手段。考虑储能装置接入厂用电系统，建模较为复杂，可考虑通过RTDS 对PCS 进行阻抗测量，若PCS 阻抗角在±90°内，则可认为不会发生谐波振荡。RTDS 试验实测阻抗特性方法需对储能装置控制程序进行改造，并设计制造专用电池接口设备；对于大规模储能应用，现场阻抗测试仪测试手段工作量较小，可在储能并网阶段开展测试，更便于实际推广实施。

4 结语

储能系统具有调节速率快、调节精度高、响应时间短、可双向调节等优点，其响应能力完全满足AGC 调频时间尺度内的功率变化需求，储能系统作为电厂优质调频资源参与AGC 辅助服务，具有明显经济效益和社会效益。

本文介绍了南方电网储能装置建设与运行情况，重点分析了储能系统运行效益和对电网运行影响，得出如下主要结论。

1）储能联合火电AGC 调节性能更为优异，利用储能系统毫秒级响应控制能力及高调节精度，弥补了火电机组对AGC 指令跟踪的偏差，更好地满足电网调频需求。

2）储能系统不干预机组运行，不接入机组控制回路，不改变机组控制逻辑，仅影响机组出力调节速度，不影响调节目标值。储能控制模式、电池管理控制策略不影响电网安全运行，储能充放电过程对电网机电暂态稳定、机组轴系扭振模态、机组PSS 功能、厂内继电保护、机组一次调频等基本无影响。

3）采用重复控制、虚拟阻抗等谐振抑制技术后谐波含量能控制在1%以下。但储能系统运行谐波稳定性有待进一步研究，特别是需深入研究评估储能装置并网运行高频谐波振荡风险。

4）储能联合火电调频不影响AGC 容量补偿费用，但能显著提高机组综合调频性能指标和调频里程，储能接入后k 值可增加至2.0 以上，调频里程补偿收益增加2～3 倍以上，3 年左右可实现储能系统成本回收，经济效益可观。

储能技术在南方电网的广泛应用，显著提高了电网频率控制能力。本文研究成果对后续储能联合火电调频工程建设具有一定指导意义，有助于推动南方辅助调频市场的发展。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。