基于火電機組廠級AGC的儲能輔助調頻系統

華潤智慧能源有限公司 胡 斌 彭馭風 季遇春 湖南華潤電力鯉魚江有限公司 謝學軍 蘭海濤

伴隨鋰離子電化學儲能系統成本的快速下降，越來越多規模化系統應用于電力系統的各個領域。隨著電改的持續深入，電源側的盈利空間被進一步壓縮，為電網提供優質服務而獲得補償也將成為發電企業增加盈利的重要手段之一，電力輔助服務市場的建立，大量儲能聯合調頻項目相繼在全國各地陸續投產。電化學儲能系統輔助火電機組進行調頻輔助服務，可大幅提高AGC調頻性能，為發電企業帶來良好的調頻服務收益。同時對改善電網運行的安全可靠性、改善電網接納可再生能源的能力、構建堅強型智能電網都具有重要意義。

火電廠廠級AGC系統由于其低成本、高效、節能的優點，越來越得到電網、電廠的認可和推廣應用。廠級AGC系統改變了傳統點對點直控機組的調度方式，在接受調度中心下達的全廠負荷指令后，系統根據每臺機組的煤耗率、鍋爐燃燒穩定性、環保排放指標、響應速率、調節范圍、輔機運行方式等參數自動進行優化組合和分配，可有效降低發電成本，促進機組安全、環保、經濟運行。目前投運的火電儲能聯合調頻項目均采用儲能系統輔助單臺機組響應AGC指令的運行方式。對于實施廠級AGC控制系統的電廠，儲能系統僅輔助單臺機組難以實現全廠調頻性能、收益的最優。

1 背景

廣東電網位于負荷中心，結構復雜，電源結構中西電、水電、煤電、氣電、核電、新能源發電等多種電源并存，煤電電源占50%左右，水電、抽蓄等靈活調節電源占比10%左右。負荷峰谷差大、變化快速，AGC調頻電源需求量大，火電機組AGC調節能力相對較弱，優質調頻電源比較稀缺。2018年8月2日國家能源局南方監管局下發了關于印發《廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行）》的通知，廣東調頻市場于2018年9月1日啟動試運行并正式開始結算。

湖南華潤電力鯉魚江有限公司地處湖南省資興市鯉魚江鎮，現運營兩臺330MW燃煤機組，屬南網直調電廠，是廣東電網最北端的一個重要電源點。2017年11月獲得南方電網公司批準成為廣東電網首批儲能調頻試點項目，根據調頻市場試運行情況、機組容量及其AGC現狀，項目配置12MW/6MWh磷酸鐵鋰電池儲能系統，與常規300MW機組儲能容量配置相比優勢在于：基于仿真測算確定容量配比，投資回報率較高；運行方式上更靈活，可根據需要選擇雙機或單機參與市場，在檢修或局部故障處理時影響較小；單機運行期間，更大容量的儲能容量參與調節，可顯著提升調頻性能；雙機運行時，保證調頻性能、滿足中標率，可大幅增加調節里程。

項目于2019年9月23日順利通過30天連續試運行，正式投入商業運營。該項目總投資3750萬元，運營期6年，是國內首個由電廠自主投資建設運維的儲能調頻項目，也是儲能系統首次應用于廠級AGC系統。

2 設計方案

鯉魚江儲能項目12MW/6MWh儲能系統共配置14個標準集裝箱，主要包括6個儲能電池集裝箱、6個PCS集裝箱和2個高壓配電集裝箱。每個儲能系統電池集裝箱內置4個電池堆、1臺中控柜、1套消防系統。每個電池堆由3個電池簇、1臺工業空調、1臺DC匯流柜組成。每個PCS集裝箱內部配置4臺500kW雙向變流器（PCS）、1個2200kVA雙分裂6kV變壓器、1臺6kV開關柜以及相關配電控制設備，采用風道散熱。2個高壓配電集裝箱內部共配置4條6kV母線、12面開關柜、1面直流屏、1面交流屏和1面通信屏。

圖1 鯉魚江電廠儲能系統接入拓撲

考慮廠級AGC的運行方式，鯉魚江電廠儲能系統分四段接入#1、#2機組高廠變6kV母線，可根據需要手動切換三種運行方式（表1）。儲能系統配置分區保護，在保護區發生各種類型的故障保護應能正確啟動并可靠動作；當故障點不在保護區內則保護應可靠不動作。相鄰保護區間應存在重疊部分，保證所有的電氣設備都在保護范圍內[1]。

表1 廠級AGC儲能系統運行工況開關操作表

3 EMS

EMS是儲能輔助調頻項目協調控制的核心，是保障項目高效、穩定、安全可靠運行和獲取最大經濟利益的重要工具。鯉魚江儲能調頻項目采用華潤智慧能源有限公司自主研發的EMS系統，其主控單元采用PLC方案，主備冗余配置。系統包含通訊卡件、IO卡件、算法軟件和監控管理平臺，與電廠RTU系統、兩臺機組DCS系統和儲能設備實現數據交互，自動實現儲能系統功率控制。EMS主要功能如下。

圖2 鯉魚江電廠儲能EMS系統拓撲圖

數據采集與處理。實現實時運行信息采集，為系統其他功能模塊提供數據支撐，主要包括數據采集、數據處理、數據存儲、事件告警處理等功能，可實現60臺以上設備、數萬數據點的秒級采集和處理；廠級AGC運行模式識別。采用一套控制設備監控全部運行數據，根據機組運行狀態和開關狀態自動識別廠級AGC系統的運行工況，并自動匹配相應的控制策略。此功能為本項目獨有功能[2]。

圖3 鯉魚江電廠儲能聯合調頻功率曲線圖

AGC響應與功率分配。根據調度計算細則和儲能電池特性定制AGC控制策略，在保證收益的前提下實現電池壽命損耗最小。算法基于廠級AGC指令、機組工況和儲能系統狀態實時計算儲能出力，并根據儲能設備SOC自動完成功率分配下達至儲能PCS，可實現毫秒級功率輸出響應。與機組功率相比，聯合出力對AGC指令的響應更為快速且精準，反應出控制策略的精準高效；人機交互。更方便、直觀和快速的操作方法，具有多窗口顯示、菜單驅動，操作簡單、信息準確等特點，畫面實時數據更新周期≤3秒，數據綜合誤差≤±2.0%。

4 收益模式

電化學儲能系統輔助發電機組參與調頻市場，利用儲能的快速充放電特性精準響應電網AGC指令，可大幅提高電廠調頻性能指標K。由于調頻性能的提升，在提高中標率的同時整體調頻里程也相應提高。

廣東電網調頻輔助服務市場補償費用包括里程補償和容量補償，均采用按小時統計、按月結算的方式。其中容量補償費用與機組額定功率相關，不計入儲能系統收益。調頻里程補償計算公式為：，其中n為每月廣東調頻市場總的交易小時數；Di為該發電單元在第i個小時提供的調頻里程，單位為兆瓦；Qi為第i個小時的里程結算價格，單位為元/兆瓦；Ki為發電單元在第i個小時的綜合調頻性能指標平均值。

圖4 鯉魚江電廠2019年調頻性能指標曲線圖

截至2019年10月31日，鯉魚江儲能系統累計調頻1509小時，調頻里程共計320230MW，里程補償收益1100萬元，電池循環330次。廠級AGC運行模式歷經1#機組單機運行、雙機運行、2#機組單機運行三種工況。

由性能指標曲線可知：儲能系統投運前單機運行K值在1.0左右波動，日調頻里程多數低于2000MW。受K值影響調頻市場中標率較低，存在多日全天未中標情況；儲能系統投運后單機運行K值在2.5左右，日調頻里程在2000～6000MW范圍波動。雙機運行K值在1.8左右，日調頻里程在4000～9000MW范圍波動；儲能系統對調頻性能K值的提升效果顯著，日調頻里程雖有波動，但也有明顯提高。鯉魚江儲能調頻項目商業模式全面創新，是南方電網首個由電廠自主投資建設運維的儲能調頻項目。項目獲取的全部里程補償收益均歸電廠所有，扣除成本費用后，項目運營期電廠獲取的利潤遠高于第三方投資的商業模式[3]。

綜上，隨著火電儲能聯合調頻項目的推廣開展，儲能系統輔助單臺機組響應AGC指令的運行方式已不能滿足實際項目的需求。對于實施廠級AGC控制系統的電廠，既能兼顧廠級AGC系統高效、節能的優點，又能實現儲能系統經濟最優運行，對系統設計和控制策略提出了新的要求。