锂电池储能技术参与AGC调节的应用探讨

锂电池储能技术参与AGC调节的应用探讨

刘斌范相杰孙国厂宋东阳

（许继电源有限公司461000）

摘要：储能技术应用于AGC调频起源并广泛应用于美国，截至2012年底，美国各地应用于电网AGC调频的储能系统达到100MW的规模，储能技术已经实现规模化商业运作。对于燃煤发电机组，一次能源转换成电能需要经历一系列复杂的过程，同时其轴系具有旋转惯性，因此燃煤机组对有功功率的调节响应速度较慢，通常需要较长时间才能完成调节要求。因此，火电机组在长期承担繁重的AGC调节任务时，特别是当电网中调指令变化幅度较大时，因为其响应速度慢，造成了机组锅炉短期内迅速加煤，这样会导致机组制粉系统负载升高、设备磨损严重、发电煤耗增高等一系列负面影响。本文以某热电厂投产的2MW磷酸铁锂电池储能系统为例，探讨了这项新技术的特点、原理以及应用收益。

关键词：储能系统自动发电控制（AGC）；调节速率；调节精度；响应时间；收益

自动发电控制，是一种成熟的电力闭环控制技术，是现代电力系统调度机构内能量管理系统（EMS）的核心功能之一，在电力系统中得到广泛应用。电力系统由于各种主客观原因会出现发电与用电间的电能差额，AGC可以自动调节电网中调频电源的有功功率，实现对电网频率及联络线功率的控制，满足电力系统调频的需要。

1储能系统构成与调频的控制原理

目前，我国储能技术应用于AGC调频尚处起步阶段。2013年，某热电厂3号燃煤机组投产了北京睿能世纪科技有限公司2MW磷酸铁锂电池储能系统。储能系统主要由储能单元、功率变换装置、冷却装置、通信与控制单元构成。2MW储能单元，接入2MVA双向PCS，通过升压变压器接入6.3kV高压厂用电回路。PCS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。储能系统辅助用电由电厂380V低压厂用电提供，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。

AGC运行模式下，3号燃煤机组通过主变压器并网，DCS系统接收AGC调度指令，并监控机组出力和本地负荷信号，通过CCS系统调节燃料、给水等炉机动作，控制机组净出力跟随AGC调度指令。火电机组与储能系统联合调频的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响应速度和精度的目的。

在运行过程中，储能控制系统通过DCS硬接线方式单向接收3号机组运行状态和参数，不会干预机组的运行，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。储能控制系统通过RTU接口获得AGC指令和机组出力等运行数据，经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，并下发至储能系统控制单元，最终储能系统的出力和机组的出力在RTU进行合并后上传电网公司。储能控制系统接收储能系统反馈状态信号，下发储能系统投切指令等信号，从而完成储能系统的出力控制。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。因此，储能系统和3号机组在AGC运行方面是各自独立的系统。

2储能技术参与AGC调频收益分析

根据北京电网《两个细则》文件的规定，目前北京电网对AGC机组的考核分为AGC可用率考核和AGC性能考核两部分。因为储能系统和发电机组在AGC运行方面是各自独立的系统，所以储能技术将直接影响电网对AGC机组的调节性能考核。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。

Kp=K1×K2×K3

K1=v/vn

K2=2—ΔP/0.01•Pn

K3=2—ΔT/Tn

其中v是AGC机组调节速率，vn是机组标准调节速率，ΔP是实际出力与设定出力的差值，ΔT是机组出力在原出力点上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所需时间，Tn是响应时间基准值。某热电厂3号机组调节性能在储能未参与情况下Kp平均为4.0左右，通过储能系统参与调频，ΔP、ΔT值均有明显降低，Kp值提升至4.5以上。Kp值的提高，使机组可以长期投运BLR模式（机组跟踪基准功率曲线并参与ACE偏差调节的方式）。在BLR模式下，可以实现发电计划的自动免考。同时，北京电网根据机组调节深度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，这将有效避免有功功率欠调情况下的燃煤量过调，有利于改善机组燃煤效率，提升机组的可用率及使用寿命。某热电厂是承担北京冬季供热的热电联产机组，是重要的电源点。在北京电网中，AGC调频电源大部分是燃煤、燃气热电联产机组。受热负荷稳定的约束，调频能力不足，优质调频资源稀缺，使得电网的调频能力进一步下降。当某热电厂引入相对小容量的储能系统后，能够增强机组的调频能力，有利于改善区域电网调频资源不足的问题，提升区域电网系统的整体AGC调频能力，提高电网运行的可靠性及安全性。

储能系统并不仅仅是发电单元，由于储能系统在充放电过程中存在损耗，以及需要考虑储能系统运行辅助用电等，因此，储能系统与火电机组联合运行响应AGC指令的过程中，会造成机组系统总体上网电量损失。该系统每天将可能消耗约1MWh厂用电，相比电网15元/MW的调频补偿收益，具有经济性。

从国家政策上看，目前，北京电网《两个细则》办法中只针对传统发电机组制定了具体补偿方式和结算方法，储能系统作为新的市场参与主体，其补偿模式还有待明确。相比传统电源，储能系统的初始投资较高，需考虑在保证公平的前提下，适当地将储能纳入结算系统。此外，关于AGC服务的补偿和考核的指标是按照传统机组的特点制定，还没有针对储能这类新型调频资源订立标准，对于调频服务质量远远高于传统调频机组的储能系统，按照同样标准进行补偿是显失公平的。美国于2011年出台了《批发电力市场的调频服务补偿》法案，解决了储能系统参与AGC调频服务市场的合理收益的问题，对整个行业的健康发展起到了决定性的作用。在可预见的未来，若中国出台相关政策，某热电厂将享有更多的政策收益。

3结语

频率稳定是电网安全运行的重要保障，某热电厂地处华北电网负荷中心，采用储能系统与AGC联合调频的方式，能够提高调节速率、调节精度和响应时间，可长期执行AGC调频任务，能够保证系统频率的稳定，提高频率及联络线功率的合格率，提升电网运行的可靠性及安全性。机组调频能力的增强降低了发电机组煤耗和设备损耗，提高了机组运行的经济性，同时给电厂带来了新增的AGC调频和补偿收益。同时某热电厂选用的2MW磷酸铁锂电池储能系统采用成熟的模块化设计，从产品采购、系统建设到上线运行，周期也仅需要3个月左右，远小于传统发电电源的建设时间，建设方案上也具有切实的可行性。

参考文献：

[1]潘明惠，黄其励，李志民，陈学允.电厂AGC过程控制研究[J].电力系统自动化，1997，9.

[2]国家电监会研究室.储能参与调频服务在我国的发展构想[S].2012.

[3]北京睿能世纪科技有限公司.北京京能热电股份有限公司先进储能系统项目方案[S].2012.