国家宏观能源战略已多次强调储能产业是国家“十二五”产业发展的重点方向，《中国的能源政策2012年》白皮书中明确提出：“围绕能源发展方式的转变和产业转型升级，在储能、智能电网等领域实施重大科技示范工程，加大资金、技术、政策支持力度，建设重大示范工程，推动科技成果向现实生产力转化。”
SHG发电厂发电机组AGC储能辅助调频项目在保障电力系统安全运行的前提下，结合相关政策和电储能的技术优势，提高火电机组负载率，满足电网快速、精确响应调度的需求，提升调频辅助服务质量。
1、项目建设方案
本项目拟在SHG发电厂安装建设储能系统，储能系统的容量按机组容量的3%配备。采用一拖二的形式在#10、#11机组高厂变母线段备用间隔接入系统，储能系统的容量为9MW（4.5MWh）。
2、安全性评估
2.1、电池安全性评估
储能电池种类多，性能特点各不同。当前主流电化学储能技术有先进铅酸电池（铅炭电池）、锂离子电池、液流电池、钠硫电池和碳基超级电容电池等。其中铅炭电池属于能量型电池，目前主要用于用户侧调峰储能电站，锂电池属于功率型电池，目前主要用于发电侧调频储能电站。碳基超级电容电池容量大，工作温度范围广，放电时产生的热量小，但据了解目前无主要应用业绩。
储能系统由大量电池单体组成，电池单体的安全性能是整个储能系统安全性与可靠性最基本的保证，以调频为主的应用电池组选择上，碳基超容电池>磷酸铁锂>三元锂，但碳基超容电池的应用业绩较少。
2.2、储能系统接入后对厂用电短路电流的影响分析
由于储能辅助调频系统为双向功率器件，接入到机组厂用电后改变了厂用电负荷的大小和增大了故障时的短路电流，因此有必要针对储能辅助调频系统对短路电流的影响进行评估。
储能辅助调频系统处于额定放电工况时，储能辅助调频系统接入厂用电后，提供的短路电流数据包括：1）储能系统 6kV 母线侧发生短路时，储能装置提供给 6kV 母线短路电流值；2）机组 6kV 母线发生短路时，短路电流为储能系统与原厂用电 短路电流之和；3）发电机出口发生短路时，储能装置提供的短路电流值。
储能系统采用基于高频电力电子技术的双向功率变换装置（PCS），以电流源形式并网,其所能提供的短路电流受到电力电子器件 IGBT 的制约，最大不超过 IGBT 额定容量电流的1.5倍。由于储能系统额定电流较小，因此，储能系统接入后对高压厂用电短路电流容量影响较小，且总短路电流水平远低于 6kV 断路器关断容量，不影响段内短路电流关断能力。
2.3配电系统的安全性评估
#10和#11机接入9MW储能后，#10、#11高厂变裕量充足，设计电流和最大运行电流未超过额定电流。#1和#2机接入18MW储能后，#1、#2高厂变设计电流超过额定电流，最大运行电流没有超过额定电流，按照最大运行电流，#1和#2高厂变裕量偏小，需限制充电功率。储能系统具有高厂变过载控制功能，当系统收到高厂变负载告警信号，则只会减小负载功率不增加负载功率，当信号消失后系统恢复正常充放电。储能系统放电过程可被厂用电消纳，不会产生有功功率倒送现象。因此，加入储能系统后，机组高厂变仍可保证稳定运行，不影响电厂原有设备正常运行。
2.4 对电能质量的安全性评估
储能电源过程经过逆变整流，产生一定的谐波，对电网会产生一定的影响。并网电能质量指的是评估储能变流器对电网发出电流波形质量的一个指标，具体所指的是并网电流的谐波成份。储能能标 NBT 31016 2011 内对储能变流器的并网电流谐波畸变率（THD）有明确的规定。满载运行时总的谐波畸变率不超过 5%。
选用的储能变流器，对谐波控制通过引入控制，现有储能变流器技术在满载情况下各相输出电流的波形 THD 可控制在1%以内，能够满足相关标准规定。
2.5 对机组继电保护的安全性评估
储能 AGC 辅助调频系统接入电厂厂用电系统后，主要受影响的保护为储能接入段高厂变及馈线保护，按照继电保护整定原则，低厂变和馈线保护整定计算需躲过三相短路电流，而储能接入会增大低厂变和馈线保护短路电流，原有速断段定值可能会躲不过新模式下短路电流，故需要重新校核低厂变和馈线保护定值，为安全起见，储能设备投运前，建议对储能接入目标机组继电保护进行安全校核工作。
2.6 控制系统安全性评估
调度AGC系统通过调节机组的出力来控制电网系统的频率和联络线功率。目前国内调度以通信方式将遥调指令发送给电厂远动测控终端RTU，RTU通过电缆与机组集散控制系统DCS通信，对电厂汽轮发电机组负荷进行控制。因此需对RTU下发的机组功率指令信号及反送RTU功率信号进行调整。
增加DCS与储能系统总控制单元的通讯，进行信息、状态的交换。储能系统总控制单元需要从机组DCS控制系统获得的数据至少应包括：发电机组出力反馈、发电机组实际负荷指令、发电机组调频投入反馈、发电机组一次调频动作标志、发电机组出力限幅、发电机组调节速率限幅等。同时，储能系统可根据电厂运行要求上传储能系统运行状态信息至DCS系统，包括：储能系统并网连接状态反馈、储能系统并网功率、储能系统辅助调频投入反馈、储能系统充放电状态等。
2.7 并网冲击问题安全性分析
与传统同步发电机组类似，储能变流系统并入电网也会打破局部电网的功率平衡，进而破坏电网的稳定性。传统的发电系统并网操作一般有主动同期并网和被动同期并网两种方式。储能变流系统内部集成有电网电压检测，需进一步分析储能系统接入厂用电产生的并网冲击控制问题。从各项实验来看看，储能系统并网时刻电流冲击较小，整个试验过程中电网电压波形保持稳定。
2.8消防方面的安全性评估
本项目采用磷酸铁锂电池，电池集装箱配备气体自动灭火系统，含火灾侦测和报警系统，火灾报警触发后启动气体灭火装置，并在20s内关闭储能系统运行，不会对在运机组造成影响，并能迅速灭火。
2.9 储能系统对环境产生的影响评估
储能系统产生的环境影响分析主要存在与施工期和运行期，施工期可能存在机械噪声、土建扬尘、施工废水、建筑材料、生活垃圾；运行期不会产生废气、废水等对环境的不利污染源，主要存在的污染为电池污染，项目投入后和厂家制定电池回收等相关协议。本项目的建设从环保角度是可行的。
3、评估结论
储能系统具有毫秒级精确控制充放电功率的能力，在电网调频效果上有着常规火电机组无法比拟的优势。储能系统联合火电机组对电网提供AGC调频将为发电企业带来技术上和经济上的极大收益。
3.1根据已投运磷酸铁锂电池运行状况，磷酸铁锂电池是一种较为安全的锂电池技术。三元锂电池可靠性不高，在山西曾发生过事故，不建议使用。碳基超级电容电池各项技术指标均达到优秀水平，循环使用寿命长，但应用业绩较少。
3.2储能系统接入后，当厂用电母线发生短路故障时，储能系统贡献的短路电流分量较小，不影响现有断路器断路电流开断能力。
3.3目前已投运储能系统变流器可控制输出波形畸变率在1%，输出波形质量满足国家标准规定。
3.4储能系统接入回路配置完善的保护装置，接入回路与储能装置发生故障时刻快速切除，对发电机组和其他主辅设备正常运行影响较小，不会对机组原有继电保护的配置造成影响。
3.5储能系统接入后不影响机组DCS的控制模式，机组原有控制逻辑和运行方式改动很小，只需改造RTU将机组出力和储能出力合并后上传至调度系统，储能控制系统自主控制储能装置主动配合机组运行。储能系统的投入和退出对机组原有控制系统逻辑和运行状态影响较小。
3.6储能辅助调频系统配备了气体自动灭火系统，含火灾侦测和报警系统，当蓄电池发生火灾时，储能系统能自动退出运行，并自动喷发CO2灭火，能有效预防火灾或对火灾的影响范围进行有效控制。