摘要：大规模可再生能源发电比例迅速上升，显著降低了电厂参与电网调频的负荷比例。储能调频具有快速充放电特性，其应用能提高电厂的经济效益，已成为电厂的主要研究方向。本文对改善电厂调频性能的储能策略和容量配置进行了详细阐述。
关键词：电厂；调频性能；储能控制策略；容量配置
大规模新能源并网，缓解了电力短缺问题。但其自身的间歇性及不确定性给电网的电能质量带来了严重的影响。频率是电能质量的一项重要指标，它对电力系统的稳定运行有着至关重要的影响。在我国，火电和水电仍是电力系统的主要调频方式。但传统的机组响应速度及精度有限，不能完全满足目前调频需求。而储能作为一种新兴产业，在世界电力调频市场中得到了越来越广泛的认可。
一、储能调频系统技术概述
1、特征。自动发电控制(AGC)通过实时调节电网中机组的有功出力，实现对电网频率及联络线功率进行控制，解决分钟或秒级短时间尺度内，区域电网具有随机特性的有功不平衡问题。当前，电网AGC调频功能主要由水电、燃气机组及火电机组提供。将一次能源转换成电能将经历一系列复杂过程，目前作为主力的火电机组的AGC调频性能与电网的调节期望差距较大，具体表现为调节的延迟、偏差(超调和欠调)等现象。
而适用于电网AGC调频的储能系统，在额定功率范围内能在1s内、以99%以上的精度完成指定功率的输出，其综合响应能力完全满足在AGC调频时间尺度内的功率变换需求，即调节反向、调节偏差及调节延迟等问题将不会出现。
2、构成。储能系统主要由锂电池(含BMS)、双向功率变换装置等核心设备组成，主要包括:①锂电池集装箱。②双向功率变换装置集装箱。③储能锂电池柜(含BMS)。④直流配电柜(含BMS供电系统)。⑤双向功率变换装置。⑥SCADA数据采集与监视控制系统。⑦系统的防雷及接地装置。⑧集装箱房土建基础及辅助设施。
3、原理。储能电站经发电机组高压厂用母线段接入，与发电机组并联独立运行，每次调节时，电网会给电厂机组下达一个指令，如果下达功率增加的指令，那么储能系统发电功率和电厂机组就会联合出力。在电厂机组自己慢慢感到电网指令功率时，储能就退出来了。整个过程中，通过控制系统不断计算电厂的出力和电网调度指令间的偏差，然后反馈给储能系统。同时，储能系统的起始状态不能处于满电状态，一般处在60%左右的状态。系统的主要二次控制原理，当AGC调度的指令发出来后，和DCS系统算出来功率偏差直接给储能系统，从而控制储能系统出力。
4、必要性。当前优质的调频资源较少，且电网的负荷波动大，电网的负荷和火电厂间的出力偏差会导致频率的偏移。而随着我国风光发电市场的逐渐成熟，使电网短时间内的供需平衡出现了较为严重的问题。靠现有燃煤机组的惯性调节不能满足要求，而储能能把频率调整回来，能在毫秒级中做出响应。
二、电厂AGC性能指标
《双细则》中AGC性能考核指标是调节速率、调节精度、响应时间的综合体现。
1、调节速率指标。调节速率是指机组响应设点指令的速率，可分为上升速率和下降速率。另外，计算调节速率指标的关键是正确识别每段有效区间的起始时刻和结束时刻。当AGC指令下达后，由于机组物理特性限制和人为控制的影响．需经过一定时间的延迟机组才开始响应，所以需设一定的门槛值。当机组出力跨过死区即判断为有效计算区间的开始；而当AGC指令和机组的出力绝对值之差小于一定限值时，即可算作有效区间的结束。
2、调节精度指标。调节精度是指机组响应稳定后，实际出力和设点出力间的差值。调节精度指标的有效区间选取原则为AGC指令保持不变，且实际出力和设点出力间的差值始终小于一定阈值。
3、响应时间指标。响应时间是指能量管理系统(EMS)发出指令之后．机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与“调节方向一致”的调节死区所用的时间。计算响应时间指标有效区间的开始时刻为AGC指令突然改变，与机组出力的差值超过一定的阈值时刻，且结束时刻为机组出力朝着AGC指令的方向跨过一定的死区。
三、储能参与电厂AGC调频的充放电策略
针对《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》(简称《双细则》)中计算AGC性能的3个指标，分别从提高调节速率、调节精度和减少响应时间三方面制定储能参与AGC调频的充放电策略。另外，为了保证储能能持续参与AGC的调节，延长使用寿命，还需制定荷电状态(SOC)越限回归策略，在SOC达到警戒线后及时归位，以便能更好地参与下一时刻的频率调节。
1、提高调节速率。传统火电机组响应速度有限，很难及时跟踪AGC指令。此时可利用储能瞬时充放电速度快的特点，辅助传统火电参与AGC调频，以提高电厂的AGC响应速度。
2、提高调节精度。由于传统机组响应精度有限，在稳定出力点，经常围绕着AGC指令点上下波动，始终略低于或略高于出力点。此时，可利用储能响应速率快的优点，在传统机组的稳定出力点及时通过充放电进行补偿，使综合响应曲线趋于平缓，提高其响应精度。另外，在判断机组进入稳定出力区间后，利用储能进行充放电补偿。
3、降低响应时间。响应时间指机组跨出与“调节方向一致”的死区所用时间。传统火电机组存在响应延时，会造成反调现象。即在AGC指令改变方向时，传统机组仍延续上一个时刻的调整方向调整，造成传统机组的反调，加剧了其对系统频率的影响，因此应迅速判断出现反调的情况，然后利用储能充放电速度快的特点，进行相应的补偿，以降低响应时间。
4、SOC归位。储能参与电力系统AGC，有利于提升火电厂的AGC性能。但储能容量有限，若不加以控制，长期累积会使储能的SOC超过上下限值，影响使用寿命，不能长期稳定地参与下一时刻的AGC调节。所以，需制定相应的充放电策略，在储能达到一定上下限值时及时归位，只允许单方向充放电，直至SOC回归正常范围，即可参与下一时刻的调节。
本文选取的锂电池储能系统有着快速的充放电特性，其调频效果远优于火电机组。锂电池储能系统应用于火电厂，结合火电机组AGC进行联合调频成为近年来储能行业的关注和投资热点。此外，充放电时间以毫秒计量的锂电池储能系统有利于频率控制调节更精确，调节效率更高，而电网也得到了优良的调频资源。安装了锂电池储能调频系统的火电机组不仅能更快地实现调度目标从而快速实现再调度，同时可缓解区域控制误差需要增加的额外容量需求。
四、储能最优容量规划
储能调频的容量配置主要基于实测信号和区域电网调频动态模型展开。从实测频率和调频信号出发，根据储能调频的动作深度设置和持续时长整定，综合储能成本和调节效果，优化配置储能。储能能显著提升火电厂的AGC性能，带来调频收益，但由于其成本较高，所以容量并不是越大越好。因此，应综合考虑多个成本和收益项，建立储能成本收益模型，以净利润最大为目标函数。
1、目标函数
1)储能装置的成本。储能的成本通常由初始建设投资成本及运行维护成本两部分组成。
蓄电池由电池本体、能量转换装置和相应的辅助设施构成。因此，储能的建设投资Cin成本计算公式为：
其中：Cb为蓄电池成本；Cpcs为能量转换装置成本；Caf为辅助设施成本；CE为储能本体的单位能量价格；Cp为储能系统变流器(PCS)的单位功率价格；CA为辅助设施的单位能量价格；Eb为储能的额定容量；Pb为储能的额定功率；为储能的充放电总效率。
要计算运行时段内1d的储能投资成本，需根据年利率和储能运行寿命年限计算出初始投资成本的等年值，再用等年值除以储能的年运行天数即得每天的投资成本。
此外，运行维护成本COM包括了固定运行成本Cfix和可变运行维护成本Cvar，可根据以下公式进行计算：
其中：CF为单位功率固定运行成本；Cc为当前的充电电价：Pc为储能的充电功率。
2)储能频繁调节对寿命的影响。储能的加入会提升机组的性能，带来调频收益，但过于频繁的动作将会降低储能的使用寿命，从而增加储能的成本，因此，需对储能的频繁动作对寿命的影响进行定量分析。
3)储能参与调频的收益。根据AGC性能指标能确定机组参与AGC调频服务的经济补偿。
2、约束条件。储能本身需考虑充放电功率约束及SOC约束。
五、算例分析
某火电厂机组装机容量350MW,全天全时段参与AGC调频。调取AGC数据和电厂实发功率,采样时间间隔为5s。传统机组在响应AGC指令时具有延迟性、反调性和死区振荡等特点,所以机组的实际响应功率与AGC指令具有一定偏差。
1、储能装置规划容量分析。计算所需参数均参考行业标准，根据《两个细则》确定性能指标参数。本文采用DE算法进行求解，计算电厂配置储能的最优容量。DE算法在1995年被提出，相较其他算法，其具有较强的全局收敛能力和鲁棒性，尤其在高维问题求解上的优势较为明显。另外，DE算法参数较少，并且参数设置对结果影响较小，相对于遗传算法和粒子群优化算法使用起来较为简易。
由其计算结果可知：①在经济收益方面,含有混合储能装置的调频方式获得的经济收益最大,单一储能方式次之,无储能装置的调频方式获益最少；②在调频效果方面,含有混合储能装置的调频方式Kp指标最大,可明显提升机组的Kp性能指标,单一储能次之,也在一定程度上提升了机组Kp性能指标,无储能装置的调频方式计算所得Kp值最小。
2、储能装置参与机组AGC调频效果分析。为验证本文提出的充放电策略的调频效果,图1所示分别为无储能装置、采用相同容量配比的无充放电策略储能装置和含充放电策略储能装置的机组实际功率与AGC指令的偏差值对比。
由图1分析可知:①利用混合储能装置配合机组AGC调频,对调频效果有一定改善；②含充放电策略的储能系统具有更好的调频效果；③含充放电策略的储能系统能较好地平抑功率偏差值,无激变峰值。
图1 机组实际功率与AGC指令的偏差值
.png)
此外，经计算，此机组配置的储能最优容量为9MW/6MW·h。在未加入储能时，电厂AGC考核的净收益仅为4万元，加入2MW/4MW·h储能后，电厂的净收益显著增大，电池使用寿命将缩短为7.09a。增大储能容量，净收益继续增加，AGC考核指标明显提升，其主要体现在调节速率指标的增大，而响应时间指标由于在储能容量较小时就能达到稳定，而不再提升。在储能大小为9MW/6MW·h。时，净收益达到5-6万元。继续增大储能容量，机组AGC性能不变，但由于储能成本增大，净收益将减小。因此，此机组配置的储能最优容量为9MW/6MW·h。
六、结论
本文针对储能参与电力系统AGC这一问题，首先根据《两个细则》中AGC考核的标准，制定了提升AGC性能的储能充放电策略。同时。考虑了储能的经济性，以净收益最大为目标函数。通过实际算例证明了该策略的有效性和优越性。
1、本文基于《两个细则》提出的AGC性能计算能较为准确地计算出考核指标值，为后续充放电策略制定及有效性的计算奠定基础。
2、从提升调节速率、调节精度、降低响应时间三方面出发，制定储能的充放电策略，并通过具体算例证明策略能显著提升电厂的AGC性能。储能参与调节后单日考核指标值可从4提升至6。同时，还考虑了SOC回归策略，能有效防止SOC越限，延长使用寿命。
3、本文定量分析了储能频繁动作对寿命的影响，并将此项指标纳入储能成本中。采用DE算法计算出系统配置储能的最优容量和最大净收益，由此可看出，电厂的净收益随着储能容量的增大出现先增大后减小的趋势，单日净收益比未加入储能时有所提升，机组的储能最优容量配置为9MW/6MW·h。
参考文献：
[1]陈远扬.大规模储能电源参与电网调频研究综述[J].电力系统保护与控制，2016，44(07):145-153．
[2]严晓辉.国际储能产业政策及我国储能产业发展分析[J].中国能源，2015，33(11):28-33．
[3]张峰.提升火电机组AGC性能的混合储能优化控制与容量规划[J].电力系统自动化，2016，40(10):38-45，83．