0 引言

随着风电、光伏等新能源大规模并网，常规调频容量比例下降，电网一次调频问题日趋复杂^[1-3]。以内蒙古电网为例，目前电网一次调频主要依靠火电机组，而当前火电机组在一次调频响应中存在响应时间长、爬坡速度慢、调频动作量不足等问题，难以满足电网一次调频考核要求^[4-5]。自一次调频考核以来，一次调频的动作和贡献电量考核合格率不足30%，单台机组月考核电量最大达500 MWh，严重影响电网的安全稳定和电厂自身的经济效益^[6]。

近年来，国家能源局不断出台相关政策，鼓励投资建设储能设施，进一步探索储能技术在电力系统调频调峰方面的作用，适时将储能参与辅助服务转化为常态运行^[7-9]。储能电池具有负荷响应快、爬坡速度快、动作精确等特点，可以对火电机组一次调频起到积极作用^[10-12]。当前对储能电池辅助火电机组一次调频的研究有很多。文献[13-14]分别对飞轮储能辅助火电机组一次调频过程和发电厂实际运行数据进行分析，结果表明，储能辅助火电机组一次调频可以提高火电机组一次调频性能、减轻火电机组调频负担、延长机组寿命。文献[15]分析了储能系统调频效益及对电网系统稳定的影响，结论是储能系统能够提高机组综合调频性能指标和调频里程，并具有较好经济效益。文献[16]研究不同的蓄热式电锅炉对机组一次调频能力的影响。研究结果表明，不同配置方案在不同时段对火电机组一次调频能力有着不同程度的提升效果。从以上研究可以看出，储能可以很大程度提高火电机组一次调频能力。

本文基于以上研究，着重考虑机组-储能系统负荷分配控制策略、储能系统一次调频有效动作识别、储能系统负荷调节量设计、储能系统一次调频动作期间自动发电量控制（Automatic Generation Control，AGC）闭锁方式、储能系统负荷调度方式以及整体优化改造等问题，对储能辅助火电机组一次调频进行设计^[17-18]，并在内蒙古某电厂进行了应用，结果表明该设计方案具有很好的工程应用价值。

1 储能系统概况及一次调频存在的不足 1.1 系统配置概况

内蒙古某电厂采用9 MW/4.5 MWh储能系统容量配置方案，目前已建成运行6 MW/3 MWh储能系统。9 MW/4.5 MWh储能系统接高压厂用变压器（以下简称高厂变）1A段和2A段，储能系统主要由储能电池、储能变流器（Power Conversion System，PCS）、储能变压器及其就地成套开关柜、6.3 kV储能开关间隔柜等组成，其中PCS具备双向逆变能力，储能电池具备快速充电和放电功能。火电储能联合系统示意图如图 1所示（黑色部分为原有系统，红色部分为新接入的电池储能系统），其中储能系统能量管理平台（Energy Management System，EMS）负责对PCS、机组分散控制系统（Distributed Control System，DCS）进行监视、报警和控制，利用机组现有的远动系统（Remote Terminal Unit，RTU）实现同电网调度中心的信号交互。

9 MW储能系统分为4个2 MW和1个1 MW储能单元，每个1 MW储能单元由2台500 kW储能子单元组成。储能子单元通过电池柜进行汇流后，接到PCS直流侧逆变；逆变后的2台PCS进行交流直并，并通过储能变压器隔离后升压至6.3 kV。储能单元接至6.3 kV储能就地成套开关柜对应的接入柜，汇流后通过TV柜接至6.3 kV成套开关柜的1号和2号进线柜。1号进线柜通过6.3 kV储能开关柜接入至6.3 kV厂用电1B段，2号进线柜通过6.3 kV储能开关柜接入至6.3 kV厂用电2B段。

储能系统选用磷酸铁锂电池，其电芯具有安全性高、寿命长、高倍率充放电性能优等优势。电池系统在储能电池管理系统有效管理下完全充放电循环寿命可达5000次以上，浅深度充放电寿命高达数百万次，调频工况的电池荷电状态（State of Charge，SOC）在50%上下调节，平均放电深度（Depth of Discharge，DOD）在20%~80%^[19-20]。

目前，储能系统在并网模式下接受调度有功调节AGC指令，在允许范围内进行AGC辅助调节，不具备一次调频能力。

1.2 一次调频存在的不足

目前两台机组的一次调频主要存在以下问题：

（1）火电机组由于受蓄热制约，存在调频响应滞后和调节电量不足等问题，基本达不到电网要求的调节理论值，考核电量较多。

（2）火电机组响应一次调频，会造成机组负荷频繁波动，提高机组及各辅机设备疲劳磨损和故障率，整体降低机组寿命、安全性能和热效率。

（3）该电厂2台机组均在AGC方式下运行，对机组的调节性能和安全稳定运行提出了更高要求，而机组为了满足调度考核，加大了一次调频的动作幅度，机组不安全因素增加。加之超温、堵磨、断煤、二次调频动作频繁等，亟待新的调频技术辅助机组响应一次调频。

2 电网一次调频考核规则 2.1 有效考核区间

依据电网“两个细则”考核规定，机组频率扰动同时满足以下3个条件时为一次有效扰动^[20-21]。

（1）频率偏差（以下简称频差）超出调频死区±0.033 Hz（±2 r/min）；

（2）调频持续超出门槛值大于12 s，即转速偏差绝对值≥2 r/min持续12 s以上；

（3）本次一次调频动作过程中，最大频差超出门槛值0.04 Hz（±2.4 r/min）。

2.2 考核指标

一次调频动作中，只有满足2.1中3个条件时为一次有效扰动，才需计算机组一次调频性能评价指标。

（1）指标1：15 s出力响应指数考核指标。从频率偏差超出死区开始15 s内，机组实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比，≥75%为合格。

（2）指标2：30 s出力响应指数考核指标。从频差超出死区开始30 s内，机组实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比，≥90%为合格。

（3）指标3：电量贡献指数考核指标。调频持续时间t内，机组一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比，即12 s≤t≤60 s时，电量贡献指数按照t进行计算；t≥60 s时，电量贡献指数按照60 s计算。

3 电池储能参与火电机组一次调频设计及改造

电池储能具有负荷响应快、响应负荷精确等优点，但是又存在能量存储少，使用寿命有限等不足。结合一次调频考核的特点，兼顾与跟踪AGC的关系，合理设计储能系统辅助参与火电机组一次调频。

3.1 机组-储能系统负荷分配控制策略

机组一次调频负荷P通过协调控制系统采集到的电网频差Δn计算得到，Δn由汽轮机实时转速与额定转速的偏差计算所得。频差-负荷关系曲线如图 2所示，其中Δn_d为一次调频动作死区。

本方案采用火电-储能系统负荷动态分配方法。由于火电机组惯性较大，响应时间较长，在一次调频动作初期依靠储能系统承担机组一次调频负荷作为动作补充，机组按照一次调频规程要求的基本动作曲线进行负荷响应^[22-23]。随着火电机组一次调频响应，其出力逐渐增加，此时逐渐减少储能系统出力，直至火电机组出力达到一次调频理论动作值或动作时长持续60 s时，储能停止出力。具体流程如图 3所示。

火电机组和储能系统出力分别送至机组协调控制系统和储能的能量管理系统，进而实现一次调频联合响应功能。机组协调控制系统负荷分配单元根据储能系统电池SOC值，设计不同频差阶段以及不同频率变化趋势下负荷控制和分配模型，使系统始终满足一次调频动作需求。

3.2 有效动作识别

按照一次调频“两个细则”要求^[21-22]，频差超出调频死区±0.033 Hz（±2 r/min），机组一次调频动作，则机组平均每月一次调频动作可达数百次。“两个细则”中，机组频率扰动同时满足2.1中3个条件，认定一次调频有效动作，并进行在线考核。根据以往考核数据分析，满足电网考核要求的有效扰动不足百次，大部分都是无效扰动。如果单纯依靠机组原有一次调频动作判断方法，即储能系统与机组同步动作，既不利于储能系统的能量利用和使用寿命，也不利于整体提升调频电源点的有效调节能力。

本文主要针对储能系统辅助参与火电机组一次调频进行设计改造，当频差超出调频死区时，火电机组正常响应，若8 s内仅依靠机组响应，频差回到死区内，则储能系统不必要动作，以减少电池的无效能量消耗和寿命减损。若8 s内仍未使频差回到死区内，则判断电网频率可能发生实质性不稳定情况，此时通过储能系统一次调频快速、大幅度动作来维持电网频率稳定，同时也可以通过提高调频电源点的一次调频合格率来降低其考核电量。储能一次调频动作逻辑判断方式见图 4中A区域。

3.3 储能系统一次调频动作量设计

储能一次调频动作触发后，计算储能系统需要动作的负荷值和动作时间长度。控制方式如图 4中B区域所示，图中一次调频动作的负荷量折线函数f（Δn）由现场试验数据拟合所得，f（Δn）拐点如表 1所示。

3.4 一次调频反向闭锁AGC控制设计

为了避免储能一次调频动作期间AGC指令对其反向调节，设计了一次调频动作期间闭锁AGC控制。当储能一次调频动作需增负荷，且机组正在降负荷时，延时6 s发出闭锁AGC指令；当储能一次调频动作需减负荷，且机组正在升负荷时，延时6 s发出闭锁AGC指令。控制方式如图 4中C区域所示。

3.5 机组侧控制策略

通过分析，该电厂2台机组一次调频参考转速基本与电网频率保持同步，无需更换高精度测频装置。利用现有储能系统的主控系统和通信系统，在合理设计DCS侧控制逻辑，避免增加额外设备的前提下设计合理的控制策略。储能系统能量管理平台接收机组协调控制系统负荷分配单元发出的负荷信号，进行电网一次调频动作响应。储能系统负荷信号通过一次调频动作量给出，并结合AGC指令以综合信号形式下发给储能能量管理系统。储能系统接收负荷调节控制框图见图 5。

3.6 储能系统改造

该电厂9 MW/4.5 MWh储能系统已经有6 MW/ 3 MW通过本方案进行优化改造，在DCS侧设置协调控制系统负荷分配单元，优化控制逻辑。优化改造后，储能主控系统仅接收由机组协调控制系统负荷分配单元发出的负荷指令，不对现有的电池系统进行硬件升级改造，也不改变储能系统能量管理平台原有的控制方式，优化改造成本低，便于实施。

4 优化改造效果分析

结合电网一次调频动作特性，按照本设计改造方案对该电厂储能系统进行优化改造后，可高效识别电网发生的实质性频率不稳定情况，进而减少无效动作。

4.1 储能系统一次调频有效动作比例提升

分析优化改造前一次调频动作数据，以2021年6月为例，机组一次调频动作3万多次，总一次调频动作时间99 462 s，电网有效考核次数28次，总动作时间624 s，一次调频有效动作率0.63%。优化改造后，通过有效动作识别，储能一次调频动作次数降至2000次以内，参与调频时间降至5228 s，一次调频有效动作比例由0.63%提升至12%。通过优化后的有效扰动识别，可准确判断有效扰动、减少无效动作。1号机组2021年6月优化前后一次调频有效动作统计结果如表 2所示。

4.2 单次考核电量下降

优化前，机组在每次一次调频有效扰动考核中的平均考核电量为3.04 MWh，优化后单次考核电量下降至1.71 MWh，最低为1.34 MWh。优化前后单次考核电量统计如表 3所示。

4.3 一次调频考核合格率提升

自2021年6月该电厂储能系统优化改造以来，截至2021年10月，根据“两个细则”考核数据分析得出：指标1平均合格率为79%，优化前的半年指标1平均合格率为60%；指标2平均合格率为75%，优化前为51%；指标3平均合格率为59%，优化前为22%。指标1在原基础上提高了33%，指标2在原基础上提高了43%，指标3在原基础上提高了177%。优化后，“两个细则”中3个指标的考核合格率提升效果显著。

对比前一年（2020年）6—10月，“两个细则”考核中整体合格率为24%；优化后，2021年6—10月，考核整体合格率为54%，比优化前整体合格率提高2.3倍。2021年6—10月一次调频电量考核统计如表 4所示。

4.4 效益分析

本设计方案利用储能系统辅助常规火电机组参与电网一次调频控制，并对常规调频控制策略进行优化，大幅提升了电厂整体的一次调频调节性能，显著减少了电网对机组的电量考核。

4.4.1 经济效益显著

（1）优化前，机组在每次一次调频有效扰动不合格考核中的平均考核电量为3.27 MWh，优化后单次考核电量下降至1.71 MWh，最低为1.34 MWh。以上网电价0.38元/kWh计算，每次有效动作不合格考核金额平均值由1243元下降至650元，最低降至509元。

（2）2021年10月，满足“两个细则”考核条件的有效动作127次，动作合格率50%，每次不合格动作考核电量1.7 MWh，总考核电量215 MWh，以上网电价0.38元/kWh计算，折合人民币仅约8.1万元；若以优化前动作合格率计算，10月份127次有效动作考核电量约为703 MWh，折合人民币高达26.7万元。

4.4.2 安全性能提高

为了满足电网一次调频考核要求，目前常见的改进方法是通过在汽轮机数字电液控制系统（Digital Electric Hydraulic Control System，DEH）中设置机组一次调频动作初始值并降低转速不等率，单纯依靠火电机组实现一次调频动作过程中负荷的快速响应和大范围调节。本次优化以储能系统的负荷吞吐代替机组负荷调节，充分利用储能系统快速调节作用，进而有效避免了机组由于负荷频繁、大幅度波动造成安全性能和能效水平的下降，提高了并网发电机组安全稳定运行能力，提升了机组效率。

4.4.3 消纳能力增强

采用本方案对储能系统优化改造后，提高了火电机组参与电网快速、持续调频能力，可有效平抑新能源波动，维持电网频率稳定，增强了电网对风电等新能源的消纳能力，社会效益明显。

5 结束语

本设计方案可让内蒙古某电厂现有的调频储能系统参与电网一次调频调节，进而提高机组整体响应电网一次调频的能力，降低“两个细则”对其月度电量考核。通过实际应用，该电厂2台机组均具备储能系统参与一次调频调节的能力，机组与储能系统的联合一次调频调节能力得到全面优化提升。同时，基于该电厂调频运行的实际情况，针对储能系统参与一次调频优化的相关控制方案和控制参数进行了研究设计，并将研究成果成功应用于生产实践，显著提高了该电厂2台机组参与电网快速、持续调频的能力，同时增强了电网的频率稳定性。