引言为了实现双碳转型，需要加快构建以新能源为主体的新型电力系统。《“十四五”现代能源体系规划》明确“十四五”是推进能源低碳转型的重要窗口期，必须协同推进能源低碳转型与供给保障，加快能源系统调整以适应新能源大规模发展，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。天津“十三五”期间积极推进能源结构转型发展，根据《天津市能源发展“十四五”规划》，与2015年的数据相比，2020年煤炭占能源消费总量比重由40.8%下降至34.1%，天然气占比由10.2%提高至19.6%，非化石能源占比由2.7%提高至7.7%。大量的新能源机组并网给电网的安全稳定运行造成压力。在频率安全稳定运行控制中，新能源机组输出功率具有强不确定性，导致电力系统运行有功功率不平衡现象严重；由于新能源机组通过电力电子设备与电网解耦，难以提供频率响应能力，高度渗透的可再生能源挤占了传统机组的发电空间，造成频率响应能力主要来源的常规机组上网占比降低，导致系统整体的频率响应能力降低。天津通过大力推进燃气电厂建设，增加电网灵活性调节能力，以应对新能源的大力发展需要。天津某燃气电厂一次调频考核量不断加大，考虑电储能系统具有毫秒级精确控制充放电功率的能力，在新能源配套、辅助调频等方面已取得大规模应用。以天津某燃气电厂为例，计划建设1套电储能系统辅助联合循环机组优化一次调频性能，分析系统整体效益。1研究对象天津某燃气电厂总装机2×200 MW，两台燃机2×136 MW、两台汽机2×65 MW。燃机、汽机各带1台发电机组。电厂隶属天津电网，调度归属权属于天津地调，不参与华北总调的AGC调频，但是参与天津地调的一次调频，需要执行《华北区域并网发电厂“两个细则”》。细则中明确一次调频辅助服务的考核方法：（1）机组一次调频性能考核包括15 s/30 s出力响应指数考核以及电量贡献指数考核，每项考核均包括小扰动考核和大扰动考核，其中电网最大频偏不超过0.06 Hz为小扰动，电网最大频偏大于0.06 Hz为大扰动；（2）燃气机组15 s出力响应指数小于75%，30 s出力响应指数小于100%，电量贡献指数小于75%均为不合格。燃机-汽机负荷分配一般采用燃机主动响应机组负荷指令、汽轮机跟随的方式，联合循环机组的负荷变化速率主要取决于燃机。燃机负荷变化引起余热锅炉蒸汽热负荷变化，变化具有较大延迟。汽机的调门大部分情况下保持不变，所以汽机的负荷基本随余热锅炉蒸汽热负荷变化而变化。联合循环机组中燃机和汽机之间存在复杂的耦合关系，易导致系统出现过调现象。电厂发电机组2020年一次调频考核电量如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.016.T001表1电厂发电机组2020年一次调频考核电量项目1#燃机2#汽机3#燃机4#汽机总计795.59875.94611.19976.951月73.4493.6067.7393.212月190.94246.48147.70248.433月53.8666.6931.8241.734月001.637.805月0012.2414.046月41.6238.6113.0620.287月56.3046.8062.0298.288月31.8221.0657.1281.909月64.4670.5981.60156.0010月146.06147.8132.6450.3111月106.90112.3276.70131.4312月30.1931.9826.9333.54MWh分析联合循环机组的一次调频考核结果，燃机考核情况较严重的原因为燃机在低频差（±0.05 Hz左右）范围内调频性能不佳，表现为电量贡献指标较差，15 s、30 s响应指数过调，主要与燃机汽机之间复杂的耦合控制参数、一次调频及AGC调频控制策略设置有关。目前，电厂两台燃机电量贡献指数不足，所占考核比重较大，表现为在小频差扰动下电量贡献指数不合格次数的数值过大。经统计，贡献指数不合格主要出现在负荷变动期间，可能存在负荷上下波动与调频负荷要求出现反向调整情况。汽机被考核的原因与其运行特性有关，汽机在调门全开状态下无法进行相应频率波动情况下的负荷增减动作，因此只要网频出现波动，汽机一次调频效果即会被考核。针对电厂一次调频考核严重问题，计划以电厂1#燃机、2#汽机为研究对象，研究基于燃气-蒸汽联合循环机组的一次调频改善技术方案，优化调频设备配置及控制逻辑设计，以加强机组一次调频性能，加快机组在网频波动时的负荷增量响应速度，提升负荷贡献率，减少一次调频考核量。其中，燃机采用优化控制逻辑及加装同源调频装置、汽机采用配置电化学储能装置等技术手段提升一次调频性能。2电储能配备2.1储能电池选型目前，主流电化学储能技术包括铅酸电池、锂离子电池、液流电池和钠硫电池等，不同电化学储能技术的性能特点和经济性不同，一种技术无法同时满足循环寿命、可规模化、安全性、经济性和能效等5项储能关键技术指标。不同类型储能电池性能比较[1-2]如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.016.T002表2不同类型储能电池性能比较储能技术锂离子电池铅酸电池液流电池钠离子电池循环效率/%90~9575~9075~8590~95能量密度/(Wh/kg)75~20030~5080~130100~180放电持续时间/min1~3001~18060~1 2001~300循环次数/次4 000~6 0001 000~3 0008 000~120002 000~3 500使用寿命/a5~155~1510~155~10能量成本/(元/kWh)1 000~3 000300~13004000~8000—成熟度成熟成熟示范示范铅酸电池、锂离子电池是目前发展较快、有望率先带动储能商业化的电化学储能技术。其中，铅酸电池属于能量型电池，主要用于用户侧调峰储能电站；锂离子电池属于功率型电池，主要用于发电侧调频储能电站。锂离子电池具有能量密度大、工作温度范围宽、无记忆效应、可快速充放电、环境友好等优点，广泛应用于各类电子产品、新能源车和电化学储能等领域。与动力锂电池相比，储能用锂电池对能量密度的要求较为宽松，但对安全性、循环寿命和成本的要求较高。现阶段各类锂离子电池中磷酸铁锂电池较适用于储能的技术路线，目前大部分已投建的锂电储能项目均采用磷酸铁锂电池。钛酸锂电池因其具有超长的循环寿命，受到广泛关注，随着未来技术成本降低，有望在储能领域实现规模化应用。2.2储能系统容量分析。据统计，2#机组承受的最大频偏为0.052 Hz，其额定功率为65 MW，转速不等率为4%。根据两个细则要求，理论最大出力调整量按照小扰动最大频率偏差计算，测算电池容量最大功率为0.618 MW。不考虑机组运行特殊情况，考虑电池性能衰减等因素，储能配置容量适度冗余，故项目的储能系统设计功率为1 MW可满足系统一次调频性能要求。按照历史运行数据可知，2#汽机每个月考核次数约100次，储能系统需要在2#机组不满足考核要求的情况下参与一次调频，因此每月需要储能参与一次调频的次数约100次。两个细则要求调频持续时间最长为60 s，为了使储能系统尽量满足一次调频要求，储能系统的充放电持续时间按照每次60 s计算。项目设定储能的容量可满足系统单方向充电或放电20次的电量，且设定系统正常运行的SOC的最大值和最小值为0.8QSOC和0.2QSOC，则系统配置容量为0.688 MWh。考虑储能系统充放电效率，项目实际配置电量为1 MWh，能够满足改善系统一次调频性能的要求，有效延长储能电池的使用寿命。2.3运行模式电池储能参与电网调频的原理如图1所示。储能电池通过模拟传统机组的下垂控制特性参与电网调频[3]，在调频死区储能电池处于待机状态；负荷减少或发电机组有功输出增加，系统频率大于f1时，多余的电能会储存在电池中，抑制电网频率的上升，系统频率高于储能调频上限fu时，储能以额定功率充电；负荷增加或发电机组有功输出减少，系统频率小于f2时，储存在电池中的能量释放，抑制电网频率的降低，系统频率低于储能调频下限fd时，储能以额定功率放电。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.016.F001图1电储能参与电网调频的原理电储能参与电网一次调频的核心是在保证电网调频需求的基础上，对储能电池系统级芯片(SOC)进行精细化管理。在调频死区内设置SOC动作阈值，保证双向调节，实现购售电交易，同时有效减少电池循环充放电次数和深度充放电，从而有效延缓电池老化。通过延缓电池老化、减小偏差电量有效降低了储能系统在全寿命周期内的置换投资成本和惩罚成本。δSOC.max、δSOC.min分别表示储能系统可充放电的最大和最小SOC值，δSOC.high、δSOC.low分别表示储能系统可正常参与调频的最大和最小SOC值。控制策略具体控制过程如下：（1）调频模式。f49.967 Hz且δSOCδSOC.min时，储能电池放电以遏制频率下降；f50.033 Hz且δSOCδSOC.max时，储能电池充电以遏制频率上升。t时段的需求功率Porder(t)由功率-频率特性得到，电储能系统实际充放电功率Pact(t)=Porder(t)。（2）惩罚模式。f49.967 Hz且δSOC=δSOC.min时，由于电池系统的SOC达到最低限制而难以提供调频服务；f 50.033 Hz且δSOC=δSOC.max时，由于SOC达到最高限制而难以提供调频服务。此时电池系统实际充放电功率Pact(t)=0，偏差功率为Porder(t)，联合循环机组根据偏差电量接受经济惩罚。（3）购电模式。49.967 Hz≤f≤50.033 Hz且δSOC.minδSOCδSOC.low时，电网需求功率Porder(t)=0。电池系统以购电功率Pbuy自电网购买电能，实际充电功率Pact(t)=Pbuy，电储能系统根据购电量向电网支付购电费用。（4）售电模式。49.967 Hz≤f≤50.033 Hz且δSOC.highδSOCδSOC.max时，电网需求功率Porder(t)=0。系统以售电功率Psell向电网出售电能，实际放电功率Pact(t)=Psell，电储能系统根据售电量获取经济收益。（5）待机模式。当49.967 Hz≤f≤50.033 Hz且δSOC.lowδSOCδSOC.high时，电储能系统处于待机模式，既不参与调频运行，也无须进行购售电操作，Pact(t)=0。电储能系统参与一次调频控制策略如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.016.F002图2电储能系统参与一次调频控制策略3工程实施方案计划建设2套500 kW/500 kWh储能电池堆，分别经过500 kW变流装置，通过1台1 000 kVA升压变升压至6 kV，两回路汇流后经电缆接至储能并网计量柜，与厂用6 kVⅡ段母线并网。（1）电堆。电芯拟采用磷酸铁锂电池，280 Ah/3.2 V的电池单体，16个电池单体构成1个电池PACK，每簇电池包含13个PACK，3簇电池组成1个电池堆接入1台500 kW的PCS。（2）储能变流器。储能变流器(PCS)由DC/AC双向变流器、控制单元等设备构成。PCS控制器通过通信接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现配合发电机组，快速响应，实现对频率的调节。同时PCS可通过CAN接口或RS232/485与BMS通信、干接点传输等方式，获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。（3）电池管理系统。电池管理系统(BMS)为三级网络架构，每个电池箱由电池管理单元(BMU)管理16串电池，BMU负责对电池进行单体电压、温度采集，均衡等功能。BMU采用CAN总线方式通信，电池的单体信息（单体电压、温度及单体SOC）由BMU实现数据对上发送。每个电池簇配置1个电池组控制单元(BCMU)，对电池簇进行总电压、电流采集及电池簇接触器控制，并对上进行数据通信（CAN通信）。每套电池单元配置1个电池管理系统人机界面(BAMS)，对BCMU上传的电池信息进行处理，具有显示、设置参数、故障报警、数据记录等功能，并与逆变器和监控后台通信。（4）监控系统。监控系统采用两级架构方式，依次为站级监控层和就地监控层。站级监控系统完成全站数据监控、能量管理、五防、与电厂控制室通信功能，完成集装箱储能单元的数据监视。监控系统采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成，层与层之间相互独立，网络传输速率≥100 Mbit/s。站控层网络负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。硬件设备、数据链路采用双重化星形以太网。间隔层设备采用双重化星形以太网接入双重化站控层网络，间隔层设备直接与站控层通信，在站控层网络失效的情况下，间隔层能独立完成就地数据采集、监测和断路器控制功能。4投资估算及效益分析项目计划建设2套500 kW/500 kWh级电储能系统，系统总投资约480万元，其中储能系统250万元，同源调频设备70万元，辅助配套设备60万元，电缆40万元，土建施工费用40万元，安装调试费用20万元。电厂2019年、2020年的一次调频考核费用分别为222万元、214万元。按照降低考核费用70%标准测算，预计单套系统年减少损失109万元，项目回收期4.41年，项目经济效益显著。目前国内采用电储能参与一次调频的项目较少，多数研究成果对运行控制机理的考虑过于复杂，导致实际控制可实现性和可操作性较差，距离工程实用化仍具有一定差距。项目建立参与燃气-蒸汽联合循环机组一次调频的电储能模型及控制策略，可满足面向工程应用的实用化控制策略，具有迫切的现实需求，极大地促进电储能参与电网一次调频的发展。5结语我国要在“十四五”时期构建以新能源为主体的新型电力系统，对电网的调峰及稳定性提出了更高要求以应对新能源出力与负荷波动的双重不确定性，新型储能系统迎来发展机遇。按两个细则具体考核要求，天津地区部分燃气热电联产项目接受一次调频考核。项目从天津某燃气电厂实际一次调频现状出发，建立电储能系统辅助燃气-蒸汽联合循环机组一次调频模型，并开展相关工程设计及工程示范，示范项目的建设通过储能系统充放电策略有效提高机组发电响应能力及灵活性，降低电厂现有一次调频考核值，具有显著的经济效益和社会效益。项目可以作为燃气-蒸汽联合循环机组辅助调频的典型案例，在我国京津冀、长三角、珠三角等调峰资源较为匮乏、燃气电厂较多的地区有效推广。