提升調頻水電站AGC響應時間性能的水儲協同控制策略

三梅英，姚洋陽，邱亞鳴，秦會會

(1.黃河上游水電開發有限公司，青海 西寧 810000；2.上海明華電力科技有限公司，上海 200090；3.黃河上游水電開發有限公司拉西瓦發電公司，青海 貴德 811700)

0 引言

在 “雙碳”目標的大背景下，我國正在加快建設以新能源為主體的新型電力系統[1-2]，新能源裝機及發電占比不斷提高，電網調頻壓力越來越大[3]，對傳統電源調頻能力提出了越來越高的要求[4-5]。西北電網是我國新能源占比最高的區域電網，其《并網發電廠輔助服務管理實施細則》《發電廠并網運行管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”)要求水電機組自動發電控制(automatic generation control，AGC)響應時間須小于10 s，且響應時間合格率不足98%會被考核[6]。目前，西北電網調頻水電站響應時間考核面對的形勢較為嚴峻，其中第一調頻水電站2022年AGC被考核910萬元，比2021年上漲30%。

目前，對水電AGC控制策略優化的研究主要集中在機組效率、響應速率及AGC與一次調頻協同控制方面[7-8]。李濱等將AGC響應速率與響應精度引入經濟目標函數，建立了基于“兩個細則”的水電廠AGC最優控制策略模型[9]。常輝對AGC穿越振動區策略進行了優化，增加小負荷分配策略，提升了水電機組運行穩定性和經濟性[10]。胡翔等基于變步長求解器，構建了水電機組調速及監控系統的數學模型；結合剛性水輪機模型，提出一次調頻與AGC協同策略模型，顯著提升機組調頻能力[11]。然而對提升AGC響應時間方面的研究較少，基本都采用調節開度脈沖時長的方法[12-13]，對于調節頻繁的第一調頻水電站，該方法只能在一段時間內有效提高AGC響應時間性能，隨著機械磨損的加劇，AGC響應性能會進一步下降，而開度脈沖時間不能無限加長，需要尋求更有效的方法提升AGC性能。

本文以西北電網第一調頻電廠某水電站為例，分析電站運行特性及電站考核情況，研究水儲協同配置方案及控制策略，并進行水儲協同經濟性分析，通過水儲協同方法提高水電站AGC性能，大幅度減少AGC響應時間考核，提高水電站經濟效益。

1 某電站考核情況及運行特性分析

1.1 電站“兩個細則”考核情況

某水電站共6臺機組，總裝機容量4 200 MW，是黃河流域裝機容量最大的水電站，在西北電網承擔第一調峰、調頻任務，機組AGC投單機調頻模式，當系統頻率超出±0.02 Hz時，由調度側主站發出調節指令進行機組有功調節，控制系統頻率在50 Hz±0.02 Hz范圍之內。近年來“兩個細則”考核問題較為嚴峻，主要原因是AGC響應時間合格率欠佳。該水電站2021—2022年AGC考核情況如圖1所示，2022年相較于2021年考核問題更為嚴峻，最高一個月被考核97.8萬元。

圖1 某水電站2021—2022年AGC考核情況

2022年2月份電站6臺機組AGC各分項考核情況見表1，所有機組可用率、調節速率均滿足“兩個細則”要求，未受到考核。除最新投運的4號機組外，其余機組響應時間合格率均未達到“兩個細則”要求的98%，受到不同程度考核，其中3號和6號機組考核分數占比最高，分別為192.20分、249.94分。

表1 2022年2月電站AGC各分項考核情況

1.2 電站AGC運行特性

由于西北電網新能源能源占比不斷提高，第一調頻水電站調節任務日益繁重，AGC日調節頻次大幅度增加，導致水輪機導水機構各傳動件加速磨損，機械死區變大，調節性能降低，響應時間增加。此外，短時間內反向功率指令、尾水壓力脈動等原因都造成電站AGC響應時間合格率達不到西北電網“兩個細則”98%的要求，考核分數居高不下。

電站機組基本一直保持并網運行狀態，每臺機組同一時刻接收電網的AGC調度指令，動作方向均一致。對電站2022年1月份典型日AGC響應時間進行統計發現，2臺機組在同時刻AGC響應時間被考核的次數為142次，3臺機組在同時刻AGC響應時間被考核的次數為11次，4臺機組在同時刻AGC響應時間被考核的次數為3次，主要是部分性能差的機組響應被考核概率高，3臺及以上機組在同時刻AGC響應時間被考核的概率較低。

圖2為電站機組2022年1月AGC響應時間分布概率，AGC響應時間不合格的工況中，響應時間11～14 s的工況占比較大，響應時間大于17 s的工況占比很少。

圖2 電站機組2022年1月份AGC響應時間 分布

2 水儲協同配置方案及控制策略

2.1 儲能選型及參數配置

2.1.1儲能選型

鋰電池是目前技術比較成熟，且發展勢頭最為迅猛的電儲能方式[14]。近年來，行業內對于儲能電池的選擇普遍轉向磷酸鐵鋰電池，磷酸鐵鋰電池在國內儲能市場占據主導地位[15]。綜合考慮安全、性價比等因素，儲能可選用磷酸鐵鋰電池。

鑒于第一調頻水電站AGC響應時間不滿足要求而受到“兩個細則”考核，在選擇配套儲能時主要考慮儲能對AGC響應時間的改善。西北電網“兩個細則”中對AGC響應時間的定義是自AGC指令開始變化時刻起，至機組實際負荷開始變化，變化幅度超過負荷穩態偏差允許范圍(水電機組穩態偏差指不超過裝機容量的±1%)，并在趨勢上不再反向的時刻之間的時間差。水電機組的AGC響應時間要求小于或等于10 s。AGC響應時間按照響應時間月度合格率進行考核，要求不低于98%。

調頻電站水儲協同的主要功能是，在AGC指令下達接近10 s且機組出力變化幅度還沒有超過穩態偏差時，用電儲能進行出力調節，將AGC響應時間控制在10 s以內，以減少AGC響應時間考核。

2.1.2相關參數選擇

1)充放電功率。電站AGC響應時間基本都能控制在17 s以內，儲能需要支撐的時間只需要秒級，待水電機組出力變化超過穩態偏差之后就可以逐漸退出。然而對儲能功率要求較高，電站共6臺機組，每臺機組裝機均為700 MW，穩態偏差達7 MW，儲能最高充放電功率需達到穩態偏差7 MW。

2)電池倍率。電池倍率越大，發熱和極化越嚴重，電池壽命越短；此外，循環放電的程度越深，電池老化也越快[16-17]。2C系統單位造價比1C儲能系統高，但2C系統總體造價比1C儲能系統低30%左右，目前應用于工程領域的磷酸鐵鋰電池普遍不超過2C。綜合考慮成本、生命周期、安全等因素，2C倍率的磷酸鐵鋰電池最合適。

3)電池容量。該電站主要是部分性能差的機組響應被考核概率高，3臺及以上機組在同時刻AGC響應時間被考核的概率較低，綜合考慮場地和成本，配備2套電儲能系統最適宜，可同時對兩臺機組的AGC響應時間進行優化?？紤]到運行靈活性，每套儲能裝置安裝3套切換閘刀，這樣每套儲能裝置可以通過切換供不同機組調用。此外，電池有一致性問題[18]，性能最差的電芯決定系統性能，為不讓電芯倍率超過設計倍率，電池容量須留有一定裕度。綜上，可配置2套7 MW/3.5 MW·h的儲能裝置。

2.1.3磷酸鐵鋰電池性能試驗數據

表2為某品牌磷酸鐵鋰電池性能試驗數據，Pn為額定功率。除充電轉放電工況外，其余工況的純延時時間均在80 ms以內，充電方向轉放電方向的純延遲時間稍長(達150 ms)，但仍為秒級響應。調節時間最長不超過250 ms，在秒級內即可達到穩態功率。因此，儲能協同水電機組進行AGC調節時，留有1 s的時間裕度，足以完成充放電準備工作。

表2 某品牌500 kW/1 MW·h磷酸鐵鋰電池 性能試驗數據

2.2 水儲協同控制策略

實際運行過程中，儲能與機組之間的刀閘無法頻繁切換，優先對AGC性能相對差的機組進行調節，也可根據實際需要進行切換。機組優先級可以根據AGC響應性能進行排序，日均AGC響應時間合格率越低，則優先級越高。每臺機組與對應的儲能設備之間均設置閘刀，方便機組檢修或停機時進行儲能鏈路切換?？紤]到線路越長，虧損越大，優先匹配距離機組位置近且條件具備的電儲能系統。

水儲協同控制策略流程如圖3所示，系統實時監測投用儲能回路機組的AGC指令變化情況，當AGC指令變化后開始計時，當計時到第9 s時若機組功率變化未越過穩態偏差，則會發出該機組的儲能請求調用指令。

圖3 水儲協同控制策略流程

若電網頻率降低，要求機組AGC增負荷，機組在AGC指令下發第9 s時功率變化幅度未向上越過穩態偏差，儲能在第9 s即開始發送放電指令，放電功率為機組變化欠穩定偏差的部分；此外需要滿足整體功率不下降的條件，待機組自身出力變化越過穩態偏差之后，儲能退出放電模式。若電網頻率升高，要求機組AGC減負荷，機組在AGC指令下發第9 s時功率變化幅度未向下越過穩態偏差，儲能在第9 s即開始發送充電指令，充電功率為機組變化欠穩定偏差的部分；此外需要滿足整體功率不升高的條件，待機組自身出力變化越過穩態偏差后，儲能退出充電模式。若儲能響應10 s之后機組功率變化幅度還沒越過穩態偏差，則退出電儲能調用，避免儲能浪費，機組延時時間超過17 s的概率不大，對延時時間超過17 s的工況進行調節意義不大。充放電過程中為防止電池過功率充放電影響電池壽命，設置電儲能充放電上限功率7.5 MW。

2.3 水儲協同建模仿真

按照上述策略用Simulink軟件進行建模仿真，模型如圖4所示。其中，PowerCMDWithTime為單機AGC指令，PowerWithTime為單機實測功率反饋。通過Transport Delay1和Add2計算單機AGC指令變化量，通過Triggered Subsystem和Add5計算實際功率變化量。當Triggered Subsystem1檢測到AGC指令出現變化時，會對當前功率變化量進行判斷：如果大于穩態偏差，則輸出0；否則將當前功率實際變化量與穩態偏差的差值通過Switch1變量輸出，并通過Integrator對欠穩態偏差Switch1非零的時長進行統計。當時長在9～17 s時，Matlab Function會將欠穩態偏差Switch1作為電儲能的負荷設定值指令下發，并通過純延遲環節Transport Delay和一階慣性環節Transfer Fcn2模擬電儲能的響應特性。最終機組的總功率反饋由水輪機出力和電儲能出力通過Add 1疊加得到。

基于上述水儲協同仿真模型對電站的真實運行曲線進行優化，優化前后功率曲線如圖5所示?？梢钥闯?，經過水儲協同模型優化，AGC響應時間得到明顯優化，控制在10 s以內，可以有效緩解電站AGC響應時間考核嚴峻的現狀。

圖4 水儲協同建模仿真模型

(a)電儲能仿真功率

(b)優化前后功率

對2022年2月響應時間不合格的各機組進行儲能優化調節仿真，優化前后相關機組AGC響應時間合格率見表3?？梢钥闯?，優化后機組月度AGC響應時間合格率均提高到98%以上，滿足西北電網“兩個細則”的考核要求。

表3 優化調節前后AGC響應時間合格率 %

3 水儲協同經濟性分析

3.1 經濟測算的前提假設

1)投資成本。鋰電池的初始投資成本因項目區別有一定差異，假設初始投資單位成本為2.5元/(W·h)，總投資成本1 750萬元。隨著儲能技術日益成熟，鋰電池投資成本還有一定的下降空間。

2)年度運維成本。運維成本包括電站運營期間的燃料動力費，以及為維持電站運營所必須的零部件更換、系統維護、人工費等費用[19-20]，此類成本根據儲能類型的不同大致占初始投資成本的1%～10%。鑒于鋰離子電池儲能電站普遍采用遠程監控與定期巡檢相結合的方式，人工費用相比其他電池類型低，假設運維成本占初始投資成本的4%。

3)系統殘值率。磷酸鐵鋰電池相較其他類型電池回收價值較低，假設其系統殘值率為5%。

4)系統壽命。鋰電池循環壽命為3 500～5 000次，以2022年1月電站考核情況作為參考計算，若給AGC響應性能較差的3號和6號機組調用儲能，月均循環次數25次，假設其循環壽命為4 000次，則系統壽命約10年。

5)系統收益?；?022年2月AGC響應性能最差的3號、6號機組的考核情況，若延時17 s以下的工況均通過儲能調節降至10 s以內，則配置儲能后2臺機組AGC響應時間月度合格率均達98%以上，每月可減少考核分440分，每年可換算成收益528萬元，每年折算成現金流入528萬元。

6)其他。假設放電深度90%，儲能循環效率88%，壽命終止容量75%。

3.2 投資及貸款情況

在上述假設邊界條件的基礎上，對第一調頻電站水儲協同項目進行簡要投資測算，采用等額本金方式償還貸款，貸款利率4.9%。相關投資及貸款情況數見表4。

表4 水儲協同系統投資及貸款情況

按上述條件計算出的內部收益率達18.7%，投資回收期為4.5年，但仍存在一些不穩定因素：一是，每月收入不穩定，加裝儲能之后，每年減免考核費用不足470萬，內部收益率將小于10%，若每年減免考核費用不足413萬，內部收益率將變為負值；二是，電池壽命是一個不穩定因素，電站調頻頻繁，短時間頻繁淺充淺放對電儲能壽命的影響有待考量。

4 結語

西北電網新能源占比高，近年來第一調頻水電站被考核問題日益嚴重，最主要原因是AGC響應時間合格率偏低，常規增加開度脈沖時間的方法不能從根本上解決問題。采用水儲協同的方法可以有效提升電站AGC響應時間性能。本文對調頻水電站運行特性和考核情況進行分析發現，2臺以上機組同時被考核的概率較小，且AGC響應延時時間基本在17 s以內?；谝陨咸匦?，提出儲能選型及配置方案，研究提升AGC響應時間性能的水儲協同控制策略，配置2套儲能設備同時對2臺機組進行調節，通過電氣閘刀可以進行儲能鏈路切換，僅對響應時間在17 s以內的工況進行補償調節，并在Simulink平臺進行了建模，對電站實際運行曲線進行優化仿真計算。

以上研究結果表明，通過水儲協同優化，電站實際AGC運行曲線得到明顯優化，儲能可以及時對機組負荷進行調節，將響應時間控制在10 s以內。此外，基于假設經濟邊界條件，對水儲協同方案進行經濟性分析，以2022年2月AGC性能最差的2臺機組作為參考，若每月少考核440分，則內部收益率達18.7%，可以有效改善電站AGC響應時間被考核嚴峻的現狀，提升電站的經濟效益。