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第第 39 卷卷 第第 7 期期 电电 力力 科科 学学 与与 工工 程程 Vol.39,No.7 2023 年年 7 月月 Electric Power Science and Engineering Jul.2023 基金项目：国家重点研发计划（2017YFB0902100）。DOI:10.3969/j.ISSN.1672-0792.2023.07.006 电池储能参与循环流化床机组AGC 协同优化策略 孟兴丽，刘鑫屏（华北电力大学 控制与计算机工程学院，河北 保定 071003）摘 要：电池储能参与机组自动发电控制（Automatic generation control，AGC）时，储能系统与机组原有控制系统相互独立运行难以实现整体性能最优。针对此问题提出了电池储能与协调控制系统的协同优化策略。在建立 AGC 补偿收益、电池储能损耗成本和锅炉蓄热利用成本模型的基础上，依据实际 AGC 指令变化情况归纳出的 6 种典型 AGC 指令变化模式，分别对电池储能和蓄热同时利用、先利用蓄热再调用电池储能等协同优化策略的控制效果和综合成本进行分析。实验结果表明，先利用锅炉蓄热至蓄热利用率达 50%后再调用电池储能综合收益最优，且该方案便于工程实践。关键词：自动发电控制；电池储能；锅炉蓄热；协同优化策略 中图分类号：TM761 文献标识码：A 文章编号：1672-0792(2023)07-0053-08 Collaborative Optimization Strategy of Battery Energy Storage Participating in Circulating Fluidized Bed Boiler Unit AGC MENG Xingli,LIU Xinping(School of Control and Computer Engineering,North China Electric Power University,Baoding 071003,China)Abstract:When battery energy storage participating in the unit AGC,the energy storage system and the original control system of the unit cannot operate independently to achieve the optimal overall performance.To solve this problem,a collaborative optimization strategy of battery energy storage and coordinated control system was proposed.On the basis of establishing the models of AGC compensation income,battery energy storage loss cost and boiler heat storage utilization cost,6 typical AGC instruction change models are generalized according to the actual AGC instruction change,the control effect and comprehensive cost of these collaborative optimization strategies of battery energy storage and heat storage are analyzed respectively including using battery energy storage and heat storage at the same time and using heat storage before battery energy storage.The results show that the comprehensive benefit of using boiler heat storage until the heat storage utilization rate reaching 50%and battery energy storage is optimal,and the scheme is convenient for engineering practice.Key words:automatic generation control;battery energy storage;boiler heat storage;collaborative optimization strategy 54 电电 力力 科科 学学 与与 工工 程程 2023 年 0 引言 随着电力系统能源结构调整，可再生能源实现规模化并网。太阳能发电、风电具有较强的间歇性和随机性，且其发电功率不可控，导致新能源发电消纳问题日益突显，这对火电机组的灵活性、负荷深度和调节速率提出了更高要求1,2。风电、光伏负荷波动强烈。典型风电场在1 min内的负荷变化可达到 10%3,4。火电机组负荷响应速率在每分钟 0.015Pe（Pe为额定有功功率）左右。特别是循环流化床机组，在一般情况下其负荷响应速率只有每分钟 0.01Pe。与风电功率快速波动相比，火电调频能力明显不足，这将导致电网频率在标准电网频率波动范围的上下限之间频繁波动。为保证系统运行稳定，需要实施一次调频补偿、AGC 补偿及转动惯量补偿等策略。为调动火电机组调频积极性，华北能源监管局出台了针对火电机组的调频补偿措施华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则 和 并网运行管理实施细则（简称，两个细则）。火电机组可通过技术改造、优化控制方式来提高AGC 负荷响应速率5。文献6,7提出利用热网蓄热提高机组负荷响应速率；文献8采用凝结水节流改善了机组调节初期的快速响应能力。限于热力发电设备工作原理，单靠挖掘设备自身潜力提升 AGC 响应性能受到局限，部分电厂开始外加储能来改善功率响应速率。文献9,10研究结果表明，电厂加装储能系统可获得良好的调频性能和经济效益。为充分发挥储能辅助火电机组调频的优势，一部分学者对调频需求进行分解，高频分量由储能来承担，低频分量由火电机组来承担11；但在该方式下储能频繁动作会造成储能寿命损失，从而影响经济性。有学者在原机组 AGC 基础上对储能控制策略进行研究。文献12在考虑储能电池荷电状态的基础上设计了储能输出控制策略，有效提高了机组 AGC 性能；文献13根据综合调频性能指标计算方式提出了储能分时段控制策略，提高了电厂参与辅助服务的经济性；文献14对储能采用满补偿策略来辅助机组调频，使火电机组AGC 性能显著提升。在以上文献中，电池储能系统的加入并不影响火电机组的出力情况，储能系统与机组原有控制系统各自独立地对 AGC 指令进行响应，两者之间缺乏协调机制。经研究发现，因双方缺乏协调相互抢负荷而导致整体出力过剩或出力受限的情况时有发生。鉴于此，考虑火电机组、电池储能在 AGC 过程中产生的损耗成本及电厂参与调频服务的实际收益，本文对 AGC 过程中的综合成本进行建模，并设计了协同机制，结合电池储能系统与火电机组的特点使二者互相配合，合理承担 AGC 指令变化，以获得更好的运行效果。1 收益计算原则 1.1 AGC 补偿收益 本文不考虑现货电能量交易，故调频市场收益只计算调频里程收益，即 AGC 补偿收益。AGC补偿收益会受到调频里程出清价格的影响。按照收支平衡原则，市场主体需要按机组容量支付调频服务分摊费用，然后电力调度机构根据调频里程排序价格来制定市场统一的出清价格。显然，出清价格会在一定范围内波动。因此，结合实际情况并参考行业标准，本文设定调频里程出清价格为 8 元/MW。华北电网“两个细则”中规定，调频机组在调频过程中可获得的 AGC 补偿收益为：1pAGC(ln1)FDKY （1）式中：D 为调频里程；Kp为综合调频性能指标；YAGC为调频里程出清价格。综合调频性能指标 Kp的计算方法为：p123KK K K （2）式中：K1为调节速率指标；K2为响应时间指标；K3为调节精度指标。如果 K1、K2、K3的值大于 1.5，则取 1.5 参与计算。调节速率指标 K1计算公式为：N1max0.1,2vKv （3）式中：vN为AGC单元标准调节速率，向上/下调节时取正/负值，MW/min；v为发电单元实际调节速率，MW/min。第 7 期 孟兴丽，等：电池储能参与循环流化床机组 AGC 协同优化策略 55 如果K1的值小于0.1，则取0.1。对于循环流化床AGC单元，vN取机组额定有功功率的1%。响应时间指标K2和调节精度指标K3的计算公式详见华北电网“两个细则”15。1.2 电池储能寿命损耗成本 在锂离子电池的运行过程中，放电深度、充放电电流、温度、过充（放）是影响其寿命的主要因素。其中充放电电流影响的是电池的内部工作温度。储能的外部工作温度通常由温控设备来控制，因此一般忽略外部工作温度对储能寿命的影响。在实际工业应用时，通常以功率来度量储能系统的能量交换能力，且认为放电功率和电流在电池充放电过程的大范围内近似呈正比16。本文利用放电功率来体现放电电流对储能寿命的影响。结合储能系统的等效循环寿命模型16，储能设备的寿命损耗成本可表示为：1avginiAAB,L21RRRR()exp(1)uPCDDFukLDDP（4）iniERPRCk Ek P （5）式中：Cini为储能系统的初始投资成本，元；DR、PR分别为额定放电深度和额定放电功率；LR为标准循环条件下的电池循环寿命；u1、u2为拟合系数；DA为实际放电深度；Pavg为电池输出的平均功率；k1为电流修正系数；kE为电池单位容量成本，万元/MWh；kP为电池单位功率成本，万元/MW；ER为储能系统额定容量，MWh。储能设备的寿命损耗成本与电池放电深度、放电功率的关系图如图1所示。图 1 储能寿命损耗成本 Fig.1 Energy storage loss cost 考虑到过充、过放会使电池彻底失效甚至发生爆炸，所以本文以惩罚函数的形式来描述其对储能造成的影响。当电池荷电状态超过安全工作区域时，产生惩罚费用：minmaxmax(0,)max(0,)fcSSSS（6）式中：S为储能电池荷电状态；Smax、Smin分别为储能电池荷电状态的上、下限；c为惩罚系数，其值根据电池实际工作中荷电状态超出限值的程度来确定，当电池工作在安全荷电状态区域时，c=0。综上，储能设备的综合损耗成本可表示为：BB,LFFf （7）1.3 火电机组蓄热利用损耗 循环流化床锅炉燃烧方式独特。由于炉内存在大量循环物料，所以热能释放滞后的特点将导致机组响应迟缓。考虑循环流化床锅炉蕴含大量蓄热，同时结合AGC特性和循环流化床锅炉蓄热调节特性，本文利用循环流化床锅炉汽水蓄热来提高机组对负荷指令的快速响应能力。利用蓄热必然会使压力、温度剧烈变化而造成设备厚壁金属热应力损伤进而影响设备寿命。同时，在锅炉变负荷过程中，如果风、煤、水配比参数设置不佳会造成燃烧恶化、超温、欠温等情况发生，致使机组热循环效率降低。鉴于此，基于现场运行情况对压力波动影响做出经验总结：一般情况下，压力在0.4 MPa范围内小幅度波动时，压力波动对系统安全运行影响很小；当压力在0.7 MPa范围内波动时，需要对其手动干预；压力变化范围最大不能超过1.2 MPa。通常，机组运行会设计有含“保护性质”的逻辑（压力拉回逻辑）来调整机组出力，通过牺牲负荷调节品质来防止压力、燃料量等变化幅度过大；并且在协调控制系统投闭环情况下，压力波动幅度大时，往往压力变化速率也快。根据以上分析，考虑压力波动会造成锅炉经济性、寿命等方面的损失，结合受压部件因疲劳损伤造成的寿命损耗17,18，得出典型300 MW循环流化床机组的汽水蓄热利用损耗成本曲线如图2所示。56 电电 力力 科科 学学 与与 工工 程程 2023 年 图 2 汽水蓄热利用损耗成本 Fig.2 Loss cost of steam/water heat storage utilization 2 火电、储能协同运行方案及对比 2.1 基准条件 本文以300 MW的循环流化床机组为研究对象，其实际运行额定负荷工况为16.3 MPa，一般情况下主汽压允许波动范围为0.7 MPa。锅炉具有蓄热特性。主蒸汽压力pst变化会使锅炉内蒸汽的总焓发生变化，其中锅炉蓄热系数为2.840 kJ/Pa。在压力波动允许的范围内，由锅炉蓄热量转化的电能最高可达1.500 GJ19,20。该蓄热量可通过控制汽轮机调门开度来利用：当汽轮机调门开度增大时，pst减小，蓄热量减小，火电机组出力增大。由于锅炉具有大迟延、大惯性，当燃料量增加而不依靠锅炉蓄热时，一般情况下，机组经过120 s迟延后出力开始增加，负荷变化速率能够达到每分钟0.01Pe。为叙述方便，下文将不依赖锅炉蓄热、单靠增加燃料量来调节的机组出力称为机组非利用蓄热出力。本文采用9 MW/4.5 MWh的磷酸铁锂电池储能系统为算例。储能系统的初始荷电状态设置为0.8；荷电状态上、下限值分别为0.8、0.2；储能系统单位容量安装成本为125万元/MWh；单位功率安装成本为300万元/MW21。结合实际情况和调频性能指标公式，可计算出火电机组响应AGC指令的最优调节速率为7 MW/min。此时综合调频性能指标达到最佳。在本文算例中，联合调频单元对AGC指令并不进行完全补偿，而是以调频效果为导向，对AGC指令最优响应曲线进行补偿，以在满足调频要求的同时最大程度地发挥蓄热和储能的作用。2.2 方案比较 2.2.1 3种协同运行方案 方案一。在机组变负荷时，同时利用锅炉蓄热和电池储能来响应负荷变化。方案二。先利用锅炉蓄热并使蓄热利用率达到100%，再调用电池储能。方案三。先利用锅炉蓄热并使蓄热利用率达到50%，再调用电池储能。方案一是目前现有电厂所采用的机储协同运行方式。该方案并没有综合考虑储能系统与机组原有控制系统的特点，两系统独立运行。方案二和方案三综合考虑损耗成本对AGC整体性能的影响，对火电机组与电池储能协同运行采用了不同的配合方式。由于压力在不同范围内波动对锅炉造成的损耗不同，且在一定程度下蓄热利用损耗要小于储能损耗成本，故方案二、三均设计为优先调用蓄热来快速响应负荷变化，区别在于对蓄热量的利用程度、调用电池储能的时间不同。通过对实际AGC指令数据的分析，得出了6种典型的AGC指令变化模式，分别为：AGC指令单次升负荷3 MW、6 MW、9 MW、12 MW、连续升负荷20 MW以及AGC指令大幅度正反向调节。在MATLAB/Simulink中搭建3种协同运行方案的仿真模型，在不同的典型情景下分别采用3种协同运行方案进行响应实验。仿真中，AGC指令首次变化发生的位置均在200 s时刻。2.2.2 方案一运行情况 1）AGC指令连续升负荷20 MW。图3所示为在AGC指令连续升负荷20 MW模式下，采用方案一进行响应时各单元发电功率变化量NE、主汽压变化值pst和电池荷电状态（State of charge，SOC）的变化曲线。图3中，曲线1为AGC指令变化，曲线2为联合单元出力变化量，即机组非利用蓄热出力（曲线3）、电池储能出力（曲线4）及蓄热出力（曲线5）变化量之和。当AGC指令发生变化后，联合单元出力以最优响应曲线为目标进行跟随。由于联合单元可以完全跟随AGC最优响应曲线，为了简化图表，故在仿真结果图中只展示了联合单元出力曲线。如没有特别指出，联合单元出力曲线也为AGC最优响应曲线。第 7 期 孟兴丽，等：电池储能参与循环流化床机组 AGC 协同优化策略 57 图 3 AGC 指令连续升负荷时方案一的响应曲线 Fig.3 Response curve of scheme one under continuous load lifting of AGC instruction 由图3可看出，AGC指令发生变化后，在不利用蓄热的情况下，火电机组延迟120 s后出力开始增加，不能对变负荷及时响应。此时蓄热和储能同时出力来补偿AGC最优响应曲线。调节过程中pst波动0.94 MPa；同时随着燃料量的增加，pst慢慢回归设定值。2）AGC指令大幅度正反向调节。图4示出了AGC指令正反向调节时方案一的响应曲线。由图4可看出，由于机组非利用蓄热出力迟缓，在AGC指令降负荷前几乎完全依赖蓄热和储能来响应AGC指令变化，压力波动0.35 MPa，储能系统SOC值变化0.05。图 4 AGC 指令正反向调节时方案一的响应曲线 Fig.4 Response curves of scheme one under scenarios of forward and reverse changes in AGC instructions 2.2.3 方案二运行情况 1）AGC指令连续升负荷20 MW。图5示出了AGC指令连续升负荷时方案二的响应曲线。图 5 AGC 指令连续升负荷时方案二的响应曲线 Fig.5 Response curve of scheme two under continuous load lifting of AGC instruction 2）AGC指令大幅度正反向调节。图6示出了AGC指令正反向调节时方案二的响应曲线。图 6 AGC 指令正反向调节时方案二的响应曲线 Fig.6 Response curves of scheme two under the forward and reverse regulation scenarios of AGC instructions 由图5、图6可看出，采用方案二时联合调频 58 电电 力力 科科 学学 与与 工工 程程 2023 年 单元的综合调频性能指标也可达到最佳。由于方案二优先调用蓄热，与方案一相比，方案二pst波动范围变大，对储能的利用减少。2.2.4 方案三运行情况 1）AGC指令连续升负荷20 MW。图7示出了AGC指令连续升负荷时方案三的响应曲线。图 7 AGC 指令连续升负荷时方案三的响应曲线 Fig.7 Response curve of scheme three under continuous load lifting of AGC instruction 2）AGC指令大幅度正反向调节。图8示出了AGC指令正反向调节时方案三的响应曲线。由图7、图8可看出，联合调频单元可以快速响应负荷变化。由图8可知，采用方案三调节AGC指令升负荷15 MW的过程中，50%的蓄热已经用完，随后储能和蓄热共同出力，减小了压力波动程度；在同一AGC指令条件下，图6显示当采用方案二时，单依赖蓄热就可满足AGC响应要求，从而减小了储能的出力程度。与方案二相比，方案三的压力波动范围较小，储能出力较多。由上述分析可知，用这3种方案均可以对典型AGC指令实现最优响应曲线进行跟随，且在AGC指令连续大幅度升负荷引起压力波动超出安全波动范围时，但并未触发压力拉回逻辑。图 8 AGC 指令正反向调节时方案三的响应曲线 Fig.8 Response curves of scheme three under the forward and reverse regulation scenarios of AGC instructions 2.2.5 3种协同方案经济性对比 3种机储协同运行方案对蓄热和储能的调用程度不同，因此蓄热损耗、储能损耗亦不同。根据3种方案对典型AGC指令的响应结果，对3种方案的损耗成本、收益进行分析，比较结果见表1。由表1可知，电厂现有方案（方案一）和方案二的损耗成本较高。根据方案一运行策略和图3、图4可知，在方案一下电池储能出力较 表 1 不同典型 AGC 指令下 3 种协同方案成本对比 Tab.1 Cost comparison of 3 collaborative schemes under different typical AGC instructions 元 AGC 指令变化 补偿收益 方案一 方案二 方案三 蓄热损耗 储能损耗 损耗成本蓄热损耗储能损耗损耗成本蓄热损耗 储能损耗 损耗成本3 MW 36.7 0 0.5 0.5 0 0 0 0 0 0 6 MW 73.4 0 4.2 4.2 1.5 0 1.5 0.4 0.1 0.5 9 MW 110.1 0.3 15.4 15.7 33.1 0 33.1 8.8 3.6 12.4 12 MW 146.8 8.3 41.7 50.0 66.4 3.4 69.8 31.2 17.5 48.7 连续升 20 MW 244.6 99.8 202.9 302.7 169.3 89.6 258.9 137.6 152.1 289.7 正反向调节 366.9 0.4 26.7 27.1 38.4 0.2 38.6 12.0 9.4 21.4 第 7 期 孟兴丽，等：电池储能参与循环流化床机组 AGC 协同优化策略 59 多，而由图1可看出储能损耗成本呈指数型增长，因此大量使用电池储能会导致储能损耗成本较高，导致综合成本较高；方案二优先调用蓄热100%，导致蓄热损耗成本过高；方案三的损耗成本最小，蓄热和储能出力造成的损耗均在一个较低的区间。在连续升负荷20 MW时，3种方案造成的损耗成本均超过了AGC补偿收益，但方案三的损耗成本仍小于方案一。整体来说，方案三的AGC综合收益最高。3 结论 1）基于华北电网“两个细则”、储能寿命损耗因素及锅炉寿命损耗因素，给出了AGC补偿收益模型、电池储能损耗成本及锅炉蓄热损耗成本的计算方式，建立了AGC综合成本模型；同时根据AGC综合调频性能指标的计算方法，得出了以调频效果为导向的AGC最优调节速率，为后续机储协同运行仿真奠定了基础。2）本文设计储能与火电机组3种不同的协同运行方案，并总结了6种AGC指令典型场景，对部分典型场景中不同运行方案的各单元出力进行分析；然后在6种场景下对3种运行方案的收益、综合成本进行对比。实验结果表明，在优先利用50%蓄热的方案下，蓄热损耗和电池储能损耗的综合成本较低，调频经济性最高。参考文献：1 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Chinese).收稿日期：2023-06-05 作者简介：孟兴丽（1997），女，硕士研究生，研究方向为火电厂储能调频应用及储能优化控制；刘鑫屏（1975），女，副教授，研究方向为大机组智能优化控制、热力发电过程建模与状态参数检测、综合能源系统。通信作者：孟兴丽