儲能系統(tǒng)輔助火電AGC調(diào)頻工程評估與設(shè)計技術(shù)要點(diǎn)

連 勃，張斯亮，牟 樂，史良宵，閆曉宇

（1.電力規(guī)劃設(shè)計總院，北京 100120；2.內(nèi)蒙古電力勘測設(shè)計院有限責(zé)任公司，呼和浩特 010010）

0 引言

近年來，隨著以鋰電池為代表的電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本的快速下降，大規(guī)模電化學(xué)儲能系統(tǒng)越來越多地商業(yè)化應(yīng)用于電力系統(tǒng)各領(lǐng)域。2013 年我國首個火電、儲能系統(tǒng)聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目——石景山熱電廠2 MW 儲能項(xiàng)目投產(chǎn)運(yùn)行，近年來又有大量該類項(xiàng)目在全國各地投產(chǎn)。儲能系統(tǒng)輔助火電響應(yīng)自動發(fā)電控制（AGC）調(diào)頻指令，可以有效提高電廠的AGC 調(diào)節(jié)性能，大幅增加調(diào)頻收益（當(dāng)前該類儲能項(xiàng)目投資成本收回期已縮短至4～6 年）。本文介紹了儲能系統(tǒng)輔助火電AGC 調(diào)頻實(shí)際工程在項(xiàng)目可行性研究、評估和設(shè)計階段需要考慮的技術(shù)問題及解決方案。

1 儲能系統(tǒng)輔助火電AGC調(diào)頻的優(yōu)勢

1.1 機(jī)組調(diào)峰性能得到提高

隨著電力系統(tǒng)新能源比例的不斷增加，風(fēng)電、光伏消納壓力會持續(xù)加大，新能源裝機(jī)的大規(guī)模并網(wǎng)將顯著增加電網(wǎng)的AGC調(diào)頻需求，而現(xiàn)有電力系統(tǒng)調(diào)頻資源難以滿足這種需求。此外，火電機(jī)組全天候接受頻繁變化的AGC調(diào)度指令進(jìn)行發(fā)電功率調(diào)節(jié)，造成煤耗增高、設(shè)備老化磨損加速等負(fù)面影響。

電化學(xué)儲能系統(tǒng)響應(yīng)速度快，單位容量提供AGC調(diào)頻的效果遠(yuǎn)好于傳統(tǒng)火電機(jī)組，其含通信時間在內(nèi)的系統(tǒng)響應(yīng)時間不超過1 s。在電源側(cè)布置一定容量的儲能系統(tǒng)，可有效提高電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性和新能源消納能力。此外，還可減小火電機(jī)組的AGC 調(diào)節(jié)負(fù)擔(dān)，提高燃煤效率和發(fā)電負(fù)荷率，減少頻繁調(diào)節(jié)出力導(dǎo)致的設(shè)備疲勞與磨損，提升機(jī)組的可用率及使用壽命，促進(jìn)節(jié)能減排。

電化學(xué)儲能系統(tǒng)輔助發(fā)電機(jī)組參與AGC 調(diào)頻時，可利用電化學(xué)儲能系統(tǒng)快速充、放電并精準(zhǔn)輸出功率的特性，配合發(fā)電機(jī)組立即響應(yīng)電網(wǎng)AGC指令。當(dāng)AGC 指令下達(dá)時，儲能系統(tǒng)能快速進(jìn)行放電，填補(bǔ)機(jī)組實(shí)時出力與調(diào)度曲線之間形成的谷區(qū)；或讓儲能系統(tǒng)快速充電，削減機(jī)組實(shí)時出力與調(diào)度曲線之間形成的峰區(qū)，實(shí)現(xiàn)削峰填谷作用，達(dá)到機(jī)組負(fù)荷輸出與調(diào)度AGC 指令基本吻合的目的。加裝儲能系統(tǒng)后機(jī)組的調(diào)節(jié)性能指標(biāo)將提高2～4倍。

1.2 經(jīng)濟(jì)效益良好

加裝儲能系統(tǒng)后，機(jī)組具備長期投入基本負(fù)荷自動調(diào)節(jié)（Base Load Regulated, BLR）模式的基礎(chǔ)，儲能系統(tǒng)能幫助提高火電機(jī)組AGC補(bǔ)償收入，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。表1為國內(nèi)部分電網(wǎng)的AGC補(bǔ)償規(guī)則[1-4]。

表1 AGC補(bǔ)償規(guī)則

目前，儲能系統(tǒng)參與火電AGC調(diào)頻的主流商業(yè)運(yùn)行模式為采用合同能源管理的方式，火電廠方無需投資，并可通過儲能系統(tǒng)收取電費(fèi)、分享AGC 補(bǔ)償收益，既不需要承擔(dān)資金壓力和投資風(fēng)險，又可以增加收益和減少機(jī)組磨損。

以蒙西地區(qū)為例，根據(jù)《內(nèi)蒙古電網(wǎng)并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（試行）》[1]及國家能源局華北監(jiān)管局2019-09-30 發(fā)布的修訂內(nèi)容[2]，發(fā)電機(jī)組提供AGC服務(wù)按AGC服務(wù)貢獻(xiàn)進(jìn)行補(bǔ)償，計算方法如下。

1.2.1 日調(diào)節(jié)深度D

式中：n為日調(diào)節(jié)次數(shù)；Dj為機(jī)組j的調(diào)節(jié)深度，當(dāng)進(jìn)行功率折返調(diào)節(jié)時，機(jī)組調(diào)節(jié)深度增加額定容量的0.5%。

1.2.2 調(diào)節(jié)性能指標(biāo)Kpd

Kpd計算方法見表1及有關(guān)細(xì)則[3-5]。

1.2.3 AGC服務(wù)貢獻(xiàn)日補(bǔ)償電量Rbc

式中：YAGC為AGC調(diào)節(jié)性能補(bǔ)償系數(shù)，火電機(jī)組取值0.015 h，水電機(jī)組取值0.007 5 h。

1.2.4 AGC輔助服務(wù)貢獻(xiàn)月補(bǔ)償電量

由各發(fā)電廠按其上網(wǎng)電量占各電廠總上網(wǎng)電量的比例分?jǐn)傃a(bǔ)償費(fèi)用。第i個電廠需要承擔(dān)的分?jǐn)傠娰M(fèi)計算公式為：

式中：R總分?jǐn)倿樗邪l(fā)電廠月度總輔助服務(wù)補(bǔ)償電費(fèi)；Fi為第i 個發(fā)電廠月度上網(wǎng)電量；N 為當(dāng)月上網(wǎng)發(fā)電廠總數(shù)。

2 評估與設(shè)計技術(shù)要點(diǎn)

2.1 儲能形式和容量配比選擇

在儲能系統(tǒng)調(diào)頻領(lǐng)域，使用的電池材料主要有三元鋰和磷酸鐵鋰兩個方向。三元鋰電池由于能量密度高，目前主要用于電動汽車領(lǐng)域，其在成本與安全性方面不如磷酸鐵鋰電池。電力系統(tǒng)儲能工程對土地和空間的要求較低，從循環(huán)次數(shù)、經(jīng)濟(jì)性、一致性、安全性等方面綜合考慮，磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)更適合火電AGC調(diào)頻改造工程。

為較大程度地利用儲能系統(tǒng)容量，獲取較好的調(diào)節(jié)與經(jīng)濟(jì)效果，根據(jù)機(jī)組AGC指令的次數(shù)和功率范圍分布情況，一般將機(jī)組額定功率的3%作為儲能系統(tǒng)的配置容量。

AGC 調(diào)頻指令發(fā)送周期大部分以3 min 為限，為了保證儲能系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，儲能系統(tǒng)電池的容量能夠在滿功率的情況下支持3 個周期，即10 min的滿功率輸出容量，兼顧電池淺充淺放的要求和長期充放電對壽命的影響，綜合考慮建議采用0.5 h放電時間的儲能系統(tǒng)能量容量，即對于9 MW系統(tǒng)，其能量容量采用4.5 MWh。

2.2 電氣接入方案

2.2.1 電氣接入方式

圖1描述了該類項(xiàng)目儲能系統(tǒng)的典型電氣接入方式。儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)通過機(jī)組6 kV或10 kV高壓廠用電源接入，6 kV 或10 kV 高壓廠用電源饋線柜（Q1）配置線路型保護(hù)裝置，主要配置速斷、過流和接地保護(hù)。

圖1 典型儲能系統(tǒng)電氣接線方式

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)一般配置兩段6 kV或10 kV母線，每段6 kV或10 kV母線配有進(jìn)線開關(guān)（Q2）和饋線開關(guān)（Q3）。儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)6 kV 或10 kV段進(jìn)線開關(guān)（Q2）不配置微機(jī)保護(hù)，僅作為隔離開關(guān)使用，由上級的斷路器（Q1）聯(lián)跳下級的進(jìn)線開關(guān)（Q2）。儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)6 kV 或10 kV 饋線開關(guān)（Q3）配置線路型保護(hù)裝置，主要配置速斷、過流和接地保護(hù)。斷路器（Q4）與儲能系統(tǒng)變壓器相連，配置變壓器型綜合保護(hù)裝置，主要配置保護(hù)：高壓側(cè)速斷、過流保護(hù)，負(fù)序過流保護(hù)、接地保護(hù)；低壓側(cè)接地保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)；干式變壓器非電量保護(hù)。

廠用6 kV或10 kV配電間需使用備用柜或新增開關(guān)柜，新增測量用TA及雙向電能表（0.2 s級），用于結(jié)算儲能系統(tǒng)的耗電量。儲能系統(tǒng)輔助用電從電廠0.4 kV 母線段引接，故可能需要對廠用0.4 kV備用柜進(jìn)行部分改造或新增開關(guān)柜，新增儲能系統(tǒng)用電結(jié)算電能表（0.2 s 級）。改造后高/低壓柜的監(jiān)控信號需接入電廠原有DCS系統(tǒng)。

2.2.2 評估要點(diǎn)

在開展相關(guān)設(shè)計前，需要對加裝儲能系統(tǒng)后是否會發(fā)生以下問題進(jìn)行重點(diǎn)評估。

（1）廠用電母線額定電流是否超限。

（2）高壓廠用變壓器各分支是否過載、何種運(yùn)行工況下過載及是否有功率倒送現(xiàn)象。必要時需更換變壓器，進(jìn)行容量升級。

（3）高壓廠用變壓器高、低壓側(cè)斷路器短路水平是否滿足要求。

（4）DCS備用點(diǎn)是否足夠等。

廢酸原液中含有CuSO4、PbSO4等雜質(zhì)，由于PbSO4雜質(zhì)是致密粘性顆粒，其影響了后續(xù)硫化反應(yīng)砷濾餅的含水率，分離出后，可以降低后續(xù)的銅砷濾餅含水率。提高閃速爐的電收塵能力，可直接降低進(jìn)入廢酸原液中的懸浮物含量，從而減少砷濾餅的發(fā)生量。在凈化區(qū)域也可利用過濾器將廢酸原液中的懸浮物含量降下來，從而在源頭處減少懸浮物進(jìn)入砷濾餅中。

儲能系統(tǒng)實(shí)際充電時一般不會達(dá)到峰值狀態(tài)，并且儲能系統(tǒng)會采集廠用電母線的實(shí)際電流、功率情況，對儲能系統(tǒng)輸出進(jìn)行控制，避免高壓廠用變壓器充電過程過載、放電過程倒流，滿足高壓廠用變壓器系統(tǒng)長期運(yùn)行要求。

2.3 發(fā)變組、廠用電系統(tǒng)保護(hù)配置及儲能接入后對繼電保護(hù)的影響

非電量保護(hù)與儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)的接入無關(guān)，本文不再列舉。常規(guī)300 MW機(jī)組電氣量保護(hù)典型配置見表2。

表2 常規(guī)300 MW機(jī)組電氣量保護(hù)典型配置

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)有兩種運(yùn)行工況（充電、放電），充電過程可將儲能系統(tǒng)視為恒定用電負(fù)荷，放電過程可將儲能系統(tǒng)視為恒功率電源。當(dāng)儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)充電運(yùn)行時，可視為機(jī)組高壓廠用變壓器低壓廠用段上增加了恒功率負(fù)荷，但不參與母線低電壓時的自啟動，對發(fā)變組、廠用電繼電保護(hù)配置和定值無影響，原有保護(hù)不需要調(diào)整。

2.4 短路電流計算

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入機(jī)組廠用電后，計算短路電流時需考慮最嚴(yán)重工況時儲能系統(tǒng)額外提供的三相短路電流，并驗(yàn)證是否超過斷路器的可分?jǐn)喾秶?。最?yán)重工況一般為在可實(shí)現(xiàn)運(yùn)行方式下，儲能變流器（Power Conversion System，PCS）功率全部接入同一機(jī)組高壓廠用變壓器（若為雙分裂變壓器，為其某一分支），電池充電過程為恒功率負(fù)荷，放電過程為恒功率輸出電源。PCS在短路時提供的短路電流一般為其額定電流的1.2 倍，短路計算時按2倍考慮。最后校驗(yàn)發(fā)電機(jī)出口短路水平與廠用電母線短路水平。

2.5 廠用電開關(guān)柜電氣二次設(shè)計

由于儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)在機(jī)組正常運(yùn)行時參與AGC調(diào)節(jié)，可在發(fā)變組保護(hù)和高壓廠用電源切換（由工作電源切換至備用電源）模塊中增加對儲能系統(tǒng)的聯(lián)跳接口，當(dāng)發(fā)變組保護(hù)跳閘或機(jī)組高壓廠用電源由高壓廠用變壓器切換至高壓備用變壓器時，聯(lián)跳儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)退出運(yùn)行。

廠用電新增或使用的備用開關(guān)柜斷路器的常閉觸點(diǎn)接入儲能系統(tǒng)對應(yīng)進(jìn)線斷路器的跳閘回路，當(dāng)廠用電側(cè)開關(guān)柜斷路器跳閘時，對應(yīng)的儲能系統(tǒng)進(jìn)線斷路器進(jìn)行聯(lián)跳，保證儲能系統(tǒng)在事故條件下退出運(yùn)行，不影響電廠原有保護(hù)和運(yùn)行策略。為實(shí)現(xiàn)在發(fā)變組出現(xiàn)事故或啟動備用變壓器進(jìn)行供電切換時，儲能系統(tǒng)能立即退出運(yùn)行，將各機(jī)組發(fā)變組主/后備保護(hù)、非電量保護(hù)的事故跳閘總信號、高壓廠用變壓器低壓側(cè)對應(yīng)分支斷路器的常閉觸點(diǎn)，分別接入本類工程對應(yīng)機(jī)組廠用電新增或使用的備用開關(guān)柜斷路器的跳閘回路。儲能系統(tǒng)在機(jī)組事故條件下退出運(yùn)行，不影響電廠原有保護(hù)和運(yùn)行策略。

以上跳閘信號均配置連接片，可根據(jù)實(shí)際要求進(jìn)行投退。儲能控制系統(tǒng)的跳閘信號接入廠用電新增或備用開關(guān)柜斷路器的跳閘回路，儲能系統(tǒng)可對廠用電配電室的上級斷路器發(fā)出跳閘命令，但不可進(jìn)行合閘。從廠用電新增或備用開關(guān)柜內(nèi)斷路器的一對常開常閉節(jié)點(diǎn)引入儲能控制系統(tǒng)，用于儲能系統(tǒng)對斷路器開斷狀態(tài)的監(jiān)視。

3 次同步振蕩評估

在開展儲能系統(tǒng)輔助火電AGC 調(diào)頻工程安全性評估時，需要考慮機(jī)組次同步振蕩問題。

3.1 評估方法

發(fā)電機(jī)在整流側(cè)有發(fā)生次同步振蕩（Subsyn?chronous Oscillation，SSO）的風(fēng)險[6-8]。該類工程的PCS作為有源快速控制裝置，運(yùn)行于充電工況時，從電氣關(guān)系上可類比于一段容量和電氣距離都較小的直流輸電，有可能出現(xiàn)PCS引起的次同步振蕩。

由高壓直流輸電（HVDC）引起的次同步扭振的分析方法有機(jī)組作用系數(shù)法（Unit Interaction Fac?tor，UIF）、復(fù)轉(zhuǎn)矩系數(shù)法、特征值分析法和時域仿真分析法等。美國電力研究協(xié)會（EPRI）推薦使用UIF法檢查系統(tǒng)中可能由直流輸電系統(tǒng)激發(fā)產(chǎn)生次同步振蕩的發(fā)電機(jī)組[9]。常使用機(jī)組作用系數(shù)來評估直流輸電系統(tǒng)對某一發(fā)電機(jī)組扭轉(zhuǎn)模式穩(wěn)定性的影響[10]：

式中：αUIF，i為系統(tǒng)中發(fā)電機(jī)組i 的作用系數(shù)；SHVDC為額定直流輸送容量，MW；Si為發(fā)電機(jī)組i 的容量，MVA；SC,i為不考慮發(fā)電機(jī)組i 時母線的短路容量，MVA；SC,TOT為計及發(fā)電機(jī)組i 時母線的短路容量，MVA。

式（4）也可以表示為阻抗形式：

式中：Zeq為包括發(fā)電機(jī)組i 在內(nèi)的系統(tǒng)阻抗，Ω；ZSR為不包括發(fā)電機(jī)組i在內(nèi)的系統(tǒng)阻抗，Ω。

值得注意的是，在同一母線上的發(fā)電機(jī)組參數(shù)一致時，須將這幾臺發(fā)電機(jī)組視為一個等值機(jī)組，等值機(jī)組容量為同參數(shù)發(fā)電機(jī)組容量之和。

利用UIF 法分析，可以從交流系統(tǒng)眾多發(fā)電機(jī)組中篩選出存在發(fā)生次同步振蕩危險而必須進(jìn)行進(jìn)一步研究的發(fā)電機(jī)組。如果汽輪發(fā)電機(jī)組的αUIF遠(yuǎn)小于0.1，則該機(jī)組受直流輸電換流器的影響而發(fā)生扭轉(zhuǎn)振蕩的可能性極??；如果發(fā)電機(jī)組的αUIF接近或大于0.1，則必須進(jìn)行詳細(xì)論證。

3.2 應(yīng)用效果

儲能裝置對系統(tǒng)穩(wěn)定的有利因素首先表現(xiàn)于其可通過附加控制提供額外的阻尼；其次是當(dāng)發(fā)生小擾動帶來的低頻振蕩時，如果沒有儲能裝置，則系統(tǒng)振蕩是發(fā)散的，而增加儲能裝置可提高第一擺的暫態(tài)穩(wěn)定性能，提供阻尼并限制頻率的變化，使系統(tǒng)更快穩(wěn)定下來，有效提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

PCS控制器控制策略的不同對低頻振蕩的抑制效果會有影響，但是即使是最簡單的比例控制策略也會有一定效果。而本類工程中儲能系統(tǒng)采用外環(huán)恒功率控制（PQ 控制）和電流內(nèi)環(huán)控制來獲得PWM調(diào)制信號，已經(jīng)在一些案例仿真中證明了有效性。在不考慮PCS 控制器的影響情況下，儲能裝置安裝于不同位置時的效果也不同，本類工程中裝設(shè)于發(fā)電機(jī)機(jī)端的效果較優(yōu)，裝設(shè)于廠用電中壓母線次之。

按照UIF 法對內(nèi)蒙古某電廠2×300 MW 機(jī)組加裝9 MW/4.5 MWh儲能系統(tǒng)進(jìn)行評估。充電工況等效為一個直流輸電系統(tǒng)，由于儲能系統(tǒng)額定充電功率相對于單一機(jī)組容量很小，且儲能系統(tǒng)通過有較高阻抗的高壓廠用變壓器與發(fā)電機(jī)相連，計算得出該電廠單一機(jī)組的αUIF遠(yuǎn)小于0.1，因此可以得出基本結(jié)論：該電廠2×300 MW 機(jī)組受儲能系統(tǒng)影響而發(fā)生扭轉(zhuǎn)振蕩的可能性極小[9]。

4 分散控制系統(tǒng)與遠(yuǎn)程終端單元系統(tǒng)改造

在火電廠布置儲能系統(tǒng)進(jìn)行聯(lián)合運(yùn)行，需對電廠原有的DCS與遠(yuǎn)程終端單元（RTU）系統(tǒng)進(jìn)行相關(guān)改造。電網(wǎng)調(diào)度發(fā)送AGC 指令至電廠RTU 系統(tǒng)，RTU 系統(tǒng)將AGC 指令分別發(fā)送給電廠DCS 和儲能控制系統(tǒng)[11-13]。發(fā)電機(jī)組進(jìn)行AGC 調(diào)節(jié)，其運(yùn)行方式不會因儲能系統(tǒng)的存在而改變。儲能控制系統(tǒng)根據(jù)收到的AGC調(diào)頻命令，結(jié)合發(fā)電機(jī)組反饋的運(yùn)行參數(shù)等數(shù)據(jù)，通過相關(guān)控制算法計算確定儲能系統(tǒng)出力，并將指令下達(dá)給位于PCS 集裝箱內(nèi)的各儲能子系統(tǒng)。

4.1 DCS改造

（1）在機(jī)組DCS 中增加對儲能系統(tǒng)接入點(diǎn)的監(jiān)測項(xiàng)目；

（2）增加DCS 與儲能系統(tǒng)總控制單元的通信，進(jìn)行信息、狀態(tài)的交換。為實(shí)現(xiàn)儲能系統(tǒng)既定功能，系統(tǒng)總控制單元至少要從機(jī)組DCS控制系統(tǒng)中獲得以下數(shù)據(jù)：AGC調(diào)頻指令、發(fā)電機(jī)組出力反饋、發(fā)電機(jī)組實(shí)際負(fù)荷指令、發(fā)電機(jī)組AGC 投入反饋、一次調(diào)頻啟動信號、發(fā)電機(jī)組出力限幅等[11]。

根據(jù)要求，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)只能從DCS裝置獲取狀態(tài)點(diǎn)或指令點(diǎn)，不能向DCS發(fā)出指令；同時，儲能系統(tǒng)可根據(jù)電廠運(yùn)行需求上傳儲能系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)信息，包括：儲能系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，儲能系統(tǒng)功率，儲能系統(tǒng)輔助調(diào)峰投入反饋，儲能系統(tǒng)充放電狀態(tài)等[11-13]。

4.2 RTU系統(tǒng)改造

電網(wǎng)調(diào)度向RTU系統(tǒng)發(fā)送AGC指令，RTU系統(tǒng)需同時向電廠DCS 和儲能系統(tǒng)發(fā)送AGC 調(diào)頻指令。無儲能接入時，RTU系統(tǒng)將機(jī)組出力信號上傳至電網(wǎng)調(diào)度部門進(jìn)行調(diào)頻考核；接入儲能后，需將機(jī)組和儲能系統(tǒng)的出力相加，作為單個信號上傳至電網(wǎng)調(diào)度。從電網(wǎng)調(diào)度來看，不區(qū)分儲能和電廠，而將其作為一個整體進(jìn)行考核，即：無論有無儲能接入，回傳電網(wǎng)遙測信號的個數(shù)不變。儲能系統(tǒng)只以約定的通信協(xié)議接受（不返送）電廠的RTU 系統(tǒng)信號[14-15]。

5 結(jié)語

儲能技術(shù)在電力領(lǐng)域發(fā)揮了越來越多的作用，儲能裝機(jī)量增長速度將逐年提高。儲能系統(tǒng)可作為獨(dú)立個體為電網(wǎng)提供服務(wù)或與傳統(tǒng)電力設(shè)備共同運(yùn)行，這些項(xiàng)目的規(guī)劃、施工設(shè)計需要充分考慮系統(tǒng)的安全性、穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性。儲能系統(tǒng)接入火電廠輔助AGC調(diào)頻時，在項(xiàng)目前期需選擇合適的儲能技術(shù)路線及配置容量。對儲能系統(tǒng)接入火電廠帶來的次同步振蕩、短路電流增加、保護(hù)配置以及斷路器和變壓器容量校核等問題，需要逐項(xiàng)進(jìn)行評估、解決。在電氣設(shè)計與系統(tǒng)通信改造方面，要以安全性為首要原則，確保儲能系統(tǒng)的接入對火電廠已有運(yùn)行控制系統(tǒng)無不利影響，必要時儲能系統(tǒng)應(yīng)能快速退出運(yùn)行。