儲能調頻在火力發電廠的應用

武愛民 郝轟宇

（內蒙古能源發電準大發電有限公司，內蒙古 準格爾 010399）

一、引言

據中國網3月30日消息，舉行的中國可再生能源發展有關情況發布會上，從2018 年到2020 年“棄風棄光”逐年好轉，風電光伏利用率大幅度上升，到2020 年風電利用率已經達到97%，光伏利用率達到98%。下一步，在實現碳達峰碳中和的戰略目標，要推動新能源成為電力供應主體，加強火電靈活性改造，要構建新型電力系統，多措并舉保障新能源高水平的消納利用。目前及未來火力發電由原來承擔電網主要負荷轉變為主要調峰作用。隨著火電機組大面積供熱改造，供熱機組在電網中的比例越來越高，為了保證冬季供暖需求，供熱機組必須維持在一定的負荷運行，這就更加大了電網調峰難度，威脅電網自身安全運行。其他調峰機組為了適應電網負荷需求變化，需要頻繁升降負荷，長時間在特殊工況下運行，造成汽輪機調門頻繁擺動，鍋爐及其他輔助設備長期承受劇烈的溫度變化和交變應力，嚴重損害設備使用壽命，不僅導致檢修頻率增加，維護成本上升，更可怕的是導致機組非計劃停運次數增多，嚴重威脅機組、電網和運行人員人身安全。

二、項目概況

內蒙古能源發電準大發電有限公司計劃在場內給1#、2#機組建設基于鋰電池技術的儲能系統，應用儲能系統聯合火電機組開展電網AGC調頻業務,項目儲能系統總體規模為9MW。該儲能系統顯著提升機組AGC 調節能力，為內蒙電網提供優質高效的AGC 調節服務，從AGC 輔助服務中避免罰款并獲得了補償經濟收益。

三、儲能系統原理及結構

儲能系統投運后，電廠RTU 接收到調度指令直接向發電機組負荷發送AGC 指令或通過電廠SIS 系統直調電廠負荷間接調整機組負荷，并增加發送給儲能系統主控制單元的AGC 指令信號。同時，儲能系統接入后需要將機組出力與儲能系統出力進行合并，并將合并后的出力信號上傳電網，作為輔助服務考核依據。

儲能系統是一個由多個直流電池組集成的大容量電源系統，電網非調節工況時，由發電廠6kV 廠用電系統經干式變壓器，由6kV 電壓降至0.4kV，經整流裝置整流成直流對電池充電；電網調節工況時，直流電池組經逆變器轉換成交流50Hz 電源，經干式變壓器注入發電廠6kV 廠用電系統。廠用電系統的用電設備由直流儲能裝置短時間供電，發電機原先為自身用電設備供電的容量可直接送入電網系統，實現火力燃煤電廠的快速調節。同時，火力燃煤機組和儲能系統各自逐步調整并匹配出力，直到燃煤機組出力滿足調節要求，AGC 退出。

四、項目建設的可行性分析

（一）儲能技術已經完全能夠滿足電網調頻技術和安全要求

儲能技術的特征適合于電網AGC 調頻

在電力系統運行中，自動發電控制（AGC）主要通過實時調節電網中的調頻電源的有功出力，實現對電網頻率及聯絡線功率進行控制，解決秒或分鐘級短時間尺度的區域電網內的具有隨機特性的有功不平衡問題，其對AGC電源性能提出了調節速率快、調節精度高、頻繁轉換功率調節方向等較高要求。

通常電網AGC 調頻功能主要由包括以水電、燃氣機組以及火電機組的常規電源提供。由于這些電源均為具有旋轉慣性的機械器件組成，將一次能源轉換成電能將經歷一系列復雜過程，特別是火電機組的AGC 調頻性能與電網的調節期望比較尚有差距，具體表現為調節的延遲、偏差（超調和欠調）等現象。圖中顯示一臺火電機組的實際跟蹤電網AGC 指令進行功率調節的過程。

圖4-1 火電機組跟蹤電網AGC 指令的響應過程

對成熟的儲能系統而言，在額定功率范圍內，都可以在1 秒鐘內、以99%以上的精度完成指定功率的輸出，其綜合響應能力完全滿足在AGC 調頻時間尺度內的功率變換需求。根據美國西北太平洋國家實驗室（Pacific Northwest National Laboratory,PNNL）的2008 年研究報告顯示，平均來看，儲能系統的調頻效果是水電機組的1.4 倍，是天然氣機組的2.3 倍，是燃煤機組的20 倍以上。10MW 的儲能系統從+10MW 到-10MW 只需要2 秒鐘，即對于一個20MW 的AGC 指令，如果采用儲能技術，可在2 秒內完成。儲能的AGC跟蹤曲線幾乎與AGC 指令曲線重合，即調節反向、調節偏差以及調節延遲等問題將不會出現。儲能的綜合AGC 調節性能要遠好于火電機組。

（二）儲能系統滿足機組系統保護要求

由于儲能輔助調頻系統為雙向功率器件，接入到機組廠用電后改變了廠用電負荷的大小和增大了故障時的短路電流，因此有必要針對儲能輔助調頻系統對發變組原有繼電保護的影響進行評估，對發變組、廠用電繼電保護和儲能輔助調頻系統的接口給予充分考慮。

1.儲能輔助調頻系統工作原理

本項目采用的電池儲能系統、儲能雙向變流器PCS 來實現鋰電池和廠用電源之間的直流系統和交流系統的能量雙向流動。儲能PCS 根據AGC 指令將廠用交流電轉換為直流電充入鋰電池堆內，儲能PCS 在接收到充電停止命令或達到鋰電池充電截止電壓時則充電過程結束。AGC 控制系統或后臺調度系統向儲能系統下達放電指令時，儲能系統內的儲能雙向變流器PCS 切換為放電模式，儲能PCS 將電池堆內直流電轉換為三相交流電輸出至廠用電，儲能PCS 在接收到放電停止命令或達到鋰電池放電截止電壓時則放電過程結束。

2.儲能輔助調頻系統運行工況

在本項目中，PCS 系統運行工況不是四象限運行，為有功功率的充電、放電兩象限運行，功率因數近似為1，不參與無功/電壓調節。儲能輔助調頻系統在機組處于正常運行時投入工作，不考慮機組廠用電源由起備變提供電源的工況。

3.儲能輔助調頻系統諧波輸出對繼電保護的影響

儲能輔助調頻采用雙向變流器PCS 來實現鋰電池和廠用電源之間的能量轉換，雙向變流器PCS 采用電力電子變流器PWM，在運行過程中將產生諧波。根據能源局發布的《電池儲能功率控制系統技術條件》（NB/T31016-2011）的規定，“功率控制系統滿負載運行時，電流諧波總畸變率限值為5%”。行業內，主流廠家一般控制在3%以內的總諧波畸變率。本項目采用的儲能變流器，對諧波控制通過引入重復控制，虛擬阻抗抑制諧振，以及雙邊SVPWM調制技術，使得變流器并網電能質量優于NB/T31016 規定限值。

圖4-2 儲能系統跟蹤電網AGC 調頻響應過程

4.儲能系統已經達到電力系統的安全性和可靠性能要求

最近十年在全球范圍內各種新型儲能技術快速發展，儲能系統在使用壽命、功率和容量的規?；?、運行可靠性、投資成本等方面獲得了突破，具體包括：

系統規模大：模塊化設計，通過并聯可實現20MW 以上級別系統規模；響應速度快：毫秒級時間尺度內實現額定功率范圍內的有功無功的輸入和輸出；

能精確控制：能夠在可調范圍內的任何功率點保持穩定輸出；

雙向調節能力：充電為用電負荷，放電為發電電源，額定功率雙倍的調節能力；

系統壽命長：管理良好的儲能系統的循環壽命可以達到百萬次以上。

最近幾年來，在經過長期的技術論證和項目運行測試后，美國各電力市場已經開始大量采用各種新興的儲能系統開展電網AGC 調頻服務。截至2013年年底，美國各地應用于電網AGC 調頻的儲能系統總計達到100MW 的規模，儲能技術已經實現了在電網的規?；逃?。系統普遍達到了97%以上的可用率，并且實現無人值守自動運行，系統安全性和可靠性方面已經具備參與電力正常生產的條件。目前國內建成投運的同達熱電廠調頻電站經過長期運行已經完全印證了電化學儲能系統的可靠性。

五、儲能系統實施

儲能系統設計方案應確保儲能系統與發電機組長期互聯運行的可靠性和經濟性和安全性，同時，設計方案還應充分考慮工程示范點的實際情況,遵循示范點對工程實施可行性、運行維護方便性等環節的限制性要求。

按照準大發電ACE 調頻的特性看，80%的調頻指令在3%倍的機組全容量左右，即300MW*3%=9MW 附近，考慮目前發電機組本身的調節能力，配置儲能系統功率為9MW 可一定程度的避免機組頻繁折返運行，最大程度的減少機組的磨損。

蒙西電網的ACE 調頻指令發送周期大部分以3 分鐘為限，為了保證儲能系統的調節能力，儲能系統設計電池的容量能夠在滿功率的情況下支持3 個周期，即10 分鐘的滿功率輸出容量，兼顧電池在淺充淺放的要求和長期充放電對壽命衰減的綜合考慮，本項目采用方案9MW/4.5MWhde磷酸鐵鋰系統電池，考慮到目前電廠廠用變6kV 母線年平均負荷為18MW 左右，所以9MW儲能接入后就近為負荷所消耗，不需要考慮儲能倒送功率對廠用變6kV 側斷路器整定值的影響,儲能接入系統方式如下圖所示：

圖5-1 儲能單元接入系統方式拓撲

儲能系統單元的每個單元由1個儲能電池集裝箱和1個配電集裝箱構成。儲能電池集裝箱電池配置容量995kWh，采用1 臺30 英尺標準集裝箱，箱內部配置安裝12 套電池架、1 套BMS、空調、照明、消防等輔助系統。同時需要1 臺配電集裝箱，配電集裝箱采用30 尺標準集裝箱，每臺內部安裝4 臺500KW 雙向逆變器和2 臺1MW 雙分裂變壓器。儲能電池通過雙向逆變器進行充放電，雙向逆變器再通過直接接入6KV 電網。

儲能系統由5 個單元儲能系統組成，總功率9MW，總電池容量3MWh，系統拓撲圖如下。其中1 個單元為2MW/995KWh，1 個單元為1MW/497.5KWh。

六、經濟效益分析

儲能調頻項目實施、投入后的效果顯著。在響應電網AGC 指令的過程中，準大儲能聯合#2 機組響應的DCS 曲線如下：

通過以上曲線，可以直觀看出：準大儲能聯合#2 機組（藍色曲線）對電網指令（紅色曲線）的響應質量要遠好于機組本身（黃色曲線）。

從量化的技術經濟指標角度，以準大#2 機組儲能調頻系統投入見效的2019 年3 月5 日時間點為分界點。

指標量化計算分析依據：

1：《內蒙古電網發電廠輔助服務管理及并網運行管理實施細則》

2：源數據采用“內蒙古電網《兩個細則》技術支持系統”中的準大熱電廠#2 機組數據；

3：從2019 年3 月開始，向前追朔至2018 年1 月（2018 年1 月及2019年2 月暫無電網數據），共15 個月的統計計算時間；

準大發電公司#2 機組自身AGC 調頻技術經濟現狀

結論：通過上表統計計算：準大發電#2 機組Kp 值在1.42～2.5。年均值在2 左右。AGC 補償分攤處于虧損狀態。

準大發電公司儲能聯合#2 機組AGC 調頻技術經濟效果

準大發電公司#2 機組自身AGC 調頻技術經濟現狀

準大發電有限公司儲能聯合#2 機組AGC 調頻效果從2019 年8 月-12 月（由于電網數據發布周期所限）進行統計計算

結論：通過上述統計計算結果對比，準大發電有限公司#2 機組儲能調頻系統對機組的K 值（K1,K2,K3,Kp）和經濟收益均得到大幅度提升，其中K1 提升91%、K2 提升5%、K3 提升9%、Kp 提升118，項目實施效果顯著。

七、結論

本項目在電力新技術的開發利用、智能電網建設以及提升火電運行效率等方面具有較高的價值和重要的意義。同時以相關政府以及電網公司的支持為依托，確保了本項目的技術及經濟的可行性。