火電與電儲能聯(lián)合調(diào)頻方法的研究

張 平

（華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引 言

我國資源布局不均衡，不同區(qū)域資源存在較大差異。電力資源主要集中在經(jīng)濟不發(fā)達的西部地區(qū)，用電負荷主要集中在經(jīng)濟發(fā)達而能源短缺的東部地區(qū)，能源分布與電力需求市場呈逆向分布。此外，可再生資源集約化發(fā)展給電網(wǎng)調(diào)峰和電網(wǎng)運行調(diào)控帶來了一系列問題，威脅電網(wǎng)自身安全運行。

目前，國內(nèi)建設(shè)抽水蓄能電站是解決電網(wǎng)調(diào)峰和電網(wǎng)運行調(diào)控的主要手段。但是，抽水蓄能電站選址受到地理位置、水頭、地形和地質(zhì)等方面的影響，大多數(shù)電網(wǎng)調(diào)峰資源極其短缺，基本上依靠火力發(fā)電機組進行調(diào)峰甚至深度調(diào)峰。為適應(yīng)電網(wǎng)負荷需求的變化，火電機組需要頻繁升降負荷。在特殊工況下長時間運行，易造成汽輪機調(diào)門頻繁擺動。鍋爐及其他輔助設(shè)備長期承受劇烈的溫度變化和交變應(yīng)力，嚴重損害設(shè)備的使用壽命，導致檢修頻率增加，維護成本上升，需會導致機組非計劃停運次數(shù)增多，嚴重威脅機組、電網(wǎng)和運行人員的人身安全[1]。

火電機組的AGC調(diào)頻性能與電網(wǎng)的調(diào)節(jié)期望存在差距，具體表現(xiàn)為調(diào)節(jié)的延遲、偏差（超調(diào)和欠調(diào)）等。圖1為一臺火電機組的實際跟蹤電網(wǎng)AGC指令進行功率調(diào)節(jié)的過程。

根據(jù)各區(qū)域電網(wǎng)公司現(xiàn)有AGC調(diào)節(jié)獎懲方法[1]，雖然參加調(diào)峰調(diào)頻機組可以獲得一定的經(jīng)濟補助，但非計劃停運會導致巨額的考核。兩者之前存在矛盾，導致電廠參與調(diào)峰調(diào)頻積極性不高。因此，現(xiàn)代電力系統(tǒng)迫切需要新的調(diào)頻調(diào)峰手段。

圖1 某火電機組跟蹤電網(wǎng)AGC指令的響應(yīng)過程

1 電儲能調(diào)頻原理

電儲能技術(shù)作為一種新型調(diào)頻調(diào)峰手段得到了快速發(fā)展。根據(jù)國外相關(guān)機構(gòu)研究發(fā)現(xiàn)，電儲能系統(tǒng)在額定功率范圍內(nèi)，可以做到1s內(nèi)以99%以上的精度完成指定功率的輸出，綜合響應(yīng)能力滿足在AGC調(diào)頻時間尺度內(nèi)的功率變換需求。如圖2所示，10MW的儲能系統(tǒng)從+10～-10MW只需要2s。對于一個20 MW的AGC指令，如果采用儲能技術(shù)，在2s內(nèi)就可以完成。

圖2 電儲能系統(tǒng)跟蹤電網(wǎng)AGC調(diào)頻響應(yīng)過程

由圖2可知，電儲能的AGC跟蹤曲線幾乎與AGC指令曲線重合，即調(diào)節(jié)反向、調(diào)節(jié)偏差及調(diào)節(jié)延遲等問題將不會出現(xiàn)。因此，在調(diào)頻資源緊缺地區(qū)可適當建設(shè)電儲能設(shè)備，參與火電機組調(diào)頻，實現(xiàn)火電與電儲能聯(lián)合調(diào)頻。

1.1 電儲能系統(tǒng)組成

電儲能聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)由電池儲能系統(tǒng)、儲能雙向流變器PCS、高壓環(huán)網(wǎng)裝置、通信及控制單元等構(gòu)成。電池儲能系統(tǒng)是一個由多個直流電池組集成的大容量電源系統(tǒng)，由高性能動力鋰電池如三元鋰電池或磷酸鐵鋰電池模塊組合成不同電池單元構(gòu)成。每個電池單元包含電池架、1套電池管理系統(tǒng)（Battery Management System，BMS）、空調(diào)冷卻系統(tǒng)、照明和消防等輔助系統(tǒng)。每個電池單元配置1套配電系統(tǒng)，安裝雙向逆變器和雙繞組分裂變壓器[2]。

1.2 電儲能系統(tǒng)工作原理

采用電池儲能系統(tǒng)、儲能雙向變流器PCS實現(xiàn)鋰電池和廠用電源之間的直流系統(tǒng)和交流系統(tǒng)的能量雙向流動[2]。儲能PCS根據(jù)AGC指令將廠用交流電轉(zhuǎn)換為直流電充入鋰電池堆內(nèi)，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，充電過程結(jié)束。AGC控制系統(tǒng)或后臺調(diào)度系統(tǒng)向儲能系統(tǒng)下達放電指令時，儲能系統(tǒng)內(nèi)的儲能雙向變流器PCS切換為放電模式，儲能PCS將電池堆內(nèi)直流電轉(zhuǎn)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，放電過程結(jié)束。PCS系統(tǒng)不參與無功電壓調(diào)節(jié)，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)在機組處于正常運行時投入工作。目前，電儲能裝置采用接入高壓廠用電系統(tǒng)[2]。電儲能裝置參與火電機組聯(lián)合調(diào)頻工作原理，如圖3所示。

2 電儲能調(diào)頻實施方案

2.1 電儲能容量配置

電儲能裝置容量一般按照電網(wǎng)AGC調(diào)頻特性、申請調(diào)頻機組容量決定。以某火力發(fā)電廠二期2×350 MW機組申請參與電網(wǎng)調(diào)頻為例，統(tǒng)計電網(wǎng)對該廠機組下達AGC調(diào)頻指令，80%的調(diào)頻指令約為3%倍的機組全容量。因此，該廠需配備10.5 MW左右電儲能裝置，同時結(jié)合發(fā)電機組本身的調(diào)節(jié)能力和機組調(diào)節(jié)余量，可以配置9 MW儲能系統(tǒng)功率滿足調(diào)頻需要。

圖3 電儲能系統(tǒng)聯(lián)合調(diào)頻原理

2.2 電儲能系統(tǒng)接入方式

考慮到單元制機組廠用變?nèi)萘肯拗?、?jié)省施工改造成本及運行維護便捷性等，9 MW電儲能裝置可將5個儲能單元分成5 MW/2.5 MW·h和4 MW/2MW·h兩個模塊。儲能系統(tǒng)主功率回路通過電纜連接，接入廠內(nèi)3#（4#）機組高廠變用6 kV母線B段備用間隔，以實現(xiàn)儲能系統(tǒng)在任何一臺機組停運期間都可以實現(xiàn)全容量參與電網(wǎng)調(diào)頻，并對儲能系統(tǒng)在3#機組與4#機組電氣接入回路間做互鎖聯(lián)動控制，使電儲能系統(tǒng)只能接入一臺機組廠作為用電系統(tǒng)，如圖4所示。

2.3 機組RTU系統(tǒng)改造

電儲能系統(tǒng)接入后，電廠原有RTU設(shè)備在向機組發(fā)送調(diào)峰指令的同時，需增設(shè)調(diào)峰指令發(fā)送給儲能系統(tǒng)總控制單元的信號。同時，儲能系統(tǒng)接入后，需要將機組出力與儲能系統(tǒng)出力進行合并，并將合并后的出力信號上傳至電網(wǎng)，作為調(diào)峰考核的依據(jù)。

（1）需將機組的出力信號和儲能裝置的出力信號疊加后作為機組出力反饋信號（回傳電網(wǎng)的遙測信號點名不變，不新加遙測回傳點）。

（2）儲能系統(tǒng)的控制系統(tǒng)與RTU以約定的通信協(xié)議進行通信（單向，RTU站發(fā)送，儲能系統(tǒng)總控制單元接收），以獲取實時運行數(shù)據(jù)。

圖4 電儲能接入系統(tǒng)原理圖

3 結(jié) 論

電儲能因響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)無偏差和能夠有效彌補發(fā)電機組AGC調(diào)頻不足，受到了電網(wǎng)重視，各區(qū)域電網(wǎng)逐步開展電儲能試點工作。但是，電儲能裝置也存在不足。作為電儲能核心部件，它的動力電池充放電效率、安全性都有待進一步提高。同時，電儲能系統(tǒng)消防安全也亟待解決。因此，作為一種新型調(diào)峰調(diào)頻手段，必須加強對火電與電儲能聯(lián)合調(diào)頻的研究和完善，從而更好地服務(wù)電力系統(tǒng)。