珠海電廠儲能調(diào)頻實施方案研究

摘要：廣東電網(wǎng)規(guī)模、負荷結(jié)構(gòu)日趨復雜，部分時段負荷波動速率較大，電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行將面臨嚴重的挑戰(zhàn)，優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻需求日益提升。煤電 AGC 機組成本較高、性能差，煤電機組正常運行中，由于 AGC 指令的頻繁反復變化，使得機組的燃料、給水、送風等各控制量也大幅來回波動，造成鍋爐水冷壁和過熱器管材熱應力的反復變化，為機組的安全穩(wěn)定運行帶來隱患。目前，珠海電廠依靠機組自身調(diào)節(jié)能力剛好能滿足廣東調(diào)頻市場對機組進入市場的性能要求，在調(diào)頻市場中補償收益相對較少。當越來越多電廠增加儲能系統(tǒng)大幅提高調(diào)頻性能后，珠海電廠以目前的機組性能難以與其進行競爭。儲能調(diào)頻系統(tǒng)建設(shè)將大幅提升珠海電廠機組調(diào)頻性能，同時增加調(diào)頻里程和補償收益，在未來電力市場中可能還會享有優(yōu)先發(fā)電上網(wǎng)的權(quán)利，具有顯著的經(jīng)濟效益。

關(guān)鍵詞：儲能調(diào)頻、綜合調(diào)頻性能指標、容量補償、里程補償

序言

2018年 9月，由國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布的《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則 （試行）》正式實施，廣東省成為全國首個投入運行的電力現(xiàn)貨市場。在此規(guī)則下，火電機組的調(diào)頻性能將會成為電廠重點關(guān)注的目標。煤電 AGC機組成本較高、性能較差，用儲能系統(tǒng)輔助煤電機組優(yōu)化調(diào)節(jié)性能，既能提高現(xiàn)貨市場環(huán)境下電廠調(diào)頻輔助服務能力及經(jīng)濟收益，也能緩解廣東電網(wǎng)的調(diào)頻壓力，提高電網(wǎng)的安全穩(wěn)定。

1.建設(shè)目標

珠海電廠現(xiàn)有兩臺 700MW發(fā)電機組，總裝機容量 1400MW。計劃在儲能輔助AGC調(diào)頻改造完成后，機組在響應調(diào)度調(diào)頻的速度、精度和響應時間上大幅提升，單機AGC綜合調(diào)頻性能指標提升到 2.0及以上。

2.工作原理

電網(wǎng)調(diào)度 AGC指令下發(fā)到機組（直調(diào)機組），儲能系統(tǒng)同時獲取該 AGC指令，由于火電機組響應速度較慢（ Min級），儲能系統(tǒng)利用自身響應速度快（S級）的特性先彌補短時間內(nèi)機組出力與 AGC指令間的功率差值。等機組響應跟上之后，儲能系統(tǒng)出力可以逐漸降低，以確保儲能系統(tǒng)和機組聯(lián)合出力與 AGC指令保持一致，并準備下一次 AGC指令響應。

2.1儲能方式

現(xiàn)有的儲能技術(shù)按照存儲能量方式如圖1所示，下面對幾種主要的儲能技術(shù)進行研究分析。

2.1.1機械儲能

機械儲能指電能通過轉(zhuǎn)換為機械能的形態(tài)儲存起來，在需要時，可再由機械能轉(zhuǎn)換為電能。抽水儲能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能、壓縮彈簧儲能等都屬于機械儲能技術(shù)。

2.1.2電磁儲能

超導儲能超導儲能（SMES）是利用超導體制成的線圈儲能。其儲能原理與電感儲能類似，具有能損耗小，效率高，功率和能量密度高，使用壽命長等優(yōu)點。缺點是技術(shù)門檻高，目前達不到商業(yè)化階段等。

2.1.3電化學儲能

鋰離子電池儲能鋰離子電池是一種高性能、高效率、長壽命、綠色無污染的新型蓄電池。按照極端材料劃分，主要鋰電池有磷酸鐵鋰、鈦酸鋰、三元鋰、鈷酸鋰、錳酸鋰電池。其中磷酸鐵鋰電池因為其安全可靠性較高、技術(shù)穩(wěn)定、成本較低、循環(huán)壽命較高等因素，已在儲能調(diào)頻領(lǐng)域獲得應用認可。

3方案設(shè)計

儲能調(diào)頻系統(tǒng)主要由儲能設(shè)備、儲能變流器 （PCS）、變壓器及配電及控制系統(tǒng)等組成。

3.1容量設(shè)計

儲能系統(tǒng)服務火電機組 AGC調(diào)頻無需持續(xù)長時間的功率輸出或充電，但需要頻繁的大功率充電和放電，且由于 AGC指令的頻繁動作需要儲能具有快速調(diào)節(jié)的特性。根據(jù)以往火電站加儲能分析，儲能系統(tǒng)的功率按照機組額定容量的3%-3.5%配置，能夠滿足70%AGC調(diào)頻指令，經(jīng)濟效果最佳。綜合考慮 AGC指令特性及儲能系統(tǒng)電池 SOC和電池有效利用系數(shù)，儲能系統(tǒng)總電池容量初步定為 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，整套儲能容量為 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh鋰電池。

3.2方案設(shè)計

根據(jù)珠海電廠系統(tǒng) 2×700MW機組現(xiàn)場情況及機組現(xiàn)狀，通過各個專業(yè)改造方案對比，本次儲能輔助 AGC調(diào)頻系統(tǒng)實現(xiàn)的技術(shù)方案有以下兩種：（1）在兩臺機組各自高壓廠用電 6.3kV母線側(cè)安裝“低壓并聯(lián) +磷酸鐵鋰電池”的儲能方案。（2）或者考慮“高壓直掛式 PCS+磷酸鐵鋰電池 +飛輪儲能設(shè)備”的儲能方案。

3.2.1系統(tǒng)效率比較

由于高壓直掛式儲能系統(tǒng)（主要是 PCS）可以直接輸出 6.3kV，而無需變壓器、無需濾波回路，所以系統(tǒng)效率高于常規(guī)的低壓儲能（ PCS）+變壓器的結(jié)構(gòu)。據(jù)行業(yè)技術(shù)協(xié)會提供的資料顯示，高壓直掛式儲能系統(tǒng)的 PCS單向功率轉(zhuǎn)換效率高達 98%以上，而低壓儲能并聯(lián)方案由于升壓變壓器和濾波回路的存在，其效率能達到 95%左右。

3.2.2性能指標比較

正常運行時，儲能系統(tǒng)只服務一臺機組，采用鋰電池儲能方案，整套儲能系統(tǒng)可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，單機發(fā)電容量的 3%-3.5%功率，如果采用磷酸鐵鋰電池+飛輪儲能技術(shù)組成的混合儲能方案，整套儲能系統(tǒng)可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh+6MW/180MWs功率，滿足本系統(tǒng)的技術(shù)需求。

3.2.3方案選擇

從上述分析中，高壓直掛的綜合調(diào)頻性能更優(yōu)，但是其技術(shù)提供方國內(nèi)較少。且低壓側(cè)升壓接入方案在國內(nèi)外火電機組儲能系統(tǒng)具有較多的應用業(yè)績，低壓并聯(lián)儲能接入方案具有更高的經(jīng)濟性和可行性。

3.3接入方式

珠海電廠現(xiàn)有 2臺 700MW級國產(chǎn)燃煤機組，各發(fā)電機均以發(fā)電機-變壓器組單元接線接入廠內(nèi) 220kV升壓站母線，220kV母線采用雙母接線型式。220kV出線 8回。發(fā)電機引出線至主變、廠用分支采用全鏈式離相封閉母線。

接入廠用電方案：方案一，儲能系統(tǒng)直接接入發(fā)電機組廠用 6kV母線，除了需核對高壓廠用變壓器富裕容量是否滿足儲能系統(tǒng)的充放電功率要求外，還需核對儲能系統(tǒng)接入后原有廠用電系統(tǒng)設(shè)備短路耐受能力，和廠用電系統(tǒng)是否有可供儲能系統(tǒng)接入的間隔。方案二，儲能系統(tǒng)直接接入發(fā)電機機端主封母，需要解扣機端封閉母線，機端增加了隱患故障點，可靠性降低;主封母改造周期長，可能需要機組長時間停運，同時工程造價昂貴，施工難度大。

經(jīng)對比，方案二造價高、改造時間長、施工困難，最重要的是給機端增加了故障點，若儲能升壓變故障將導致機組停運，可靠性低，在工程實例中可行性低。而方案一不改變原有機組接線方式，只需考慮高壓廠用變壓器、高壓廠用電系統(tǒng)設(shè)備是否滿足儲能系統(tǒng)接入要求，故方案可靠性高、造價較低、施工簡單、施工周期較短。因此，本儲能系統(tǒng)選用接入廠用電 6KV母線方案。儲能負荷接入各機組 A高廠變和 B高廠變。儲能廠側(cè)接入 6kV開關(guān)柜和儲能電氣集裝箱 6kV進線開關(guān)柜間通過硬接線應設(shè)置聯(lián)跳，分為上級跳下級和下級跳上級兩種。在 DCS內(nèi)邏輯組態(tài)，設(shè)置當機組異常時聯(lián)跳廠側(cè) 6kV工作 A＼B段儲能開關(guān)邏輯。

3.4控制設(shè)計

儲能系統(tǒng)主動控制儲能裝置出力，當機組處于 AGC自動狀態(tài)時主動補償機組實際出力與電網(wǎng) AGC指令間偏差。無論儲能系統(tǒng)是否接入，機組均獨立控制機組出力跟蹤 AGC指令，不對儲能系統(tǒng)出力進行監(jiān)控和管理。在儲能系統(tǒng)接入情況下，按照儲能系統(tǒng)輸出功率指令提供并網(wǎng)出力，同時RTU設(shè)備將機組與儲能系統(tǒng)合并后的出力信號提供給電網(wǎng)調(diào)度。儲能系統(tǒng)的出力對機組出力曲線進行修正，并提升 AGC考核結(jié)果。當儲能系統(tǒng)退出運行時，機組控制不受影響，仍然自主跟隨 AGC指令。當機組退出 AGC自動狀態(tài)時，儲能系統(tǒng)控制儲能裝置待機，不對機組出力與AGC指令間偏差進行補償。儲能系統(tǒng)接入后不會影響機組的控制模式，機組不需要監(jiān)控儲能系統(tǒng)的出力，儲能控制系統(tǒng)自主控制儲能裝置主動配合機組運行。 運行模式框圖及簡單分析如下圖3。

機組 DCS系統(tǒng)控制模式保持不變，接收 AGC指令、機組出力反饋信號，并控制火電機組出力跟隨 AGC指令。儲能系統(tǒng)的接入與否不影響原有火電機組 DCS組態(tài)， DCS對機組出力的控制模式保持不變，從而避免了儲能系統(tǒng)加入后對火電機組出力控制的干擾。僅需要在 DCS系統(tǒng)中增加與儲能控制系統(tǒng)的通訊接口，提供機組是否處于 AGC自動狀態(tài)給儲能系統(tǒng)。

4經(jīng)濟性分析

根據(jù)《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》制定的調(diào)頻輔助服務補償辦法，儲能收入計算公式如下：

AGC調(diào)頻總收入= 容量補償費用+調(diào)頻里程補償費用

容量補償費用= AGC調(diào)頻容量×調(diào)頻服務時長×容量補償費用

調(diào)頻里程補償費用= 調(diào)頻里程×綜合調(diào)頻性能指標×里程結(jié)算價格

按照機組年運行300天，每天有16小時進入調(diào)頻模式，日平均調(diào)頻里程為 5000MW，第一年的單位調(diào)頻里程日補償結(jié)算價格以 12 元/MW估算，并考慮逐年遞減的市場因素，前 5 年每年 5%下降速度遞減，后 5 年維持不變，共計 10 年運營期考慮。計算得出21MW 鋰電池調(diào)頻系統(tǒng)相對于已有輔助調(diào)頻系統(tǒng)，第一年新增調(diào)頻里程補償收入為 1980 萬元，容量補償收入為 347.26 萬元。

結(jié)論

目前廣東調(diào)頻區(qū)內(nèi)已有多個電廠已經(jīng)落地儲能調(diào)頻系統(tǒng)，由于輔助調(diào)頻市場容量有限，隨著更多的 AGC機組進行儲能技術(shù)改造，輔助服務市場上的調(diào)頻收益將被競價對手拉低。盡快實施系統(tǒng)，有利于在市場競價中占據(jù)先發(fā)優(yōu)勢。儲能系統(tǒng)的接入還可給電廠機組帶來很多的間接效益，如有效減少機組因頻繁調(diào)峰導致的煤耗增加、機組損耗，減少設(shè)備磨損、降低煤耗、增加運行安全性，彌補機組出力與電網(wǎng)指令的偏差，減少發(fā)電計劃考核費等。

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作者簡介：

朱松濤（1985年6月生），男，漢族，河南人，本科學歷，助理工程師，研究方向：電力運行。