珠海電廠儲能調頻實施方案研究

摘要：廣東電網規模、負荷結構日趨復雜，部分時段負荷波動速率較大，電網的安全穩定運行將面臨嚴重的挑戰，優質的調頻需求日益提升。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，為機組的安全穩定運行帶來隱患。目前，珠海電廠依靠機組自身調節能力剛好能滿足廣東調頻市場對機組進入市場的性能要求，在調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大幅提高調頻性能后，珠海電廠以目前的機組性能難以與其進行競爭。儲能調頻系統建設將大幅提升珠海電廠機組調頻性能，同時增加調頻里程和補償收益，在未來電力市場中可能還會享有優先發電上網的權利，具有顯著的經濟效益。

關鍵詞：儲能調頻、綜合調頻性能指標、容量補償、里程補償

序言

2018年 9月，由國家能源局南方監管局發布的《廣東調頻輔助服務市場交易規則 （試行）》正式實施，廣東省成為全國首個投入運行的電力現貨市場。在此規則下，火電機組的調頻性能將會成為電廠重點關注的目標。煤電 AGC機組成本較高、性能較差，用儲能系統輔助煤電機組優化調節性能，既能提高現貨市場環境下電廠調頻輔助服務能力及經濟收益，也能緩解廣東電網的調頻壓力，提高電網的安全穩定。

1.建設目標

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

2.工作原理

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

2.1儲能方式

現有的儲能技術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進行研究分析。

2.1.1機械儲能

機械儲能指電能通過轉換為機械能的形態儲存起來，在需要時，可再由機械能轉換為電能。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。

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，使用壽命長等優點。缺點是技術門檻高，目前達不到商業化階段等。

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、技術穩定、成本較低、循環壽命較高等因素，已在儲能調頻領域獲得應用認可。

3方案設計

儲能調頻系統主要由儲能設備、儲能變流器 （PCS）、變壓器及配電及控制系統等組成。

3.1容量設計

儲能系統服務火電機組 AGC調頻無需持續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節的特性。根據以往火電站加儲能分析，儲能系統的功率按照機組額定容量的3%-3.5%配置，能夠滿足70%AGC調頻指令，經濟效果最佳。綜合考慮 AGC指令特性及儲能系統電池 SOC和電池有效利用系數，儲能系統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方案設計

根據珠海電廠系統 2×700MW機組現場情況及機組現狀，通過各個專業改造方案對比，本次儲能輔助 AGC調頻系統實現的技術方案有以下兩種：（1）在兩臺機組各自高壓廠用電 6.3kV母線側安裝“低壓并聯 +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 +飛輪儲能設備”的儲能方案。

3.2.1系統效率比較

由于高壓直掛式儲能系統（主要是 PCS）可以直接輸出 6.3kV，而無需變壓器、無需濾波回路，所以系統效率高于常規的低壓儲能（ PCS）+變壓器的結構。據行業技術協會提供的資料顯示，高壓直掛式儲能系統的 PCS單向功率轉換效率高達 98%以上，而低壓儲能并聯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，儲能系統只服務一臺機組，采用鋰電池儲能方案，整套儲能系統可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh，單機發電容量的 3%-3.5%功率，如果采用磷酸鐵鋰電池+飛輪儲能技術組成的混合儲能方案，整套儲能系統可以提供 21（24.5）MW/10.5（12.25）MWh+6MW/180MWs功率，滿足本系統的技術需求。

3.2.3方案選擇

從上述分析中，高壓直掛的綜合調頻性能更優，但是其技術提供方國內較少。且低壓側升壓接入方案在國內外火電機組儲能系統具有較多的應用業績，低壓并聯儲能接入方案具有更高的經濟性和可行性。

3.3接入方式

珠海電廠現有 2臺 700MW級國產燃煤機組，各發電機均以發電機-變壓器組單元接線接入廠內 220kV升壓站母線，220kV母線采用雙母接線型式。220kV出線 8回。發電機引出線至主變、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，儲能系統直接接入發電機組廠用 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的充放電功率要求外，還需核對儲能系統接入后原有廠用電系統設備短路耐受能力，和廠用電系統是否有可供儲能系統接入的間隔。方案二，儲能系統直接接入發電機機端主封母，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、高壓廠用電系統設備是否滿足儲能系統接入要求，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。儲能廠側接入 6kV開關柜和儲能電氣集裝箱 6kV進線開關柜間通過硬接線應設置聯跳，分為上級跳下級和下級跳上級兩種。在 DCS內邏輯組態，設置當機組異常時聯跳廠側 6kV工作 A＼B段儲能開關邏輯。

3.4控制設計

儲能系統主動控制儲能裝置出力，當機組處于 AGC自動狀態時主動補償機組實際出力與電網 AGC指令間偏差。無論儲能系統是否接入，機組均獨立控制機組出力跟蹤 AGC指令，不對儲能系統出力進行監控和管理。在儲能系統接入情況下，按照儲能系統輸出功率指令提供并網出力，同時RTU設備將機組與儲能系統合并后的出力信號提供給電網調度。儲能系統的出力對機組出力曲線進行修正，并提升 AGC考核結果。當儲能系統退出運行時，機組控制不受影響，仍然自主跟隨 AGC指令。當機組退出 AGC自動狀態時，儲能系統控制儲能裝置待機，不對機組出力與AGC指令間偏差進行補償。儲能系統接入后不會影響機組的控制模式，機組不需要監控儲能系統的出力，儲能控制系統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。儲能系統的接入與否不影響原有火電機組 DCS組態， DCS對機組出力的控制模式保持不變，從而避免了儲能系統加入后對火電機組出力控制的干擾。僅需要在 DCS系統中增加與儲能控制系統的通訊接口，提供機組是否處于 AGC自動狀態給儲能系統。

4經濟性分析

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

AGC調頻總收入= 容量補償費用+調頻里程補償費用

容量補償費用= AGC調頻容量×調頻服務時長×容量補償費用

調頻里程補償費用= 調頻里程×綜合調頻性能指標×里程結算價格

按照機組年運行300天，每天有16小時進入調頻模式，日平均調頻里程為 5000MW，第一年的單位調頻里程日補償結算價格以 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 鋰電池調頻系統相對于已有輔助調頻系統，第一年新增調頻里程補償收入為 1980 萬元，容量補償收入為 347.26 萬元。

結論

目前廣東調頻區內已有多個電廠已經落地儲能調頻系統，由于輔助調頻市場容量有限，隨著更多的 AGC機組進行儲能技術改造，輔助服務市場上的調頻收益將被競價對手拉低。盡快實施系統，有利于在市場競價中占據先發優勢。儲能系統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峰導致的煤耗增加、機組損耗，減少設備磨損、降低煤耗、增加運行安全性，彌補機組出力與電網指令的偏差，減少發電計劃考核費等。

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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。