燃煤機組電儲能調(diào)頻優(yōu)化配置及經(jīng)濟(jì)性研究

張兆銘

（陽西海濱電力發(fā)展有限公司，廣東 陽江 529500）

0 引 言

為了應(yīng)對世界范圍內(nèi)的氣候變化和國家“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)，新能源發(fā)電在未來的發(fā)展中起到了舉足輕重的作用，能源體制和電網(wǎng)也會發(fā)生新的變化。新能源發(fā)電的波動與不確定因素對現(xiàn)有火電機組的調(diào)峰性能提出了更高的要求。當(dāng)前，針對火電機組的柔性調(diào)節(jié)主要體現(xiàn)在快速啟動和關(guān)閉、提高起載率和減小最小負(fù)載等方面。方旭等人總結(jié)了采用熱泵廢熱回收技術(shù)來改善機組的負(fù)載性能，認(rèn)為這種方法能夠?qū)崿F(xiàn)部分熱-熱解耦，從而降低了機組的最低負(fù)載，并具有良好的經(jīng)濟(jì)效果；王金星等人提出了一種適用于快速啟動和停機的水冷壁保護(hù)方法，并發(fā)現(xiàn)該方法能夠有效解決啟動和停機過程中的熱形變問題。

1 燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)特點

盡管火電廠的能源利用效率很高，但是“以熱定電”的發(fā)電方式使其靈活性受到很大影響。考慮到用電需求、能源結(jié)構(gòu)、發(fā)電效率等因素，新能源資源的不確定性和接入需求對電力系統(tǒng)中各個容量模塊的柔性提出了更高的要求[1]。其中，最小負(fù)載容量、快啟快停是提高燃煤機組適應(yīng)性的關(guān)鍵。張興等人通過對500 kW/100 kW·h 飛輪蓄能系統(tǒng)進(jìn)行了試驗，研究表明，將飛輪蓄能系統(tǒng)與燃煤發(fā)電單元進(jìn)行組合調(diào)節(jié)，能夠有效提升發(fā)電單元的響應(yīng)速度，同時還能帶來較大的經(jīng)濟(jì)效益[2]。

與常規(guī)熱電廠相比，熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的能量利用率更高，理論上超過80%[3]。本文介紹了當(dāng)前我國火力發(fā)電廠采用的高背壓、抽凝式機組的運行模式。其中，抽凝式機組的排氣是正壓式的，它的排氣直通給熱用戶，其“以熱定電”的原理就是從中壓汽缸中抽取一小部分的蒸汽來加熱。這樣必然會造成進(jìn)蒸汽流量的下降，從而導(dǎo)致發(fā)電功率的下降。在高背壓的情況下，還能工作的部分蒸汽經(jīng)透平的抽水孔直接抽出來并輸送給熱用戶。蒸汽流量是由用戶端的供熱量確定的，而蒸汽流量又是由機組的出力直接確定的，因而機組的出力受到熱負(fù)載的嚴(yán)格限制。

2 火儲聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)指令協(xié)同方法

2.1 AGC 調(diào)頻指令和機組實發(fā)功率

電力系統(tǒng)中的自動發(fā)電量控制（Automatic Generation Control，AGC）頻率調(diào)整命令是一個典型的非線性、非平穩(wěn)信號，火電機組根據(jù)AGC 命令進(jìn)行頻率調(diào)整時，會出現(xiàn)調(diào)整速度緩慢、調(diào)整精度不高的問題[4]。在電力與儲能系統(tǒng)的聯(lián)合調(diào)頻中，如果使用全功率補償，則會造成電池儲能系統(tǒng)（Battery Energy Storage System，BESS）的充放電頻繁；此外，在充放電過程中，容易導(dǎo)致電池容量偏小或偏大，從而導(dǎo)致儲能系統(tǒng)的充電狀態(tài)（State of Charge，SoC）偏高或偏低，使得電池壽命縮短，投資成本上升，因而無法兼顧AGC 的可追蹤性和BESS 的配置經(jīng)濟(jì)性[5]。

2.2 AGC 指令分配的集合經(jīng)驗?zāi)B(tài)分解方法

在此基礎(chǔ)上，本項目擬利用集合經(jīng)驗?zāi)Ｊ椒纸猓‥nsemble Empirical Mode Decomposition，EEMD）技術(shù)，對AGC 信號進(jìn)行逐層分解，得到一組具有不同時間尺度和趨勢特征的數(shù)據(jù)，即

式中：X(t)為要被分解的信號；hi(t)為原信號的第i次本征模式成分；rn(t)為分解的余項；n為分解的次序。

在本征模態(tài)成分的基礎(chǔ)上，構(gòu)建AGC 信號的時間-空間濾波器。選擇適當(dāng)?shù)臅r間-空間濾波器，并將原信號分為2 個部分，一個是能量存儲部分，另一個是頻率更高的部分，后者表示為

燃煤機組承擔(dān)頻率較低的部分，表示為

式中：0 ≤d≤n。

3 電儲能容量配置方法

3.1 非參數(shù)核密度估計統(tǒng)計學(xué)方法

由于AGC 命令與火電機組輸出偏差的分布模型存在很多外部干擾因素，且不能提前假設(shè)，故利用非參數(shù)估計的統(tǒng)計方法，可以在不了解整體分布類型的前提下獲得更好的統(tǒng)計分析結(jié)果。核密度估計是一種非參數(shù)估計的方法，適合于刻畫連續(xù)分布的概率分布。核密度估計為

3.2 基于EEMD 信號分解配置BESS

在此基礎(chǔ)上，利用EEMD 變換獲得的高頻信號，并將其作為PBESS輸出功率。在BESS 額定功率的確定中，因為蓄能系統(tǒng)的充放電是雙向的，所以蓄能功率取絕對值|PBESS|來進(jìn)行分析，見圖1。

圖1 電池儲能系統(tǒng)|PBESS|局部

以圖1 所示的一段數(shù)據(jù)為例，采用非參數(shù)核密度估計法建立其分布統(tǒng)計模型，|PBESS|的概率密度函數(shù)如圖2（a）所示，累積分布函數(shù)如圖2（b）所示。

圖2 |PBESS|的非參數(shù)和密度估計

如圖2（a）所示，|PBESS|的大部分集中在0 ～6 MW，其最大值達(dá)到14.2 MW。圖2（b）中用標(biāo)記的點代表了在電力偏離需求被滿足的可能性為98%的情況下，相應(yīng)的橫坐標(biāo)7.3 就是電力存儲系統(tǒng)的額定電力。

4 燃煤機組電儲能容量配置

4.1 電儲能配置

通過采用EEMD 分解方法，對所得到的AGC 信號進(jìn)行本征模式分量重建。濾波階數(shù)的選取，將直接影響到發(fā)電與儲能聯(lián)調(diào)系統(tǒng)的功率分配，從而對發(fā)電與儲能聯(lián)調(diào)系統(tǒng)的額定功率和容量有較大影響。如圖3 所示，由電儲能承擔(dān)的高頻信號主要集中在-5 ～5 MW，由燃煤機組承擔(dān)的低頻部分曲線變化平緩，因此火電機組更容易對這類信號進(jìn)行跟蹤。

圖3 分解后的高、低頻信號（局部）

配置步驟如下文所述：

（1）采用8 組有代表性的AGC 數(shù)據(jù)，對4 個季度的要素進(jìn)行了分析；

（2）針對比儲能系統(tǒng)所需頻率更高的頻率部分，利用核密度估算方法來確定儲能系統(tǒng)的功率，使d具有一個不同的數(shù)值，并將其設(shè)定為一個平均值，即蓄電池的額定功率Prate與其對應(yīng)的容量Erate；

（3）通過對火儲聯(lián)調(diào)系統(tǒng)的建模和模擬，根據(jù)調(diào)峰性能指數(shù)計算方法，求出了模擬系統(tǒng)的調(diào)峰性能指數(shù)。

電池儲能系統(tǒng)容量和調(diào)節(jié)性能指標(biāo)如表1 所示，當(dāng)d增加時，更多的頻率調(diào)節(jié)成分被分配到能量存儲系統(tǒng)，則需要更多的電力和容量。

表1 電池儲能系統(tǒng)容量和調(diào)節(jié)性能指標(biāo)

從表1 可知，在d＜4 的情況下，隨著d的增大，Prate值逐漸增大；在d=5 的情況下，平均Prate為7.5 MW；在d=7 的情況下，Prate為10.7 MW，超過了機組額定能力的3%。根據(jù)不同的配置方案，構(gòu)建了火電-儲能聯(lián)調(diào)系統(tǒng)的模擬模型，并進(jìn)行了相應(yīng)的模擬計算。在d＜5 的情況下，隨著d的增大，Kp值逐漸增大，蓄電功率增長較慢，調(diào)頻性能增長較快；但在d＞5 時，Kp增大較慢，這表明在加入較大容量的能量儲存后，對頻率調(diào)制的效果并不顯著，因此對于頻率調(diào)制信號，以d=5 時為最優(yōu)。圖5 和圖6 顯示了容量及Kp隨階數(shù)d變化的規(guī)律。

圖5 儲能電池額定功率隨濾波階數(shù)的變化曲線

圖6 Kp 值隨濾波階數(shù)的變化曲線

鑒于該系統(tǒng)的運行數(shù)據(jù)是通過隨機抽樣獲得的，并且數(shù)據(jù)覆蓋全年，因此可以選擇8 個具有代表性的工作日的平均配置值來作為該系統(tǒng)中儲能和電力的配置參數(shù)。取d=5，Prate平均值為7.5 MW，電池放電倍率選擇1 C，當(dāng)功率大小為7.5 MW 時，容量大小配置為7.5 MW·h。

4.2 火儲聯(lián)合調(diào)頻仿真結(jié)果分析

在設(shè)置了電能存儲裝置之后，對調(diào)頻工作狀態(tài)進(jìn)行了模擬和分析，其結(jié)果顯示如圖7 所示。在不添加儲能的情況下，系統(tǒng)的頻率調(diào)節(jié)效果不佳；在AGC 控制系統(tǒng)中，由于AGC 控制系統(tǒng)中存在著短暫的峰值和低谷，導(dǎo)致系統(tǒng)不能很好地對AGC 控制系統(tǒng)中的信號進(jìn)行跟蹤，從而導(dǎo)致系統(tǒng)的跟蹤偏差很大。在配置了電力儲能之后，利用EEMD 分解方法，將BESS 的高頻信號與燃煤機組的低頻信號進(jìn)行分配，模擬結(jié)果顯示，電池的快速充放電特性能夠滿足AGC 在短期內(nèi)的波動。同時，燃煤機組也不會在短期內(nèi)迅速增加或減少負(fù)載，火儲聯(lián)合出力與AGC 指令基本一致，達(dá)到了良好的調(diào)頻效果。

圖7 火儲能聯(lián)合調(diào)頻仿真結(jié)果

5 輔助服務(wù)收益與儲能投資分析

根據(jù)區(qū)域輔助服務(wù)政策、儲能投資成本、儲能系統(tǒng)損耗，對配置結(jié)果進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

5.1 電儲能系統(tǒng)全壽命周期成本計算方法

初始投資成本折算到每年的成本費用為

式中：EB為能量存儲裝置的容量配置；CE為能量儲存系統(tǒng)的容量配置單位價格；rs為貼現(xiàn)率；Nz為能量儲存系統(tǒng)的使用壽命。

以年為單位，運行維護(hù)成本為

式中：KO和KM分別為單位功率和單位容量的年度操作與維修費用因子；PB為電力存儲裝置的額定功率；QB為能量存儲系統(tǒng)的年發(fā)電量。

運行維護(hù)費按初始投資的一定比例近似估算，得

式中：μ為儲能系統(tǒng)運行維護(hù)費用系數(shù)。

綜上，儲能電站的年成本費用為

5.2 輔助服務(wù)收益分析

收益按1 元/MW 的出清價格和180 天/年的運行天數(shù)計算，機組日均里程為11 600 MW。在此基礎(chǔ)上，提出了一種磷酸鐵鋰單體電池，該電池的全深度循環(huán)性能為3 000 ～5 000 次，理論壽命可達(dá)10 年。將電池?fù)p耗和容量衰減進(jìn)行了考慮，儲能系統(tǒng)的運營年限為N=5 年，運營維護(hù)費用系數(shù)p=5%，投資成本年值為535.74 萬元，年運營維護(hù)費用為119.25 萬元。

儲能系統(tǒng)全回路充放電能量效率n=88%，年運行平均充放電損耗為1 944 MW·h/年，年用電損耗為864 MW·h/年，電價按照443 元/（MW·h）進(jìn)行計算。安裝BESS 后，綜合調(diào)頻性能Kp 從2.17增加到10.59，比原綜合調(diào)頻性能Kp 增加了388%。輔助服務(wù)的年平均補償收入由456.53 萬元增加到2 227.96 萬元。

表2 列出了經(jīng)過配置后的年投資費用、運行費用、電力消耗費用和總凈利潤。從比較可以看出，在電力儲能參與燃煤機組AGC 調(diào)頻之后，綜合凈利潤從456.53 萬元/年上升到了1 448.58 萬元/年，凈利潤增量達(dá)到了992.05 萬元/年，投資回收期為2.4 年。

表2 優(yōu)化配置BESS 前后調(diào)頻性能

6 結(jié) 論

本項目擬以實際AGC 數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用統(tǒng)計與模擬相結(jié)合的方法，從區(qū)域電網(wǎng)輔助服務(wù)市場的角度，定量評估儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)調(diào)頻的影響。本文首先提出了電力系統(tǒng)中機組參加AGC 頻率調(diào)節(jié)時的性能指數(shù)計算方法，為電力系統(tǒng)的組態(tài)分析提供了基礎(chǔ)。其次，通過對電力系統(tǒng)中火力發(fā)電廠與電力系統(tǒng)的聯(lián)合分析，提出了一種利用非參數(shù)核聚變密度來進(jìn)行電力系統(tǒng)中電力系統(tǒng)與電力系統(tǒng)之間能量分配的算法。最后，進(jìn)行火儲聯(lián)合調(diào)節(jié)控制系統(tǒng)仿真、區(qū)域輔助服務(wù)調(diào)節(jié)指標(biāo)、補償效益等方面的研究，以檢驗所提出調(diào)節(jié)策略的正確性以及電力儲輔助系統(tǒng)調(diào)節(jié)的經(jīng)濟(jì)性。