储能系统在火电厂中的应用

张利明，任蓓蓓，郭 庆

（1.京能集团山西漳山发电有限责任公司，山西 长治 046021；2.国网山西电力调度控制中心，山西 太原 030000）

0 引 言

近些年，随着时代的进步，电网中开始大规模并入风电与光伏发电等新能源。因其发电特性固定，直接影响了电力系统运行的稳定性，其中以调峰与调频两方面表现最为明显。冬天是风电大发时节，因火电机组大部分进入供热阶段，一定程度上降低了电网调频能力，出现了严重的风电弃风问题。电网系统运行中，随着风电装机容量的日益扩大，一旦AGC调频辅助服务需求得不到电网的满足，就会严重制约风电等新能源的有效开发与利用，同时严重影响火电机组辅助服务双细则收益[1]。

1 储能系统综合分析

1.1 储能系统参与AGC调频的意义

在电力生产运营管理中，作为主要调频资源，大型火电站燃煤机组储能AGC调频效果明显较好。储能系统引入量较少，有效缓解了区域电网缺乏调频资源的问题。本项目研究预计会直接影响电网AGC调频运行情况，明显改善电网可靠性与安全性，对智能电网建立与可再生能源接纳能力的改善产生了深远影响。另外，如果在AGC调频任务中大量火电机组不断被解放，稳定处理且负荷率日益提升，将有效改善机组燃煤效率，缓解因AGC频繁调节引起的火电机组设备的疲劳和磨损问题，提升机组使用效率，延长其使用寿命，从而为社会节能减排目标的实现提供重要保障。

1.2 储能系统方案与主要技术条件

储能技术的特征适合于电网AGC调频。在电力系统运行过程中，AGC发电自控系统主要是对电网调频电源有功出力进行实时调节，以此有效控制电网频率与联络功率，从而为短时间内因电网随机性引起的有功不平衡现象的解决奠定基础。在此情况下，AGC电源性能必须要满足调节速度快、调节精度高及调节频率转换方向等要求。

AGC电网调频功能包含来自水电、燃气与火电机组等常规电源。因构成该电源的机械器件具有一定的旋转惯性，必须要经过一系列复杂流程才能将一次电源成功转换成电能。尤其是火电机组AGC调频功能与电网调节效果存在的差距较大，如调节延迟、超出或不足等问题。储能系统装置能够很好地配合电网响应AGC指令来调节功率。

如果储能系统运行比较成熟，在功率规定范围内的1s时间内，指定功率输出精度就会达到99%，其综合响应能力确保满足了AGC调频时间范围功率转换需求。由美国西太平洋国家实验室（Pacif i c Northwest National Laboratory，PNNL）2008年提供的一份研究报告指出，平均来讲，相较之水电、天然气及燃煤等机组，储能系统调频效果分别是其1.4倍、2.3倍与20倍。若储能系统为10MW，只需2s就可从+10MW降为-10MW，即若AGC指令为20 MW，应用储能技术就可在2s内实现。如图1所示，储能AGC追踪与其指令曲线几乎完全重合，即不再出现反向、偏差及延迟等一系列调节问题。可见，对于火电机组而言，储能系统有着更加突出的综合AGC调节性能。

1.3 实例分析

某电厂选用的储能系统是由美国A123 Systems公司推出的磷酸铁锂电池。在世界范围内，该公司属于锂电池储能系统顶尖供应商，更是美国能源发展重点支持的企业。它独特的纳米材料Nanophosphate专利技术，保证了其储能系统的高可靠性和安全性。在合理管理的条件下，系统循环充放电寿命达到百万次，确保系统使用寿命达到10年以上。截止到现在，该企业在中国、南北美、欧洲及非洲等地区销售大规模电网储能系统，总计已经有超过100 MW的储能系统在美国及南美的多个电力市场提供AGC调频服务，运行效果良好，未发生系统事故[2]。

图1 储能系统跟踪电网AGC调频响应过程

近年来，经过长期的技术论证和项目运行测试后，美国各电力市场已经开始大量采用各种新兴的储能系统开展电网AGC调频服务。到2013年末，美国各地区电网AGC调频储能系统应用规模总计实现100 MW。此种情况下，储能技术促使电网规模化商用趋势日益明显，系统普遍达到了97%以上的可用率，且实现了无人值守自动运行。可见，系统安全性和可靠性方面已经具备参与电力正常生产的条件。

1.4 储能系统格局

现场安装2.33 MW×15 min的储能单元，在预置水泥支撑脚处整体就位集装箱，以此确保储能系统整体灵活布局。结合项目场地布局，合理组合并摆放该储能单元、功率转换设备及制冷设备系统等，整个设备占地面积为20 m×7 m。

并联不同模块构成大规模储能系统，如2.33 MW的单模块储能系统。在本研究项目中，7 MW储能系统包含2.33 MW模块3个。对模块面积、冷却系统、逆变装置与通道宽度等因素进行综合考虑，系统占地总面积达到500 mm2。参考20 m×25 m的方法布局，亦或是结合场地条件，对布局方式进行灵活调整与设计。各单元储能系统与室外安装要求相一致，无需另外建设厂房。

2 项目经济性分析

参考国家能源局山西监管办制定的《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，根据调频电源AGC调节深度与性能之间的乘积进行有效补偿，即为AGC服务补偿规则。

具体来讲，针对某台AGC电源，有[3]：

其中，日补偿费用为每日AGC调节深度的总和；当天设备AGC平均调节性能通过其指标进行体现，包含调节速率、精度与响应时间等；而元/MW则是补偿价格的单位。这一规则在一定程度上反映了依照AGC调频效果付费原则有效控制电网AGC贡献，得到了更高的AGC补偿。

以项目7 MW储能系统为例。该储能系统投运后，根据目前火电机组的AGC补偿政策获得收益。根据已有同类项目运行的实际情况，结果如表1所示。本项目7 MW储能系统辅助300 MW火电机组提供AGC调频，项目每天将获得约800 MW的有效调节深度，即每天获得5万元的AGC补偿收益，每年获得1500万元的经济收益。

表1 加装储能系统AGC补偿数据

3 储能系统将显著提升电厂AGC调节能力及收益

某电厂建设的两台国产亚临界燃煤循环流化床空冷机组，容量为3×105kW，其燃料以煤矸石与洗中煤为主，电压等级为220 kV，与山西电网接入。受流化床机组属性与煤质等因素影响，机组AGC有限的调节能力无法获得更多的AGC辅助服务补偿。整个2013年，AGC补偿每月平均仅有0.7万元。储能系统正式投入运行后，AGC调节能力将显著增高，成为电网最优质的AGC调频电源。

4 某电厂机组加装储能装置投入ACE模式后存在的问题

机组投入ACE模式后，在调试阶段，原系统协调逻辑没有改变，只将机组负荷变化率由原来的3.6 MW改为2MW。

存在问题：

（1）负荷指令变化幅度大（变化范围为5～12MW），且经常出现连续加或连续减负荷情况（上下幅度可达到30 MW）。

（2）主汽压变化幅度大。如果不进行人为干预，在负荷指令变化情况下，机前压力波动范围为-1.5～+1.5 MPa（在人为干预情况下，与AGC模式下的主汽压相比较，波动要大许多）。

（3）空预入口氧量波动范围较大（0.5%～1%）。因负荷指令变化，引起给煤量变化，进而引起炉膛风量变化量较大，从而导致空预器入口氧量变化，炉膛负压变化能够达到±700 Pa（由于锅炉调节性能的滞后性，人为干预炉膛总风量时，与AGC模式相比较，风量调节范围较大）。

（4）二氧化硫变化（氮氧化物的变化还需观察）。负荷指令变化引起煤量变化和风量变化，从而导致二氧化硫排放值波动（二氧化硫变化，可能会导致石灰石投入量变化，具体石灰石耗量增加与否还需要观察一段时间）。

（5）电气方面。6 kV母线电压波动幅度最大能达到约70 V，高厂变负荷波动，但均在正常范围内。

（6）汽机侧。因负荷指令的变化幅度比AGC模式时大，因此各监视段压力也经常变化（但幅度不是太大），其他暂时未见异常。

（7）从DCS上看，负荷指令跟踪基本正常，具体需参看调度方面的数据。

（8）由于负荷指令变化幅度大且较频繁，锅炉汽温调整量增大，减温水量波动带来汽包水位略有波动，需进一步优化逻辑。

5 结 论

综合分析，火电机组加装储能装置能够满足电网AGC辅助服务需要，实现多赢，使电网负荷调节更加精确、快速，实现区域电网潮流均匀分配，从而实现电网与电厂之间共赢的目的，同时提高火电机组安全运行水平。