火储联合调频在发电侧的应用研究

赵觉，傅学辉，黄泽璋

（浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 乐清 325600）

目前，浙江省电网调频以火电机组为主，通过调整机组有功出力，响应系统频率变化。火电机组由自身通过汽轮机调门调节功率，但响应时间长、爬升速率低，无法准确跟踪调度的指令，会导致调整时间延迟、调整偏差、调整反向等现象。与火电机组相比，水力发电机组的响应更快，可以在几秒钟内达到调度指令要求。然而，浙江境内水力发电机组建设受到地理条件与天气因素的制约，总体可用频调能力有限，因此迫切需要更新的频调技术，以满足调度的频调要求。火储联合调频系统响应速度快，短时功率升降快，调节灵活，可在毫秒至秒内实现满负荷输出，并在额定功率范围内精确控制。

1 火储联合调频的应用特点

火储联合调频技术在火电厂中的作用主要体现在改善电厂自动发电控制（AGC）性能方面。研究表明，当一台全程参与AGC频调的火电机组有储能装置参与辅助调节时，可以有效提高火电厂的AGC性能，并将机组的Kp值（调节性能综合评价指标）提高到5.0以上。

此外，由于传统的火力发电机组需要经过一系列复杂的过程才能将一次能源转化为电能，对有功功率调节的响应速度较慢，这导致当机组承担AGC调节任务时，制粉系统会出现负载升高、设备磨损严重、发电煤耗增高等一系列问题。然而，采用火储联合调频技术，可以弥补上述缺陷。

通常情况下，在火电厂配备储能系统具有以下特点：（1）可靠性和安全性高，保证电网/机组在正常或故障条件下的可靠运行，储能系统的运行和切换不影响机组本身的正常运行；（2）充放电响应速度快，可满足相关调频应用场景下的短期大功率输出要求；（3）循环寿命高，能够满足系统频繁往复充放电的需要；（4）能源利用率高，储能系统的能源利用率应达到97%以上，整体能源转换效率应高于90%；（5）集成度高，空间占用小。

2 火储联合调频的基本原理

火储联合调频系统由储能蓄电池仓、电池管理系统（BMS）、储能双向变流器（PCS）、储能能量管理和调频控制系统（EMS）等部件组成。

其工作原理是，通过将储能设备接入火电机组中，一般接于机组厂用电，火电机组作为响应AGC调频命令的基本响应单元，而储能系统作为快速响应的补充单元。当调度发送AGC指令到机组 时，机组同时发送AGC指令到储能控制系统，发电机组按常规流程响应AGC指令，储能控制系统通过计算AGC指令和机组实际出力，自动补偿机组出力偏差（见图1）。由于储能系统可以有效地调节输出功率，因此其应用可以有效提高机组AGC指令的响应精度和速度，同时也可以显著降低机组运行中的风险，缓解机组运行中设备的磨损。此外，在实际应用中，由于储能系统不需要与发电厂单元共享相同的生产控制逻辑，可以最大限度地减少储能介入机组的操作风险，避免对机组的调频控制。

图1 火电储能调频原理

3 火储联合调频实例

3.1 储能容量配置

储能系统的容量通常由电网AGC调频特性和机组功率决定。以浙江某发电厂一期2×660MW机组储能项目为例，统计表明，电网向电厂机组发出AGC调频命令，其中80%的调频命令约为机组满负荷的3%。因此，电厂需要配备约19.8MW的储存装置。考虑到发电机组本身的调节能力和频调命令的裕度，配置20MW的储能容量即可满足调频需求。

3.2 储能接入方式

考虑到原机组一次接线已固定，为节省施工改造成本及运行维护便捷，本项目分为两个10MW/10MWh子系统，分别接入1#、2#机组6kV厂用电A段和B段备用间隔（10BBA01GH007、10BBB01GH010、20BBA01GH007、20BBB01GH010），同时，将电厂侧6kV备用间隔所配电动机保护装置改为线路差动保护装置，并新增双向电能计量装置用于储能调频系统电量结算。储能电站就地内设置2段6kV储能母线A、B，分别接入4个2.5MW/2.5MWh储能单元6kV出线，每个储能单元由2.5MWh储能电池单元和2.5MW储能变流升压单元构成（见图2）。

图2 储能接入系统原理图

3.3 机组调控改造

储能系统以通讯/硬接线方式接入机组RTU和DCS系统，为确保机组和储能系统能够整体响应电网AGC调度指令，有必要对原机组RTU和DCS系统进行改造，具体方案如下。

（1）机组RTU改造。①将机组出力和储能系统出力相加，作为机组整体出力（机组回传调度的遥测点不变，无需新加机组返回值）。②储能控制系统使用约定的通信协议（单向，RTU站单送，储能系统主控单元单收）与RTU通信，以获得实时运行数据。

接入储能系统后，RTU将机组和储能系统的输出相加为单个信号，并发送至调度。从调度的角度来看，储能和发电厂没有区别，而是作为一个整体进行评估，即无论储能投入或是退出，上送至调度的遥测信号数量保持不变，储能系统仅使用约定的通信协议从发电厂接收（不返回）RTU信号。

（2）机组DCS改造。增加DCS系统与储能控制系统之间的通信，进行信息数据交换。为实现储能系统调节功能,储能总控单元需要从机组DCS系统获得以下数据：DCS允许储能投入、发电机组出力反馈、发电机组调峰投入反馈、调峰指令、发电机组实际负荷指令、发电机组调峰投入反馈、发电机组一次调峰动作标志、发电机组出力限幅、发电机组调节速率限幅。同时，储能系统可以根据电厂运行要求上传储能系统运行状态信息包括：储能系统投入退出反馈、储能系统并网功率、储能系统辅助调峰投入反馈、储能系统充放电状态、储能蓄电池电压等。

3.4 高厂变容量校核

目前，电厂1#A、1#B、2#A及2#B高厂变容量为40MVA，根据电厂提供的高厂变最大工况运行数据，校核计算结果如表1。

表1 高厂变容量校核

从校核结果可知，接入20MW储能系统后，1#机组和2#机组的高厂变容量实际运行工况下，不会出现过载情况。

3.5 短路电流校核

由于储能辅助调频系统的核心设备PCS为双向功率器件，接入机组厂用电后改变了厂用电负荷的大小，增大了故障时的短路电流，因此有必要针对储能辅助调频系统对发短路电流的影响进行评估。电厂6kV进线开关额定短路开断电流50kA，储能辅助调频系统处于额定放电工况时，6kV母线侧发生短路时，提供的短路电流为储能系统与原厂用电短路电流之和。

储能系统采用基于高频电力电子技术的双向功率变换装置（PCS），以恒功率形式运行，其所能提供的短路电流受到电力电子器件IGBT的制约，最大不超过IGBT额定容量电流的1.5倍。每段6kV母线上的10MW/10MWh储能系统所能提供的最大短路电流不超过1.443kA×2=2.1645kA。因此，从表2可知，满足短路要求。

表2 短路电流核算

4 结语

储能系统与常规火电机组的结合有效地提高了电网的整体频调能力，可有效应对电网异常或故障造成的出力偏差，提高了电网的电能质量和系统稳定性。同样对于电厂来说，提升电厂的AGC指令秒级响应能力获取额外的AGC服务补偿费用；将机组从长期的AGC调频任务中解放出来，高负荷率的稳定出力提升机组的燃煤效率，有效缓解由于频繁调节造成机组的设备磨损和疲劳，机组的可用率及使用寿命得到提升，同时符合国家节能减排要求。