火电厂储能辅助调频性能及效益分析

火电厂储能辅助调频性能及效益分析

孙剑,孙成照,魏正刚

（华能淮阴电厂  江苏  淮安223001）

摘要：近年来，风电及光伏发电等新能源并入电网，火储联合调频凭借“调节速率快、精度高、响应时间短”的优势迅速发展，为促进光伏、风电等新能源消纳提供了保证。本文结合火电厂储能系统改造实例，根据实际运行情况分析存在的问题，探讨电厂对储能系统运行技术策略和经济分析，为储能辅助调频运行提供参考。

关键词：储能；辅助调频；调频性能；效益

随着光伏发电、风力发电等电站并网发电，电力系统中系统惯量下降，新能源设备自身频率、电压耐受能力比较低，功率扰动引发的频率波动问题越来越引起重视。

常规火电机组AGC调频用以解决区域电网内秒级或分钟级的短时间尺度、具有随机特性的有功不平衡问题。储能系统相对容量小输出范围小，但响应速度快，储能、火电协调运行能够显著改善火电机组对电网AGC调频指令的执行效果，能够改善机组AGC性能，保证电网频率的稳定，提高电力系统运行的安全性。

1.调频辅助服务补偿

江苏统调电厂调频辅助服务由市场化报价形成，补偿费用按日统计、按月结算，分为基本补偿和调用补偿两类。

1.1 基本补偿

所有具备合格AGC功能的机组按照性能、容量、投运率计算基本补偿费用。计算方法为：

补偿=标准*当日性能指标*可调容量*当日AGC投运率

基本补偿主要影响因素为调频综合性能指标、AGC投运率、可调范围。综合调节性能指标上限为2，补偿标准为2元/MW。该部分补偿收益相对固定。

1.2调用补偿

每周由调度机构发布需求，各机组根据自身性能进行报价，经过统一出清，中标机组优先调用，形成AGC调用补偿。调用补偿费用计算方法：

补偿=调频里程*日综合调节性能*出清价格

调用补偿费用主要取决于综合调节性能、调频里程及出清价格。

2. 储能系统接入、运行方式

电厂现有装机规模1320MW，二期3、4号机组（2×330MW），三期5、6号机组（2×330MW）。储能电站规模10MW/5MWh，电池采用磷酸铁锂电池，包括2个5MW/2. 5MWh储能子系统，每个子系统由2个额定容量2.5MW的储能单元组成。每套储能电池组接入一台500kWPCS直流侧，每两台PCS交流侧并联接入双绕组升压变低压侧，经升压变升压后经6kV就地开关柜接入储能电站6kV母线，四段储能母线分别接入四台机6KV厂用电母线。正常运行时，当储能电站侧母联闭合，每个子系统输出功率5MW参与一台机组调频，当电厂单台机组运行时，通过电厂侧6kV母线联络实现 6kV 母线A段或B段联络实现储能电站输出功率 10MW。

为满足任何情况下单机能够调用全容量储能系统，并考虑厂变扩容成本较高，对储能系统进行电厂侧调频电源联络改造，改造方案采取在3号机6kV和4号机6kV配电室分别增加一台联络刀闸柜，通过联络刀闸将3号机储能电源开关与6号机储能电源开关在出线侧连接，4号机储能电源开关与5号机储能电源开关在出线侧连接。改造中对新增刀闸增加机械、电气“五防”功能，储能电源开关的控制回路、继电保护、热工逻辑、PMU、储能控制系统都进行了相应的优化，保证机组运行的安全，实现5MW储能系统辅助任意两台机组或10MW储能系统任意辅助一台机组，提高了储能辅助机组调频的灵活性。储能系统接入电厂方式如图1所示。

图1 储能系统接入方式

3. 收益分析

基本补偿主要影响因素为调频综合性能指标、AGC投运率、可调范围，该部分补偿收益相对固定。增加储能系统后，基本补偿变化不大，调频收益主要体现在调用补偿，调频补偿与机组调频性能指标、里程、报价息息相关，调频里程多、日综合调节性能及出清价格高，利于收益的提高。综合性能既参与报价，又参与收益计算，提高综合性能是增加调用收益的关键。

3.1 调频收益

通过2022年8、9、10月储能系统运行期间状态分析，搜集调频性能指标、里程、报价等数据，分析提高调频收益的途径。

3.1.1调频性能

（1）综合调频性能指标根本取决于机组自身的调节性能，锅炉蓄热、燃烧惯性、汽轮机调节特性对调频性、协调方式、一次调频逻辑、机组变负荷率等对调频性能起着决定性作用，在这些方面需要进行优化。同时，入炉煤热值降低对磨组方式、煤量与负荷匹配以及负荷变换范围有着很大影响，引起燃烧调整惯性更大，进而影响机组调节速率和精度，最终对调频性能产生不利影响。

（2）电网在网容量和调频需求容量对调频性能有显著影响。在电网调频需求容量一定时，在网容量高机组负荷变化小，在网容量低机组负荷变化大。机组负荷分布规律对机组调频性能影响较大，负荷变化特性为高或低负荷稳定、连续大幅升降负荷工况时调频性能较低，特别是AGC指令大范围连续单方向变化时，变化的幅度超过了机组和储能系统当前调节能力之和，无法完成对AGC指令的有效跟踪，这种情况超出储能系统的输出功率极限；机组负荷在中低负荷段波动时，机组、储能联合调节，综合调频性能显著提高，而在较高负荷段，特别是高温季节机组真空低，为防止煤量超调、汽压滞后过多，运行人员调整干预较多，反而不利于调频性能的提升。

（3）储能系统可用容量、调节策略及投运率。储能运行时SOC设定上限为80%，下限为20%，实际可用容量为60%；储能投运后电池簇存在温度高过流的问题，多个电池簇长时间无法投运，同时缺陷处理时停运部分电池簇或电池堆，降低了调节容量；SOC限制一般通过计算得出，可能存在计算不准的问题，SOC限制可优化为电压限制；本储能系统在AGC指令变化超过15MW时不参与调频调整，失去辅助调频作用。在试运前期，双机带储能系统，储能系统容量不足相对不足，2022年10月对储能系统改造后，实现单机调用全容量储能系统，使储能容量占所在机组容量的3%，调频性能显著提升，同时储能系统方式灵活性保证了储能系统投运率。

（4）AGC有效指令。跟踪机组AGC指令，单次最大为20MW，机组调节速率设定为5MW/min,结合其他电厂数据，储能系统投运后覆盖约70%的调频指令，此部分调频性能提升非常明显，剩余部分指令的响应较差。

（5）AGC投入率。AGC退出期间精度不做统计，该时间段不参与机组调频性能计算，不影响对机组综合调频性能的统计，甚至可以在保证调节性能的基础上短时投入AGC达到提高综合调频性能的目的。但AGC投入率低，AGC调节时间减少，调节里程降低。

3.1.2 调频价格

调频报价以机组为单位，按照七日综合调频性能指标/调频报价比值由高到低进行排序,同等条件调节范围大、申报时间早者优先，比值越高越容易中标，调频性能指标与调频报价散点图如图2所示。

图2 调频性能指标与调频报价散点图

根据调频性能指标与调频报价散点和以往调频市场运行经验，调频性能指标/调频报价在6以上基本可以中标，调频中标与调频需求容量、其他电厂调频申报有关，容量需求不同，中标的几率不同，该比值在4-5有时也可以中标。

3.1.3调频里程

一般情况下，调频中标机组调节里程较大，未中标机组原则上调频里程较短，但如遇电网特殊运行方式或者频率异常时可按需调用，调用价格仍按照机组报价结算。

（1）中标机组调频里程明显较未中标机组里程多，在电网负荷轻时，调频性能指标优的机组调频里程相对明显增加。

（2）无论是否中标，按需调用时优先调用性能高的机组。同时，同等条件下调频时调频性能好的机组占据优势，调频里程增加。

（3）AGC投入率影响调频里程。受限于机组储能最高最低出力调用、深调以及断煤等异常处理， AGC投入率一般在80-90%，综合储能系统调节退出时间，储能实际参与辅助调频的运行率更低，储能辅助调频功能减弱。

在机组安全经济运行前提下，通过提高调频性能、合理报价，达到提高调频收益的目的，其中9月份收益情况见图3。

图3 9月份调频收益情况见

3号、6号机AGC调用收益53.78万元、基本收益2.45万元，5号机AGC调用收益3.36元、基本收益0.64万元，9月份调频市场总收益为60.23万元。随着机组一拖四方式的改造投运，调频收益将进一步增加。

3.2电厂侧运行成本

储能调频系统运行损耗包括2个组成部分，包括储能系统充放电损耗和站用电。储能系统充放电损耗主要有电池充放电损耗、PCS装置损耗、变压器损耗、电缆回路损耗等；站用电主要有电池冷却、控制用电、照明等。

根据8、9、10月实际运行数据分析，储能系统充放电效率约83%，月平均充放电损耗约150 MWh，站用电月耗电量约80MWh，按上网电价450元/MWh计，全年耗电成本月124万元。充放电损耗主要与电池充放电量有关，调频里程的增加，充放电损耗随之增加。

按9月份调频收益计算，全年调频收益约700万元，储能辅助调频增加收益约570万元，扣除运行成本储能辅助调频增加收益约450万元。

目前，储能市场一般由投资方利用电厂机组设备投资建设储能电站并负责运行维护，调频收益按照比例进行分成，投资方倾向于储能调频收益，电厂则关注整体经营效益。在当前煤炭市场行情下，煤价居高不下，发电边际贡献和调频收益为负贡献，电厂对调频市场热情不高，调频实际收益需要结合调频收益、成本费用与发电成本一体核算，进行综合评价，并制定相应的经营策略，达到收益最大化。

参考文献

1.乔军朋 电储能联合调频技术在火电厂的应用研究 [J] 《中国设备工程》，2021.11（上）

2.毛庆汉 储能联合火电机组参与调频辅助服务市场的工程应用 [J] 《电气技术》，2021年7月

3.孙钢虎 王小辉 陈远志 杨沛豪 寇水潮 郭 霞 储能联合发电机组调频经济效益分析 [J]  《电 源 学 报》，2020年7月第四期