供热电厂AGC 储能辅助调频系统项目的可行性分析

吴安顺

（福建省鸿山热电有限责任公司 福建石狮 362712）

1 储能市场的发展趋势

2020 年5 月20 日，中关村储能产业技术联盟（CNESA）正式发布《储能产业研究白皮书2020》，最新数据显示，中国的储能能力在2019 年年底达到了3 240 万kW。 预计未来几年储能市场将继续稳步增长。 据中国储能联盟预测，未来20 年全球储能投资额为6 200 亿美元， 到2040 年全球累计安装量将达到942 GW/2857 GWh。 离子电池成本逐年下降正在推动这一趋势，预计到2030 年公用事业规模储能系统的成本将下降约52%。 近10 年，锂电池性能大幅提高，成本大幅下降，商业化应用在储能领域基本成熟。 国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》提出，要通过构建以消纳为核心的清洁能源发展机制、 加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制等来提升清洁能源消纳， 为电化学储能业务的发展提供空间。 《新疆电网发电侧储能管理暂行规定》对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55 元/kWh。 但现有的政策和标准还存在不确定性， 如储能参与电力市场交易缺乏稳定和明确的价格机制、管理和审批缺乏统一的规则、储能行业标准规范尚不完善等。

2 火电厂AGC 储能辅助调频系统概况

2.1 工作原理

AGC 储能辅助调频系统采用电池储能系统、 储能双向变流器实现锂电池和厂用电源之间的双向流动，工作原理如图1所示。

由多个直流电池组集成的大容量电源系统， 机组在调频降负荷时，电储能装置处于充电状态，6 kV 厂用电系统经干式变压器降至低压，再由整流装置整流成直流对电池充电，消耗电能；当机组调频需要升负荷时，储能装置放电，电池组经逆变器转换经干式变压器逆变至6 kV 厂用电系统，电能释放出去。AGC/ACE 投入运行模式下电储能系统投运后，调度数据网下达的调频指令发送至RTU，RTU 接收到调度调频指令后，机组AGC 动作控制机组出力朝目标值调整； 同时RTU 将AGC/ACE 调频指令发送至储能控制器。 储能系统控制单元根据指令目标负荷与调频机组实时负荷之间的差值自动控制电储能系统出力大小，将储能系统出力反馈值发送至RTU，RTU 将机组出力与储能系统出力进行合并， 并将合并后的出力信号上传调度数据网，作为辅助服务考核依据。 通过储能控制系统自动实时控制调频目标值与机组出力差值， 直到燃煤机组出力满足调频指令要求和目标值要求，本次调频结束。 在联合储能过程中， 储能装置能做到协调并匹配燃煤机组和储能系统各自对应出力， 快速准确完成调节任务。 在本次调频指令结束后，储能控制单元将储能装置蓄电池恢复至额定状态，等待下一次调频指令到来。 作为单独控制的分立系统，储能调频系统控制单元不影响机组对AGC 的响应控制流程。

图1 AGC 储能辅助调频系统工作原理

2.2 收益方式

福建电力现货市场建立前，对于提供调频服务的电厂，采用 “容量补偿+里程补偿”。 其中容量补偿按照定额补偿的方式，里程补偿采用市场化补偿的方式［1］。 里程补偿以机组的调频里程作为交易标的，采用日前报价、实时出清的模式；以15 min 为1 个计费周期，按边际价格出清。 调频市场实行日清月结。 在调峰调频服务市场激烈的竞争环境下，增加储能调频设备联合发电机组共同开展AGC 调频业务。 通过储能新技术优化AGC 调频服务质量， 实现快速折返、 精确输出以及瞬间调节，弥补发电机组的响应偏差，提高机组随AGC 指令调整的响应速率。 只有在调频市场，中标发电单元可获得相应调频里程补偿费用。 所有提供合格AGC 服务的发电单元均可获得相应AGC 容量补偿费用。

3 火电厂AGC 储能辅助调频系统经济性评价

火电厂建设储能项目参与系统调频服务， 从中获得调频交易服务费用。 项目能否获得收益取决于机组参与调频服务的调节里程和中标价格以及全年参与调频服务的时间［2］。目前全国已有多个项目建成参与调频服务，如：广东茂名臻能热电AGC 储能调频辅助项目、华电忻州广宇煤电有限公司AGC 储能调频辅助项目（9 MW/4.5 MWh），内蒙古能源发电准大发电有限公司2 台300 MW 火电机组（9 MW）储能系统辅助项目、湛江中粤能源有限公司发电机组为2×600 MW 亚临界燃煤火电机组储能调频辅助项目等。 从这些已建项目来看，投资额、投资回报周期与建设规模息息相关。 如某个电厂建设40 MW/20 MWh 储能调频辅助系统的投资估算和收入评估情况见表1 和表2。

表1 投资估算表 单位：万元

该电厂与储能服务单位签署能源管理合同， 收益在两家之间分摊。 储能服务单位提供设备和工程服务及维保服务，合同期限为10 年，产生的收益按照储能服务单位和电厂之间前5 年按照4∶1 的比例进行分成；后5 年按照1∶1 比例进行分成。投资方10 年的总调频收益为21 644.11 万元，电厂10 年的总调频收益为9 432.63 万元，投资回收期约为4.6 年。

4 供热电厂AGC 系统目前存在的问题

目前机组在供热工况下，调节里程无法满足《福建省电力调频辅助服务市场交易规则》“单机容量30 万kW 且可调节容量15 万kW 及以上的火电机组可参与调频交易” 以及在之前AGC 试运行阶段也无法满足调节速率 “采用直吹式制粉系统的燃煤机组AGC 控制时的标准调节速率为1.0%机组额定有功功率/分钟”的要求，根据《福建省电力调频辅助服务市场交易规则》第十三条：调频服务市场对机组性能设置准入门槛，要求机组调频性能综合指标不低于0.53， 并视市场实际运行情况调整。 在单机供热时段，供热机组目前未达到准入市场门槛，不能申报调频交易，需要进行纯凝、供热工况AGC 优化，并经过第三方及省调考核合格后，方可重新申请参与调频交易。存在问题具体如下：

（1）供热工况下，热用户对热负荷的需求量变化不可控，当机组调频方向与热负荷需求同向叠加时 （特别是早高峰和晚低谷时间段），锅炉的出力将很难跟上负荷指令，调频性能综合指数达不到要求的可能性很大。

（2）制粉系统热风调门的自动特性仍然存在较多的问题，如调门卡涩、调节线性差、自动跟踪不好等。

（3）机组在供热工况下，锅炉负荷指令为AGC 电负荷指令和供热指令之和， 但供热折合换算成的指令与实际需求量存在很大偏差，锅炉指令也出现偏差，锅炉实际出力与供热和发电量的需求不匹配，同样会使锅炉参数出现异常。

（4）供热机组的供热工况下，机组的可调节容量仅有9 万kW，并不满足调频交易规则。 因此机组供热时，若要满足可调节容量要求，则锅炉必须按照最大连续蒸发量运行。

（5）当前机组的多个子系统自动调节水平较差，很难满足机组投入AGC 的需求。这些子系统的自动调节问题，在机组投入AGC 前，应该完成调试并确保能够有效投入，减轻运行人员的操作量。

5 建设供热电厂AGC 储能辅助调节项目的一些想法

（1）未来核电、新能源装机规模不断扩大，火电调频需求量会更大。 国家电网支持电化学储能业务发展，也明确表示在储能技术攻关等方面给予福建更多支持， 因此蓄电池储能项目未来将会有一定的发展空间。 投资建设项目前应进行充分的调研、可研，确保项目的可行性。

（2）供热机组AGC 系统现存问题必须先行解决，一旦建成后无法投运，将无法实现投资收益。 调频服务市场对机组性能设置准入门槛，要求机组调频性能综合指标不低于0.53。 若机组持续8 个中标小时未能达到门槛值， 则6 个月内不准许其参与调频市场。 发电企业对机组性能进行改造后，可向省调申请测试综合调频性能指标， 测试期间机组AGC 应连续8 h 投入调频模式。

表2 储能收入评估表

（3）AGC 储能辅助调节项目能否获得收益，主要取决于机组参与调频服务的调节里程和中标价格以及全年参与调频服务的时间。 我厂作为供热电厂，目前可调节容量仅有9 万kW，供热工况下若要满足调节里程必须再建设6 万kW 可调容量，即项目建设规模为120 MW/60 MWh，按300 万元/MW，工程总投资需36 000 万元，总投资太大。目前集成储能蓄电池一般3 MW/1.5 MWh 1 个集装箱（29 m2），项目建设规模为120 MW/60 MWh，需40 个多集装箱，占地2 000 多平方米，占地面积较大。

（4）单纯凝工况建设AGC 储能辅助调节系统，可以改善机组AGC 调节速率、调节精度、调节偏差问题。 按机组容量需建设储能项目容量为18 MW/8.957 MWh，总投资预计需5 400万元。 系统需要布置功率型储能系统，采用集装箱室外布置型式， 整个系统共有20 个30 尺集装箱和1 个45 尺集装箱，分别为9 个电池集装箱、9 个中压变流箱、2 个高压环网箱和1个集控箱（45 尺），项目整体占地面积约1 600 m2。 但我厂双机供热与双机在网比常年大于97%，投资后，单机切纯凝参与调频时间短，只能减免部分考核，投资回收周期长，建设储能项目单为纯凝工况参与调频意义不大。

（5）调频辅助服务市场规则随市场在不断变化，而且西北5 省已开始实行火电1 省1 央企，电力市场随政策变化存在不确定性，项目投资收益也会存在不确定性。

（6）化学储能电池技术日新月异。 目前市场成熟的成品为锂电池，其更新换代也很快，在过去10 年成本已下降了90%。1 个项目投资后，在未来几年成本快速下降，对项目投资决策造成潜在风险，而且石墨烯蓄电技术也在快速发展成熟，未来不久，更大容量、更快充放电石墨烯蓄电池一旦实现量产，将对现有储能技术造成较大冲击。