储能调频在火力发电厂的应用

2021-09-11 14:52武爱民郝轰宇

魅力中国 2021年23期

武爱民郝轰宇

（内蒙古能源发电准大发电有限公司，内蒙古准格尔 010399）

一、引言

据中国网3月30日消息，举行的中国可再生能源发展有关情况发布会上，从2018 年到2020 年“弃风弃光”逐年好转，风电光伏利用率大幅度上升，到2020 年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%。下一步，在实现碳达峰碳中和的战略目标，要推动新能源成为电力供应主体，加强火电灵活性改造，要构建新型电力系统，多措并举保障新能源高水平的消纳利用。目前及未来火力发电由原来承担电网主要负荷转变为主要调峰作用。随着火电机组大面积供热改造，供热机组在电网中的比例越来越高，为了保证冬季供暖需求，供热机组必须维持在一定的负荷运行，这就更加大了电网调峰难度，威胁电网自身安全运行。其他调峰机组为了适应电网负荷需求变化，需要频繁升降负荷，长时间在特殊工况下运行，造成汽轮机调门频繁摆动，锅炉及其他辅助设备长期承受剧烈的温度变化和交变应力，严重损害设备使用寿命，不仅导致检修频率增加，维护成本上升，更可怕的是导致机组非计划停运次数增多，严重威胁机组、电网和运行人员人身安全。

二、项目概况

内蒙古能源发电准大发电有限公司计划在场内给1#、2#机组建设基于锂电池技术的储能系统，应用储能系统联合火电机组开展电网AGC调频业务,项目储能系统总体规模为9MW。该储能系统显著提升机组AGC 调节能力，为内蒙电网提供优质高效的AGC 调节服务，从AGC 辅助服务中避免罚款并获得了补偿经济收益。

三、储能系统原理及结构

储能系统投运后，电厂RTU 接收到调度指令直接向发电机组负荷发送AGC 指令或通过电厂SIS 系统直调电厂负荷间接调整机组负荷，并增加发送给储能系统主控制单元的AGC 指令信号。同时，储能系统接入后需要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电网，作为辅助服务考核依据。

储能系统是一个由多个直流电池组集成的大容量电源系统，电网非调节工况时，由发电厂6kV 厂用电系统经干式变压器，由6kV 电压降至0.4kV，经整流装置整流成直流对电池充电；电网调节工况时，直流电池组经逆变器转换成交流50Hz 电源，经干式变压器注入发电厂6kV 厂用电系统。厂用电系统的用电设备由直流储能装置短时间供电，发电机原先为自身用电设备供电的容量可直接送入电网系统，实现火力燃煤电厂的快速调节。同时，火力燃煤机组和储能系统各自逐步调整并匹配出力，直到燃煤机组出力满足调节要求，AGC 退出。

四、项目建设的可行性分析

（一）储能技术已经完全能够满足电网调频技术和安全要求

储能技术的特征适合于电网AGC 调频

在电力系统运行中，自动发电控制（AGC）主要通过实时调节电网中的调频电源的有功出力，实现对电网频率及联络线功率进行控制，解决秒或分钟级短时间尺度的区域电网内的具有随机特性的有功不平衡问题，其对AGC电源性能提出了调节速率快、调节精度高、频繁转换功率调节方向等较高要求。

通常电网AGC 调频功能主要由包括以水电、燃气机组以及火电机组的常规电源提供。由于这些电源均为具有旋转惯性的机械器件组成，将一次能源转换成电能将经历一系列复杂过程，特别是火电机组的AGC 调频性能与电网的调节期望比较尚有差距，具体表现为调节的延迟、偏差（超调和欠调）等现象。图中显示一台火电机组的实际跟踪电网AGC 指令进行功率调节的过程。

图4-1 火电机组跟踪电网AGC 指令的响应过程

对成熟的储能系统而言，在额定功率范围内，都可以在1 秒钟内、以99%以上的精度完成指定功率的输出，其综合响应能力完全满足在AGC 调频时间尺度内的功率变换需求。根据美国西北太平洋国家实验室（Pacific Northwest National Laboratory,PNNL）的2008 年研究报告显示，平均来看，储能系统的调频效果是水电机组的1.4 倍，是天然气机组的2.3 倍，是燃煤机组的20 倍以上。10MW 的储能系统从+10MW 到-10MW 只需要2 秒钟，即对于一个20MW 的AGC 指令，如果采用储能技术，可在2 秒内完成。储能的AGC跟踪曲线几乎与AGC 指令曲线重合，即调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。储能的综合AGC 调节性能要远好于火电机组。

（二）储能系统满足机组系统保护要求

由于储能辅助调频系统为双向功率器件，接入到机组厂用电后改变了厂用电负荷的大小和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变组原有继电保护的影响进行评估，对发变组、厂用电继电保护和储能辅助调频系统的接口给予充分考虑。

1.储能辅助调频系统工作原理

本项目采用的电池储能系统、储能双向变流器PCS 来实现锂电池和厂用电源之间的直流系统和交流系统的能量双向流动。储能PCS 根据AGC 指令将厂用交流电转换为直流电充入锂电池堆内，储能PCS 在接收到充电停止命令或达到锂电池充电截止电压时则充电过程结束。AGC 控制系统或后台调度系统向储能系统下达放电指令时，储能系统内的储能双向变流器PCS 切换为放电模式，储能PCS 将电池堆内直流电转换为三相交流电输出至厂用电，储能PCS 在接收到放电停止命令或达到锂电池放电截止电压时则放电过程结束。

2.储能辅助调频系统运行工况

在本项目中，PCS 系统运行工况不是四象限运行，为有功功率的充电、放电两象限运行，功率因数近似为1，不参与无功/电压调节。储能辅助调频系统在机组处于正常运行时投入工作，不考虑机组厂用电源由起备变提供电源的工况。

3.储能辅助调频系统谐波输出对继电保护的影响

储能辅助调频采用双向变流器PCS 来实现锂电池和厂用电源之间的能量转换，双向变流器PCS 采用电力电子变流器PWM，在运行过程中将产生谐波。根据能源局发布的《电池储能功率控制系统技术条件》（NB/T31016-2011）的规定，“功率控制系统满负载运行时，电流谐波总畸变率限值为5%”。行业内，主流厂家一般控制在3%以内的总谐波畸变率。本项目采用的储能变流器，对谐波控制通过引入重复控制，虚拟阻抗抑制谐振，以及双边SVPWM调制技术，使得变流器并网电能质量优于NB/T31016 规定限值。

图4-2 储能系统跟踪电网AGC 调频响应过程

4.储能系统已经达到电力系统的安全性和可靠性能要求

最近十年在全球范围内各种新型储能技术快速发展，储能系统在使用寿命、功率和容量的规模化、运行可靠性、投资成本等方面获得了突破，具体包括：

系统规模大：模块化设计，通过并联可实现20MW 以上级别系统规模；响应速度快：毫秒级时间尺度内实现额定功率范围内的有功无功的输入和输出；

能精确控制：能够在可调范围内的任何功率点保持稳定输出；

双向调节能力：充电为用电负荷，放电为发电电源，额定功率双倍的调节能力；

系统寿命长：管理良好的储能系统的循环寿命可以达到百万次以上。

最近几年来，在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。截至2013年年底，美国各地应用于电网AGC 调频的储能系统总计达到100MW 的规模，储能技术已经实现了在电网的规模化商用。系统普遍达到了97%以上的可用率，并且实现无人值守自动运行，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。目前国内建成投运的同达热电厂调频电站经过长期运行已经完全印证了电化学储能系统的可靠性。

五、储能系统实施

储能系统设计方案应确保储能系统与发电机组长期互联运行的可靠性和经济性和安全性，同时，设计方案还应充分考虑工程示范点的实际情况,遵循示范点对工程实施可行性、运行维护方便性等环节的限制性要求。

按照准大发电ACE 调频的特性看，80%的调频指令在3%倍的机组全容量左右，即300MW*3%=9MW 附近，考虑目前发电机组本身的调节能力，配置储能系统功率为9MW 可一定程度的避免机组频繁折返运行，最大程度的减少机组的磨损。

蒙西电网的ACE 调频指令发送周期大部分以3 分钟为限，为了保证储能系统的调节能力，储能系统设计电池的容量能够在满功率的情况下支持3 个周期，即10 分钟的满功率输出容量，兼顾电池在浅充浅放的要求和长期充放电对寿命衰减的综合考虑，本项目采用方案9MW/4.5MWhde磷酸铁锂系统电池，考虑到目前电厂厂用变6kV 母线年平均负荷为18MW 左右，所以9MW储能接入后就近为负荷所消耗，不需要考虑储能倒送功率对厂用变6kV 侧断路器整定值的影响,储能接入系统方式如下图所示：

图5-1 储能单元接入系统方式拓扑

储能系统单元的每个单元由1个储能电池集装箱和1个配电集装箱构成。储能电池集装箱电池配置容量995kWh，采用1 台30 英尺标准集装箱，箱内部配置安装12 套电池架、1 套BMS、空调、照明、消防等辅助系统。同时需要1 台配电集装箱，配电集装箱采用30 尺标准集装箱，每台内部安装4 台500KW 双向逆变器和2 台1MW 双分裂变压器。储能电池通过双向逆变器进行充放电，双向逆变器再通过直接接入6KV 电网。

储能系统由5 个单元储能系统组成，总功率9MW，总电池容量3MWh，系统拓扑图如下。其中1 个单元为2MW/995KWh，1 个单元为1MW/497.5KWh。