飞轮储能在华中区域火电调频中的应用分析

张 兴 ，阮鹏 ，张柳丽 ，李娟 ，田刚领 ，胡东旭 ，祝保红

（1平高集团有限公司，河南 平顶山 467001；2中国科学院工程热物理研究所，北京 100190；3北京泓慧国际能源技术发展有限公司，北京 101300）

截至2020年7月，我国投运、在建、中标的火储联合调频项目总数已达58个，呈现出较快增长态势。飞轮储能具有瞬时功率大、安全系数高、响应速度快、使用寿命长、环境友好性等特点，在火储联合调频领域受到越来越多的关注。频率稳定性对电力系统的稳定运行有着重要的影响，是电能质量的关键性指标之一[1-2]。近年来，随着风电、太阳能等清洁能源的不断发展，这些新能源所具有的间歇性和不确定性给电网的频率稳定性带来了严重的冲击[3-4]，到2018年底，新能源发电以18.89%的渗透率，跃居为我国第二大发电形式[5]。以火电和水电作为主要能源的传统调频方式因响应速度慢、调节精度低等原因，已不能满足当今需求[6-7]。而储能系统通常具有响应快、精度高等优点，能够提高火电厂的调频能力，因此火储联合调频是一项前景广阔的调频技术，而飞轮储能则是其中最具发展潜力的储能方式之一。

相较于其他储能方式，飞轮储能在电能质量和调频方面具有显著的经济优势，其放电时间为分秒级，单位功率投资成本约为锂电的3/4，年化循环(1000次/年)成本仅为锂电的一半[8]，因此飞轮储能成为国内外储能领域研究的热点之一。早在2009年，我国就有学者[9]开展了飞轮储能系统充放电效率实验研究。英国学者[10]模拟将飞轮储能系统添加到风力发电站系统中的情况，结果表明该系统在稳定频率方面具有显著作用。美国建立了两座20 MW/5 MW·h飞轮储能商业示范电站。飞轮储能技术研发虽然历时弥久，但依然受到储能工程学术界的关注，具有良好的经济效益和发展前景[12]。

1 火电机组调频补偿政策解析

华中区域的调频收益依据《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》[13]两个政策文件。

1.1 调频性能考核方法

《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》文件第十八条规定了调频性能的考核方法。

（1）响应速度性能指标k1[13]

调节过程计算参数T0计算式为[13]

T1为调节补偿时间，火电：亚临界机组取0～30 s、超(超超)临界机组取0～20 s；V0为机组升降速率(对应表1数据要求，管理系统对电厂机组类型进行分类设置，单位为MW/min)。

表1 火电机组/电厂AGC调节性能要求Table 1 AGC performance requirements for thermal power units/power plants

（2）精度性能指标k2[13]

式中，e为调节过程调节精度。调节精度算法统计机组有功首次进入调节死区后的三个机组出力点与指令的差值和机组额定容量的比值平均值(进入死区时刻为第一个采样点)，若因新的指令原因，导致本次调节过程不能继续保持，则相应取两个点的均值，若仍然取不到，则取首次进入死区点的比值。

控制模式为单机模式时，Pn为被控制的该单机额定容量；控制模式为全厂模式时，Pn为全厂机组额定容量。机组指令及机组有功在D5000数据库中按照5秒的间隔存储。

（3）调节死区

当机组实际负荷进入自动控制发电(AGC)指令有效死区，此次有效事件结束。单机模式指单机额定容量的1%；全厂模式指全厂额定容量的1%。

（4）综合性能指标[13]

式中，火电β为1.4。指令低于表1所规定的“调节范围下限”，本调节过程火电k=1.4。

（5)日均综合性能指标[13]

式中，k(i)为第i次调节过程的综合性能指标；N为当日调节过程次数。

具备AGC功能的机组，应按调度指令要求投入AGC。无法投入AGC功能，每日按30 MW·h/台计为考核电量。当AGC控制方式为单机控制方式时，机组日均调节性能火电kd小于1.4，每日按30 MW·h/台计为考核电量。当火电机组AGC控制方式为全厂控制方式时，全厂日均调节性能火电kd小于1.4，考核电量按可投机组台数进行统计，具体计算方式如下：当天机组实际出力大于机组最低技术出力，则该机组即计为可投，每日按可投机组台数×30 MW·h计为考核电量。

AGC考核计算数据以调度端数据为准，机组或电厂有功出力采样周期不小于5 s。若有效调节过程中机组或电厂AGC退出，仍然算有效调节过程进行考核计算。

综合性能指标k，由指令响应速度性能指标k1，精度性能指标k2决定。

1.2 调频服务补偿方法

《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》文件第十四条规定了调频服务的补偿方法。

自动发电控制(AGC)按照单元(单机、全厂或多个发电厂组成的计划单元)参与所在控制区频率或者联络线偏差控制调节(ACE)的，对其贡献量进行补偿。自动发电控制(AGC)按其他控制模式的，不对其调节电量进行补偿[13]。

式中，∆P(MW)为单次有效调节过程调节幅度，调节过程“综合性能指标k”定义见《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》。

1.3 政策解析

从上述补偿政策细则来看，储能系统的功率响应时间、控制精度将直接影响火储联合调频系统的补偿收益，同时储能系统充电电量来自于火电厂内的站用电，而此部分电能一般是需要从电网购电，因此储能系统的充放电效率直接影响储能系统的运行成本，也是影响补偿收益的重要指标。本文基于一套500 kW/100 kW·h的飞轮储能单元系统，对功率响应时间、控制精度和充放电效率等性能指标进行测量，并基于测试结果，分析了应用模式及其经济性。

2 飞轮性能测试平台

飞轮性能测试平台主要由2套FW2550储能飞轮本体，2台250 kW飞轮变频器，1台500 kW网侧变流器组成。飞轮本体结构如图1所示，参数见表2，飞轮储能单元测试系统图如图2所示。

图1 飞轮机械结构图Fig.1 Mechanical diagram of flywheel

图2 飞轮储能单元测试系统图Fig.2 Test schematic diagram of flywheel energy storage unit system

表2 FW2550储能飞轮的规格参数Table 2 The specification parameters of FW2550 energy storage flywheel

3 飞轮储能单元系统运行性能测试

如图2所示，采用WT1800E功率分析仪测量测试点A、测试点B、测试点C的功率、能量数据，经过5次重复测试后，对数据进行整理，得到如表3测试结果。

表3 测试结果Table 3 Test result

4 飞轮储能系统的火储联合调频应用模式

依据锂电池储能系统参与火储联合调频项目的经验，火电机组一般配备额定功率3%的储能系统，因此一台300 MW的机组可以配备9 MW/1.8 MW·h的飞轮储能系统。该系统由18套上文所述的500 kW/100 kW·h飞轮储能单元系统组成，每套单元接入升压变压器，升压至6 kV后，经高压开关柜接入高压厂用电母线，示意图如图3所示。

图3 飞轮-火电机组联合调频系统电气原理图Fig.3 Electrical schematic diagram of flywheel-thermal power unit joint frequency modulation system

飞轮储能系统控制逻辑图如图4所示。

图4 飞轮-火电机组联合调频系统控制原理图Fig.4 Control schematic diagram of flywheel-energy storage power joint frequency modulation system

飞轮储能装置采用埋地安装模式，飞轮储能阵列系统配备具有高带宽、高同步性的协调控制系统，确保集群通讯时间尽可能短。本方案采用基于EtherCAT实时以太网技术的协调控制系统，可确保9 MW飞轮储能系统的功率响应时间<1 s，功率控制精度优于0.7%。

5 技术经济性预测

以华中区域某300 MW的火电机组配置9 MW/1.8 MW·h飞轮储能系统，进行技术经济性分析，设定初始条件如表4所示。图5为一个300 MW的火电机组的日典型AGC指令数据曲线。

图5 300 MW火电机组的日典型AGC曲线Fig.5 Typical daily AGC curve of 300 MW of thermal power unit

表4 9 MW/1.8 MW·h飞轮储能系统初始参数Table 4 Initial parameters of 9 MW/1.8 MW·h flywheel energy storage system

根据图6所述控制逻辑，设计一套火储联合调频模拟运行软件，分析每日的调频收益情况。根据图7所述控制逻辑，设计一套火电机组独立实施调频模拟运行软件，分析每日的调频收益情况。

图6 火储联合调频控制逻辑Fig.6 Control logic of thermal power storage combined frequency regulation

图7 火电机组独立实施调频控制逻辑Fig.7 Frequency modulation control logic of thermal power units independently

通过上述模拟运行软件运行，获得火储联合调频模式和火电机组独立调频模式下的两组收益结果，如表5所示。

表5 火储联合调频模式和火电机组独立调频模式收益结果Table 5 Income results of thermal power storage combined frequency modulation mode and the independent frequency modulation mode of thermal power units

火电厂加装飞轮储能系统后，每日可增加收益为

式中，r为每日增加的收益；r1为每日的总收益；r2为火电机组独立调频下的日收益；c为站用电支出。

设每年系统运行300天，每年净收益为

R1为一年增加的收益；D代表每年运行天数；C代表年维护成本支出。

飞轮储能系统在全生命周期20年内火储联合调频的收益增加16433万元。

IN20为20年增加的收益；Y为运行年数。

9 MW飞轮储能系统造价单价为4元/W，那么系统总投资为3600万元，20年后飞轮储能系统的残值假设折旧为0元，那么全生命周期投入产出比为

式中，R为投入产出比；K为投入资金总额。

6 结 论

本文通过飞轮储能系统的实测数据，结合当前火储联合调频的实际需求，预测分析了飞轮储能系统用于火储联合调频的经济收益情况，结果表明由于飞轮储能系统的超长寿命、快速功率响应能力和高精度功率控制能力，可以增加火储联合调频收益16433万元，投入产出比达4.56，也为后续实际项目应用验证提供了理论依据。