供熱電廠AGC 儲能輔助調頻系統項目的可行性分析

吳安順

（福建省鴻山熱電有限責任公司 福建石獅 362712）

1 儲能市場的發展趨勢

2020 年5 月20 日，中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）正式發布《儲能產業研究白皮書2020》，最新數據顯示，中國的儲能能力在2019 年年底達到了3 240 萬kW。 預計未來幾年儲能市場將繼續穩步增長。 據中國儲能聯盟預測，未來20 年全球儲能投資額為6 200 億美元， 到2040 年全球累計安裝量將達到942 GW/2857 GWh。 離子電池成本逐年下降正在推動這一趨勢，預計到2030 年公用事業規模儲能系統的成本將下降約52%。 近10 年，鋰電池性能大幅提高，成本大幅下降，商業化應用在儲能領域基本成熟。 國家能源局《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見》提出，要通過構建以消納為核心的清潔能源發展機制、 加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制等來提升清潔能源消納， 為電化學儲能業務的發展提供空間。 《新疆電網發電側儲能管理暫行規定》對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55 元/kWh。 但現有的政策和標準還存在不確定性， 如儲能參與電力市場交易缺乏穩定和明確的價格機制、管理和審批缺乏統一的規則、儲能行業標準規范尚不完善等。

2 火電廠AGC 儲能輔助調頻系統概況

2.1 工作原理

AGC 儲能輔助調頻系統采用電池儲能系統、 儲能雙向變流器實現鋰電池和廠用電源之間的雙向流動，工作原理如圖1所示。

由多個直流電池組集成的大容量電源系統， 機組在調頻降負荷時，電儲能裝置處于充電狀態，6 kV 廠用電系統經干式變壓器降至低壓，再由整流裝置整流成直流對電池充電，消耗電能；當機組調頻需要升負荷時，儲能裝置放電，電池組經逆變器轉換經干式變壓器逆變至6 kV 廠用電系統，電能釋放出去。AGC/ACE 投入運行模式下電儲能系統投運后，調度數據網下達的調頻指令發送至RTU，RTU 接收到調度調頻指令后，機組AGC 動作控制機組出力朝目標值調整； 同時RTU 將AGC/ACE 調頻指令發送至儲能控制器。 儲能系統控制單元根據指令目標負荷與調頻機組實時負荷之間的差值自動控制電儲能系統出力大小，將儲能系統出力反饋值發送至RTU，RTU 將機組出力與儲能系統出力進行合并， 并將合并后的出力信號上傳調度數據網，作為輔助服務考核依據。 通過儲能控制系統自動實時控制調頻目標值與機組出力差值， 直到燃煤機組出力滿足調頻指令要求和目標值要求，本次調頻結束。 在聯合儲能過程中， 儲能裝置能做到協調并匹配燃煤機組和儲能系統各自對應出力， 快速準確完成調節任務。 在本次調頻指令結束后，儲能控制單元將儲能裝置蓄電池恢復至額定狀態，等待下一次調頻指令到來。 作為單獨控制的分立系統，儲能調頻系統控制單元不影響機組對AGC 的響應控制流程。

圖1 AGC 儲能輔助調頻系統工作原理

2.2 收益方式

福建電力現貨市場建立前，對于提供調頻服務的電廠，采用 “容量補償+里程補償”。 其中容量補償按照定額補償的方式，里程補償采用市場化補償的方式［1］。 里程補償以機組的調頻里程作為交易標的，采用日前報價、實時出清的模式；以15 min 為1 個計費周期，按邊際價格出清。 調頻市場實行日清月結。 在調峰調頻服務市場激烈的競爭環境下，增加儲能調頻設備聯合發電機組共同開展AGC 調頻業務。 通過儲能新技術優化AGC 調頻服務質量， 實現快速折返、 精確輸出以及瞬間調節，彌補發電機組的響應偏差，提高機組隨AGC 指令調整的響應速率。 只有在調頻市場，中標發電單元可獲得相應調頻里程補償費用。 所有提供合格AGC 服務的發電單元均可獲得相應AGC 容量補償費用。

3 火電廠AGC 儲能輔助調頻系統經濟性評價

火電廠建設儲能項目參與系統調頻服務， 從中獲得調頻交易服務費用。 項目能否獲得收益取決于機組參與調頻服務的調節里程和中標價格以及全年參與調頻服務的時間［2］。目前全國已有多個項目建成參與調頻服務，如：廣東茂名臻能熱電AGC 儲能調頻輔助項目、華電忻州廣宇煤電有限公司AGC 儲能調頻輔助項目（9 MW/4.5 MWh），內蒙古能源發電準大發電有限公司2 臺300 MW 火電機組（9 MW）儲能系統輔助項目、湛江中粵能源有限公司發電機組為2×600 MW 亞臨界燃煤火電機組儲能調頻輔助項目等。 從這些已建項目來看，投資額、投資回報周期與建設規模息息相關。 如某個電廠建設40 MW/20 MWh 儲能調頻輔助系統的投資估算和收入評估情況見表1 和表2。

表1 投資估算表 單位：萬元

該電廠與儲能服務單位簽署能源管理合同， 收益在兩家之間分攤。 儲能服務單位提供設備和工程服務及維保服務，合同期限為10 年，產生的收益按照儲能服務單位和電廠之間前5 年按照4∶1 的比例進行分成；后5 年按照1∶1 比例進行分成。投資方10 年的總調頻收益為21 644.11 萬元，電廠10 年的總調頻收益為9 432.63 萬元，投資回收期約為4.6 年。

4 供熱電廠AGC 系統目前存在的問題

目前機組在供熱工況下，調節里程無法滿足《福建省電力調頻輔助服務市場交易規則》“單機容量30 萬kW 且可調節容量15 萬kW 及以上的火電機組可參與調頻交易” 以及在之前AGC 試運行階段也無法滿足調節速率 “采用直吹式制粉系統的燃煤機組AGC 控制時的標準調節速率為1.0%機組額定有功功率/分鐘”的要求，根據《福建省電力調頻輔助服務市場交易規則》第十三條：調頻服務市場對機組性能設置準入門檻，要求機組調頻性能綜合指標不低于0.53， 并視市場實際運行情況調整。 在單機供熱時段，供熱機組目前未達到準入市場門檻，不能申報調頻交易，需要進行純凝、供熱工況AGC 優化，并經過第三方及省調考核合格后，方可重新申請參與調頻交易。存在問題具體如下：

（1）供熱工況下，熱用戶對熱負荷的需求量變化不可控，當機組調頻方向與熱負荷需求同向疊加時 （特別是早高峰和晚低谷時間段），鍋爐的出力將很難跟上負荷指令，調頻性能綜合指數達不到要求的可能性很大。

（2）制粉系統熱風調門的自動特性仍然存在較多的問題，如調門卡澀、調節線性差、自動跟蹤不好等。

（3）機組在供熱工況下，鍋爐負荷指令為AGC 電負荷指令和供熱指令之和， 但供熱折合換算成的指令與實際需求量存在很大偏差，鍋爐指令也出現偏差，鍋爐實際出力與供熱和發電量的需求不匹配，同樣會使鍋爐參數出現異常。

（4）供熱機組的供熱工況下，機組的可調節容量僅有9 萬kW，并不滿足調頻交易規則。 因此機組供熱時，若要滿足可調節容量要求，則鍋爐必須按照最大連續蒸發量運行。

（5）當前機組的多個子系統自動調節水平較差，很難滿足機組投入AGC 的需求。這些子系統的自動調節問題，在機組投入AGC 前，應該完成調試并確保能夠有效投入，減輕運行人員的操作量。

5 建設供熱電廠AGC 儲能輔助調節項目的一些想法

（1）未來核電、新能源裝機規模不斷擴大，火電調頻需求量會更大。 國家電網支持電化學儲能業務發展，也明確表示在儲能技術攻關等方面給予福建更多支持， 因此蓄電池儲能項目未來將會有一定的發展空間。 投資建設項目前應進行充分的調研、可研，確保項目的可行性。

（2）供熱機組AGC 系統現存問題必須先行解決，一旦建成后無法投運，將無法實現投資收益。 調頻服務市場對機組性能設置準入門檻，要求機組調頻性能綜合指標不低于0.53。 若機組持續8 個中標小時未能達到門檻值， 則6 個月內不準許其參與調頻市場。 發電企業對機組性能進行改造后，可向省調申請測試綜合調頻性能指標， 測試期間機組AGC 應連續8 h 投入調頻模式。

表2 儲能收入評估表

（3）AGC 儲能輔助調節項目能否獲得收益，主要取決于機組參與調頻服務的調節里程和中標價格以及全年參與調頻服務的時間。 我廠作為供熱電廠，目前可調節容量僅有9 萬kW，供熱工況下若要滿足調節里程必須再建設6 萬kW 可調容量，即項目建設規模為120 MW/60 MWh，按300 萬元/MW，工程總投資需36 000 萬元，總投資太大。目前集成儲能蓄電池一般3 MW/1.5 MWh 1 個集裝箱（29 m2），項目建設規模為120 MW/60 MWh，需40 個多集裝箱，占地2 000 多平方米，占地面積較大。

（4）單純凝工況建設AGC 儲能輔助調節系統，可以改善機組AGC 調節速率、調節精度、調節偏差問題。 按機組容量需建設儲能項目容量為18 MW/8.957 MWh，總投資預計需5 400萬元。 系統需要布置功率型儲能系統，采用集裝箱室外布置型式， 整個系統共有20 個30 尺集裝箱和1 個45 尺集裝箱，分別為9 個電池集裝箱、9 個中壓變流箱、2 個高壓環網箱和1個集控箱（45 尺），項目整體占地面積約1 600 m2。 但我廠雙機供熱與雙機在網比常年大于97%，投資后，單機切純凝參與調頻時間短，只能減免部分考核，投資回收周期長，建設儲能項目單為純凝工況參與調頻意義不大。

（5）調頻輔助服務市場規則隨市場在不斷變化，而且西北5 省已開始實行火電1 省1 央企，電力市場隨政策變化存在不確定性，項目投資收益也會存在不確定性。

（6）化學儲能電池技術日新月異。 目前市場成熟的成品為鋰電池，其更新換代也很快，在過去10 年成本已下降了90%。1 個項目投資后，在未來幾年成本快速下降，對項目投資決策造成潛在風險，而且石墨烯蓄電技術也在快速發展成熟，未來不久，更大容量、更快充放電石墨烯蓄電池一旦實現量產，將對現有儲能技術造成較大沖擊。