火儲聯合調頻在發電側的應用研究

趙覺，傅學輝，黃澤璋

（浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江 樂清 325600）

目前，浙江省電網調頻以火電機組為主，通過調整機組有功出力，響應系統頻率變化。火電機組由自身通過汽輪機調門調節功率，但響應時間長、爬升速率低，無法準確跟蹤調度的指令，會導致調整時間延遲、調整偏差、調整反向等現象。與火電機組相比，水力發電機組的響應更快，可以在幾秒鐘內達到調度指令要求。然而，浙江境內水力發電機組建設受到地理條件與天氣因素的制約，總體可用頻調能力有限，因此迫切需要更新的頻調技術，以滿足調度的頻調要求。火儲聯合調頻系統響應速度快，短時功率升降快，調節靈活，可在毫秒至秒內實現滿負荷輸出，并在額定功率范圍內精確控制。

1 火儲聯合調頻的應用特點

火儲聯合調頻技術在火電廠中的作用主要體現在改善電廠自動發電控制（AGC）性能方面。研究表明，當一臺全程參與AGC頻調的火電機組有儲能裝置參與輔助調節時，可以有效提高火電廠的AGC性能，并將機組的Kp值（調節性能綜合評價指標）提高到5.0以上。

此外，由于傳統的火力發電機組需要經過一系列復雜的過程才能將一次能源轉化為電能，對有功功率調節的響應速度較慢，這導致當機組承擔AGC調節任務時，制粉系統會出現負載升高、設備磨損嚴重、發電煤耗增高等一系列問題。然而，采用火儲聯合調頻技術，可以彌補上述缺陷。

通常情況下，在火電廠配備儲能系統具有以下特點：（1）可靠性和安全性高，保證電網/機組在正常或故障條件下的可靠運行，儲能系統的運行和切換不影響機組本身的正常運行；（2）充放電響應速度快，可滿足相關調頻應用場景下的短期大功率輸出要求；（3）循環壽命高，能夠滿足系統頻繁往復充放電的需要；（4）能源利用率高，儲能系統的能源利用率應達到97%以上，整體能源轉換效率應高于90%；（5）集成度高，空間占用小。

2 火儲聯合調頻的基本原理

火儲聯合調頻系統由儲能蓄電池倉、電池管理系統（BMS）、儲能雙向變流器（PCS）、儲能能量管理和調頻控制系統（EMS）等部件組成。

其工作原理是，通過將儲能設備接入火電機組中，一般接于機組廠用電，火電機組作為響應AGC調頻命令的基本響應單元，而儲能系統作為快速響應的補充單元。當調度發送AGC指令到機組 時，機組同時發送AGC指令到儲能控制系統，發電機組按常規流程響應AGC指令，儲能控制系統通過計算AGC指令和機組實際出力，自動補償機組出力偏差（見圖1）。由于儲能系統可以有效地調節輸出功率，因此其應用可以有效提高機組AGC指令的響應精度和速度，同時也可以顯著降低機組運行中的風險，緩解機組運行中設備的磨損。此外，在實際應用中，由于儲能系統不需要與發電廠單元共享相同的生產控制邏輯，可以最大限度地減少儲能介入機組的操作風險，避免對機組的調頻控制。

圖1 火電儲能調頻原理

3 火儲聯合調頻實例

3.1 儲能容量配置

儲能系統的容量通常由電網AGC調頻特性和機組功率決定。以浙江某發電廠一期2×660MW機組儲能項目為例，統計表明，電網向電廠機組發出AGC調頻命令，其中80%的調頻命令約為機組滿負荷的3%。因此，電廠需要配備約19.8MW的儲存裝置。考慮到發電機組本身的調節能力和頻調命令的裕度，配置20MW的儲能容量即可滿足調頻需求。

3.2 儲能接入方式

考慮到原機組一次接線已固定，為節省施工改造成本及運行維護便捷，本項目分為兩個10MW/10MWh子系統，分別接入1#、2#機組6kV廠用電A段和B段備用間隔（10BBA01GH007、10BBB01GH010、20BBA01GH007、20BBB01GH010），同時，將電廠側6kV備用間隔所配電動機保護裝置改為線路差動保護裝置，并新增雙向電能計量裝置用于儲能調頻系統電量結算。儲能電站就地內設置2段6kV儲能母線A、B，分別接入4個2.5MW/2.5MWh儲能單元6kV出線，每個儲能單元由2.5MWh儲能電池單元和2.5MW儲能變流升壓單元構成（見圖2）。

圖2 儲能接入系統原理圖

3.3 機組調控改造

儲能系統以通訊/硬接線方式接入機組RTU和DCS系統，為確保機組和儲能系統能夠整體響應電網AGC調度指令，有必要對原機組RTU和DCS系統進行改造，具體方案如下。

（1）機組RTU改造。①將機組出力和儲能系統出力相加，作為機組整體出力（機組回傳調度的遙測點不變，無需新加機組返回值）。②儲能控制系統使用約定的通信協議（單向，RTU站單送，儲能系統主控單元單收）與RTU通信，以獲得實時運行數據。

接入儲能系統后，RTU將機組和儲能系統的輸出相加為單個信號，并發送至調度。從調度的角度來看，儲能和發電廠沒有區別，而是作為一個整體進行評估，即無論儲能投入或是退出，上送至調度的遙測信號數量保持不變，儲能系統僅使用約定的通信協議從發電廠接收（不返回）RTU信號。

（2）機組DCS改造。增加DCS系統與儲能控制系統之間的通信，進行信息數據交換。為實現儲能系統調節功能,儲能總控單元需要從機組DCS系統獲得以下數據：DCS允許儲能投入、發電機組出力反饋、發電機組調峰投入反饋、調峰指令、發電機組實際負荷指令、發電機組調峰投入反饋、發電機組一次調峰動作標志、發電機組出力限幅、發電機組調節速率限幅。同時，儲能系統可以根據電廠運行要求上傳儲能系統運行狀態信息包括：儲能系統投入退出反饋、儲能系統并網功率、儲能系統輔助調峰投入反饋、儲能系統充放電狀態、儲能蓄電池電壓等。

3.4 高廠變容量校核

目前，電廠1#A、1#B、2#A及2#B高廠變容量為40MVA，根據電廠提供的高廠變最大工況運行數據，校核計算結果如表1。

表1 高廠變容量校核

從校核結果可知，接入20MW儲能系統后，1#機組和2#機組的高廠變容量實際運行工況下，不會出現過載情況。

3.5 短路電流校核

由于儲能輔助調頻系統的核心設備PCS為雙向功率器件，接入機組廠用電后改變了廠用電負荷的大小，增大了故障時的短路電流，因此有必要針對儲能輔助調頻系統對發短路電流的影響進行評估。電廠6kV進線開關額定短路開斷電流50kA，儲能輔助調頻系統處于額定放電工況時，6kV母線側發生短路時，提供的短路電流為儲能系統與原廠用電短路電流之和。

儲能系統采用基于高頻電力電子技術的雙向功率變換裝置（PCS），以恒功率形式運行，其所能提供的短路電流受到電力電子器件IGBT的制約，最大不超過IGBT額定容量電流的1.5倍。每段6kV母線上的10MW/10MWh儲能系統所能提供的最大短路電流不超過1.443kA×2=2.1645kA。因此，從表2可知，滿足短路要求。

表2 短路電流核算

4 結語

儲能系統與常規火電機組的結合有效地提高了電網的整體頻調能力，可有效應對電網異常或故障造成的出力偏差，提高了電網的電能質量和系統穩定性。同樣對于電廠來說，提升電廠的AGC指令秒級響應能力獲取額外的AGC服務補償費用；將機組從長期的AGC調頻任務中解放出來，高負荷率的穩定出力提升機組的燃煤效率，有效緩解由于頻繁調節造成機組的設備磨損和疲勞，機組的可用率及使用壽命得到提升，同時符合國家節能減排要求。