大型火電機組儲能聯合調頻改造的必要性與可行性
發布時間：2021-04-05
關鍵詞：聯合調頻改造、熱能、機械能、電能
對于電網來說，發電端的供給和用電端的需求必須保持實時平衡，由于實際過程中，用戶無序的使用以及發電端新能源發電的波動性特征使得電網無法保證真正的實時平衡，通過調節供需可以使得電網能在較小的范圍內波動，從而達到相對平衡的狀態。以發電機切機導致頻率降低為例，目前三時間段框架是應用較為普遍的平衡機制：在大量機組切除后的30s 內，發電廠通過機組慣性和調速器響應來控制頻率偏移，自動抑制頻率衰減，此時是一次調頻；在30s~10min 的期間內，以調頻器為代表的二次調頻設備介入調頻，此為二次調頻，二次調頻是我們說的電網的輔助服務，是可以產生收益的；第三個時間段從第5min 開始，資源的經濟調度通過5min 實時情況提供三級控制機制，此時進行三次調頻。同步發電機組的熱能、機械能、電能的轉換過程比較緩慢，但是如果用儲能裝置，化學能和電能轉換時間更短，儲能+VSG 技術結合了儲能的快速響應和傳統發電機組慣量的特性，會使得電網的頻率得到快速平衡。儲能（特別是電化學儲能）調頻速度快，容量可調，因此成為非常好的調頻資源。平均來看，儲能調頻效果是水電機組的1.7 倍，燃氣機組的2.5 倍，燃煤機組的20 倍以上，理論上最好的調頻效果與最差的調頻效果之間可以相差近8000 倍。實際應用中，投入前Kp 的平均值分別在0.5 左右，投入后具有很大提升（各省K值計算規則略有差異），體現了儲能在調頻方面性能優越。且儲能聯合調頻改造在發電機正常運行時并無投入，僅在AGC 調令有調度要求才使用，達到使用要求或者發電機可正常供應時即切出。
目前國內建設抽水蓄能電站是解決電網調峰和電網運行調控的主要手段，但是抽水蓄能電站選址受到地理位置、水頭、地形地質等方面影響，大多數電網調峰資源極其短缺，基本上依靠火力發電機組進行調峰甚至深度調峰，600MW 的大型機組深夜谷電期負荷甚至只有250MW。大型化、高參數機組參與調峰會造成機組金屬疲勞，損害機組壽命，長時間低負荷運行其能效將會降低、經濟性會變差、安全性也會降低，環保效能也會受到危害，而且受制于火電機組本身局限性，其短時間內適應負荷變化難度較大，調峰效果差。比如，國內一般煤電機組負荷率低于50%的時候，脫硫系統吸收塔入口煙氣流量下降，引風機會降速運行，可能導致發生塌床；負荷率低于35%左右的時候，脫硫系統停運。煤電機組長時間低負荷運行會導致進入脫硝系統的煙溫過低，脫硝催化劑效果受影響，大大影響脫硝效率，導致氮氧化合物排放增加。隨著火電機組大面積供熱改造，供熱機組在電網中的比例越來越高，為了保證供熱需求，供熱機組必須維持在一定的負荷運行，這就更加大了電網調峰難度，威脅電網自身安全運行。其他調峰機組為了適應電網負荷需求變化，需要頻繁升降負荷，長時間在特殊工況下運行，造成汽輪機調門頻繁擺動，鍋爐及其他輔助設備長期承受劇烈的溫度變化和交變應力，嚴重損害設備使用壽命，不僅導致檢修頻率增加，維護成本上升，更可怕的是導致機組非計劃停運次數增多，嚴重威脅機組、電網和運行人員人身安全。根據現有AGC 考核辦法，雖然參加調峰調頻機組可以獲得一定的經濟補助，但是非計劃停運會導致機組來年發電小時數考核，兩者矛盾不可調和，電廠參與調峰調頻積極性不高。另一方面，儲能應用于火電機組輔助服務的趨勢已經逐步形成，火電廠輔助服務補償的資金來源于區域內各個火電廠的補償分攤，因此，隨著越來越多的儲能系統聯合火電機組用于AGC 調節，未安裝儲能系統的火電機組將逐漸失去競爭優勢，在補償收益方面會逐漸減少。由于儲能系統具有響應速率、響應時間以及調節精度上的優勢，因此有當前有必要配置儲能系統輔助火電機組進行AGC 調節。
在電力生產運營層面，以大型燃煤火電機組作為主要調頻資源，引入相對少量的儲能系統，將能夠迅速并有效地解決區域電網調頻資源不足的問題，對AGC 調頻運行產生明顯影響，改善電網運行的可靠性及安全性，對構建堅強型智能電網并改善電網對可再生能源的接納能力具有重要意義。同時，當大量的火電機組從長期的AGC 調頻任務中解放出來，穩定出力并提高負荷率將很好地改善機組燃煤效率，緩解由于頻繁AGC調節造成的火電機組設備的疲勞和磨損，提升機組的可用率及使用壽命，進一步促進全社會的節能減排。從電廠經濟收益層面，儲能系統接入電廠機組后，可以明顯的改善綜合調節性能指標，根據相關調頻輔助服務市場交易規則，單個調頻資源調節性能指標越高的情況下，調頻資源的排序價格越具備優勢，因此每個時段調頻資源中標的概率就越高，電廠可獲得的調頻收益越高。三、大型火電機組儲能聯合調頻改造的可行性
調頻儲能系統一般接入大型火電機組的高廠變6kV 側，一般大型火電機組的高廠變均有一定量的容量富余。儲能系統具有高廠變過載控制功能，當系統收到高廠變負載告警信號，則只會減小負載功率不增加負載功率，當信號消失后系統恢復正常充放電。一般來說，儲能系統放電過程可被廠用電消納，不會產生有功功率倒送現象。因此，加入儲能系統后，機組高廠變仍可保證穩定運行，不影響電廠原有設備正常運行。儲能系統是靜態機組，不是機械運動部件，運維量小，系統穩定性高。儲能EMS控制系統與電廠的DCS系統、RTU系統的接口改造也比較簡單。 四、儲能裝置為新能源項目規劃預留接口的可行性
我國的頻率是50Hz，大電網的可容納誤差是±0.2Hz，如果負荷變化很快而超過范圍，發電機組會出現脫網，發電端會因此導致連鎖反應，電網會崩潰。從這個角度看，風電、光伏是有劣勢的，因為他們不提供系統慣量，使得電網系統越來越容易觸發0.2Hz 的標準，系統可靠性變弱，這也是大家棄風棄光的主要原因。以光伏為例，現在采取虛擬同步發電機的技術，通過電子變流器接入電網。電子變流器和傳統的同步發電機的區別包括快速的動態響應、較小的過載能力、低轉動慣量和低短路容量的特性，對電網的穩定性產生難以忽視的影響。新能源發電的波動性特征使得電網無法保證真正的實時平衡，通過調節供需可以使得電網能在較小的范圍內波動，從而達到相對平衡的狀態。儲能系統具有動態吸收、適時釋放能量的特點，有效彌補了風電、光伏等新能源發電間歇性、波動性的缺點，改善了間歇式電源輸出功率的可控性及電能質量，提高了電能穩定水平及優化發電系統的經濟性。
