大型火电机组储能联合调频改造的必要性与可行性.docx

大型火电机组储能联合调频改造的必要性与可行性一、电网频率调节原理及电池参与调频的优势对于电网来说，发电端的供给和用电端的需求必须保持实时平衡,由于实际过程中，用户无序的使用以及发电端新能源发电的波动性特征使得电网无法保证真正的实时平衡，通过调节供需可以使得电网能在较小的范围内波动，从而达到相对平衡的状态。以发电机切机导致频率降低为例，目前三时间段框架是应用较为普遍的平衡机制：在大量机组切除后的30s内，发电厂通过机组惯性和调速器响应来控制频率偏移，自动抑制频率衰减，此时是一次调频；在30s10min的期间内，以调频器为代表的二次调频设备介入调频，此为二次调频，二次调频是我们说的电网的辅助服务，是可以产生收益的；第三个时间段从第5min开始，资源的经济调度通过5min实时情况提供三级控制机制，此时进行三次调频。同步发电机组的热能、机械能、电能的转换过程比较缓慢，但是如果用储能装置，化学能和电能转换时间更短，储能+VSG技术结合了储能的快速响应和传统发电机组惯量的特性，会使得电网的频率得到快速平衡。储能（特别是电化学储能）调频速度快，容量可调，因此成为非常好的调频资源。平均来看，储能调频效果是水电机组的L7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上，理论上最好的调频效果与最差的调频效果之间可以相差近8000倍。实际应用中，投入前KP的平均值分别在0.5左右，投入后具有很大提升（各省K值计算规则略有差异），体现了储能在调频方面性能优越。且储能联合调频改造在发电机正常运行时并无投入,仅在AGC调令有调度要求才使用，达到使用要求或者发电机可正常供应时即切出。火电IM<tiMml示,国二、大型火电机组储能联合调频改造的必要性目前国内建设抽水蓄能电站是解决电网调峰和电网运行调控的主要手段，但是抽水蓄能电站选址受到地理位置、水头、地形地质等方面影响，大多数电网调峰资源极其短缺，基本上依靠火力发电机组进行调峰甚至深度调峰，600MW的大型机组深夜谷电期负荷甚至只有250三o大型化、高参数机组参与调峰会造成机组金属疲劳，损害机组寿命，长时间低负荷运行其能效将会降低、经济性会变差、安全性也会降低，环保效能也会受到危害，而且受制于火电机组本身局限性,其短时间内适应负荷变化难度较大，调峰效果差。比如，国内一般煤电机组负荷率低于50%的时候，脱硫系统吸收塔入口烟气流量下降,引风机会降速运行,可能导致发生塌床;负荷率低于35%左右的时候，脱硫系统停运。煤电机组长时间低负荷运行会导致进入脱硝系统的烟温过低，脱硝催化剂效果受影响，大大影响脱硝效率，导致氮氧化合物排放增加。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，为了保证供热需求，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。根据现有AGC考核办法，虽然参加调峰调频机组可以获得一定的经济补助，但是非计划停运会导致机组来年发电小时数考核，两者矛盾不可调和，电厂参与调峰调频积极性不高。另一方面，储能应用于火电机组辅助服务的趋势已经逐步形成，火电厂辅助服务补偿的资金来源于区域内各个火电厂的补偿分摊，因此，随着越来越多的储能系统联合火电机组用于AGC调节，未安装储能系统的火电机组将逐渐失去竞争优势，在补偿收益方面会逐渐减少。由于储能系统具有响应速率、响应时间以及调节精度上的优势，因此有当前有必要配置储能系统辅助火电机组进行AGC调节。在电力生产运营层面，以大型燃煤火电机组作为主要调频资源,引入相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，对AGC调频运行产生明显影响，改善电网运行的可靠性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。同时，当大量的火电机组从长期的AGC调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组燃煤效率,缓解由于频繁AGC调节造成的火电机组设备的疲劳和磨损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排。从电厂经济收益层面，储能系统接入电厂机组后，可以明显的改善综合调节性能指标，根据相关调频辅助服务市场交易规则，单个调频资源调节性能指标越高的情况下，调频资源的排序价格越具备优势，因此每个时段调频资源中标的概率就越高，电厂可获得的调频收益越高。三、大型火电机组储能联合调频改造的可行性调频储能系统一般接入大型火电机组的高厂变6kV侧，一般大型火电机组的高厂变均有一定量的容量富余。储能系统具有高厂变过载控制功能，当系统收到高厂变负载告警信号，则只会减小负载功率不增加负载功率，当信号消失后系统恢复正常充放电。一般来说，储能系统放电过程可被厂用电消纳，不会产生有功功率倒送现象。因此，加入储能系统后，机组高厂变仍可保证稳定运行，不影响电厂原有设备正常运行。储能系统是静态机组，不是机械运动部件，运维量小，系统稳定性高。储能EMS控制系统与电厂的DCS系统、RTU系统的接口改造也比较简单。四、储能装置为新能源项目规划预留接口的可行性我国的频率是50Hz,大电网的可容纳误差是±02Hz,如果负荷变化很快而超过范围，发电机组会出现脱网，发电端会因此导致连锁反应，电网会崩溃。从这个角度看，风电、光伏是有劣势的，因为他们不提供系统惯量，使得电网系统越来越容易触发02Hz的标准，系统可靠性变弱，这也是大家弃风弃光的主要原因。以光伏为例，现在采取虚拟同步发电机的技术，通过电子变流器接入电网。电子变流器和传统的同步发电机的区别包括快速的动态响应、较小的过载能力、低转动惯量和低短路容量的特性，对电网的稳定性产生难以忽视的影响。新能源发电的波动性特征使得电网无法保证真正的实时平衡，通过调节供需可以使得电网能在较小的范围内波动，从而达到相对平衡的状态。储能系统具有动态吸收、适时释放能量的特点，有效弥补了风电、光伏等新能源发电间歇性、波动性的缺点，改善了间歇式电源输出功率的可控性及电能质量，提高了电能稳定水平及优化发电系统的经济性。