电化学储能在电力调频系统中的应用

电化学储能在电力调频系统中的应用
一、发展背景
随着中国风电和光伏的发展，在积极消纳清洁能源、特高压电网加快建设、“两个细则”全面实施的背景下，火电机组调峰调频性能的提升是目前发电集团和电网共同关注的问题，火电机组不仅随着中国北方风电和光伏的发展，在积极消纳清洁能源、特高压电网加快建设、“两个细则”全面实施的背景下，火电机组调峰调频性能的提升是目前发电集团和电网共同关注的问题。

火电机组不仅承载电网的基本调峰负荷的重任，更需在调峰和调频方面的电力市场辅助服务中具有一定的竞争力，同时也需权衡机组长期运行安全性和整体稳定性的需求。

2009 年1 月，国家电监会印发了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》和《发电厂并网运行管理规定》（简称“两个细则”），要求各地电监局和省电监办结合本区特点,依照电监会两个文件精神，制定本区域的并网发电厂辅助服务和运行管理实施细则。

华北电监局及时制定了《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》和《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》，并在并网协议中规定对发电机组提供的辅助服务按效果进行处罚和奖励。

2014 年4 月，国家能源局召开了“辅助服务补偿机制深度试点工作启动会”，明确储能为试点工作内容。

2016 年6 月，国家能源局发布《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务
补偿（市场）机制试点工作的通知》(国能监管［2016］ 164 号)。

上述政策不仅对不满足一次调频和二次调频等要求的机组执行相应的处罚，对提供较多较好辅助服务的机组也有一定的补偿，实质上已经建立了初步的发电辅助服务市场机制。

提高机组运行质量、增强机组调频能力、减少考核处罚、争取辅助服务收益已经成为发电企业一个新型盈利方向。

电网电源结构以大型火电机组为主，ACE 调频电源几乎全部为火电机组，优质调频电源稀缺。

因火电机组ACE 调频能力较弱，故电网整体ACE 调频能力有限。

同时，随着风电、光伏等新能源电站的大量建设和入网，风电穿透率不断提高，风电和光伏等具有间歇性、不可控性，新能源的大规模并网将显著增加电网的ACE调频需求，特别是在冬季风电大发时期，由于大量火电机组进入供热期运行，使得电网的调频能力进一步下降，进而将对风电的开发利用形成严重制约，电力系统运行安全存在潜在隐患。

此外，大量的火电机组长期承担繁重的ACE调频任务，造成了发电煤耗增高、设备磨损严重，机组排放超标等一系列负面影响。

目前，一些储能技术开始逐步成规模的进入调频市场，在过去的10年内，全球范围内各种新型储能技术和产品获得了突破，在储能产品的使用寿命、功率和容量、系统可靠性等方面都有了长足的发展，已经完全能够满足电网的需求。

二、电化学储能调频的优势
图1：火电调频存在的问题
图2：火储调频的优势
电化学储能由于调频速度快，容量可调，因此成为非常好的调频资源。

根据California电力市场的电源特点，平均来看，储能调频效果是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上。

实际应用中，投入前K2和K3的平均值分别在1.4和1.5左右，
投入后上升到1.5和1.6左右，Kp值从2.98上升到3.2左右，后期通过进一步优化使得Kp值提升到接近5，体现了储能在调频方面具有非常优越的性能。

总体而言，储能在调解精度、调解速率上与传统燃煤、燃气机组调解方式相比，调解性能大大优于后者，可使整个区域电网的调频容量明显下降，电网调频效率显著上升。

电力行业已开始逐步接受并认可储能提供调频的优势及效果，其作为一种有效的辅助调频电源有望成为趋势。

三、系统组成
储能调频系统由储能蓄电池、双向功率逆变装置（PCS），以及储能控制系统构成。

储能系统的主要设备布置在集装箱内，并设置独立的上位机（兼具操作站/历史站功能），与电厂DCS操作员站或工程师站放在同一区域，以便于运行人员操作和监视。

图2：储能调频系统的主要设备
四、运行原理
独立储能电站调频在技术上可行，但目前还需要解决并网、结算等多方面问题，与火电联合调频是把储能作为火电厂一部分，不用修
改电网调度规则，不用单独为其制定一套办法和准则。

储能系统总控单元的控制器，通讯卡件，IO卡件，控制电源等集成安装在储能系统集装箱控制机柜内，与电厂RTU和DCS系统通讯接口/硬接线（或采用光纤通讯）等方式连接，获得AGC调度指令，接收机组运行信息，储能系统6.3kV接入点状态信息，以及DCS投切操作指令等。

储能系统总控单元根据接收到的AGC指令功率等运行数据，经过算法计算确定储能系统出力指令，并下发至储能系统子控制单元。

储能系统控制子单元位于储能系统集装箱内，接收储能系统总控单元指令，并实际控制储能单元运行和出力。

图2：储能系统控制系统结构示意图
五、投资模式
经咨询和调研，目前储能项目有以下3种投资与运维方式：
（1）自筹资金建设：这是电力系统的传统模式，建设单位投资压力
大，政策风险大，投资回报风险高，并增加运行与维护成本与管理工作量。

（2）合资建设：按约定比例分摊投资压力与风险，一般由建设单位承揽运行与维护成本，增加建设单位管理工作量。

（3）BOT方式：建设单位基本不承担投资压力与风险，建设单位在合同期内不承担运行与维护成本，不增加管理工作量。

六、投资及收益
根据公司前期24MW储能调频项目进行计算，24MW的电化学储能调频项目费用约10800万元。

电网补偿收益主要依靠机组AGC调节深度补偿，来源于电网内部考核，其补偿额度取决于电网调节规模以及电网调度部门对有偿服务的奖励意愿。

目前华北电网调度在AGC有偿服务考核的规则为：
对并网机组AGC补偿收益计算：AGC补偿额度=AGC调节深度*｛ln （Kp）+1｝*5元/MW
华北电网下发调节深度是按照机组容量成比例下发，以已经运行的北京石景山热电厂储能调频项目为例，调度每天下发的调节深度在4500MW，石景山20万机组2MW储能装置每天捕获的调节深度在2000～3000MW，甚至更多。

机组Kp值在3.38以上的百万机组每天调度下发的指令调节深度在17000MW以上，投入储能调频系统后整体系统捕捉率为45%以上，每天调节深度可以保证在8000MW以上。

按每天调节深度为8000MW计算补偿收益：
AGC补偿额度=8000MW*｛ln（3.8）+1｝*5元/MW＝93818.8元每月AGC补偿额度：93818.8元*30＝2814566元≈2815万元
按建设24MW储能系统考虑，且选用目前质量较好设备制造商的产品，估算投资约10800万元，按年收益3000万元计算，投资回报年限约为3.8年。