电化学储能参与火电机组调频的一些认识：本文参考相关文献、书籍及行业内部分可研报告；初步整理，如有涉及侵权，请联系。
1、电网AGC 调频服务需求持续增长——需要更高效或更大容量的调频电源
近几年，我国每年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机累年持续增加，2019年达到6389万千瓦。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14 个省份第二大发电类型。
而非化石能源，主要是指新能源，如水电、风电、光伏和核电。除了水电目前可以参与电网调频外，其他类型的新能源发电都尚不能参与调频。而水电在新增装机的占比较小。
根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》（详细内容见中电联网站链接https://www.cec.org.cn/detail/index.html?1-282218）我国灵活调节电源比重低。我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。
另外，由于风电、光伏等可再生能源出力的波动性和不确定性。当电力系统中风电、光伏装机容量达到一定规模时，功率波动或电场因故整体退出运行，可能会导致系统有功出力与负荷之间的动态不平衡，造成系统频率偏差，严重时会导致系统频率越限，进而危及电网安全运行。有数据分析，风电每增加1GW的装机，对应需要增加9%的调频容量。按2019年新增风电装机2574万千瓦（25.74GW），需要新增2.32GW的调频电源，即使不考虑历史欠账情况下，现有调频容量不足的问题突显，亟需新的调频手段的出现。
这几年，风电、太阳能等新能源发电占比增加导致，大量的火电机组长期承担繁重的AGC 调节任务，造成了发电煤耗增高、设备磨损严重等一系列负面影响。现有电力调频资源已难以满足可再生能源入网需求。
根据中电联发布2019-2020年度全国电力供需形势分析预测报告（详见中电联网站链接https://www.cec.org.cn/detail/index.html?1-277104，），截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，比上年底增长5.8%，其中全国全口径非化石能源发电装机容量8.4亿千瓦，比上年增长8.7%，占总装机容量的比重为41.9%，比上年底提高1.1个百分点。2019年，发电设备利用小时3825小时，比上年降低54小时。
2019电力供应主要特点有（节选）：
一是全国发电装机容量突破20亿千瓦。截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦、同比增长5.8%。分类型看，水电3.6亿千瓦、核电4874万千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、火电11.9亿千瓦。火电装机容量中，煤电装机10.4亿千瓦、气电9022万千瓦。2019年，全国新增发电装机容量10173万千瓦，比上年少投产2612万千瓦；其中新增非化石能源发电装机容量6389万千瓦，占新增发电装机总容量的62.8%。全国新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2574万千瓦和2681万千瓦，分别比上年多投产447万千瓦和少投产1844万千瓦。新增煤电、气电装机容量分别为2989万千瓦和629万千瓦，分别比上年少投产67万千瓦和255万千瓦。
二是核电、风电和太阳能发电量快速增长。2019年，全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时，比上年增长4.7%。全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时，比上年增长10.4%，占全国发电量的比重为32.6%，比上年提高1.7个百分点，其中，水电、核电、并网风电和并网太阳能分别比上年增长5.7%、18.2%、10.9%和26.5%。全国全口径火电发电量5.05万亿千瓦时，比上年增长2.4%；其中，煤电发电量4.56万亿千瓦时，比上年增长1.7%。
三是水电和太阳能发电设备利用小时比上年提高。2019年，水电发电设备利用小时3726小时，比上年提高119小时；并网太阳能发电1285小时，比上年提高55小时；并网风电2082小时，比上年降低21小时；核电7394小时，比上年降低149小时；火电4293小时，比上年降低85小时，其中煤电4416小时，比上年降低79小时，气电2646小时，比上年降低121小时。
2、电池储能可弥补现有调频电源存在的技术局限性
参考书：《电池储能系统调频技术》李建林 黄际元 房凯 等编著
目前我国各大区域电网重，主要以大型水电和火电机组（燃煤机组/燃气机组）作为电网调频电源。通过调整调频电源出力来响应系统频率变化。但水电及火电机组在调频方面具有一定的局限性。
2.1 火电机组调频的局限性主要表现在：
（1）火电机组的调频性能较差（即K值）：响应时滞长、机组爬坡速率低，不适合短时调频，调频精度不高，有时甚至会造成反向调频。主要是由于能量转换时间较长（磨煤、燃烧）、机组具有调速不灵敏区。
（2）参与一次调频机组受到蓄热制约存在调频量明显不足甚至远未达到调频调节量理论值
（3）参与二次调频的机组爬坡速率慢，不能精确跟着AGC指令。
（4）参与调频，加剧了机组磨损而损害机组寿命，增加了燃料消耗，提升了运营成本，增加了废物排放和系统的热备用容量。
火电机组适用于大幅度、连续、单向的升降负荷，而电力系统的调频任务往往是小幅度、频繁、折返的调节。
2.2 水电机组调频的局限性主要表现在：
（1）机组全国分布不均，主要集中在西南及沿海地区。
（2）水电机组受地理位置及季节变化限制（丰水期、枯水期不一样），受季节及地理环境影响，甚至有些机组的还有防汛抗旱的要求，所提供的调频容量有限。
2.3电池储能系统调频的特点：
（1）性能好，K值表现优秀：具有快速响应、精确跟踪的特点，比传统调频手段更为高效。
电储能系统在额定功率范围内，都可以在1s 内以99%以上的精度完成指定功率的输出，其综合响应能力完全满足在AGC 调频的时间尺度内的功率变换需求，大幅超过常规火电厂的调节能力。如果采用电储能调频技术， AGC 跟踪曲线可以几乎与AGC指令曲线重合，即调节方向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。
通常电网AGC 调频功能主要由包括以水电、火电机组等常规电源提供。由于这些电源均为具有旋转惯性的机械器件组成，特别是火电机组的AGC 调频性能，与电网的调节期望比较尚有差距，具体表现为调节的延迟、偏差（超调和欠调）等现象，如下图所示：
储能的AGC 跟踪曲线几乎与AGC 指令曲线重合，即反向调节、偏差调节以及延迟调节等问题将不会出现。储能的综合AGC 调节性能要远好于火电机组，如下图所示：
（2）短时功率吞吐能力强，可充可放，双向调节，可以“以一敌三”，独立或与常规调频电源结合，大幅降低传统调频电源容量需求。
针对系统的AGC 调频功能，储能技术的调节能力数倍于传统机组。假设区域电网在2min 内有20MW 的升功率需求，即对系统整体的爬坡能力要求为10 MW/min。如果火电机组爬坡率为2%/min，则需要一台容量为500 MW 的火电机组来提供调节，而采用20MW 的储能系统就能够瞬间完成升功率的需求，即在该调节速率需求下，1MW 储能系统提供的AGC 调频能力相当于25MW 火电机组的调节能力。如果系统的功率调节需求为20MW/min，则储能的调节功率替代效果是燃煤机组的25 倍。可以看出，系统的调节需求越紧迫，储能技术的优势越明显。
美国西北太平洋国家实验室的研究报告通过更复杂的仿真，提出了相似的结论：具有快速调节能力的储能技术能够更有效地提供调频服务；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，是燃气机组的2.5 倍，是燃煤机组的20 倍以上。（保守估算也有10倍以上的性能）
2.3 电池储能系统调频与传统调频电源的经济性对比
储能技术与传统调频电源的经济性对比分析3 个主要方面进行,即调频电源本身的投资成本、寿命期内的运行及维护成本、对电力系统总调频成本的影响：
（1）储能系统年平均投资是火电的2.7～4.7 倍。但是,考虑到在实际AGC 调频效果上两者有近20 倍的差异,并且储能产品未来还有成本下降的空间,则储能系统的等效投资仍然有一定优势。从长期的电源投资建设来看,建设相对少量的储能项目能够减缓以调频为主要目的的火电容量建设投资,可以较大地节省社会总体投资。
（2）储能系统提供调频的运行成本也具有一定的优势。由于AGC 上下调节的过程可以近似看做能量平衡的过程,并且充放电过程都是在为系统提供调频服务,因此储能所实际发生的成本主要是由运行效率决定的能量消耗,其运行成本较小。火电机组长期承担AGC 功能,在频繁变出力的运行工况下,主要会产生以下三方面的成本：煤耗增加，机组磨损增加和备用容量导致的发电损失。
（3）储能技术参与调频服务的最大优势是其具有快速和精确的响应能力,单位功率的调节效率较高。具有快速响应能力的调频手段可以在广域范围内减少调频所需容量。电池储能系统响应速度快短时功率吞吐能力强，有助于提高电网的电能质量和系统稳定性。尤其是当电网薄弱时，有大量的风电或其他可再生能源并入电网，这项技术的应用显得非常有用。大容量电池储能系统以其独特的技术经济特点和较高的环境效益，通过与自动发电控制系统的有效结合，成为维持系统频率处于标准范围之内，减少旋转备用容量需求，提供黑启动等辅助服务的有效途径。
3、 大型火电机组储能联合调频改造的必要性与可行性
3.1 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250MW。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。（部分归区域电网调度而非省级调度的安控机组类似）。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。
3.2 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。
3.3 发电机设备储能联合调频改造的必要性和可行性
从原理角度来看，首先是发电机：包括发动机、发电机和控制系统。我国的发电机大部分是同步发电机，其中转子产生旋转磁场，定子切割磁场来发电，因此发电机的频率和转子是一致的。转子转速变化是根据原动机输出的机械功率和发电机的电磁功率是否平衡来匹配的。如果电磁功率大于机械功率，系统频率会下降。
用户在实际使用过程中不会去考虑电厂的频率，从这个角度说，电力系统运行的原则是发电端通过负载来调节，有多少负荷，调整多少发电量，频率才得以保持平衡。
从能量的角度说，发电机在发电少的情况下，电力系统会瞬时从发电机组的转动势能中汲取能量，这就会导致发电机组转轴的速度变慢。反之，发电多余负荷，会把多余能量转移到转子的势能上，频率会上升。系统中，同步发电机有惯量，惯量越小，频率变得越快。所以需要一定量的发电机组保持在线，来使频率变动不要过快。我国的频率是50Hz，大电网的可容纳误差是±0.2Hz，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。
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30s~10min 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1.7 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。
储能联合调频改造将配置离并网保护测控装置，能采集并车点电网和储能系统两侧的频率电压信号，实现同期监测和判别，能给PCS 变换器发送频率电压调整信号及同期并网接点信号，实现安全操作。同时，在正常运行方式和异常工况下，需要储能系统离网时能对PCS 变换器群发跳闸命令，快速离网。该装置配备有完善的辅助保护功能，在发生故障时，能发挥后备保护的功能，提高储系统运行可靠性。
3.4 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±0.2Hz，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0.2Hz 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。
4、 大型火电机组储能联合调频改造的经济性
参考各省的调频辅助市场交易规则，略有差异。
笔者团队曾基于福建市场的调频辅助市场交易规则，测算过10MW/10MWH（按1C倍率配置，非传统火储的2C配置，电池增加1倍左右）的经济成本和经济性。项目总投资成本大约为2.8元/Wh（含设备、施工及控制系统改造等，EPC及管理总价），通过量化的K值差异即可获得较好的经济收益（具体数据就不放出来，可联系交流）。
核心收益是K值提升带来的直接效益；其他附属效益包括：
（1）K值提升带来的中标率提升；
（2）（1）对应的调频总里程的提升
（3）一定程度上改善了调频容量，同时释放调频容量用于常规发电任务。
（4）减少了机组的磨损及相关的运维成本。
写在最后，电池储能系统核心在电池的寿命，具体运行效益，还需多实践多总结。欢迎多交流。
