一、電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)原理及電池參與調(diào)頻的優(yōu)勢對于電網(wǎng)來說，發(fā)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(fā)電端新能源發(fā)電的波動性特征使得電網(wǎng)無法保證真正的實時平衡，通過調(diào)節(jié)供需可以使得電網(wǎng)能在較小的范圍內(nèi)波動，從而達到相對平衡的狀態(tài)。以發(fā)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(nèi)，發(fā)電廠通過機組慣性和調(diào)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(diào)頻；在30s~10min 的期間內(nèi)，以調(diào)頻器為代表的二次調(diào)頻設備介入調(diào)頻，此為二次調(diào)頻，二次調(diào)頻是我們說的電網(wǎng)的輔助服務，是可以產(chǎn)生收益的；第三個時間段從第5min 開始，資源的經(jīng)濟調(diào)度通過5min 實時情況提供三級控制機制，此時進行三次調(diào)頻。同步發(fā)電機組的熱能、機械能、電能的轉(zhuǎn)換過程比較緩慢，但是如果用儲能裝置，化學能和電能轉(zhuǎn)換時間更短，儲能+VSG 技術結(jié)合了儲能的快速響應和傳統(tǒng)發(fā)電機組慣量的特性，會使得電網(wǎng)的頻率得到快速平衡。儲能（特別是電化學儲能）調(diào)頻速度快，容量可調(diào)，因此成為非常好的調(diào)頻資源。平均來看，儲能調(diào)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(diào)頻效果與最差的調(diào)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(guī)則略有差異），體現(xiàn)了儲能在調(diào)頻方面性能優(yōu)越。且儲能聯(lián)合調(diào)頻改造在發(fā)電機正常運行時并無投入，僅在AGC 調(diào)令有調(diào)度要求才使用，達到使用要求或者發(fā)電機可正常供應時即切出。
二、大型火電機組儲能聯(lián)合調(diào)頻改造的必要性目前國內(nèi)建設抽水蓄能電站是解決電網(wǎng)調(diào)峰和電網(wǎng)運行調(diào)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(zhì)等方面影響，大多數(shù)電網(wǎng)調(diào)峰資源極其短缺，基本上依靠火力發(fā)電機組進行調(diào)峰甚至深度調(diào)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(shù)機組參與調(diào)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(jīng)濟性會變差、安全性也會降低，環(huán)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(nèi)適應負荷變化難度較大，調(diào)峰效果差。比如，國內(nèi)一般煤電機組負荷率低于50%的時候，脫硫系統(tǒng)吸收塔入口煙氣流量下降，引風機會降速運行，可能導致發(fā)生塌床；負荷率低于35%左右的時候，脫硫系統(tǒng)停運。煤電機組長時間低負荷運行會導致進入脫硝系統(tǒng)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(wǎng)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(wǎng)調(diào)峰難度，威脅電網(wǎng)自身安全運行。其他調(diào)峰機組為了適應電網(wǎng)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(diào)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(shù)增多，嚴重威脅機組、電網(wǎng)和運行人員人身安全。根據(jù)現(xiàn)有AGC 考核辦法，雖然參加調(diào)峰調(diào)頻機組可以獲得一定的經(jīng)濟補助，但是非計劃停運會導致機組來年發(fā)電小時數(shù)考核，兩者矛盾不可調(diào)和，電廠參與調(diào)峰調(diào)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(jīng)逐步形成，火電廠輔助服務補償?shù)馁Y金來源于區(qū)域內(nèi)各個火電廠的補償分攤，因此，隨著越來越多的儲能系統(tǒng)聯(lián)合火電機組用于AGC 調(diào)節(jié)，未安裝儲能系統(tǒng)的火電機組將逐漸失去競爭優(yōu)勢，在補償收益方面會逐漸減少。由于儲能系統(tǒng)具有響應速率、響應時間以及調(diào)節(jié)精度上的優(yōu)勢，因此有當前有必要配置儲能系統(tǒng)輔助火電機組進行AGC 調(diào)節(jié)。
在電力生產(chǎn)運營層面，以大型燃煤火電機組作為主要調(diào)頻資源，引入相對少量的儲能系統(tǒng)，將能夠迅速并有效地解決區(qū)域電網(wǎng)調(diào)頻資源不足的問題，對AGC 調(diào)頻運行產(chǎn)生明顯影響，改善電網(wǎng)運行的可靠性及安全性，對構(gòu)建堅強型智能電網(wǎng)并改善電網(wǎng)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(diào)頻任務中解放出來，穩(wěn)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(diào)節(jié)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(jié)能減排。從電廠經(jīng)濟收益層面，儲能系統(tǒng)接入電廠機組后，可以明顯的改善綜合調(diào)節(jié)性能指標，根據(jù)相關調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則，單個調(diào)頻資源調(diào)節(jié)性能指標越高的情況下，調(diào)頻資源的排序價格越具備優(yōu)勢，因此每個時段調(diào)頻資源中標的概率就越高，電廠可獲得的調(diào)頻收益越高。三、大型火電機組儲能聯(lián)合調(diào)頻改造的可行性
調(diào)頻儲能系統(tǒng)一般接入大型火電機組的高廠變6kV 側(cè)，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(tǒng)具有高廠變過載控制功能，當系統(tǒng)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(tǒng)恢復正常充放電。一般來說，儲能系統(tǒng)放電過程可被廠用電消納，不會產(chǎn)生有功功率倒送現(xiàn)象。因此，加入儲能系統(tǒng)后，機組高廠變?nèi)钥杀ＷC穩(wěn)定運行，不影響電廠原有設備正常運行。儲能系統(tǒng)是靜態(tài)機組，不是機械運動部件，運維量小，系統(tǒng)穩(wěn)定性高。儲能EMS控制系統(tǒng)與電廠的DCS系統(tǒng)、RTU系統(tǒng)的接口改造也比較簡單。 四、儲能裝置為新能源項目規(guī)劃預留接口的可行性
我國的頻率是50Hz，大電網(wǎng)的可容納誤差是±0.2Hz，如果負荷變化很快而超過范圍，發(fā)電機組會出現(xiàn)脫網(wǎng)，發(fā)電端會因此導致連鎖反應，電網(wǎng)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(tǒng)慣量，使得電網(wǎng)系統(tǒng)越來越容易觸發(fā)0.2Hz 的標準，系統(tǒng)可靠性變?nèi)酰@也是大家棄風棄光的主要原因。以光伏為例，現(xiàn)在采取虛擬同步發(fā)電機的技術，通過電子變流器接入電網(wǎng)。電子變流器和傳統(tǒng)的同步發(fā)電機的區(qū)別包括快速的動態(tài)響應、較小的過載能力、低轉(zhuǎn)動慣量和低短路容量的特性，對電網(wǎng)的穩(wěn)定性產(chǎn)生難以忽視的影響。新能源發(fā)電的波動性特征使得電網(wǎng)無法保證真正的實時平衡，通過調(diào)節(jié)供需可以使得電網(wǎng)能在較小的范圍內(nèi)波動，從而達到相對平衡的狀態(tài)。儲能系統(tǒng)具有動態(tài)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(fā)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(zhì)量，提高了電能穩(wěn)定水平及優(yōu)化發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟性。
