王 伟，陈 钢，常东锋，兀鹏越，高 林，寇水超，王 倩

（1.西安西热节能技术有限公司，陕西 西安 710054；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054；3.华能(苏州工业园区)发电有限责任公司，江苏 太仓 215424）

随着传统化石能源的日益匮乏和环境保护意识的逐步增强，清洁能源利用迅猛发展，清洁能源并网发电也快速增加。我国是目前全球新能源规模最大、发展最快的国家。根据中国电力企业联合会数据，风电并网容量10 年增长100 倍，太阳能发电并网容量5 年增长100 倍。截至2019 年，风电、太阳能发电装机容量达到4.15 亿kW，占总装机容量的20.63%。可再生能源发电大规模接入电网，对电网频率稳定产生巨大影响，常规煤电机组需承担越来越多的调频任务；同时，可再生能源发电的间歇性和波动性对现有电力系统的安全稳定运行和灵活调度提出了要求：因此大量风能、太阳能并网发电给电网稳定运行带来前所未有的挑战[1]。发挥太阳能、风能发电与燃煤发电的优势互补，稳定高效地输出电能是解决现有能源紧缺、经济环保的重要举措[2]。为解决可再生能源消纳问题、提高电网运行可靠性，煤电机组必须成为重要的灵活性电源。

2009 年，国家电力监管委员会印发了《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体现按效果付费的精神。2017 年国家五部委印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，进一步明确了储能与机组联合或者独立参与辅助服务市场的重要性。在电源结构调整和经济杠杆的双重驱动下，煤电的角色正逐步由电量型电源向电力调节性电源转变，大幅提高煤电机组的调频能力将是煤电企业生存和发展的必由之路。

本文针对目前大容量火电机组一次调频技术手段进行分析，提出了一种电容辅助一次调频的节能技术方案，并对该方案应用于某超超临界1 000 MW 机组进行了分析研究。

1 调频技术手段及研究方法

目前国内新建的（超）超临界汽轮发电机组多采用全周进汽节流配汽方式。该型汽轮机主蒸汽调节阀（主调阀）全开运行经济性最好，但此时机组蓄能降低，调频能力较差。国内几乎所有汽轮发电机组均通过主调阀保持一定的节流来满足电网调频需求，调频经济代价高。主调阀节流对机组运行煤耗的影响平均在2.4 g/(kW·h)[3]左右，损失较大。因此，有必要探索一种经济高效的调频技术手段。

目前最广泛使用的一次调频方案包括汽轮机数字电液控制系统（DEH）侧一次调频、协调控制系统（CCS）侧一次调频、凝结水节流技术、储能调频技术[4]。陈波等[5]基于某超超临界1 050 MW 机组高压加热器给水旁路的工程实施案例，获得了该机组给水旁路的调频特性和多种调频方式下的调频效果对比分析。包伟伟等[6]针对超超临界1 000 MW机组一次调频的技术经济性问题进行研究，认为调节阀预节流调频的经济性最差，可调整回热抽汽调频次之，凝结水节流调频的经济性最好。徐星等[7]通过分析超超临界1 000 MW 二次再热机组一次调频的性能状况，分析了主蒸汽调节阀节流调频、凝结水调频和给水调频的可行性。王建华等[8]针对某超临界660 MW 燃煤发电机组1 号高压加热器，建立三维有限元模型进行了模拟计算，结果表明，热、机械、耦合应力的波动幅度均随着给水旁路程度的增大而增大。根据以上研究结果，汇总目前国内外主流的调频技术见表1。

表1 常用调频技术比较Tab.1 Comparison of popular frequency modulation technologies

根据表1 可以看出，基于机组自身蓄热能力调高机组调频能力的技术手段较多，且各有优缺点。储能技术以其响应速度快、跟踪功率能力强等特点，成为辅助传统电力系统调频调峰的先进方式。

根据现有储能技术特点，抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能、蓄电池储能、超级电容器储能以及超导磁储能等[9-13]均可作为辅助手段，协助火电机组调频。考虑到抽水蓄能、压缩空气储能需特定地质条件，在火电厂内建设辅助调频难以实现。对其他几种储能技术的参数进行对比，结果见表2。

从表2 可以看出，超级电容的循环次数和能量转化效率高于锂离子电池，但低于高速飞轮。

华君叶等[14]针对风光互补发电系统中的风能、太阳能发电特性，探讨了风能、太阳能及蓄电池输出电能的特点。牟春华等[15]针对火电机组与锂电池储能系统联合自动发电控制（AGC）调频技术的基本原理、典型方案、控制过程以及实际工程效果进行了分析研究。但业内对锂电池储能的安全可 靠性，使用寿命，以及环保和回收的环境生态等 问题[16-18]缺少有效的解决方案。

表2 典型储能技术参数比较Tab.2 Parameters comparison between typical energy storage systems

近年来，在补贴政策的鼓励下，多个火电厂采用电池储能系统联合进行AGC 调频，经济效益良好，但也发生多起安全事故。从2017 年8 月到2019 年10 月，韩国总共发生25 起储能电站火灾[19]。2018 年国内某地区电网侧储能电站也发生了起火事故[20]。锂电池在2C/100%DOD 状态下的理论寿命不超过5 000 次，考虑到机组调节的特性和频次，必须选用足够容量的电池以满足浅充浅放延长寿命的要求，这增加了基础投资。此外，对于频繁动作的一次调频而言，锂电池的寿命远不能满足要求。故现有项目都是仅响应AGC，不响应一次调频。

超级电容与常规蓄电池相比具有更高的充放电速率、更宽的温度适应范围、更长的使用寿命、更大的功率密度[21-22]，且后期回收再利用对生态环境的影响相比电池小得多[16-18]。目前国内已经有针对电网供电系统存在用电负荷和电能供应不平衡问题的研究，仿真结果显示，可以实现超级电容放电释能过程的控制[23]。这些研究表明，超级电容应用于火电机组调频具有较大优势。

超级电容的特点决定了其相对于锂离子电池储能更加适合辅助煤电机组较高频次的一次调频响应。然而目前国内针对超级电容辅助火电机组调频技术的研究局限于控制理论，未见超级电容容量选择、系统选型连接以及经济收益分析相关研究。

本文旨在提供一种超级电容辅助机组调频方案。研究思路如下：1）从电网要求分析出发，以此作为调节目标，假设该值为P0；2）进行机组自身调频（主调阀不参与调节）的需求分析，假设该值为P1，则以二者之间的差距ΔP=P0-P1作为储能系统容量选择的依据，该部分工作主要包括储能系统的容量选择和功率选择，因此要分别计算出这2 个目标值；3）进行系统的连接、控制及运行方式分析；4）针对该储能辅助系统的投资、节能收益和辅助服务收益进行分析，从而形成完整的技术方案，以期为同类型工程问题提供参考。

2 电容辅助调频技术方案

本文所研究的超超临界1 000 MW 机组汽轮机为上汽-西门子制造的N1000-26.25/600/600（TC4F）型。运行中通过2 个对称布置的主调阀节流响应一次调频。部分负荷下，这2 个主调阀开度甚至关小到28%，节流损失较大，机组运行经济性较差[24]。

2.1 电网需求分析

根据区域电网要求，机组应能满足一次调频性能测试[25]，即每次一次调频考核时，发出一个30 MW 的升负荷指令，机组根据该指令，通过开大主调阀方式进行负荷跟踪响应。电网考核机组在15、30、45 s 等3 个时刻的积分电量，分别需要达到标准响应模式（即按30 MW 功率增加响应）积分电量的40%、60%、70%。

按照该要求，计算机组在不同时间，负荷增加值从0 开始按照线性增长，15、30、45 s 等3 个时间的积分电量恰好等于机组以30 MW 升负荷指令的理想阶跃在该3 个时间积分电量的40%、60%、70%，可以计算得到该3 个时间的机组负荷增量，最终得到理想的负荷响应曲线，如图1 所示。

从图1 可以看出，其实不必要机组负荷一开始即升高至30 MW，只要满足3 个考核点，即15、30、45 s 对应的电量积分不低于图1 中积分电量（阴影部分的面积）的要求即可。以下以此曲线为目标，进行机组一次调频响应分析研究。

2.2 机组需求分析

该1 000 MW 机组已经完成基于汽水流程自蓄能的一次调频优化改造[26]。为了进一步挖掘节能潜力，在主调阀不参与调节的情况下进行一次调频大扰动试验（即给定机组一个30 MW 的升负荷指令），结果如图2 所示。由图2 可以看出，机组负荷响应距离电网要求尚存在较大差距，必须通过其他手段来补充。

2.3 电容容量选择

2.3.1 功率选择

不同负荷下，机组实际响应负荷与理想负荷之间偏差（即图2 中各负荷下实际负荷响应与理想曲线的偏差）的最大值见表3。根据表3 结果选择偏差最大值，则需要的电容功率最小为22.41 MW。

表3 响应负荷与理想负荷偏差Tab.3 The deviations between response load and ideal load

2.3.2 容量选择

不同负荷下，固定主调阀开度进行一次调频试验，机组实际响应负荷积分电量与理想值之间偏差（即图2 中各负荷下负荷响应曲线面积与理想曲线面积的偏差）见表4。

表4 响应负荷积分电量与理想状态偏差Tab.4 The accumulated quantity deviation between response load and ideal load

根据表3 结果选择偏差最大值，则需要的电容容量最小为0.21 MW·h。考虑到可能连续动作等实际情况，宜留取一定的裕量。

2.3.3 实际一次调频需求分析

选择机组典型日一次调频指令数据得到正态分布曲线如图3 所示。

根据图3 可知：一次调频指令最大绝对值为+14.5 MW；指令介于−1~+1 MW 之间的次数大约占77%；一次调频指令99.8%的频次在−6.35~7.91 MW之间。超级电容功率配置应在偶发的大扰动测试和频发的小扰动中，结合经济性综合考虑。

2.4 储能系统选型

根据超级电容设备性能特点，可偶尔短时（1~2 min）安全实现50%超出额定功率充放电。根据2.3 节中的电容容量及功率选择分析，并结合经济合理的原则，拟为该2 台机组分别配置8 MW×2 min 超级电容器储能系统，该配置实际中可满足单机小频次12 MW 瞬时功率的需求。

2.5 储能系统与机组连接方式

本项目拟选用的集装箱式超级电容器储能系统分别通过2 台机组的660 V/6 kV 升压变压器接入6 kV 厂用电系统。2 个8 MW×2 min 超级电容储能系统可以联合为1 台机提供辅助调频服务，或者分别参与2 台机组调频服务，达到电网下达考核指标，同时降低机组能量损耗。

2.6 储能系统投资估算

根据当前市场价格，预计电容辅助调频项目总投资约3 090.00 万元，分项投资见表5。

表5 超级电容储能系统投资Tab.5 The detail investment of super capacitor energy storage system

3 项目效益

3.1 节能收益

增加电储能辅助调频之后，主调阀可以大幅开大，甚至于基本无节流的状态，汽轮机高压缸运行效率将进一步提高。根据上汽-西门子超超临界机组的试验数据[27]核算，初步预计由于主调阀节流损失降低引起的煤耗降低1.0 g/(kW·h)左右，如果机组负荷率较低，则节能量更大。

通过调取运行数据，该2×1 000 MW 机组2018 年利用小时为4 846 h，标准煤单价为753 元/t。增加电容辅助调频系统之后，预计2 台机组年节约标准煤约9 692 t，年节煤收益约730 万元，节能收益可观。根据2.6 节投资分析，静态投资回收期不到4.3 年，投资回收期较短。

3.2 辅助服务收益分析

在不考虑高压调节阀参与一次调频的基础上，根据储能系统配置，计算各负荷下超级电容辅助一次调频的响应参数，并与机组改造之前采用高压调节阀节流调节的指标进行对比，结果如图4 所示。

由图4 可以看到，增加超级电容辅助调频系统之后，机组的一次调频指标大幅提升，不同负荷下增加幅度在10%~70%之间。可见，即使主调阀全开的节能运行状态下，一次调频指标仍远高于电网要求，为运行控制留有充足的调配裕量。

随着各地辅助服务政策的出台，本项目还将在AGC 响应方面带来较为可观的服务收益。

4 结 论

1）超级电容的容量选择需要基于机组所属电网的一次调频要求、机组目前的调频能力、机组日常的一次调频需求3 个方面综合考虑。

2）采用超级电容辅助机组调频技术可以在显著减小汽轮机高压调节阀节流损失、降低机组煤耗1.0 g/(kW·h)的基础上，将机组的一次调频响应能力提升10%~70%。