牛猛1 季顺国2
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摘要：水力发电、火力发电、核能发电一般都是大型发电机组，设备一旦开动就不能随便停下来，太阳能、风力等新能源是根据环境和气候来发电的，发电不稳定，随时都有变化。因此需要在负荷高峰的时候，增加发电机的出力；在负荷低谷的时候，减少发电机出力，甚至停掉某些机组。本文介绍了储能电站在机组调峰中起到作用，说明储能电站在调峰辅助服务电力系统推广应用意义。
关键词：机组调峰；储能电站；电网安全稳定；新能源消纳
一 引言
根据电力系统要求，调峰设置应该在负荷低时能消纳电网多余的电能，在负荷高峰时能增加电能供应，设施应该具备灵活、启动快等特点，目前储能电站在国家政策鼓励下，逐渐大规模参与到调峰辅助服务电力系统应用中。
二 电网调峰现状
水力发电、火力发电、核能发电一般都是大型发电机组，设备一旦开动就不能随便停下来，太阳能、风力等新能源是根据环境和气候来发电的，发电不稳定，随时都有变化。因此需要在负荷高峰的时候，增加发电机的出力；在负荷低谷的时候，减少发电机出力，甚至停掉某些机组。所以电力系统中需要有些机组参与调峰。
目前可供电力系统调峰的电源主要有抽水储能机组调峰、发电机组调峰（包括燃煤火电机组和燃气轮机组）、储能电站调峰几种模式。
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，300MW的大型机组深夜谷电期负荷甚至只有120MW。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，为了保证冬季供暖需求，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。
在国家鼓励下，储能电站参与调峰辅助服务逐渐进入规模化及实际应用阶段，10MW以上的电储能设施，接受电力调度机构统一调度，建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能)，可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场，用户侧储能设施（储电、电供热储能）仅可参与深度调峰与启停调峰。建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算，用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益，充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰，视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。
三 调峰问题分析
电力系统调峰，是指发电机组跟踪电网有功负荷曲线的变化而相应地增减发电设备出力，电源出力和响应速度不能同步满足负荷需求，不能维持有功功率平衡以及系统频率稳定，需要相应的改变电源出力或者调节调峰机组以适应负荷变化， 维持电力平衡以保证电网运行的安全性和经济性。
当负荷变化时，发电机组需要相应的调整有功出力来满足负荷，在电网负荷曲线变动部分范围内进行的“方块” 式的调整，又称之为“分钟” 级调整（如图1 曲线B）， 承担“方块” 式调峰任务的发电机组其需要具备能快速调整有 功出力和启停调峰的特性。
图中曲线 A 与曲线 C 之差为系统峰谷差△P。△P=Pmax- Pmin 。
Pmax、Pmin分别表示负荷的最大值和最小值。
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图1 电网调峰示意图
通常情况，负荷低谷通常发生在夜间，期间居民工业用电最小，北方冬季夜间保证供暖，供暖机组同时可以提供一部分电量，这样为了保证电网供需平衡只能调节常规机组的出力，所以供暖期夜间负荷低谷时期调峰机组向下调节能力有限。
目前，新能源总装机容量占总装机容量的比列较高，新能源渗透率较高，如没有调节能力较好的水电装机，随着大规模的新能源接入电网，这就使得常规调峰机组在跟随负荷变化的同时，需要承担风电及光伏发电功率的影响。特别是冬季在白天及夜间需要保证供暖，供热机组供热联产，同时产出电量，占用了一部分空间，使得电网调峰能力不足，可接纳新能源的空间减小，会出现大量弃风弃光的情况。
假设不考虑其他因素，正常情况下，电网在某一时段的功率平衡为：Pe+Pre+Pnew=Phf ；
Pe为常规出力机组，Pre为供热出力机组，Pnew为新能源出力机组，Phf为负荷功率。
当在夜间负荷达到最小，以及常规机组的出力下限要求，而此时往往正是风电大发时期，所以当风电可发电量超过某值时，即超出了电网调峰能力，对于山西及朔州电网，在冬季由于供热机组所占运行机组比例较高，其向下调峰能力有限，这样风电超过系统调峰能力，只能选择 “弃风限电”。
四 储能调峰在调峰辅助服务电力系统推广应用
储能系统具有吸收能量并且能随时释放能量的特性，其反应速度可以达到秒级甚至毫秒级，可以实现对电网的实时功率和能量的转移，完全有能力参与系统调峰，具有“削峰填谷”的作用，抑制波动对于电网的冲击，起到保护电网安全稳定运行的作用。
储能电站在电力系统的应用方案多种多样，一般交流侧容量与电池容量配比范围为0.25~2.0，对于理想状态下的系统，这个配比意味着电池充放电时间为4h~0.5h，也即电池充放电倍率约为0.25C~2C。对于调峰服务，需要的是后备容量的深度，也就是能量型储能电池容量的大小，同时也必须兼顾电池的充放电速率，常规的配比一般情况下为0.25~0.5。如项目优选采用200MW/400MWh配置，相比较100MW/400MWh的容量规模，此配置具有更高容量的储能双向变流器功率，因此有更加优秀的充放电速度范围，对于电网调节的适应性更好，在当前的市场竞争条件下，收益机会更大。
以山西朔州为例，根据朔州市能源建设的需求预测，“十四五”期间新能源建设规模在2000万千瓦以上，该市的电力系统调节资源需求较为迫切，大规模新能源的建设必然带来电力系统需要灵活资源调节的压力，急需规模化储能资源予以辅助支撑，储能也将成为朔州市电力产业加速整体转型升级的关键技术。
五 结语
储能电站具有毫秒级精确控制充放电功率的能力，应用于电网调峰具有无可比拟的技术优势。储能系统相对容量小、但响应速度快，大容量储能电站运行能够显著满足电网调峰指令的执行效果。作为高性能调峰资源加入电网，将大大增加电网对于调峰容量的需求响应，提高电网对于风电及光伏等新能源的消纳空间，能有效提高发电侧的节能减排水平，同时减少传统机组的旋转备用容量，显著改善电网对可再生能源的接纳能力，具有巨大的社会效益和经济效益。