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细说储能:AGC原理与储能联合调频

北极星储能网  来源:锌溴液流电池储能    2020/2/24 8:23:08  我要投稿  

北极星储能网讯:过去的一段时间,我工作繁忙,亲历了储能的各种大事:2018年6月镇江电网侧200MWh储能项目公告发布后,我和伙伴们代表力信能源,带着商务和技术文件,到济南投标,赢下了山东电工32MWh储能项目,团队另外的同事到达许昌,赢下了许继48MWh项目;2018年9月,南瑞集团发布100MWh储能供应商入围公告,我也身在其中,参与答辩,最终入围其中。与此同时,湖南电网发布120MWh储能电站招标信息,我也多次往返镇江与长沙,各种原因,没能实现中标。18年底平高电气352MWh储能项目公告发布,最终因公司财务年限未满3年而遗憾止步。19年国家电网叫停了如火如荼的电网侧储能建设,我们将重心转移到国外和南网,全年储能出了200MWh,在此期间,我们参与了调频储能电池的供货,累计20MW。借着春节在家躲避瘟疫的时间,整理了一些储能调频相关的资料,跟各位聊聊。

本文来源:微信公众号 锌溴液流电池储能 ID:ZBFBCN

1 调频概述

频率、电压和波形等三项是表征电能质量的主要指标。在稳态情况下,同一交流电力系统的频率是一致的。当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时,频率将随之发生变化。因此,频率是最为敏感、最能直接反映电力系统有功功率平衡运行参数,也是电能质量指标中要求最为严格的一项指标。所以,独立电力系统有功功率的平衡问题也就成了对系统频率的监视和对发电机功率的调节问题。当发电量小于用电负荷时,系统频率降低,反之升高。

我们知道,电能具有瞬时特性,调度人员在任意时刻,都要努力实现发电与用电负荷相等,以此将频率调节在安全范围内,比如国内频率50Hz,3GW以上的大容量电力系统允许偏差为±0.2Hz,中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。电力系统典型的频率曲线图如下:

2 频率调节及AGC

电力系统中频率调节的主要方式是根据区域内用电负荷的变化来调配相应的发电机组,提供对等的发电量。然而电力系统的负荷无时无刻都在发生不规则的变动,我们每一个人对用电设备的操作都会对区域负荷造成影响。分析负荷变动的特性,可将其变动规律分解为三种不同变化的分量(如下图):

(1)随机分量

负荷变化周期短,一般在10秒钟以内,浮动在区域负荷的1%以内,,波动频繁,每小时高达上百次;

(2)脉动分量

负荷变化周期较长,一般在10秒钟到15分钟之间,浮动在区域负荷的2.5%以内,,波动次数,每小时20到30次;

(3)持续分量

负荷变化周期长,浮动在区域负荷的40%左右,波动次数少,每天十次以内。

至此,摸清负荷特性之后,我们对症下药,在发电侧寻找对应的设备,实现高效经济调节:

(1)对于随机分量,仅利用电厂发电机组的惯性、调速器以及负荷本身的自调节效应自然吸收,无须干预,我们称为一次调节。

(2) 对于脉动分量,通过控制发电机组的调频器来跟踪,我们称之为二次调节;

(3) 对于持续分量,需要根据负荷预测、确定机组并安排发电计划曲线进行平衡,我们称之为三次调节。

下面从发电侧精确解读一下一次调频、二次调频和三次调频。

我们知道,频率变化受到用电负荷PL,发电量PG的双重作用,行业通常将频率随用电负荷PL的变化称之为负荷特性,将频率随发电量PG的变化称之为发电特性或机组特性。负荷曲线与发电曲线的交叉点,为系统实时状态点。如下图中的a、b、c、d点。比如a点,发电量PG=负荷PL,频率保持在f,此时系统平稳运行,状态坐标为(f,PG,PL)。

继续解读上图,理解了这幅图,基本就理解了调频原理。对于电力系统而言,稳定是短暂的,用电负荷处于时刻变化中,假设在某一时刻,用电负荷PL突然增加到PL_h,若要维持频率f不变,理论上发电量由PG增加到PG_h ,达成新的状态点b(f,PG_h,PL_h)。然而这一切都需要来自发电侧的响应。

假如发电侧不动作,即PG不变(PG<PL_h),此刻频率果断下降,系统状态点将沿着负荷曲线2由b下降到c(fL,PG_h,PL_h)。但是发电机组有自动调节功能,在发电机组调速器的作用下,将因频率的下降而增加出力,机组状态将由a点出发,沿着发电曲线一路抬升,与负荷曲线2形成十字交叉点d,达到新的平衡点。此刻的状态坐标为d(fm,PG_m,PL_m) 。以上调节过程为机组自发过程,也就是一次调频。

细致观察后我们看到,一次调节平衡点d并不是我们目标状态点,它离目标点b(f,PG_h,PL_h)还有差别,频率差别Δf=f - fm,发电功率差别ΔPG=PG_h- PG_m。因此,我们将机组自主进行的一次调频称为有差调节。

于是需要二次调节,机组接受指令,增加ΔPG的出力,调节系统达到目标状态点b,频率回到初始点f,这一过程称之为二次调频。

二次调频有人工调节和自动调节2种,人工调节误差大,响应慢,逐渐被自动调节替代,这个自动调节过程也就是我们常常提起的AGC调频。AGC调节同样适用于三次调频。

3 调频效果表征参数

表征AGC机组调频性能的参数有4个,分别是调节速率、响应时间、调节精度以及综合指标;

3.1 调节速率

调节速率,代号K1,指发电机组或发电单元响应AGC控制指令的速率,有一个计算公式:

K1=本台机组实测速率/控制区域内所有AGC机组的平均调节速率

这里强调一下,参与AGC调频的不止于燃煤电厂,还包括燃气发电,水力发电以及核电,他们的调节速率各不相同,常规煤电调节速率为额定容量的1.5%/min,例如600MW煤电机组的调节速率在9MW/min;燃气机组调节速率更快,为装机总容量的3%/min,水电调节速率更快,约为装机容量的20%/min;对于核电,更适合平稳运行,非特殊情况,不用核电调频。

关于K1的计算,比如某区域内机组总装机1600MW,共有2台600MW燃煤机组,占比77.4%;2台150MW燃气机组,占比19.4%;一台50MW水电,3.2%。

则区域内AGC平均调节速率为:

Vp=1.5%×77.4%+3%×19.4%+20%×3.2%=1.75%/min;

燃煤机组的K1=1.5%/Vp=0.85

燃气机组的K1=3%/Vp=1.71

水电机组的K1=20%/Vp=11.4

在南网,为避免机组响应AGC指令时过调节过超调节,对K1的值做了封顶,K1≤5,即水电机组K1=11.4,按照5来算;

对比看出,煤电的K1最低,普遍在1以下,燃气K1值较大,普遍在1以上,水电机组K1值最高,达到满分。

3.2 响应时间

响应时间,代号K2,指的是发电单元响应AGC指令的时间延时,定量化的核定公式如下:

K2=1-发电单元响应延迟时间/5min

这里的时间差指的是接到AGC指令到机组动作之间的延迟,比如燃煤机组

响应时间普遍在1分钟左右,最差2分钟,最好30s以内,因此K2值在0.6-0.9之间;水电响应时间通常在20s以内,其K2值在0.93以上。

3.3 调节精度

调节精度,代号K3,指的是发电单元响应AGC指令的精度

K3=1-发电单元调节误差/发电单元调节允许误差

其中发电单元调节允许误差为其额定出力的1.5%,比如本次AGC指令为10MW,则其偏差在±150kW。燃煤机组调节误差在1%以内,因此K3在0.7-0.9之间。

3.4 综合指标

综合指标,代号K,是以上3个参数的综合性能算数平均:

K=0.25×(2K1+K2+K3)

根据南方电网规则,K1最高为5,K2、K3最高为1,因此综合指标K值最大为3。下图为某燃煤电厂某台发电机组AGC性能能统计曲线。

以上性能指标除了表征调频单元参与AGC响应效果之外,更重要的是性能指标的高低直接影响机组调频收益。调度机构将单位报价V与K值的比值(V/K)作为竞价排名的指标P,依次从低到高排序,排名靠前者中标,比如A机组报价10元/MW,K值0.8,B机组报价13元/MW,K值1.5,则调频性能指标PA=12.5,PB=8.66,于是价格高B机组反而优先中标。这种综合指标评定法做到了K值越高,收益越好,也实现为效果付费的承诺。另外,针对K值高的机组,调度中心还能增加调频里程(单位MW),机组收益进一步扩大,如下图为K值与调频里程的相关性曲线。

下图是各级组参与AGC响应的日收益与其K值的对比曲线,我们可以看出调频收益与K值的正相关性。图中望洋电厂为燃气机组,其K值高达1.65,常规燃煤机组普遍在0.6-0.9之间,和燃气机组存在显著的差距,为了提升燃煤机组K值水平,增加调频收益,常规电厂在寻找各种优化方式,其中借助储能系统被证明是一种行之有效的路线。

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