本文以澳大利亞的首個百兆瓦儲能項目為例，講述儲能項目可實現(xiàn)的經(jīng)濟(jì)價值。對比中國目前的儲能市場環(huán)境，作者建議我國制定區(qū)別于傳統(tǒng)火電機組的超大容量儲能電池參與電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓的并網(wǎng)測試實驗導(dǎo)則和相關(guān)運行技術(shù)國家標(biāo)準(zhǔn)，以滿足 AGC、AVC、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等電網(wǎng)對儲能的運行要求。而在用戶側(cè)，作者認(rèn)為政府應(yīng)給予安裝小型分布式儲能裝置的用戶資金補貼。
澳大利亞 100MW 儲能運行分析及對中國啟示
曾輝1, 孫峰1，邵寶珠1, 葛維春2，葛延峰2, 許天寧1
(1.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧省沈陽市 110006;
2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司，遼寧省沈陽市110006)
摘要：2017年12月1日，當(dāng)前世界上最大的100MW/129MWh Tesla 鋰電池儲能電站在澳大利亞南澳州投入運行。Tesla儲能電站于2017年12月 14日和2018年1月18日維多利亞州的Loy Yang發(fā)電站機組跳閘事故中跨區(qū)參與電網(wǎng)調(diào)頻，事故后140ms即向電網(wǎng)輸出有功功率，6分鐘內(nèi)配合其他調(diào)頻電源將電網(wǎng)頻率拉回至50Hz。物理上儲能電站已多次向電網(wǎng)提供常規(guī)調(diào)節(jié)輸出、能量輸出和調(diào)頻緊急輸出等輔助服務(wù);經(jīng)濟(jì)上儲能的投運降低了當(dāng)?shù)卣{(diào)頻輔助服務(wù)市場價格。本文首先分析Tesla儲能電池投入澳大利亞電網(wǎng)運行的物理和經(jīng)濟(jì)原因，接著介紹電池的結(jié)構(gòu)及控制策略;儲能投運后的運行狀況;之后從制定我國儲能參與電網(wǎng)運行技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和評價體系、發(fā)揮儲能部分替代火電機組一次調(diào)頻的杠桿效應(yīng)、借鑒國外快速調(diào)頻輔助服務(wù)模式、探索儲能自盈利商業(yè)模式等角度深入探討Tesla儲能運行對我國儲能技術(shù)及電網(wǎng)的啟示和借鑒意義。
0 引言
近年來，著眼于儲能在電網(wǎng)中的廣泛應(yīng)用前景，國內(nèi)外均開展了儲能的理論和實踐研究，一大批儲能項目投入實際運行并不斷刷新容量記錄。2016 年，世界最大規(guī)模的電池儲能系統(tǒng)在我國張北風(fēng)光儲輸工程投運，一期工程包括了16MW/63MWh的鋰離子電池儲能及2MW/8MWh的釩液流電池儲能[1]。2017年，特斯拉(Tesla)為美國南加州愛迪生公司(SCE)位于 Mira Roma的變電站安裝了20MW/80MWh鋰電池儲能系統(tǒng)，取代張北儲能系統(tǒng)成為世界最大。2017年12月1日投運的澳大利亞南澳100MW/129MWh Tesla鋰電池儲能項目再次刷新了已投運最大規(guī)模電池儲能系統(tǒng)世界記錄，截止目前容量世界最大[1]。
進(jìn)入2017年的南半球夏季以來，由于高溫、負(fù)荷增長和設(shè)備故障等原因，位于澳大利亞維多利亞州(以下簡稱維州)的Loy Yang火電機組于2017 年12月14日和2018年1月18日分別多次發(fā)生機組跳閘事故，分別造成 560MW和530MW機組脫網(wǎng)事故。位于南澳州的Tesla儲能電站在頻率跌至 49.8Hz后的140ms時向電網(wǎng)輸出有功功率參與調(diào)頻，在反應(yīng)時間和放電能效上均優(yōu)于同步發(fā)電機機組的調(diào)頻性能。
文獻(xiàn)[2]的研究囊括了全球20個國家在建或投運的共164項兆瓦級儲能調(diào)頻應(yīng)用項目，但目前國內(nèi)沒有100MW級儲能項目并網(wǎng)實踐經(jīng)驗。我國雖然儲能設(shè)備研制及技術(shù)研發(fā)已取得突破;2016年6月國家能源局發(fā)布了《關(guān)于促進(jìn)電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》;2017年五部門發(fā)布了《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》等政策支持文件，但由于儲能設(shè)備成果高昂、盈利模式不足、市場機制即運行技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)不完善等因素限制了我國大規(guī)模儲能應(yīng)用實踐。因此研究澳大利亞已投運的Tesla儲能項目實際運行，研究其對電網(wǎng)深層次影響，將為目前我國快速增長的儲能-電網(wǎng)交互技術(shù)發(fā)展提供寶貴的參考價值。
除此之外，研究Tesla儲能在澳大利亞電力市場環(huán)境下的盈利模式，對未來我國電力現(xiàn)貨交易場景下的輔助服務(wù)市場發(fā)展也具有重要意義。
1 儲能投入南澳電網(wǎng)原因分析
1.1 儲能投入南澳電網(wǎng)的物理原因
2016年9月28日，臺風(fēng)和暴雨等極端天氣襲擊了新能源發(fā)電占比高達(dá) 48.36%的澳大利亞南部地區(qū)電網(wǎng)，最終導(dǎo)致50h后恢復(fù)供電的全南澳大利亞州大停電[3]。此次事件后，澳政府為解決南澳電網(wǎng)日益增長的新能源占比和逐年減少的系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量之間的矛盾，向全球公開招標(biāo)大規(guī)模儲能電池項目，企圖通過儲能技術(shù)解決系統(tǒng)穩(wěn)定問題。
1.2 儲能投入南澳電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)原因
經(jīng)濟(jì)層面上解決發(fā)電商市場力過強造成的輔助服務(wù)價格過高問題是儲能投運的更重要目的。例如，經(jīng)計算 2016 年某月南澳電網(wǎng)至少需要 35MW 的調(diào)頻有功功率。由于南澳地區(qū)負(fù)荷較少常年保持在 2000MW 左右，較小的發(fā)電市場被AGL、Origin、Engie等3-5家發(fā)電廠商壟斷。發(fā)電商合謀在輔助服務(wù)市場報價5000澳元/MW以下時只出力34MW，滿足35MW的最后 1MW電力價格往往被市場力抬高至15000澳元/MW以上成交。根據(jù)最后報價即為成交價的現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，南澳電網(wǎng)只能被動購買巨額調(diào)頻輔助服務(wù)[4][5]。
造成這種看似不合理但合法抬價行為的原因是澳大利亞的全電量強制電力庫市場運行模式。市場規(guī)則允許下的Withhold(延期交易)和Rebid(重復(fù)報價)行為廣泛存在，減少發(fā)電出力或有電不發(fā)的行為造成了供需關(guān)系緊張并抬高了輔助服務(wù)價格[6]，造成了現(xiàn)貨市場價格急劇動蕩。因此當(dāng)?shù)卣Ｍ脙δ艿目焖佟⒕珳?zhǔn)、可控的調(diào)頻能力在輔助服務(wù)市場與傳統(tǒng)機組形成充分的市場競爭，通過競爭形成合理的競價方式，降低輔助服務(wù)價格。
以下具體說明：圖1為傳統(tǒng)火電機組和儲能的調(diào)頻特性對比。橫坐標(biāo)為輸出有功功率，縱坐標(biāo)為對應(yīng)機組輸出功率的機組調(diào)頻能力?？梢姡瑐鹘y(tǒng)火電機組的調(diào)頻能力在A點開始隨輸出增加而增加，在b1或b2點達(dá)到調(diào)頻能力峰值F，峰值持續(xù)至C點并下落，在D點降至0。不同機組的調(diào)頻特性不同造成斜率不同(Ab1和Ab2)。而儲能以其放電特性可在輸出初始極短時間內(nèi)(通常為1s內(nèi))從A點達(dá)到a點獲得調(diào)頻峰值F并持續(xù)。發(fā)電商“延期交易”的做法是在不改變總體輸出有功功率的情況下將A機組的輸出(Ab1)轉(zhuǎn)移至B機組(Ab2)：即將A機組出力較少，B機組出力增加A機組減少的值，從而在E點處減少多臺機組的調(diào)頻能力之和(從F1到F2)。發(fā)電商此時不交易，等待輔助服務(wù)供給短缺造成了輔助服務(wù)價格上漲之后再“重復(fù)報價”，按已上漲的價格結(jié)算獲取巨額利潤。
對比傳統(tǒng)調(diào)頻機組，儲能輸出的調(diào)頻能力較為穩(wěn)定且能保持很久，幾乎不會受到外界條件限制。因此大規(guī)模儲能具備替代火電機組進(jìn)行調(diào)頻的能力，可削弱傳統(tǒng)機組壟斷的市場力。
圖 1 傳統(tǒng)火電機組和儲能的調(diào)頻特性對比
Fig.1 Comparisons between frequency regulation capacities of conventional coal fired generators and storage
物理上為解決新能源接入后轉(zhuǎn)動慣量減少帶來的系統(tǒng)穩(wěn)定問題，經(jīng)濟(jì)上促進(jìn)電力輔助服務(wù)市場的合理競爭是Tesla儲能投入運行的雙重原因。
2 PowerPack儲能單元結(jié)構(gòu)及控制策略
Tesla在位于南澳Hornsdale風(fēng)電場(包含105臺風(fēng)力發(fā)電機組，總裝機容量達(dá)315MW )旁建設(shè)100MW/129Mwh鋰 電 池 儲 能 系 統(tǒng) , 核 心 部 件為PowerPack儲能單元。聯(lián)合成立“Hornsdale電力儲備庫”(Hornsdale Power Reserve 簡稱 HPR)[7]。圖2為HPR現(xiàn)場照片。
圖 2 Hornsdale 電力儲備庫照片
Fig.2 The photo of Horsdale power reserve
2.1 蓄電池堆結(jié)構(gòu)
HPR項 目 中Tesla鋰 電 池 儲 能 核 心 部 件PowerPack模塊源自電動汽車Model S使用的電池組結(jié)構(gòu)：包含兩個電池模塊，集成了電池管理系統(tǒng)、熱管理系統(tǒng)和獨立的板載DC/DC 。每個電池組容量13.5kWh，標(biāo)稱電壓48V，經(jīng)DC/DC變換到350V-550V，每個電池單元均可進(jìn)行獨立的充放電，實現(xiàn)2-4小時持續(xù)充放電[1][8]。
2.2 儲能變流器控制策略
Tesla的儲能變流器控制模塊可提供3種控制模式：可控電流源模式、虛擬同步機模式、混合模式。電流源模式下逆變器可在4ms內(nèi)提供0-100%可控電流變化;虛擬同步機模式下逆變器提供轉(zhuǎn)動慣量、電壓/頻率穩(wěn)定、諧波控制;混合模式下將以同步調(diào)相機/同步發(fā)電機特性并網(wǎng)，3 種模式可平滑切換[9]。
根據(jù)文獻(xiàn)[10][11]的描述，圖3為2017年12月9日Tesla儲能投運后的出力情況。由圖3可知，Tesla實際提供3種有償輔助服務(wù)：(1)常規(guī)調(diào)節(jié)輸出、(2)緊急輸出、(3)能量輸出。常規(guī)調(diào)節(jié)最大輸出30MW/90MWh，其余 70MW/39MWh由緊急輸出和能量輸出構(gòu)成[10][11]。在PowerPack儲能單元中常規(guī)調(diào)節(jié)、緊急輸出和能量輸出擁有各自獨立的控制策略：(1)常規(guī)調(diào)節(jié)輸出以有功和無功功率為控制目標(biāo)，通過內(nèi)外雙環(huán)控制調(diào)節(jié)HPR輸出功率。(2)緊急輸出以電壓和頻率為控制目標(biāo)，并在內(nèi)環(huán)控制前端設(shè)置了頻率變化感知算法，當(dāng)外環(huán)故障導(dǎo)致系統(tǒng)頻率出現(xiàn)大幅波動后自動觸發(fā)內(nèi)環(huán)，輸出有功功率以維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。(3)能量輸出控制是基于電力市場價格信號變化的有功和無功功率雙環(huán)控制，外環(huán)由Tesla對現(xiàn)貨市場的電力價格進(jìn)行預(yù)判觸發(fā)，內(nèi)環(huán)為有功無功功率輸出。
圖 3 2017年12月9日Tesla儲能出力
Fig.3 The output of Tesla storage in 9th Dec 2017
憑借 PowerPack 儲能單元可靠的充放電性能及針對不同控制對象的電壓頻率、有功無功功率電池控制策略形成的運行模式，可為項目投產(chǎn)后運行提供技術(shù)和經(jīng)濟(jì)保證。
3 儲能投運后的物理表現(xiàn)及經(jīng)濟(jì)作用
3.1 兩次機組跳閘事故中發(fā)電側(cè)的物理反應(yīng)
2017年12月14日凌晨1:58:59AM，維州電網(wǎng)Loy Yang A3機組跳閘，直至1:59:19AM 造成560MW功率缺失，同時維州電網(wǎng)頻率跌至49.8Hz。頻率跌至49.8Hz的140ms后，距離Loy Yang機組1000公里遠(yuǎn)的南澳Tesla 電 池 儲 能 系 統(tǒng) 快 速反 應(yīng) ，1:59:23AM向電網(wǎng)注入7.3MW有功功率。在 Tesla儲能動作4秒后，位于昆士蘭州已簽署調(diào)頻輔助服務(wù)合約的Gladstone 電廠1號機組才開始向電網(wǎng)注入有功。02:05AM系統(tǒng)頻率恢復(fù)至50Hz。圖4 為12月14日系統(tǒng)頻率和儲能出力情況，可見藍(lán)色曲線的儲能出力(對應(yīng)右側(cè)縱坐標(biāo))在紅色曲線頻率(對應(yīng)左側(cè)縱坐標(biāo))下跌后立即做出反應(yīng)并輸出有功功率持續(xù)至02:03分[12]，證明了Tesla優(yōu)秀的快速調(diào)節(jié)能力。
圖 4 2017年12月14日Tesla儲能的頻率響應(yīng)
Fig.4 Frequency response of Tesla storage on 14th Dec 2017
圖5為12月14日Tesla儲能(藍(lán)色曲線對應(yīng)左側(cè)縱坐標(biāo))和用于調(diào)頻輔助服務(wù)的Gladstone電廠(圖中簡稱Gstone，紅色曲線對應(yīng)右側(cè)縱坐標(biāo))在Loy Yang A3機組跳閘前后的出力曲線對比。可見01：59至02：05的6分鐘內(nèi) Gstone的6臺機組均有130MW-155MW的有功輸出，為系統(tǒng)有力補充了大量有功功率。雖然容量較小的Tesla儲能反應(yīng)極快且輸出迅速，但容量更大的 Gstone發(fā)電機組是將系統(tǒng)頻率拉回至正常值的主力。
圖 5 12.14 日 Tesla 儲能和 GSTONE 電廠出力對比
Fig.5 Comparisons between outputs of Tesla storage and Gstone power generator on 14th Dec.
2018年1月18日下午4.35PM，維州電網(wǎng)Loy Yang再次發(fā)生故障，B1 機組跳閘造成528MW功率缺失，電網(wǎng)頻率跌至49.7Hz。幾百毫秒后，距離 Loy Yang機組1000公里遠(yuǎn)的南澳Tesla電池儲能再次向電網(wǎng)注入16MW有功功率參與調(diào)頻[13][14][15]。
3.2 Tesla儲能在電網(wǎng)運行中的經(jīng)濟(jì)作用
由于2018年1月18日B1機組跳閘后造成了供小于求的供電緊張。維州和南澳州的電力現(xiàn)貨價格猛漲至12900澳元/MWh和14200澳元/MWh。Tesla儲能選擇在價格尖峰時刻的出力獲得了巨大的經(jīng)濟(jì)收入。圖7為2018 年1月18日-1月19日Tesla出力與現(xiàn)貨市場價格波動對比。其中藍(lán)色放電曲線和紅色充電曲線對應(yīng)左側(cè)充放電功率(MW);黑色價格曲線對應(yīng)右側(cè)現(xiàn)貨價格(澳元/MWh)。圖6中Tesla在1月18日17:00-18:00和1月19日14:00-17:00 價格上升期集中放電，在其余價格較低時段充電，在時間軸上利用自身快速的充放電性能曲線跟隨現(xiàn)貨價格波動曲線，低買高賣盈利。
圖 6 2018 年 1 月 18 日-1 月 19 日 Tesla 出力與現(xiàn)貨價格對比
Fig.6 Comparisons between output of Tesla and spot price variations on 18th Jan and 19th Jan 2018
除滿足自身盈利需求，儲能的投運也促進(jìn)了發(fā)電側(cè)市場競爭。投運后 Tesla儲能參與頻率輔助服務(wù)的有功功率占南澳地區(qū)調(diào)頻輔助服務(wù)市場份額的30%，打破了原有發(fā)電商對輔助服務(wù)的壟斷局面。對比可知：2016年12月的南澳升降調(diào)頻輔助服務(wù)(Raise and Lower Regulation Frequency Control and Ancillary Services)價格為502320澳元;2017年12月Tesla 投運后該輔助服務(wù)價格已降至39661澳元[16]，調(diào)頻輔助服務(wù)價格跌幅達(dá) 92%。
綜上所述，雖然儲能容量較小，與火電相比參與調(diào)頻的有功功率絕對值微乎其微，但其快速、精準(zhǔn)、可控的調(diào)頻能力是儲能相比傳統(tǒng)火電機組的優(yōu)勢所在。儲能投運后在現(xiàn)貨市場上商業(yè)運營模式取得成功，輔助服務(wù)市場上通過打破發(fā)電商的價格壟斷倒逼輔助服務(wù)進(jìn)行降價。通過降低電網(wǎng)運行成本間接提升了電網(wǎng)安全。
4 Tesla 儲能項目運行對我國啟示
4.1 制定儲能參與電網(wǎng)運行技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和評價體系
2017年12月14日Tesla儲能因其在頻率跌落后140ms至3分鐘內(nèi)一直提供調(diào)頻服務(wù)，時間上涵蓋了慣性響應(yīng)、一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，開辟了世界上最大規(guī)模儲能電池實際參與電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)的先河，證明了大規(guī)模儲能參與電網(wǎng)運行的可行性和經(jīng)濟(jì)性。
我國電網(wǎng)一次調(diào)頻的主力是大型火電機組，缺乏響應(yīng)速度和調(diào)節(jié)能力俱佳的優(yōu)質(zhì)調(diào)頻電源。而根據(jù)澳大利亞的實際運行經(jīng)驗，儲能對比傳統(tǒng)火電機組的AGC跟蹤效果更好。圖7、8分別為2018年1月某日南澳大利亞州傳統(tǒng)大型火電機組和Tesla儲能的AGC跟蹤能力對比。圖中紅色為電網(wǎng)設(shè)定的AGC曲線，黑色為機組或儲能實際有功功率曲線。明顯可見Tesla儲能的響應(yīng)能力對比燃?xì)鈾C組響應(yīng)能力的擬合度更高，其有功功率輸出更精確且反應(yīng)速度更快。
圖 7 南澳大利亞傳統(tǒng)大型火電機組的 AGC 跟蹤能力曲線
Fig.7 AGC tracking ability of South Australian large conventional steam turbine
圖 8 南澳大利亞 Tesla 儲能的 AGC 跟蹤能力曲線
Fig.8 AGC tracking ability of South Australian Tesla storage
基于儲能獨特的運行特性，我國電網(wǎng)公司需提前開展 100MW 及以上超大容量電池儲能系統(tǒng)仿真模型研究，提出應(yīng)對電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓需求的大規(guī)模儲能系統(tǒng)優(yōu)化控制策略。建議我國制定區(qū)別于傳統(tǒng)火電機組的超大容量儲能電池參與電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓的并網(wǎng)測試實驗導(dǎo)則和相關(guān)運行技術(shù)國家標(biāo)準(zhǔn)，以滿足 AGC、AVC、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等電網(wǎng)對儲能的運行要求。形成一整套評價大容量電池儲能電站運行控制效果的評價體系，通過開展并網(wǎng)仿真和策略驗證修正儲能運行參數(shù)。
4.2 發(fā)揮儲能部分替代火電機組一次調(diào)頻的杠桿效應(yīng)
由3.1節(jié)可知，儲能因其優(yōu)異的快速功率輸出和精準(zhǔn)跟蹤能力，與傳統(tǒng)火電或水電機組相比具有“以小博大”的杠桿效應(yīng)。針對儲能的調(diào)頻能力的杠桿效應(yīng)，已有多位學(xué)者進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[17]提出假設(shè)火電機組爬坡速率為 4%p.u./min，20MW電池儲能調(diào)頻能力與187.5MW火電機組等效，前者比后者高效約9倍;文獻(xiàn)[18]中假設(shè)燃煤機組調(diào)頻時爬坡率為 3%額定功率/min，25MW的電池儲能等同于83.3MW燃煤機組的調(diào)頻能力，兩者相差 3.3倍;文獻(xiàn)[19]指出在同樣調(diào)頻容量及單位調(diào)節(jié)功率相同條件下，電池儲能無調(diào)頻死區(qū)時比傳統(tǒng)電源高效25倍以上;文獻(xiàn)[20]闡述在美國電力市場儲能調(diào)頻效果是水電機組的1.7倍、燃?xì)鈾C組的2.5倍、燃煤機組的20倍以上。
以上文獻(xiàn)雖然量化并對比了儲能與傳統(tǒng)調(diào)頻機組的調(diào)頻效果，但沒有考慮儲能實際響應(yīng)時間對一次調(diào)頻效果的影響。具體來說，電網(wǎng)實際運行中由于汽輪機在一次調(diào)頻過程中階躍響應(yīng)曲線的非線性變化，此時無法以單一爬坡率進(jìn)行線性描述，如籠統(tǒng)地將儲能的調(diào)頻能力與傳統(tǒng)機組等效是不準(zhǔn)確不切實際的。因此有必要根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對一次調(diào)頻標(biāo)準(zhǔn)曲線進(jìn)行拆解，在不同的時間段內(nèi)形成不同的儲能出力/傳統(tǒng)機組出力效率比。圖9為行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) DL/T 1235-2013中典型汽輪機一次調(diào)頻階躍響應(yīng)曲線(黑色)和典型全釩液流儲能響應(yīng)曲線(紅色)對比。
圖 9 典型汽輪機一次調(diào)頻階躍響應(yīng)曲線和典型儲能調(diào)頻響應(yīng)曲線對比
Fig.9 Comparisons between typical power increment of steam turbine and storage response during primary frequency regulation
相對于傳統(tǒng)發(fā)電機組，儲能技術(shù)最突出的優(yōu)點是快速精準(zhǔn)的功率響應(yīng)能力。以遼寧臥牛石全釩液流儲能單元電池實測結(jié)果為例，電池輸出有功功率從初始狀態(tài)熱備用285kW躍變?yōu)?373kW的時間為571ms。假設(shè)電網(wǎng)頻率下降后臥牛石全釩液流儲能單元的控制策略反應(yīng)時間為300ms左右，如加上放電時間571ms，可基本保證儲能在頻率波動1秒內(nèi)放電至理想值并持續(xù)放電無衰減。因此在圖9中，紅色的儲能出力曲線可在1s-30s達(dá)到恒定功率放電并持續(xù)。假設(shè)全釩液流儲能電池和火電機組在3s時刻均出力1MW，則1MW 的儲能調(diào)頻出力相當(dāng)于1MW的火電機組的調(diào)頻出力P3s，可得3s時刻1MW 儲能調(diào)頻出力所等效的火電機組容量Pe3s為(國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn) Q/GDW 669-2011中5.4.2節(jié)中規(guī)定P0<250MW的火電機組，限制幅度≥10%P0;250MW≤P0<350MW的火電機組，限制幅度≥8%P0;350MW≤P0≤500MW的火電機組，限制幅度≥7%P0;P0>500MW 的火電機組，限制幅度≥6%P0。因此本文中選取的300MW火電機組對應(yīng)最小限制幅度為 8%)：
Pe3s=1MW ?0.048 =20.833MW——（1）
同理可得，在15s和30s時刻Pe15s、Pe30s分別為：
Pe15s =1MW ?0.06 =16.67MW——（2）
Pe30s =1MW ?0.072 =13.89MW——（3）
因此，在持續(xù)30秒的一次調(diào)頻過程中，1MW全釩液流儲能電池出力等同于容量為13.89MW-20.833MW 的火電機組的一次調(diào)頻出力。
理想情況下，若將200MW大連全釩液流電池儲能電站國家示范項目投入運行并全部用來調(diào)頻，將使總?cè)萘?778MW-4166.7MW火電機組不再參與一次調(diào)頻，提高不參與一次調(diào)頻的火電機組運行穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性，也可一定程度延長機組及其輔機的使用壽命。
4.3 借鑒國外快速調(diào)頻輔助服務(wù)模式
我國目前缺乏一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場。電廠一次調(diào)頻仍作為基本服務(wù)被電網(wǎng)考評。儲能作為慣性響應(yīng)和一次調(diào)頻的新型電源目前還缺乏在輔助服務(wù)市場獲取價值的機會。因此可借鑒國外調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則，將快速調(diào)頻能力列入輔助服務(wù)項目中。
目前，澳大利亞常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)市場里最快的調(diào)頻服務(wù)基準(zhǔn)時間為6 秒，按不同調(diào)頻速度和持續(xù)時間進(jìn)行輔助服務(wù)金額核算。如圖10所示，典型機組A從系統(tǒng)頻率開始跌落0秒開始出力至6秒達(dá)到調(diào)頻峰值10MW，之后由于鍋爐性能限制，出力至60秒降為0。A機組由于反應(yīng)快、持續(xù)時間長在市場上獲得的收益為20MW調(diào)頻獎勵。若B機組延遲出力，在頻率開始跌落3秒后開始出力至6秒達(dá)到調(diào)頻峰值10MW，60秒后降為0，B機組在市場上獲得的收益僅為5MW調(diào)頻獎勵。A、B機組經(jīng)濟(jì)收益相差4倍。
圖 10 澳電網(wǎng)6秒常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)簡介
Fig.10 6-seconds regular frequency control ancillary
service profile in Australian electric grid
除6秒調(diào)頻輔助服務(wù)(R6機組提供)，澳電網(wǎng)還有60秒(R60機組提供)和300秒(R300機組提供)常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)，保持300秒?yún)^(qū)間內(nèi)調(diào)頻有功出力總和不變，如圖11所示。0秒時R6啟動，6秒到達(dá)峰值并下降;6秒時R60啟動，60秒到達(dá)峰值并下降;60秒時R300啟動，5分鐘到達(dá)峰值。
圖 11 澳電網(wǎng)6s、60s和300s常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)技術(shù)框架
Fig.11 6-seconds, 60-seconds and 300 seconds regular frequency control ancillary service profile in Australian electric grid
隨著電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量逐年減少，系統(tǒng)頻率波動幅度愈加增大，傳統(tǒng)調(diào)頻機組的調(diào)頻響應(yīng)能力仍未提高。因此澳電網(wǎng)引入并開展了新型快速調(diào)頻輔助服務(wù)(Fast frequency regulation 簡稱 FFR)。并將新型 2s FFR 與傳統(tǒng)的 6s、60s、300s常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)聯(lián)合使用，保持系統(tǒng)頻率下降 300 秒內(nèi)調(diào)頻機組有功出力總和不變，如圖12所示。未來澳電網(wǎng)將制定 0.5s 甚至 ms 級 FFR 輔助服務(wù)標(biāo)準(zhǔn)。
圖12 澳電網(wǎng)2s緊急調(diào)頻輔助服務(wù)和6s、60s、300s常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)技術(shù)框架
Fig.12 2-second FFR and 6-seconds, 60-seconds, 300 seconds regular frequency control ancillary service profile in Australian electric grid
在我國，區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則中對發(fā)電機組一次調(diào)頻的響應(yīng)滯后時間規(guī)定一般不超過3秒。而如果考慮儲能參與一次調(diào)頻的響應(yīng)時間，3秒顯然是過慢的。為提升電力系統(tǒng)調(diào)頻反應(yīng)速度，我國可借鑒澳大利亞的快速調(diào)頻輔助服務(wù)模式，未來將針對儲能等新型調(diào)頻電源的響應(yīng)滯后時間標(biāo)準(zhǔn)縮短至2秒甚至1秒內(nèi)。國內(nèi)目前已有省份鼓勵多元化的輔助服務(wù)電源參與市場競爭。2017年山東省電力中長期交易規(guī)則(試行)中已經(jīng)鼓勵獨立輔助服務(wù)提供者和電力用戶通過競價方式參與提供輔助服務(wù)，而隨著未來我國市場化輔助服務(wù)的深入發(fā)展，可將快速調(diào)頻輔助服務(wù)作為輔助服務(wù)細(xì)分項目的一種進(jìn)行競價。
4.4 探索儲能自盈利商業(yè)運行模式
儲能的本質(zhì)是給能量加入時間變量，這種特質(zhì)決定了儲能在電網(wǎng)中的根本作用是在正確的時間提供正確的能量。我國可借鑒澳電網(wǎng)目前已經(jīng)開展的考慮時間權(quán)重的價格斜率新型調(diào)頻輔助服務(wù)費用核算方法，如圖13所示。以6s常規(guī)調(diào)頻輔助服務(wù)為例，圖13中藍(lán)色實線和虛線為調(diào)整前后的1-6s響應(yīng)時間對應(yīng)的輔助服務(wù)價格(對應(yīng)左側(cè)縱軸)，紅色虛線為調(diào)整后價格/調(diào)整前價格的比率走勢(對應(yīng)右側(cè)縱軸)?？梢娙纛l率下跌后1s時調(diào)頻電源出力，則調(diào)頻電源可得到10澳元/MW獎勵，是舊規(guī)則5澳元/MW的2倍;若頻率下跌后6s時調(diào)頻電源出力，則調(diào)頻電源僅得到5澳元/MW獎勵，與舊規(guī)中效益一樣。
因此，我國可借鑒并引入此類調(diào)頻輔助服務(wù)的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，制定具有我國特色的響應(yīng)時間與電力價格成反比的調(diào)頻輔助服務(wù)規(guī)則，鼓勵調(diào)頻電源在電網(wǎng)發(fā)生故障后快速響應(yīng)，取代部分火電進(jìn)行調(diào)頻。
圖 13 澳電網(wǎng)考慮時間權(quán)重的價格斜率新型調(diào)頻輔助服務(wù)費用核算方法
Fig.13 Application of time weighted scalar to frequency control ancillary service in Australian electric grid
在電網(wǎng)側(cè)，2020年我國全面開展電力現(xiàn)貨交易后，儲能可通過分鐘級甚至秒級的變化現(xiàn)貨交易價格實現(xiàn)低價充電高價放電，參與有償?shù)氖鹿蕚溆煤碗娋W(wǎng)調(diào)峰;在二次調(diào)頻階段利用小時級的充放電時間繼續(xù)參與調(diào)頻。
在電力用戶側(cè)，政府應(yīng)給予安裝小型分布式儲能裝置的用戶資金補貼，用戶既可將滿足自身用電，也可將儲能中多余的電力買給電網(wǎng)和其他用戶。而當(dāng)遭遇極端電網(wǎng)事故如2008年南方冰災(zāi)時，可由當(dāng)?shù)胤植际絻δ馨l(fā)揮電源支撐作用，在電網(wǎng)轉(zhuǎn)為孤網(wǎng)時保證負(fù)荷供電，電網(wǎng)需為孤網(wǎng)后維持負(fù)荷用電的分布式儲能給予經(jīng)濟(jì)獎勵。
雖然儲能在國外電力市場已經(jīng)應(yīng)用多年，但目前我國儲能商業(yè)化進(jìn)程中仍存在細(xì)分領(lǐng)域政策不明、電力市場環(huán)境下示范應(yīng)用較少、儲能安全穩(wěn)定性不高等困難和挑戰(zhàn)。應(yīng)從進(jìn)一步細(xì)化政策機制建設(shè)、市場化價格發(fā)現(xiàn)價值、加大研發(fā)力度等方面拓展儲能應(yīng)用空間。我國電力調(diào)度機構(gòu)不光要搭建涉及儲能狀態(tài)監(jiān)控的AGC控制平臺，還要升級現(xiàn)有EMS和輔助服務(wù)系統(tǒng)的計量核算功能，還原電力的商品屬性。
5 結(jié)語
2017年12月投入南澳大利亞州電網(wǎng)運行的100MW/129MWh Tesla鋰電池儲能在隨后的Loy Yang發(fā)電站機組兩次跳閘事故中快速反應(yīng)、快速出力，不僅參與了電網(wǎng)一次調(diào)頻，也有效縮短了系統(tǒng)頻率跌落后的恢復(fù)時間。證明了儲能參與電網(wǎng)運行的實效性及其在電力現(xiàn)貨市場中獲利的商業(yè)模式的可行性，廣泛應(yīng)用后可從物理和經(jīng)濟(jì)兩方面提升電網(wǎng)安全。
儲能能否在我國電網(wǎng)中應(yīng)用，能否獲得經(jīng)濟(jì)回報，除技術(shù)和成本內(nèi)在因素，還與我國電網(wǎng)運行方式、電力市場環(huán)境、政策法規(guī)等外部因素密切相關(guān)。不同于澳大利亞的全電量現(xiàn)貨交易市場，我國電力系統(tǒng)存在準(zhǔn)入機制和結(jié)算模式匱乏、補貼金額不明、定價機制尚存爭議等諸多問題，一定程度上阻礙了儲能在我國開展示范應(yīng)用。此外，儲能電池在高寒地區(qū)的可靠性問題、儲能獲利后的資金分配問題、儲能電池梯次利用問題等都是制約儲能在我國大規(guī)模發(fā)展的因素，是未來一段時間急需研究和解決的問題。
