安科瑞 刘秋霞

摘要：传统火电机组采用基于储能技术的灵活性改造以应对电网负荷的日内波动和削峰填谷等需求，促进火电机组的健康发展，以及在节能环保方面都具有积极作用。由于可再生能源的波动性和间歇性的特点以及大规模引入对电网造成的影响，对现有的火电机组灵活运行提出了更高要求，在传统的“锅炉-汽机”热力系统中引入储能系统，实现电厂热出力解耦，提高火电机组深度调峰和灵活运行能力。

关键词：储能；解耦；深度调峰；灵活运行

0 引言

近年来我国新能源市场规模发展迅速，新能源发电负荷也逐年增长，新能源的增长一方面可以在一定程度上缓解能源短缺问题，另一方面在实现“碳达峰与碳中和”目标方面发挥重要作用。但新能源的增长也给电网的稳定性带来了一定影响，由于新能源负荷的日内波动性，对整个电力系统的负荷消纳分配调节造成很大的影响，传统电力系急需实施火电灵活性提升工程和推动新型储能技术发展及应用，缓解系统调峰压力，解决新能源电力消纳问题。

1 机组储能方案简介

火电厂锅炉产生的高参数热量利用储能系统储存起来循环再利用，可以对“机炉耦合”起到良好的削弱作用。根据电厂实际情况采取“锅炉—汽机”热力系统中嵌入一套外置的高温熔盐储热系统方法，这样可以解决锅炉低负荷运行的瓶颈，提升了锅炉运行的安全性并增强了汽轮机调节的灵活性。目前火电机组锅炉出口蒸汽温度在540～560℃,高温熔盐储热技术既能很好匹配这一温度参数，又能实现大规模储能（热），非常适合应用于火电机组储能（热）[1]。火力发电机组可以利用储能（热）技术增加深度调峰深度、负荷快速响应能力、提高机组降出力上限值，增加供热能力以及在电力辅助服务市场发挥更大的作用。机组储能（热）技术优势明显，适合大规模推广应用，其市场规模也在逐年增长。

2机组储能方案设计

（1）机组储能(系统）基于高温熔盐储热技术，因此，整个系统是包括蒸汽加热模块、储热模块、放热模块以及相应的机组储能联合控制调度系统等在内的发电系统。系统架构图如图1。

机组储能系统由加热功率模块、储热能量模块和放热功率模块组成，其中储热能量模块由高、低温熔盐罐组成，水储能系统的核心设备，起到能量（热量）集中储存和释放作用。

（2）当机组降负荷减少出力时，机组锅炉产生的部分热量通过加热功率模块对冷熔盐加热，冷熔盐相变吸热转变成高温液态熔盐，输送至高温熔盐罐储存。

（3）当机组升负荷增加出力时，高温熔盐输送至放热功率模块释放热量加热锅炉给水产生高参数过热蒸汽，用于机组发电；高温熔盐相变放热后转变为低温熔盐，输送至低温熔盐罐储存。

（4）在储能系统整个储放热过程中机炉循环工质和熔盐相对独立，通过加热功率模块和放热功率模块交换热量，工质间管式换热不混合，构成各自独立的闭式循环系统，机组循环工质的量没有变化，增强了机组系统运行的灵活性。

（5）可参与采暖季供热，有效提高供热能力。由于机组储能（热）系统高参数高大容量的特点，能够产生更多高品质蒸汽，可以实现直接对外供热，作为机组抽汽供热的补充，解决机组由于供热能力有限，限制电负荷出力的问题，提高机组机组降出力上限，从而获取更多的电负荷市场容量补偿和辅助服务收益，提升其经济效益。

（6）机组储能（热）系统的能量耦合作用，在一定程度上提高了机组参与深度调峰的能力，在蒸汽换热基础上增加高功率电加热系统，甚至能够实现机组零功率上网。

图1机组储能系统架构图

3 机组储能系统的协调控制设计

机组储能系统包括加热、储热、放热三部分，这三部分是相互联系的统一体，利用功率平衡分析通过协调控制使系统膏效稳定运行。

（1）功率平衡关系

一般情况下机组储能系统中，机组换热子系统的功率、加热模块功率、储热模块吸收功率以及系统消耗的功率满足功率平衡关系。功率平衡关系根据能量交换方式不同达到工况平衡态，这样才能保证整个机组储能系统的连续稳定经济运行。在机组储能系统中，当系统工作时整个系统的功率平衡关系以下几种情况：

1）上网电价小于机组发电边际成本且机组负荷小于80%额定负荷时，加热功率模块和储能模块开始工作进行储热。功率关系为:机组换热子系统的输出功率>加热模块功率>储热模块吸收功率。这种情况下可根据机组负荷适当增加锅炉燃烧热量充分利用储能系统储存热量，并且储能系统能量上限为100%额定容量。

2）上网电价大于机组发电边际成本且机组负荷小于80%额定负荷时，放热模块开始工作进行释放热量。

功率关系为:储能模块功率>放热功率模块功率>机组换热子系统的吸收功率。这种情况下可根据机组负荷适当减少锅炉燃烧热量充分利用储能系统热量，并且储能系统释放能量下限为10%额定容量。

3）机组参与深度调峰阶段，加热功率模块和储能模块开始工作进行储热。功率关系为:机组供热子系统的输出功率>加热模块功率>储热模块吸收功率。这种情况下增加锅炉燃烧热量，使锅炉工况脱离不经济区域，充分利用储能系统储存热量，并且储能系统能量上限为100%额定容量。

4）机组负荷快速爬坡阶段，放热模块开始工作进行释放热量。功率关系为:储能模块功率>放热功率模块功率>机组换热子系统的吸收功率。这种情况下充分利用储能系统快速释放热量作为辅助汽轮机做功热源，并且储能系统释放能量下限为10%额定容量。

（2）系统协调控制策略

机组储能系统协调控制策略的设计主要是基于指标对系统的影响，各能量供应系统的功能得到合理有效的分配。机组锅炉热量输送给汽轮机发电机组有剩余热量，多余的热量送至机组储能系统，如果其没有达到储能上限，则储能系统充热储能，当机组锅炉热量无法满足汽轮机额定输入热量的需求时，这时将储能系统调整到放热的状态，进而可以补充机组热力系统能量以满足汽轮发电机组输入热量的需求。由于储能系统都需要经过热交换的才能达到吸热和放热过程，其在热交换过程中会有能量损失，所以在考虑选择吸放热时还要根据上网电价和发电边际成本已经机组调峰情况，达到节能和经济的目的。

4 机组储能技术方案扩展（机组延寿改造）

当前在减碳和环保的背景下，火电小机组面临被淘汰关停的局面，一方面严格控制新增煤电机组，另一方面大力发展新能源。新能源装机容量的增长难免对电力系统的稳定性造成一定的影响，这就使火电机组运行方式要有足够的灵活性适应电网的要求。小容量火电机组可以通过增加储能（热）系统进行延寿改造，由大机组提供热源，成为大机组的备用调峰机组，可以有效提高大机组的深度调峰能力并促进于新能源机组电量消纳。这一改造方案在没有增加总的煤炭消耗量的情况下，增加了电力系统调峰能力和新能源发电的消纳能力。

延寿老机组储能（热）改造可以通过增加高压大功率电加热器，利用电网谷电和新能源弃电储能（热），电网缺电时段发电，减少机组燃煤，保证电力系统尖峰发电出力。上述改造方案既为电力系统提供灵活调峰手段又使老机组延寿，增加了社会综合效益。

图2机组储能机组延寿方案结构图

5 机组储能系统综合效率分析

整个储热系统的综合效率取决于各模块的效率,即综合效率为各模块的效率乘积。其中，储热功率模块涉及管道和设备热损失率为η1，根据《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660—2011)的规定[4]，管道效率可取0.99，因此可以取热损失率η1=1%。储放热过程熔盐泵电能消耗率为η2，按照熔盐储热密300kJ/kg，热电转换效率40%估算的电泵厂用电率为0.81%；按照再热蒸汽压缩功130kJ/kg、再热蒸汽热密460kJ/kg、再热蒸汽热量占总热量比例20%，热电效率40%估算的再热蒸汽增压泵厂用电13.22%；因此运行电耗率η2=14.03%。储放热模块涉及管道和设备热损失率分别为η3和η4，参照上述η1的取值原则，取热损失率η3=η4=1%。因为熔盐的温度上限导致放热蒸汽和主蒸汽温度差约90℃,理论做功㶲损失率η5=8.03%。

系统综合效率η可以按如下方式进行计算：

Η=(1–η1)×(1–η2)×(1–η3)×(1–η4)×(1–η5)

储能（热）系统估算的理论综合效率约为76.7%，已和抽水蓄能机组效率相当，优于热电联产机组电锅炉调峰供热方案。

6 Acrel-2000MG微电网能量管理系统

6.1概述

Acrel-2000MG微电网能量管理系统，是我司根据新型电力系统下微电网监控系统与微电网能量管理系统的要求，总结国内外的研究和生产的经验，专门研制出的企业微电网能量管理系统。本系统满足光伏系统、风力发电、储能系统以及充电桩的接入，铨天候进行数据采集分析，直接监视光伏、风能、储能系统、充电桩运行状态及健康状况，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。为企业微电网能量管理提供安全、可靠、经济运行提供了全新的解决方案。

微电网能量管理系统应采用分层分布式结构，整个能量管理系统在物理上分为三个层：设备层、网络通信层和站控层。站级通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

6.2技术标准

本方案遵循的标准有：

本技术规范书提供的设备应满足以下规定、法规和行业标准：

GB/T26802.1-2011工业控制计算机系统通用规范1部分：通用要求

GB/T26806.2-2011工业控制计算机系统工业控制计算机基本平台2部分：性能评定方法

GB/T26802.5-2011工业控制计算机系统通用规范5部分：场地安全要求

GB/T26802.6-2011工业控制计算机系统通用规范6部分：验收大纲

GB/T2887-2011计算机场地通用规范

GB/T20270-2006信息安全技术网络基础安全技术要求

GB50174-2018电子信息系统机房设计规范

DL/T634.5101远动设备及系统5-101部分:传输规约基本远动任务配套标准

DL/T634.5104远动设备及系统5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-网络访问101

GB/T33589-2017微电网接入电力系统技术规定

GB/T36274-2018微电网能量管理系统技术规范

GB/T51341-2018微电网工程设计标准

GB/T36270-2018微电网监控系统技术规范

DL/T1864-2018独立型微电网监控系统技术规范

T/CEC182-2018微电网并网调度运行规范

T/CEC150-2018低压微电网并网一体化装置技术规范

T/CEC151-2018并网型交直流混合微电网运行与控制技术规范

T/CEC152-2018并网型微电网需求响应技术要求

T/CEC153-2018并网型微电网负荷管理技术导则

T/CEC182-2018微电网并网调度运行规范

T/CEC5005-2018微电网工程设计规范

NB/T10148-2019微电网1部分：微电网规划设计导则

NB/T10149-2019微电网2部分：微电网运行导则

6.3适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

6.4型号说明

6.5系统配置

6.5.1系统架构

本平台采用分层分布式结构进行设计，即站控层、网络层和设备层

6.6系统功能

6.6.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态]及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

图2系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电桩信息、通讯状况及一些统计列表等。

6.6.1.1光伏界面

图3光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

6.6.1.2储能界面

图4储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当前充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图5储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图6储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图7储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图8储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图10储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图11储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当前储能电池的SOC信息。

图12储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当前电芯的Z大、Z小电压、温度值及所对应的位置。

6.6.1.3风电界面

图13风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

6.6.1.4充电桩界面

图14充电桩界面

本界面用来展示对充电桩系统信息，主要包括充电桩用电总功率、交直流充电桩的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电桩的运行数据等。

6.6.1.5视频监控界面

图15微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

6.6.1.6发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

6.6.1.7策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、有序充电、动态扩容等。

图17策略配置界面

6.6.2运行报表

应能查询各子系统、回路或设备Z定时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能等。

图18运行报表

6.6.3实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音、短信和电话等形式通知相关人员。

图19实时告警

6.6.4历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

图20历史事件查询

6.6.5电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度B分B和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度B分B和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、短信、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生前后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、Z大值、Z小值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图21微电网系统电能质量界面

6.6.6遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图22遥控功能

6.6.7曲线查询

应可在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

6.6.8统计报表

具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的用电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

图24统计报表

6.6.8.1网络拓扑图

系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

图25微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

6.6.8.2通信管理

可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

6.6.8.3用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。[5]通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

6.6.8.4故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障前、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障前8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。

6.6.8.5事故追忆

可以自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时扫描数据，包括开关位置、保护动作状态、遥测量等，形成事故分析的数据基础。

用户可自定义事故追忆的启动事件，当每个事件发生时，存储事故前*个扫描周期及事故后10个扫描周期的有关点数据。启动事件和监视的数据点可由用户Z定和随意修改。

图29事故追忆

7硬件及其配套产品

8 机组储能投资及收益

投资估算静态价格水平年按2022年D一季度核算，静态投资约为3,500万元，动态投资约为3,650万元。投资内部收益率(所得税前)IRR≈19.49%，项目投资回收期所得税前后分别为5.13年和5.49年。本项目可以由电厂独立投资运营也可采取与项目方合作的方式投资运营，项目方与电厂拟定的利益参考分配原则：项目投产后，项目公司按用实际电费与电厂结算，电厂按用实际用热费与项目公司结算。投产后设备交由电厂托管。从电网挣取的调峰辅助服务费用，在扣除上述成本后，按实际所得的调峰辅助服务费作为总额，项目公司按一定比例支付给电厂。在项目交由电厂托管后，电厂每年可以从项目公司取得可观的经济效益，实现甲乙双方利益共赢。

表1投资及收益表

9机组储能改造前景

近年来在减碳和环保的背景下新能源产业迅速发展，新能源发电负荷的不稳定性又给电网的稳定性和承载带来了一定冲击，产生弃电现象，造成大量能量浪费。其主要原因之一就是储能容量小、技术落后，现有机组储能容量无法满足电网对功率补偿和功率平滑的需求。机组储能的发展已成为新能源开发的重要辅助。

随着电力需求逐年增长，用电高峰和低谷的负荷差距越来越大,火电机组进行储能（热）改造，将J大地提高其深度调峰能力，尤其是能解决常规改造方案存在锅炉系统效率降低和辅机空转率增加的瓶颈问题[5]同时机组储能（热）改造后可以提高机组供热能力，机组调峰能力的增强以及老机组延寿使用方面能够产生巨大的社会效益和经济效益。未来，在此基础上可以发展更具前景的光热电站。

参考文献

[1]王钰森,初泰青,王智,等.熔盐储热罐散热试验研究[J].沈阳工程学院学报(自然科学版),2019,15(1):54-58.

[2]柳磊,杨建刚,王东,等.火电汽轮机组热电解耦技术研究[J].宁夏电力,2017(6):62-66.

[3]李晓莉.供热机组调峰能力预测方法研究[D].吉林:东北电力大学,2016.

[4]杨大锚,袁福祥.热电机组灵活性提升—储热罐建模与特性分析[J].工业控制计算机,2017,30(11):65-67.

[5]安科瑞企业微电网设计与应用设计,2022,05

[6]李洪涛，王怀福，马 英. 火电机组储能改造技术分析及应用