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儲能融合火電機組參與電網調峰輔助服務的源儲網儲能融合火電機組參與電網調峰輔助服務的源儲網 協調運行關鍵技術應用案例，新能源裝機容量的持續增長和負荷增速的不斷下降進一步加劇了東北地區的源荷供需矛盾，導致電網調峰問題愈發凸顯。

一、背景

1. 技術應用所屬行業特點、機遇與挑戰

新能源裝機容量的持續增長和負荷增速的不斷下降進一步加劇了東北地區的源荷供需矛盾，導致電網調峰問題愈發凸顯。就吉林省而言，冬季供熱期熱電 機組受最小技術出力限制，機組調峰能力驟減，全省熱電機組最小技術出力總和 達 658.8 萬千瓦，超過電網最小負荷，電網低谷調峰極難，最大低谷調峰空間達300萬千瓦，調峰需求極大。

為解決東北地區電網調峰難問題、提高清潔能源利用效率，國家能源局東北 監管局下發了《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》，並於 2017 年 1 月 1 日開始施行，明確了火電機組調峰輔助服務的價格機制和運營模式，通過經濟 手段挖掘火電機組的調峰潛力，激活電網調峰輔助服務市場。在經濟利益的激勵 下，火電機組紛紛進行靈活性改造，通過技術手段提升火電機組的深度調峰能力。 然而現有的兩類火電機組靈活性改造方案，均存在一定的不足。一是火電機組通 過鍋爐燃燒系統、蒸汽流程改造後，其調峰能力依然受限。該類技術方案受煤質 和機組實際運行工況的影響較大，機組深度調峰能力與運行效率以及靈活性之間的矛盾依然存在。二是蓄熱式電鍋爐參與調峰受機組類型和季節性影響較大，且 全社會經濟效益不優。蓄熱式電鍋爐只供熱期運行，且其熱能—電能—熱能的生 產過程屬於對能源的低級循環利用，造成了較為嚴重的資源浪費，同時該類技術 方案投資成本低，效益高，大規模推廣後將衝擊調峰輔助服務市場的正常運營， 全社會經濟效益不高。因此，需探索麵向火電機組響應電網調峰需求與機組運行 效率、靈活性之間的矛盾，且全社會效益較優的解決途徑。

2. 技術應用所解決的行業難點、熱點問題，必要性及重要意義。

本項目圍繞儲能融合火電機組參與電網調峰輔助服務的源儲網協調運行關 鍵技術研究所面臨的關鍵技術難題，基於國內外已有的應用與研究基礎，研究儲 能融合火電機組虛擬調峰的運行特性，儲能系統融合火電機組參與調峰輔助服務 的運營效益評估方法，火電-儲能-電網多目標協調運行的調控技術，以及儲能融 合火電機組參與電網調峰輔助服務的工程示範及效能評估。對推動電網調峰輔助服務市場的健康發展、調度模式由「源隨荷動」向「源荷互動」轉變方面，及促進新能源產業的健康發展和電網的安全穩定運行均具有重要意義。

二、應用案例

1. 項目概述

項目名稱 儲能融合火電機組參與電網調峰輔助服務的源儲網協調運行關鍵技術研究及應用

項目地址 吉林長春

參與單位 北方工業大學，國網吉林省電力有限公司，北京聯智匯能科技有限公司，欣旺達電氣股份有限公司

項目規模 東南熱電 2 號汽輪機，裝機容量為 350MW，1MW/0.5MWh 鋰離子

電池儲能系統

電池類型 鋰離子電池

項目概況 本項目開發了火-儲聯合虛擬調峰仿真平台，實現了火儲聯合調峰模 擬仿真；提出了火-儲參與調峰輔助服務運營效益評估儲能優化布局與配置方法； 提出了調峰輔助服務市場下日前/日內火-儲-網的調控策略，並開發了火-儲-電協 調運行調控管理平台，嵌入省級調度 D5000 平台；在吉林長春東南熱電廠建立 示範工程，包含東南熱電 2 號汽輪機，裝機容量 350MW，最小技術出力小於 40% 裝機容量；1MW/0.5MWh 鋰離子電池儲能系統，經 1.25MVA 箱變升壓至 6kV 後接入東南熱電 2 號汽輪機高廠變 6kV 備用間隔。項目成果已經成功應用在示 范工程中，結果表明：現階段鋰離子電池儲能系統、全釩液流電池儲能系統的技術經濟條件下，鋰離子電池儲能系統的技術性能、經濟性能、社會效能以及綜合 效能均優於全釩液流電池儲能系統。

項目創新點如下：首先，提出了面向火電機組調峰的儲能系統工況特性及適 用性綜合評價方法，建立了儲能系統參與火電機組調峰的技術經濟模型，並開發 了火-儲聯合虛擬調峰仿真平台，實現了火儲聯合調峰模擬仿真。其次，構建了儲能調峰輔助服務運營效益評估模型，提出了儲能主客觀綜合布局方法和雙層決 策容量配置方法。再其次，提出了火電機組離散出力深度調峰、儲能電廠獨立調 峰、火電和儲能混合型電廠耦合調峰出清的優化建模方法，提升了新能源消納水 平。最後，開展了 MW 級電池儲能系統融合火電機組參與電網調峰輔助服務的示範運行，實現了儲能融合火電機組的虛擬調峰。

2. 主要效益

本項目示範工程主要面向火電-儲能-電網協調運行場景，基於示範工程歷史 運行數據，分析了鋰離子電池儲能系統融合火電參與調峰輔助服務的運行模式， 評估儲能調峰應用的全壽命周期經濟性，從技術性能、經濟性能、社會效能以及 綜 合 效 能 等 角 度 評 估 了 儲 能 應 用 的 效 能 。 在 經 濟 性 方 面 ， 示 范 工 程 中 1MW/0.5MWh 鋰離子電池儲能系統投資成本約為 95 萬元，投運當年深度調峰收 益 15.5 萬元，全壽命周期運營效益 145.46 萬元，項目運營期淨現值 45.84 萬元， 投資回收期 8.3 年。

三、技術要點

關鍵技術

1 項目開發了火-儲聯合虛擬調峰仿真平台，實現了火儲聯合調峰模擬仿真。 ○

2 提出了火-儲參與調峰輔助服務運營效益評估儲能優化布局與配置方法。 ○

3 提出了調峰輔助服務市場下日前/日內火-儲-網的調控策略，並開發了火- ○

儲-電協調運行調控管理平台，嵌入省級調度 D5000 平台。

4 建立儲能系統融合火電機組參與電網調峰輔助服務應用的遞階層次結構 ○

指標體系架構，提出了涵蓋「目標層-準則層-分類層-指標層-方案層」的多層級 多指標火電-儲能-電網協調運行的綜合效能評估指標體系，提出了融合熵理論與 關聯度分析的綜合效能評估方法。

知識產權 該案例形成論文共九篇，其中 EI 檢索六篇，軟著一項，專利六項，

技術報告五篇，示範運行效能評估報告一篇。

四、應用前景

隨着未來新能源發電在能源結構占比的增高，儲能作為靈活性調節資源之 一，在系統中的應用規模將呈現快速增長趨勢。據 CNESA 預測，在保守場景下，十四五期間，電化學儲能市場將呈穩步、快速增長趨勢，累計裝機規模年複合增長率為 57.4%；在理想場景下，考慮「碳達峰」和「碳中和」目標，以及新型電 力系統的建設，儲能的規模化應用迫在眉睫，若存在穩定的盈利模式，預測 2025 年電化學儲能累計裝機規模 55.9GW。在未來能源結構轉型的基本態勢下，深化 新環境下儲能的規劃技術、商業運營模式等問題的研究，有利於提高儲能綜合效 能及推進儲能產業化應用的進程。

本項目成果可在具備高寒特性、新能源高滲透、電力系統調節資源緊缺的省 級及區域電網推廣應用，並可進一步拓展到可控負荷、抽水蓄能、快速啟停機組 等調峰資源，建立源網荷儲協調優化模型，推動電網調峰輔助服務市場的健康發展、調度模式由「源隨荷動」向「源荷互動」轉變，通過多種手段、多種資源共 同提升電網調節能力和新能源接入承載力，推動新能源實現跨越式發展和能源清潔低碳轉型，對於以新能源為主體的新型電力系統構建、「雙碳」目標率先在電 力領域落地具有非常重要的現實意義。