XXX电力有限公司储能调频项目可行性研究报告.docx

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1、XXX电力有限公司储能调频项目可行性研究报告工程咨询甲级证书编号：XXXXXXX工程设计甲级证书编号：XXXXXXXXX勘察综合甲级证书编号：二OXX年XX月目录一、项目概述41.1 工程概况41.2 主要设计原则41. 3研究范围5二、项目建设背景71.1 国家政策背景72. 2电力辅助服务发展规划72.3XXX电网电力现货市场和能源结构对优质调频资源有迫切需求8三、项目建设的必要性103. 1国家政策的支持103.1.1 促进储能技术与产业发展103.1.2 促进储能参与辅助服务103.1.3 1.3两个细则113.2电网调频需求123.3XXX省调频辅助服务市场及XXX电厂实际情况133

2、. 3.1XXX调频市场现状分析134. 3.2XXX电厂调频市场现状165. 3.3XXX储能调频项目发展现状193.4 项目投运后能够增加电厂辅助服务收益，并提高机组安全运行可靠性213.5 有利于XXX电厂基于储能系统，开展相关创新技术研究22四、项目技术方案论证224.1 AGC优化技术方案对比论证224.2 储能技术方案对比论证244.2.1高压接入方案244.2.2升压接入方案284.2.1接入方案确定294.3 储能电池选型论证304.4 储能系统容量及充放倍率论证334.5 电储能装置投入对AGC性能提升分析344. 5.1XXX省调频辅助服务交易规则345. 5.2储能系统调

3、频测算参数38五、工程技术方案配置395.1 电储能系统的工作原理395.2 储能系统主要设备415. 2.1总体设计方案416. 2.2储能电池箱42六、工程设计方案487. 1储能系统的选址及布置486. 1.1储能系统组成487. 1.2总平面布置496.2 电气一次部分50506.2.1 标准及规范IlXXX省电力勘测设计院有限公司6.2.2 储能系统的接入506.2.3 短路电流计算及设备校验16.2.4 储能系统运行对电能质量影响分析16.2.5 设备及材料选择36.2.6 照明及检修系统46.2.7 过电压保护及接地46.2.8 电缆敷设及防火封堵46.3 电气二次部分51.1.

4、1 次线、继电保护和自动装置51.1.2 能系统与RTU、DCS、PMU接入方案86.3.4 火灾报警系统96.3.5 视频监控系统106.3.6 控制电缆的选择106.3.7 储能系统对机组继电保护的影响106.4土建结构部分136. 4.1安装工程主要内容137. 4.2土建工程主要内容136. 5环境保护部分14七、消防与劳动安全146.1 消防设计141. 1.1参考规程规范147. 1.2储能系统内部的消防设计158. 1.3储能系统外部消防设计156.2 劳动安全167. 2.1设计依据167. 2.2劳动安全和职业卫生措施178. 2.3安全卫生的投资估算187. 2.4安全卫生

5、效果评述18八、投资估算17.1 编制原则17.2 工程总投资:27.3 附表27.4 经济评价及经济效益分析27.4.1 财务盈利能力分析17.4.2 盈亏平衡分析17.4.3 结论1九、敏感性与风险分析19.1敏感性分析19.2风险分析19.2.1政策风险19.2.2市场风险1十、结论2一、项目概述1.1 工程概况XXX电厂位于XXX省XXX市XXX区，电厂发电机组有1#、2#、3#、4#、#5,#6（4*320+2*300MW）六台机组。此项目拟在XXX电厂#6扩建端道路北侧及6#机电除尘和引风机房北侧空地建两套12MW12MWh（6MWh）的储能调频系统，分别为#3/#4机组以及#5/

6、#6机组提供辅助调频功能，两套系统独立运行。此四台机组主接线采用双母线接线，高厂变按机组单台配置，容量分别为40/25-15MW（#3M号机组），40/25-25MW（#5、6号机组），采用分裂绕组。目前，XXX电厂厂发电单元综合调频性能指标k较低，平均为0.37左右，调频结算始终处于亏损状态。而XXX省内火电AGC调节性能较好的一般为燃气电厂，综合调频性能指标可达0.9左右。近几年火电联合调频项目的越来越多，其综合调频性能指标可达1.5左右。根据XXX区域调频辅助服务市场交易规则（试运行）规定XXX调频市场的准入门槛为综合调频性能指标不小于0.3。在可预见的未来，#3、#4、#5、#6机组极

7、有可能无法入围XXX调频辅助服务市场，在调频辅助服务市场竞争环境中处于更加不利于地位。综上，结合XXX电厂的实际情况，迫切需要在#3、#4、#5、#6进行储能联合机组调频改造，以在调频辅助服务市场获得收益，同时较小机组在调频过程中的损耗。1.2 主要设计原则指导思想：按照“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设方针，严格控制本工程的技术、经济指标，确定合理储能系统主接线、设备选型、配电装置选型、二次线系统等，提高储能系统的自动化水平和安全可靠性。经对现场勘察，并与业主单位交换意见，确定本工程主要设计原则如下：（1）方案不影响电厂火电机组的安全稳定运行，系统接入点为发电机组厂用电母线，需要核对

8、厂用变压器富裕容量是否满足储能系统充放电功率。储能系4XXX省电力勘测设计院有限公司更多行业解决方案，尽在：精选资料小站（淘宝店）统配备有合适的保护，即使储能系统出现故障，厂用开关能及时切除该配套系统不会影响到整个机组的运行安全。同时该系统每个电池集装箱内均配置独立的自动火灾报警和气体灭火装置，保证系统的运行安全。（2）不影响原系统的继电保护和厂级工控安全与厂内系统相连的信号线均使用硬接线方式，不与DCS和RTU产生信息交换。RTU的功率和输出均使用硬接线方式。（3）方案设计有利于厂用电系统运行维护管理充分考虑并尽可能减少对电厂正常生产运行影响；在考虑安全可靠基础上，尽可能利用现有配电设施及场

9、地，尽量减少对原有设施的改动，降低工程造价；对因增容需要更换的现有设备的一次电缆在条件许可的情况下尽可能考虑利旧。（4）在保证项目整体可靠性的基础上，充分优化储能系统响应ACE调频的效果；（5）储能系统应保证系统整体可靠性及使用寿命；（6）储能系统可用率达到97%,整体能量转换效率高于90%；（7）严格控制储能系统安全性，做好防火防爆等安全措施。（8）为避免发变组保护误动，应采用必要的措施避免储能系统功率倒送至高厂变的情况发生。1.3研究范围本可行性研究工作的重点是通过调查与分析，着重分析研究了项目建设的必要性、安全性、可行性及经济性，同时对市场范围内的技术路线进行研究分析并确定本项目的技术方

10、案。1）必要性主要从政策背景、电网辅助服务的需求、XXX区域调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）及XXX电厂调频现状、预计收益等方面进行论述。2）安全性主要从储能系统本体及储能系统接入后对电网的影响等方面进行研究。3）可行性主要从储能系统选址、储能系统接入、高厂变容量、短路水平校验、储能系统设计方案等方面进行研究。4）经济性主要考虑新的交易规则对主要经济参数的影响，在此基础上进行投资估算与经济效益分析以及财务评价。5）主要技术方案主要针对电池的充放倍率及PCS的容量配置方面进行研究论证。二、项目建设背景2.1国家政策背景国家宏观能源战略已多次强调储能产业是国家产业发展的重点方向，中国的能源政

11、策20xx年白皮书中明确提出：“围绕能源发展方式的转变和产业转型升级，在储能、智能电网等领域实施重大科技示范工程，加大资金、技术、政策支持力度，建设重大示范工程，推动科技成果向现实生产力转化”，国家发改委“十二五”战略性新兴产业发展规划和国家能源局能源发展“十二五”规划也强调了新能源并网及储能系统的核心技术研发及示范项目建设，是现阶段我国新能源发展的重要任务。按照中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发（2015）9号）及其配套文件精神和关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知（国能监管（20xx）39号），国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机

12、制试点工作的通知、XXX区域电化学储能系统并网运行管理及辅助服务管理实施细则（试行）、XXX区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（20XX版）、关于组织开展XXX调频辅助服务市场模拟运行的通知等的有关政策。在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。目前国内部分电网区域已发布了储能参与电力辅助服务的政策，为反映调频服务供应商在提供调频服务性能上的差异，激励技术创新与电储能装置等参与调频市场，对具备不同调节性能的调频资源给予不同程度的补偿。辅助服务市场化交易机制有利于调节性能好、调节速率快的调频资源在市场出清排序中获得优势，激励调频服务供应商提升调频服务

13、质量，并提高调频资源使用效率。本项目在不影响电厂系统安全运行的前提下，结合相关政策和电储能的技术优势，提高火电机组调频能力，满足电网快速响应调度的需求。2.2电力辅助服务发展规划国家能源局在完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案（国能发监管20xx67号）中提到，近年来我国电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加,对系统安全稳定运行提出了更高要求。当前，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难

14、以适应实际需要。为深入落实电力体制改革各项措施，进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。以完善电力辅助服务补偿（市场）机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作，分三个阶段实施。第一阶段（20XX年20xx年）：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段（20XX年20xx年）：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段（20XX年20xx年）：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。按需扩大电力辅助服务提供主体。鼓励

15、储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。2. 3XXX电网电力现货市场和能源结构随着XXX电网电力现货市场的开放，电网调度现有的调控手段对各发电机组的发电计划影响将减弱，需要大量优势的调频资源参与偏差量的调节，稳定电网。在电力生产运营层面，XXX电网以大型燃煤火电机组做为主要调频资源，大量的火电机组长期承担繁重的AGC调节任务，造成了发电煤耗增高、设备磨损严重等一系列负面影响。而储能的AGC调频效果远好于火电机组，引入相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，本项目将对XXX电网的AGC调频运行预计将产生明显影响，改善电网运行的可靠

16、性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。同时，当大量的火电机组从长期的AGC调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组燃煤效率，缓解由于频繁AGC调节造成的火电机组的设备疲劳和磨损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排。三、项目建设的必要性3.1国家政策的支持1.1 .1促进储能技术与产业发展20xx年9月22日，国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局五部委联合发布了关于促进储能技术与产业发展指导意见（发改能源20xx1701号），意见中提出，未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发

17、示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目；研发一批重大关键技术与核心装备，主要储能技术达到国际先进水平；初步建立储能技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准；探索一批可推广的商业模式；培育一批有竞争力的市场主体。储能产业发展进入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用初步显现。“十四五”期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点;全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种

18、储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。1.2 .2促进储能参与辅助服务国家能源局在关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知（国能监管20xx164号）中提到，“三北”地区原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制；鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易;在用户侧建设的电储能设施，可视为分布10XXX省电

19、力勘测设计院有限公司式电源就近向电力用户出售；用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。根据XXX能源监管局在关于组织开展XXX调频辅助服务市场模拟运行的通知（XXx监能市场20xx374号）文件，为发挥市场在资源配置中的决定性作用，有序稳妥推进XXX调频辅助服务市场建设工作，进一步调动发电企业提供辅助服务的积极性，保障XXX电力系统安全、稳定、经济运行，XXX能源监管局编写了南方区域调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）（以下简称规则），经广东省深化电力体制改革部门间联席会议审议同意，开展模拟运行。规则明确指出：允许第三方辅助服务提供者与发电单元联合作为调频服务提供者，

20、第三方辅助服务提供者是指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等；条件成熟后，允许由省级及以上电力调度机构调管的第三方辅助服务提供者，独立作为调频服务提供者,规则在调频电源选择和补偿收益上均考虑了机组的调频性能，调频性能优的机组中标优势大、调频里程大，最终获得的调频补偿更多，鼓励发电企业提供更优质的调频辅助服务。3. 1.3两个细则国家能源局XXX监管局于20xx年1月19日公布关于印发XXX区域“两个细则”（20XX版）的通知，XXX区域发电厂并网运行管理实施细则及南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（以下简称“两个细则”）自运行以来，为优化电力资源配置，保障电网安全稳定运行，

21、发挥了积极作用，成效显著。XXX区域首次将并网储能电站写入“两个细则”，巩固了储能电站在电力系统发电侧的主体地位，辅助服务补偿标准的提升也为各应用领域储能技术提升应用价值提供了保障。综上分析，国家发展改革委、国家能源局等五部委联合发布了储能技术与产业发展指导意见，指明储能产业的发展目标，实现储能产业规模化发展及其在推动能源变革和能源互联网发展中的重要作用。国家能源局及其地方监管机构发布了多个电力辅助服务市场化政策和促进电储能参与电力辅助服务政策，在提高火电机组性能考核的同时.，保障电力系统安全、稳定、经济运行，可以预见在发电计划放开、新能源快速增长、电力市场逐步完善的情况下，辅助服务将成为未来

22、300三-600MW火电机组的必经出路。本项目建设将提升XXX电厂机组AGC调频辅助服务水平，增强电网的调节能力，符合国家政策背景要求，提升电厂在调频市场乃至整个电力市场中的竞争力。3.2电网调频需求XXX地区电力资源和经济分布不均衡，电网负荷波动大，优质调频电源稀缺。根据中国XXX电网XXX中调在XXX（以XXX起步）调频辅助服务市场模拟运行情况报告中指出，XXX负荷水平1亿kW,峰谷差大，约3500万kW；部分时段变化速率较大，达80万kW/min。AGC是系统调峰调频的重要手段，目前XXX电网AGC机组共计166台，总调节容量33452MW,其中火电机组占比91.94%,而火电机组特别是

23、燃煤机组并非优质调频电源，造成了优质调频电源稀缺的现状。XXX电网电源结构中、水电、煤电、气电、核电、新能源发电等多种电源并存；煤电电源占50%左右，水电、抽蓄等灵活调节电源占比10%左右，AGC调频电源需求量大，火电机组承担着重要的任务，火电机组AGC调节能力相对较弱，优质调频电源比较稀缺，XXX电网整体AGC调频能力有限。由于西电东送XXX电量逐年增加，XXX电网联络线平衡调节需求也逐年增长。但XXX电网缺乏全天候优质调频机组，现有电力调频资源将不能满足电网需求。而当前正值国家“十四五”能源电力规划的关键时期，XXX电网提出着力统筹西电东送与消纳市场，统筹新能源与其它电源建设，统筹电源与电

24、网等多方面的协调发展，实现电力系统整体统一规划的前瞻目标，挑战将更为严峻。在XXX电网中部署相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决电网调频资源不足的问题。本项目预计将对XXX电网的AGC调频运行产生很好的示范作用，改善电网运行的可靠安全性，对改善电网接纳可再生能源的能力，构建坚强型智能电网具有重要意义。同时，当大量的机组从长期的AGC调频任务中解放出来，缓解由于频繁AGC调节造成的机组设备疲劳和磨损，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组效率，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进XXX省的节能减排。随着XXX电网电力现货市场的开放，电网调度现有的调控手段对各发电机组的发电计划影响将减弱，需

25、要大量优势的调频资源参与偏差量的调节，稳定电网。3. 3XXX省调频辅助服务市场及XxX电厂实际情况3. 3.1XXX调频市场现状分析随着电力市场改革进一步深化，辅助服务调频市场化，利用储能系统快速精确的响应特性，给机组带来的提升效果是非常明显的。而XXX地区作辅助调频政策条款较完善的省份，至今调频辅助服务市场己运行接近2年，根据近两年运行数据可对XXX调频辅助服务市场运行情况进行合理的对比及分析。XXX区域全省20xx年全年调频需求、交易信息统计见下表：表33-1XXX区域全省20xx年交易信息统计表日间平均调频需求(MW)平均申报机组数平均中标机组数平均机组中标里程(MW)平均中标价格(元

26、/MW)平均日调频总里程(MW)月调频总里程(MW)平均日调频总收益(元)月调频总收益阮)20XX年1月6041171539.614.9634451966781.71328352.941178940.320xx年2月446117123614.1634051775351.51321456.137000770.720xx年3月6721191739.214.7798432475148.11573036.248764122.720x年4月7151191938.415.1757952273846.81512857.345385719.220xx年5月7681181939.915.683407258561

27、2.61692457.552466181.620xx年6月8441162238.413.11020333060977.61818719.954561595.820xx年7月9421152438.713.311264634920xx.62078043.364419341.720XX年8月9231172339.413.21315384077687.52486438.377079586.520xx年9月873119224015.71642554927650.13782219.311346657920xx年10月7741201843.115.91430714435215.43251136.510078

28、5232.820x年11月7071211838.512.51635154905463.13231526.496945793.220xx年12月7041211839.814.314870646098883350002.7103850083.2XXX省电力勘测设计院有限公司日间平均调频需求(MW)平均申报机组数平均中标机组数平均机组中标里程(MW)平均中标价格阮/MW)平均日调频总里程(MW)月调频总里程(MW)平均日调频总收益阮)月调频总收益(元)20XX年1月3911181233.812.29207096936.12249025.42566086.220xx年2月7651172136.620.

29、316786582177.35647625.33813526.220xx年3月6881162035.216.912899876008.53392984.32131102.9平均7211181938.414.81147062722717.52581058.856294310.8总和/40840761.89/844414661.9XXX省电力勘测设计院有限公司根据以上数据分析，XXX区域20xx年-20XX年3月平均调频需求约748MW,平均日调频里程约U0972MW,19年调频里程总收益费用约8.36亿元，平均每月调频里收益约6966万元，而至19年底全省满足准入门槛并参与申报的机组已达到了12

30、1家,全省占比约68%,但平均中标机组仅19家,在申报机组中平均中标率仅为15.7%,竞争极其激烈。根据调频市场汇总表结算清单统计，每个月能够获得调频里程补偿收益的电厂总数仅约45家，仅占申报机组的37%,其中补偿收益排名前10的厂家所获取的收益已占每月全省调频里程总收益的66%以上，其余35家仅可分摊剩余34%的份额，即平均每月4598万元的调频里程收益被排名前十（根据最新数据其中大部分为配套储能电站的机组及燃气机组）的电厂获取其中，平均每家电厂可获得459.8万元/月的里程收益，剩余2368万元的里程收益被剩余35家电厂分摊，平均每家仅可获得68万元/月的调频收益，扣除AGC考核、补偿分摊

31、费用后，总调频结算费用多为负值，仍处于亏损状态。根据最新调频市场汇总表统计，20XX年1月月全省月平均调频里程补偿收益已达到9491万元，大幅超过20xx年同期数据，预计20xx年全年调频里程补偿收益将超过12亿元。3. 3.2XXX电厂调频市场现状根据XXX“调频市场数据结算了解，自20xx年9月XXX区域调频辅助服务市场交易规则（试行）实行起，至20XX年3月，XXX电厂调频结算数据统计如下所示：表3.3-220xx年9月20x年3月XXX电厂调频结算统计时间调频结算费用（万元）AGC考核费用（万元）考核分摊（万元）调频里程收益（万元）AGC容量补偿（万元）补偿分摊（万元）上网电量（MWh

32、）20XX年9月-76.82250.94584.12595.81098.789594.6029505919.9220xx年10月-20.517301.01210021.529489095.1620xx年11月-89.030110.2895.52291.051910.286795.6026540165.1220xx年12月-79.426610.09175.73320.562816.45592.0859579355.9220xx年1月-5536251.792210.945.461812.24882.2201473844.820xx年2月-65.89071.94889.236407.754180.9

33、324330506.8820xx年3月-103.5560.99238.2570.063911.536122.4206620648.1620XX年4月-89.38581.89578.001709.4238104.9156582585.5220x年5月-106.79051.25768.629505.7602119.9226579333.9220xx年6月-125.63525.643310.399806.8109137.2026712429.52XXX省电力勘测设计院有限公司时间调频结算费用（万元）AGC考核费用（万元）考核分摊（万元）调频里程收益（万元）AGC容量补偿（万元）补偿分摊（万元）上网电

34、量（MWh）20xx年7月-168.90181.55769.866309.1793186.3898861476.8820XX年8月-195.22362.00377.43707.464208.1209904258.9620x年9月-283.75613.370110.230807.3702297.967859351.6820xx年10月-218.55842.52688.921104.41872293714689676.2420xx年11月-167.14463.88426.0106.0008175.2712549288.0820xx年12月-220.47121.808410.019203.61022

35、32.2922736728.9620xx年1月-183.86771.61226.660202.5533191.469474491.620xx年2月-157.56141.2951.403602.1465159.8165254848.8820xx年3月-179.12092.31355.627504.9993187.4342516604平均/月-136.15912.9077.2650.68167.20148.40571611.06总和-2587.022955.228138.034212.9513136.812819.5710860610.2XXX省电力勘测设计院有限公司根据上述结算数据分析，20XX

36、年9月20XX年3月共19个月的AGC调频里程收益总和仅约13万元，平均每月仅6816元，而平均每月AGC考核费用已达到2.9万元，远高于里程补偿，容量补偿费用约7.2万元/月，但补偿分摊缴纳费用己达到了148.4万元/月，综合计算，平均每个月XXX电厂调频市场结算需缴纳136万元，调频结算始终处于亏损状态。目前XXX电厂投入厂级AGC模式，当前综合调频性能指标K值约为0.52（新政策下为0.37）左右，目前XXX电网性能最好的燃煤机组配置储能电站后综合调频性能指标日平均值约可达到2.2以上，性能较好的燃气机组综合调频性能指标可达到1.6以上，本电厂机组调频性能与优质调频电源差距悬殊，在纳入调

37、频市场后报价将处于劣势，机组中标几率低，不满足长期参与调频市场的要求。3. 3.3XxX储能调频项目发展现状表3.3-3XXX各电厂储能项目表序号电厂名称地市电厂规模储能规模参与企业目前状态1.2x30万煤机9MW45MWh科陆电子、万汇通、万里扬20xx年1月投运2.2100万煤机30MW15MWh科陆电子20xx年8月投运3.2x33万煤机12MW6MWh科陆电子、科华恒盛20xx年10月投运4.265万煤机18MW9MWh春能世纪20xx年12月投运5.232万煤机9MW4,5MWh智光电气20xx年12月投运6.260万煤机18MW9MWh科陆电子20xx年3月投运7.2x33万煤机1

38、2MW6MWh科陆电子20xx年3月投运8.2x33万煤机9MW4,5MVVh海博思创、大族能源、智中能研、鸿泰融新广东20xx年3月投运9.239万煤机储能+黑启动20MW20MWhXXX电网能源技术、华泰慧能、银隆新能源在建10.2100万煤机20MW德升新能源在建11.260万煤机广特电气、阳光三星投运12.221+233万煤机15MW7,5MWh万汇通投运13.122万+133万+1x60万煤机智光储能投运14.260万煤机18MW9MWh德升新能源在建15.2100万煤机30MW15MWh智中能源在建16.2x33万煤机9MW4,5MVVh智中能源在建17.2x35万煤机10MW5M

39、Wh万克新能源调试18.2x33万煤机9MW45MVVhXXX电科能源技术公司中标19.263万煤机21MW105MWh大族能源中标20.2x33万煤机大族能源中标21.432万煤机10MW5MWh智光电气/智光储能中标22.235万煤机10MW10MVVh国电南自新能源中标23.233万煤机9MW4,5MVVh智中在建24.233万煤机9MW9MWhXXX电科院在建25.2x33万煤机IOMWZSMWh在建26.246.5万燃气14MW7MWh投标27.260万煤机18MW9MWh投标28.待定规划29.2100万煤机40MW/20MWh规划30.2100万煤机30MW15MWh规划根据以上

40、XXX各电厂储能项目表，目前约11家电厂储能调频系统己经投入运行，8家在建项目，其他H家有意向电厂在计划或招标阶段，未来至少30家电厂储能调频系统。根据XXX20xx年20xx年3月辅助服务调频市场情况，100多台机组申报，中标率15%,未来中标机组几乎将全部在储能系统联合调频机组中产生，可见妈湾储能调频系统投入越早，越有机会参与调频市场。3.4项目投运后能够增加电厂辅助服务收益，并提高机组安全运行可靠性按照XXX电网“两个细则”，各电厂需按其上网电量在整个区域电网总上网电量的占比来分摊区域电网补偿总费用；而XXX电厂依靠机组自身调节能力不能满足XXX调频市场对机组的性能要求，难以在调频市场中

41、中标，补偿收益极少；XXX电厂机组调节性能差，参与AGC调频可能还会面临考核费用；综合考虑补偿、考核、分摊费用情况及后续其它联合调频项目的投运，XXX电厂的经济效益将变差。在电力市场化背景之下，机组的调节能力可能还会影响发电计划，从而对机组经济效益产生更大的影响。同时，火电机组参与调频还会存在设备磨损、煤耗增加等问接影响。本项目建设将大幅提升XXX电厂机组调频性能，增加调频里程和补偿收益，同时在减少设备磨损、降低煤耗、增加运行安全性等方面具有间接价值，在未来电力市场中可能还会享有优先发电上网的权利，具有显著的经济效益。除经济收益外，本项目建设将大型储能系统作为高性能调频资源加入电网，能显著改善

42、电网对可再生能源的接纳能力，进一步辅助XXX电网公司构建坚强型电网。项目产生的经济效益和社会效益符合国家产业政策和经济政策，项目技术优势明显，具有显著的社会效益。3. 5有利于XXX电厂基于储能系统，开展相关创新技术研究根据XXX电厂科技创新规划，基于本储能系统，逐渐开展对储能系统联合燃煤机组调频技术的研究，包括IC放电倍率磷酸铁锂电池储能系统、功率型储能系统与能量型储能系统叠加、机组和储能系统统一由EMS控制策略等创新技术的探索研究等。四、项目技术方案论证3.1 AGC优化技术方案对比论证为了提高机组AGC调节的性能，满足电网对机组投入ACE的要求。近年来有几种主流的机组性能优化技术，现分析

43、如下。(1)协调控制优化技术此技术应用控制逻辑优化的方法，达到提高机组负荷响应速率的目的，主要修改汽轮机调气门的控制逻辑来快速响应AGC的负荷要求，同步控制燃料控制系统稳定机前压力，达到锅炉蓄热利用的最大化。优点：基本不需要改变机组原有设备的配置，工作量小，改造费用较低。缺点：对机组的调节性能有一定要求，机组性能提升空间不大，最高约20%,没有解决在ACE情况下机组频繁调整的问题，参数波动及设备磨损有可能更加剧烈。(2)凝结水节流技术此种技术在凝汽器入口处加装了节流阀，用于控制瞬间的凝结水流量，达到控制汽轮机负荷输出的目的。其机理是利用回热系统的自平衡特性，减少或增加凝结水流量以达到减少或增加机组抽汽量，进而调节汽轮机组负荷的目的。优点：不需要汽机调门节流调整，煤耗有所降低。改造只需要增加一些调节设备，如凝泵为变频泵则只需在逻辑上优化即可。缺点：间接的控制机组负荷变化，性能提升有限，一般在10%左右。机组在ACE方式下负荷指令仍然在频繁折返，参数波动和设备的磨损不可避免。(3)储能系统联合机组调频技术利用大容量锂电池系统辅助机组进行调频服务。通过储能系统来承担绝大部分的负荷折