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储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网 协调运行关键技术应用案例，新能源装机容量的持续增长和负荷增速的不断下降进一步加剧了东北地区的源荷供需矛盾，导致电网调峰问题愈发凸显。

一、背景

1. 技术应用所属行业特点、机遇与挑战

新能源装机容量的持续增长和负荷增速的不断下降进一步加剧了东北地区的源荷供需矛盾，导致电网调峰问题愈发凸显。就吉林省而言，冬季供热期热电 机组受最小技术出力限制，机组调峰能力骤减，全省热电机组最小技术出力总和 达 658.8 万千瓦，超过电网最小负荷，电网低谷调峰极难，最大低谷调峰空间达300万千瓦，调峰需求极大。

为解决东北地区电网调峰难问题、提高清洁能源利用效率，国家能源局东北 监管局下发了《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，并于 2017 年 1 月 1 日开始施行，明确了火电机组调峰辅助服务的价格机制和运营模式，通过经济 手段挖掘火电机组的调峰潜力，激活电网调峰辅助服务市场。在经济利益的激励 下，火电机组纷纷进行灵活性改造，通过技术手段提升火电机组的深度调峰能力。 然而现有的两类火电机组灵活性改造方案，均存在一定的不足。一是火电机组通 过锅炉燃烧系统、蒸汽流程改造后，其调峰能力依然受限。该类技术方案受煤质 和机组实际运行工况的影响较大，机组深度调峰能力与运行效率以及灵活性之间的矛盾依然存在。二是蓄热式电锅炉参与调峰受机组类型和季节性影响较大，且 全社会经济效益不优。蓄热式电锅炉只供热期运行，且其热能—电能—热能的生 产过程属于对能源的低级循环利用，造成了较为严重的资源浪费，同时该类技术 方案投资成本低，效益高，大规模推广后将冲击调峰辅助服务市场的正常运营， 全社会经济效益不高。因此，需探索面向火电机组响应电网调峰需求与机组运行 效率、灵活性之间的矛盾，且全社会效益较优的解决途径。

2. 技术应用所解决的行业难点、热点问题，必要性及重要意义。

本项目围绕储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网协调运行关 键技术研究所面临的关键技术难题，基于国内外已有的应用与研究基础，研究储 能融合火电机组虚拟调峰的运行特性，储能系统融合火电机组参与调峰辅助服务 的运营效益评估方法，火电-储能-电网多目标协调运行的调控技术，以及储能融 合火电机组参与电网调峰辅助服务的工程示范及效能评估。对推动电网调峰辅助服务市场的健康发展、调度模式由“源随荷动”向“源荷互动”转变方面，及促进新能源产业的健康发展和电网的安全稳定运行均具有重要意义。

二、应用案例

1. 项目概述

项目名称 储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网协调运行关键技术研究及应用

项目地址 吉林长春

参与单位 北方工业大学，国网吉林省电力有限公司，北京联智汇能科技有限公司，欣旺达电气股份有限公司

项目规模 东南热电 2 号汽轮机，装机容量为 350MW，1MW/0.5MWh 锂离子

电池储能系统

电池类型 锂离子电池

项目概况 本项目开发了火-储联合虚拟调峰仿真平台，实现了火储联合调峰模 拟仿真；提出了火-储参与调峰辅助服务运营效益评估储能优化布局与配置方法； 提出了调峰辅助服务市场下日前/日内火-储-网的调控策略，并开发了火-储-电协 调运行调控管理平台，嵌入省级调度 D5000 平台；在吉林长春东南热电厂建立 示范工程，包含东南热电 2 号汽轮机，装机容量 350MW，最小技术出力小于 40% 装机容量；1MW/0.5MWh 锂离子电池储能系统，经 1.25MVA 箱变升压至 6kV 后接入东南热电 2 号汽轮机高厂变 6kV 备用间隔。项目成果已经成功应用在示 范工程中，结果表明：现阶段锂离子电池储能系统、全钒液流电池储能系统的技术经济条件下，锂离子电池储能系统的技术性能、经济性能、社会效能以及综合 效能均优于全钒液流电池储能系统。

项目创新点如下：首先，提出了面向火电机组调峰的储能系统工况特性及适 用性综合评价方法，建立了储能系统参与火电机组调峰的技术经济模型，并开发 了火-储联合虚拟调峰仿真平台，实现了火储联合调峰模拟仿真。其次，构建了储能调峰辅助服务运营效益评估模型，提出了储能主客观综合布局方法和双层决 策容量配置方法。再其次，提出了火电机组离散出力深度调峰、储能电厂独立调 峰、火电和储能混合型电厂耦合调峰出清的优化建模方法，提升了新能源消纳水 平。最后，开展了 MW 级电池储能系统融合火电机组参与电网调峰辅助服务的示范运行，实现了储能融合火电机组的虚拟调峰。

2. 主要效益

本项目示范工程主要面向火电-储能-电网协调运行场景，基于示范工程历史 运行数据，分析了锂离子电池储能系统融合火电参与调峰辅助服务的运行模式， 评估储能调峰应用的全寿命周期经济性，从技术性能、经济性能、社会效能以及 综 合 效 能 等 角 度 评 估 了 储 能 应 用 的 效 能 。 在 经 济 性 方 面 ， 示 范 工 程 中 1MW/0.5MWh 锂离子电池储能系统投资成本约为 95 万元，投运当年深度调峰收 益 15.5 万元，全寿命周期运营效益 145.46 万元，项目运营期净现值 45.84 万元， 投资回收期 8.3 年。

三、技术要点

关键技术

1 项目开发了火-储联合虚拟调峰仿真平台，实现了火储联合调峰模拟仿真。 ○

2 提出了火-储参与调峰辅助服务运营效益评估储能优化布局与配置方法。 ○

3 提出了调峰辅助服务市场下日前/日内火-储-网的调控策略，并开发了火- ○

储-电协调运行调控管理平台，嵌入省级调度 D5000 平台。

4 建立储能系统融合火电机组参与电网调峰辅助服务应用的递阶层次结构 ○

指标体系架构，提出了涵盖“目标层-准则层-分类层-指标层-方案层”的多层级 多指标火电-储能-电网协调运行的综合效能评估指标体系，提出了融合熵理论与 关联度分析的综合效能评估方法。

知识产权 该案例形成论文共九篇，其中 EI 检索六篇，软著一项，专利六项，

技术报告五篇，示范运行效能评估报告一篇。

四、应用前景

随着未来新能源发电在能源结构占比的增高，储能作为灵活性调节资源之 一，在系统中的应用规模将呈现快速增长趋势。据 CNESA 预测，在保守场景下，十四五期间，电化学储能市场将呈稳步、快速增长趋势，累计装机规模年复合增长率为 57.4%；在理想场景下，考虑“碳达峰”和“碳中和”目标，以及新型电 力系统的建设，储能的规模化应用迫在眉睫，若存在稳定的盈利模式，预测 2025 年电化学储能累计装机规模 55.9GW。在未来能源结构转型的基本态势下，深化 新环境下储能的规划技术、商业运营模式等问题的研究，有利于提高储能综合效 能及推进储能产业化应用的进程。

本项目成果可在具备高寒特性、新能源高渗透、电力系统调节资源紧缺的省 级及区域电网推广应用，并可进一步拓展到可控负荷、抽水蓄能、快速启停机组 等调峰资源，建立源网荷储协调优化模型，推动电网调峰辅助服务市场的健康发展、调度模式由“源随荷动”向“源荷互动”转变，通过多种手段、多种资源共 同提升电网调节能力和新能源接入承载力，推动新能源实现跨越式发展和能源清洁低碳转型，对于以新能源为主体的新型电力系统构建、“双碳”目标率先在电 力领域落地具有非常重要的现实意义。