本文是一篇电力论文，本文提出了火储联合调峰的方法，即火电侧建立储能共同参与辅助服务市场。利用储能的分级利用改善火电机组的深度调峰限制，合理规避投油区，挖掘调峰潜力增加高比例新能源并网的消纳。
第1章绪论
1.1课题研究背景和意义
1.1.1研究背景
近几年，我国风电装机规模增速不断提升。国家能源局发布的《2021年可再生能源发展再上新台阶》[1]显示，2021年新增的风电装机就已经达到4757万千瓦，风电总装机容量超过6500亿千瓦，同比增长超过40%。根据《2020年上半年风电并网运行情况》[2]显示，与2020年上半年相比，2021年新增装机规模为2020年上半年全国风电新增装机的7-8倍，就2021年来看，风电装机规模形成跨越式增幅。由于历史原因，我国现有的能源结构具有不合理性，限制了可持续发展战略的落实和双碳目标的推动，因此电力系统需要继续进行绿色转型，继续加大低碳清洁能源开发力度，大力推动能源结构调整。风电，太阳能等绿色可再生新能源装机比例在未来将会继续扩大。以吉林省为例，截至2020年9月底，风电装机容量为562.29万千瓦，但占比仅为17.31%，为促进吉林省成为清洁能源大省，吉林省计划于2025年实现风电装机容量规模达到1330万千瓦，风电火电装机比例接近1比1，风电将成为主要的电力能源供应。随着风电的大规模并网，储能系统也循序渐进地融入到电网中来，由此带来的电力系统运行特性变化需要统筹研究解决。电力系统建设过程中呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，随之而来的风电的间歇性、随机性和波动性给新能源消纳带来不可避免的困难[3]：系统峰谷差增大，调峰压力不断增大。
能源结构存在不合理性，传统的化石燃料机组发电仍是电力供应的支柱，其比值过大，根基难以撼动而无法立即退出电力系统给新能源让路。尤其是我国东北地区火电装机比例较高，近70%，具有快速灵活的调节电源装机数目不足，东北地区固有的电源结构，使其调峰能力较薄弱，不利于消纳风电。另外，东北地区受先天资源限制，调峰燃气电站、大型抽水蓄能电站、大型储能电站均无法在东北实现广泛应用，这使得火电机组成为消纳新能源、深度调峰至关重要的一环。火电机组调峰任务艰巨，特别在冬季，火电供热期、水电枯水期、风电大发期相互叠加导致深度调峰问题突出，弃风情况频出。为解决风电消纳问题，东北能源监管局发布的《东北电力辅助服务市场保障疫情期间东北电力运行平稳有序》[3]提出需要以风火协同的方式实现新能源消纳，首先是要深度挖掘调峰潜力。
1.2国内外研究现状
1.2.1促进新能源消纳的市场机制研究现状
国内外学者在促进调峰的电力市场方面已经有了较为深刻的研究，取得了许多成果。根据不同国家或区域的地理条件、人口条件和历史条件选择了辅助服务市场不同的市场成员，不同的交易品种和市场机制。
就通过市场手段实现新能源消纳的问题，国外某些发达国家电力市场形成较早，美国在已经建立电力能量市场的基础上通过市场标的，里程定价，市场时序，机会成本等实现市场交易消纳新能源[4]。欧洲由于其地广人稀的特点，建立了电力库模式，通过一体化协同调度实现电量平衡[5]。不同国家的促进可再生能源的市场建设主要分为三种，分别为新能源直接上网不参与竞价交易、有溢价补贴的新能源直接参与电力市场、无补贴的新能源直接参与电力市场[6]。为了更好地实现深度调峰，各个国家也建立了不同的辅助服务市场[7]，澳大利亚建立了包含调节调频服务和应急调频服务的NEM市场，其中，调节调频服务通过市场手段的上下修正，实现负荷和发电的微小偏差实时响应，使其达到供需平衡；应急调频服务根据响应时间的不同建立了慢速（60 s），快速（6 s）和延迟（5min）恢复手段，通过这些手段实现向上或向下调节，以实现对突发情况或大型输电原件引起的电能不平衡矫正。美国则建立了以集中调度为核心的竞争性PJM市场，包含调频辅助服务和备用辅助服务两部分，其中调频辅助服务根据电能供应商的不同归分成不同的产品类型，将部分燃气机组、循环机组和燃煤机组组成传统调频，将储能、水电和部分燃气机组组成动态调频机组；备用辅助服务根据电力系统同步并列准则分为了同步备用和非同步备用。PJM市场以统一购买和双边交易的形式每五分钟进行一次联合出清，以降低弃风弃光现象的发生。北欧TSO利用实时监管系统和规划系统通过长期合同，长短期停电计划和互联能力规划将平衡过程长期化处理，实现电力预测平衡和电力动态稳定。美国德州ERCOT将调频服务、响应备用和非旋转被用归于电力辅助服务市场，将电压支持、黑启动和可靠性保障运行服务等归纳于长期合同中获得，以社会福利最大化为目标进行联合出清。
第2章调峰基础理论研究与分析
2.1辅助服务市场运行现状
电能作为一种商品，不仅具有金融属性，还必须要满足实时平衡的物理属性，因此电能的特殊属性使得电力市场的发展历程也不同于一般市场的一般路径特征，由组织结构为发电输电配电售电垂直垄断一体化过渡到发电侧售电侧竞争再到“管住中间，放开两头”等过程。纵观全局，在电改大格局的不断推动下，我国电力辅助服务大致经历了无偿提供、计划补偿和市场化探索三个主要阶段。
（1）无偿提供阶段2002年以前，垂直一体化的管理模式是电力部门所采用的垄断型模式，该模式下系统调度部门集中所有权并统一安排电网和电厂的运行方式。系统调度机构根据系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，根据等微增率原则进行发电安排和辅助服务的调度优化。辅助服务由于没有独立开来所以不得不与发电量进行捆绑，并进行统一结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。
（2）计划补偿阶段2002年厂网分开后，各发电厂分属于不同的利益主体，无偿提供电力辅助服务难以协调各方利益。在这一背景下，2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。各地也相继出台“两个细则”文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于发电企业的激励作用相对有限。
2.2电力系统调峰资源分析
（1）火电调峰由于历史原因，我国火电机组相比其他机组而言占有较高的装机比例，以吉林为例，截至2020年10月，吉林火电装机容量为1848.19万千瓦（其中热电装机容量1336.34万千瓦，占比72.31%），占吉林省全口径装机容量的56.90%。为了更好地解决弃风问题，在辅助服务市场补偿机制这一新着力点的推动下，截至2020年底，全国经过灵活性改造的火电已超过8千万千瓦，火电机组改造升级技术也不断成熟，因此我国目前调峰辅助服务参与者大都是火电厂，以吉林为例，2020年1-8月份，辅助服务补偿费用为4.261亿元，其中深度调峰补偿为4.115亿元，部分火电厂调峰辅助服务收益可见表2-2所示，可见，大部分电厂参与辅助服务的收益方式为深度调峰。
火电厂参与电网调峰的最常见调峰方式是低负荷运行方式，该方式下，火电机组以较小的出力跟随电网和负荷的需求而发生变化。该运行方式下由于机组带负荷较低，调峰深度比较大，所以又称为深度调峰过程，这种运行方式的主要限制因素是火电机组的最小技术出力，未经过灵活改造的火电机组的调峰深度一般为50%左右，经过火电灵活改造后一般可以增加调峰深度至30%到40%，个别机组甚至可以到达20%以下。调峰机组一般以定压运行、滑压运行和复合滑压运行三种方式进行深度调峰，这种运行方式在延长设备寿命和提高机组爬坡速度上有一定优势，使得机组可以更好地参与调峰辅助服务市场。但是机组抽汽压力随电网运行状态而发生变动，导致加热器和除氧器的温度和压力以较快的速率改变，一定程度上会对设备产生磨损。另外两班制运行方式也是火电调峰较为常用的方法，机组通过启停进行调峰，白天发电，晚上停机，次日早晨以热态方式启动，以此循环。在该运行方式下，依靠火电的启停机来实现调峰，实际上是牺牲火电来实现新能源消纳，因此该模式下调峰空间较大，而且只需要在白天发电。缺点在于并不是所有的机组都适合频繁启停，频繁启停容易造成机组故障、启动失败等问题，启停操作也比较麻烦，会导致设备的使用寿命缩短，并且机组启停过程中对机组性能参数要求也有较为严格的限制，并非所有机组都可以参议启停，且启停操作性复杂，有一定的安全隐患。另外一种运行方式是利用机组的空载运行，当电力系统需要机组降低出力时以热备用无功状态并入电网中。
第3章电化学储能应用及其调峰效益分析.................................19
3.1不同主体角度下的电化学储能分析.................................19
3.2储能调峰模型建立....................................21
3.3储能调峰效益分析.....................................22
第4章大规模风电并网条件下联合调峰模型研究.............................29
4.1各主体特性分析..................................29
4.2火储联合运营的双层交互模型构建................................30
结论.........
