新增AGC儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)對火電廠安全性影響的研究

馬敏

（國家電投集團(tuán)協(xié)鑫濱海發(fā)電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

目前，國內(nèi)一些電網(wǎng)地區(qū)已經(jīng)出臺了儲能參與電力輔助服務(wù)的政策，鼓勵技術(shù)創(chuàng)新和電儲能裝置參與調(diào)頻市場，對具有不同調(diào)節(jié)性能的調(diào)頻資源給予不同的補(bǔ)償。發(fā)電側(cè)建設(shè)的電能儲存設(shè)施可以與機(jī)組共同參與調(diào)峰、調(diào)頻，也可以作為獨立主體參與輔助服務(wù)市場交易。本文討論某火電廠增加一套30MWAGC儲能調(diào)頻系統(tǒng)后對廠用電安全性能的影響。通過新增AGC儲能調(diào)頻系統(tǒng)對機(jī)組的短路電流、廠用電安全、諧波等電能質(zhì)量的影響進(jìn)行評估和計算，核算系統(tǒng)安全性和可靠性。

1 儲能系統(tǒng)對廠用電安全性能的影響

某電廠共有2臺機(jī)組，1#、2#發(fā)電機(jī)額定容量1050MW，高廠變采用西安西電SFF-77000/27型變壓器，容量為77/46-46MVA，廠用電電壓等級為10kV，2臺機(jī)組配置1臺啟備變。擬新增18MW儲能調(diào)頻輔助系統(tǒng)，同時接入1、2號機(jī)組高廠變低壓側(cè)10kV A、B段，通過開關(guān)切換選擇一臺機(jī)組聯(lián)合響應(yīng)電網(wǎng)AGC調(diào)度指令。

據(jù)統(tǒng)計，機(jī)組滿載運(yùn)行時，10kV 1A段的最大電流為1328A，10kV 1B段的最大電流為1194A。10kV 1A段增加9MW儲能系統(tǒng)后，該段電流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，則增加儲能系統(tǒng)后10kV 1A段的最大電流為1822.89A，小于1A段額定電流2529.31A。10kV 1B段增加9MW儲能系統(tǒng)后，該段電流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，增加儲能系統(tǒng)后10kV 1B段的最大電流為1688.89A，小于1B段額定電流2529.31A。

未增加儲能前，機(jī)組滿載運(yùn)行時，高廠變低壓側(cè)最大穩(wěn)態(tài)負(fù)荷為45.86MVA（A段1.732×10.5×1328=24.15MVA<46MVA，B段1.732×10.5×1194=21.71MVA<46MVA）。增加儲能系統(tǒng)后，廠用電A、B段負(fù)荷各增加9MW，不考慮功率因數(shù)，則高廠變低壓側(cè)A段最大穩(wěn)態(tài)負(fù)荷為24.15+9=33.15MVA，小于高廠變低壓側(cè)額定容量46MVA，高廠變低壓側(cè)B段最大穩(wěn)態(tài)負(fù)荷為21.71+9=30.71MVA，小于高廠變低壓側(cè)額定容量46MVA。高廠變低壓側(cè)總負(fù)荷為33.15+30.71=63.86MVA，折算到變壓器高壓側(cè)為53.44MVA，小于高壓變高壓側(cè)額定容量77WVA。

因此，該公司接入18MW儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)后，機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行時，高廠變的容量滿足儲能系統(tǒng)接入要求。

機(jī)組運(yùn)行時，可能會啟動大電機(jī)。電機(jī)啟動大時，啟動電流較大，啟動時間一般不會超過20s，根據(jù)運(yùn)行數(shù)據(jù)，接近滿負(fù)荷運(yùn)行時啟動大電機(jī)時廠用段最大負(fù)荷電流為1232.73A，在高廠變允許承受的運(yùn)行范圍內(nèi)。

2 儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)對短路電流的影響

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入前，1#、2#發(fā)電機(jī)運(yùn)行，系統(tǒng)最大方式下三相短路電流為23.13kA，1#、2#發(fā)電機(jī)運(yùn)行，系統(tǒng)最小方式下三相短路電流為23.12kA，1#發(fā)電機(jī)單獨運(yùn)行，系統(tǒng)最小方式下三相短路電流為23.11kA?？梢?，10kV系統(tǒng)三相短路電流有效值最大為23.13kA，10kV進(jìn)線開關(guān)的短路耐受水平為40kA，動穩(wěn)定電流為100kA。

儲能調(diào)頻系統(tǒng)接入后，由于儲能調(diào)頻系統(tǒng)可以工作在充電和放電2種模式下，因此儲能調(diào)頻系統(tǒng)工作在放電模式下，儲能調(diào)頻系統(tǒng)相當(dāng)于在機(jī)組10kV母線上新建一個供電點，為附近其他輔機(jī)提供負(fù)荷電流。如果高壓廠用變壓器低壓側(cè)母線發(fā)生故障，儲能調(diào)頻系統(tǒng)將對機(jī)端故障電流水平產(chǎn)生一定影響。現(xiàn)簡要分析如下：

與傳統(tǒng)的同步發(fā)電機(jī)不同，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)采用高頻逆變器并網(wǎng)，其并網(wǎng)特性是可控電流源而不是電壓源。當(dāng)高壓廠用變壓器低壓側(cè)發(fā)生單相或三相短路故障時，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)并網(wǎng)逆變器提供的最大短路電流受逆變器功率裝置能承受的最大電流限制，不大于并網(wǎng)逆變器額定電流的1.5倍。也就是說，在最壞的情況下，根本不考慮儲能系統(tǒng)的并網(wǎng)逆變裝置和接入電路的各級保護(hù)單元，18mW儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)對高壓廠用變壓器低壓側(cè)短路電流的最大影響不大于△ I=1.5×9/（10.5×1.732）=0.74kA。

因此，增加儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)后，10kV段的短路電流為23.13kA+0.74kA=23.87kA＜40kA，該電廠原有10kV進(jìn)線及各出線斷路器均滿足短路電流開斷要求，無需進(jìn)行任何調(diào)整。

3 儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)對繼電保護(hù)影響風(fēng)險的分析

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)有充電和放電2種工況。充電過程可以將儲能調(diào)頻系統(tǒng)看作一個恒功率負(fù)載，在放電過程中，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)可視為一個恒定電源。儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)充電運(yùn)行時，高壓廠用電機(jī)組10kV廠用段增加恒功率負(fù)荷，但不參與低壓母線自啟動，對發(fā)變組及廠用電繼電保護(hù)的配置和整定值無影響。當(dāng)某處短路時，儲能輔助變頻系統(tǒng)向短路點輸出短路電流。由于儲能輔助變頻系統(tǒng)提供的短路電流值較小，對原系統(tǒng)短路電流的貢獻(xiàn)有限，對發(fā)變組保護(hù)靈敏度影響不大。因此，原有保護(hù)定值不需要調(diào)整。

4 儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)的零序過流對機(jī)組的影響

該公司高廠變、起備變低壓側(cè)中性點接地電阻為10.1Ω，此電阻遠(yuǎn)大于高廠變、起備變的零序阻抗。10kV系統(tǒng)的接地電流為3I0=（10.5kV/1.732）/10.1=600A。該公司10kV備用開關(guān)配有零序CT，接入儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)后，可以配置零序保護(hù)，與分支零序保護(hù)配合，不會存在保護(hù)越級動作的問題。

5 儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入涉及的電氣設(shè)備改造

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入廠用電系統(tǒng)后，儲能輔助火電機(jī)組參與AGC調(diào)頻，火電機(jī)組和儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)是對電網(wǎng)AGC調(diào)度指令的整體響應(yīng)。RTU設(shè)備將功率單元和儲能系統(tǒng)輸出之和作為輸出反饋信號上傳到電網(wǎng)調(diào)度側(cè)。當(dāng)儲能系統(tǒng)停止運(yùn)行時，機(jī)組控制不受影響，仍獨立遵循AGC指令。儲能系統(tǒng)輸出為零，RTU設(shè)備的組合信號等于機(jī)組輸出，不影響AGC系統(tǒng)原有考核結(jié)果。當(dāng)機(jī)組退出AGC自動狀態(tài)時，儲能系統(tǒng)控制儲能裝置備用，不補(bǔ)償機(jī)組出力與AGC指令的偏差。

因此，增加儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)后，電廠內(nèi)RTU、PMU和10kV備用開關(guān)均需要根據(jù)需要做相關(guān)改造。其中PMU部分根據(jù)當(dāng)?shù)卣{(diào)度要求配置相應(yīng)的點表上送，10kV備用開關(guān)作為儲能系統(tǒng)接入接口，需要進(jìn)行以下改造。

假定儲能系統(tǒng)同一時間只參與1臺機(jī)組輔助調(diào)頻，18MW采用9MW+9MW兩組輸出，同時接入該電廠1#和2#機(jī)組10kVA、B段，則10kV各段新增負(fù)荷9MW，新增負(fù)荷電流494.89A。經(jīng)統(tǒng)計，機(jī)組現(xiàn)有備用開關(guān)額定電流為1250A，最大CT變比800/1A，1250/494.89=2.53倍，可見現(xiàn)有開關(guān)額定電流滿足儲能系統(tǒng)接入負(fù)荷需求，僅需更換變比較小的CT即可滿足儲能接入需求。

6 結(jié)語

儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入該火電廠廠用電系統(tǒng)后，火電機(jī)組和儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)出力合并后作為上送電網(wǎng)，作為AGC考核依據(jù)。儲能主控單元根據(jù)AGC調(diào)度輸出指令與火電機(jī)組出力的差異，控制儲能系統(tǒng)的出力，快速響應(yīng)，提高火電機(jī)組的調(diào)頻能力。當(dāng)儲能系統(tǒng)停止運(yùn)行時，機(jī)組控制不受影響，仍獨立遵循AGC指令。儲能系統(tǒng)輸出為零，RTU設(shè)備的組合信號等于機(jī)組輸出，不影響AGC系統(tǒng)原有考核結(jié)果。當(dāng)機(jī)組退出AGC自動狀態(tài)時，儲能系統(tǒng)控制儲能裝置備用，不補(bǔ)償機(jī)組出力與AGC指令的偏差，具有很好的經(jīng)濟(jì)性。

該火電廠增加1套18MWAGC儲能調(diào)頻系統(tǒng)接入10kV廠用段后，1000MW機(jī)組原有高廠變?nèi)萘繚M足要求，對其他系統(tǒng)故障時貢獻(xiàn)的短路電流有限，電廠原有10kV進(jìn)線及出線斷路器均滿足短路電流開斷要求，無需調(diào)整，儲能調(diào)頻系統(tǒng)的增加不影響廠用電的安全性能。