電儲能聯(lián)合調(diào)頻技術(shù)在火電廠的應(yīng)用研究

喬軍朋

（山西京能呂臨發(fā)電有限公司，山西 呂梁 033200）

隨機查看某火電廠2#機組在2020年12月到2020年1月某區(qū)間內(nèi)調(diào)頻KP值，平均在3.89左右，盡管機組的KP值較高，但是，對機組的磨損、壽命均造成了一定程度的透支。結(jié)合某區(qū)域已經(jīng)投運的火電聯(lián)合儲能調(diào)頻項目，機組配置系統(tǒng)儲能后，可以顯著提高機組聯(lián)合調(diào)頻性能。一般情況下，KP值可以達到5.5以上，隨著調(diào)節(jié)性能的提高，基本可以保證儲能聯(lián)合機組每天在電網(wǎng)調(diào)頻服務(wù)市場中標，參與電網(wǎng)AGC調(diào)頻服務(wù)，獲得AGC補償收入。參與調(diào)頻服務(wù)后，每年可為電廠帶來可觀的調(diào)頻服務(wù)補償收入。機組配置儲能參與調(diào)頻服務(wù)后，電網(wǎng)不再考核AGC和發(fā)電計劃，可為電廠節(jié)省考核費用。機組參與調(diào)頻服務(wù)后，現(xiàn)貨期間，機組可獲得現(xiàn)貨偏差電費補償。2020年8月現(xiàn)貨運行期間，多家電廠30萬容量（單機）獲得的偏差補償費用幾百萬元。目前，電廠機組的運行速率是9.5MW/min，從同類型區(qū)域內(nèi)循環(huán)流化床機組配置儲能后的運行情況看，機組速率設(shè)定在5MW/min左右即可保證正常運行，保護設(shè)備，減少損耗，增加收益。

1 項目實施的必要性

某電廠兩臺機組自2020年生產(chǎn)以來，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)進行了控制策略修改和參數(shù)調(diào)整優(yōu)化，機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)穩(wěn)定，機組協(xié)調(diào)性能 滿足電網(wǎng)ACE考核要求。但目前滿足電網(wǎng)ACE考核要求是以犧牲機組壽命、增加機組磨損為代價的，長此以往，勢必會對機組的安全穩(wěn)定運行、超低排放、煤耗等都有較大影響，因此，以機組控制系統(tǒng)優(yōu)化而換取的調(diào)頻短期收益方式是不可取的。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前，參與AGC調(diào)頻的機組最低KP值都在4以上，隨著已批復(fù)剩余試點項目的逐步投運，未來參與AGC競價調(diào)頻的機組KP值會要求更高更嚴。

2 電廠現(xiàn)狀

2.1 電氣主接線

兩臺2×350MW機組接入廠內(nèi)220kV配電裝置，220kV配電裝置共3回進線（2回主變，1回起/備變），2回出線，出線接入國網(wǎng)220kV變電站。

2.2 廠用系統(tǒng)運行方式

每臺機組設(shè)1臺分裂高壓廠用變壓器，容量比為55/31.5-31.5MVA，電壓變比為20±2×2.5%/6.3-6.3kV，電源引自發(fā)電機出口；兩臺機組共設(shè)1臺備用變壓器，電壓變比230±8×1.25%/6.3-6.3kV，電源引自廠內(nèi)220kV配電裝置。起動/備用變壓器6kV側(cè)分別接入2臺單元機組備用工作母線，高壓廠用變壓器低壓側(cè)兩分支作為6kVⅠA、ⅠB、ⅡA、ⅡB 工作母線段電源。

3 儲能容量及元件確定

根據(jù)對電廠2#機組2020年12月6～30日，以及2021年1月1～13日AGC指令和機組歷史數(shù)據(jù)進行分析，AGC下發(fā)指令在1～3MW區(qū)間占比為69.4%，4～9MW區(qū) 間 占 比為7.9%，大于10MW區(qū)間占比為22.7%?？紤]機組的正常出力，電廠按照10MW/5MWh配置一套電儲能聯(lián)合調(diào)頻項目，采用二拖一方式，聯(lián)合2×350MW火電機組參與電網(wǎng)AGC輔助服務(wù)，儲能系統(tǒng)在1#和2#機組之間切換運行。

儲能系統(tǒng)關(guān)鍵產(chǎn)品選型：

（1）儲能電池選型。本電廠為調(diào)頻電站，最大放電倍率在2C以上，根據(jù)目前國內(nèi)外調(diào)頻市場，可以選用高充放電倍率調(diào)頻電芯。經(jīng)過市場調(diào)研，本項目擬選用磷酸鐵鋰電池：容量40Ah型號LP27148134。

（2）儲能逆變器選型。儲能逆變器主要負責響應(yīng)通信與控制單元所下發(fā)指令，控制單元對儲能單元的充放電動作。同時，提供儲能系統(tǒng)的并網(wǎng)接口，滿足并網(wǎng)電能質(zhì)量、電網(wǎng)適應(yīng)性和故障保護功能的要求。PCS能夠自動化獨立運行，配置友好人機界面。通過運行人員操作，液晶顯示屏（LCD）顯示實時各項運行數(shù)據(jù)、歷史數(shù)據(jù)。為了保證儲能調(diào)頻系統(tǒng)安全可靠、高效、長壽命運行，儲能逆變器擬選用陽光電源產(chǎn)品，功率為630MW型號為SC630TL。

4 項目實施

10MW/5MWh儲能系統(tǒng)，由4個40尺集電池裝箱組成，長寬高尺寸為12192×2438×2896；4個40尺逆變器集裝箱，長寬高尺寸為6058×2438×2896；以及1個成套高低壓開關(guān)柜集裝箱，長寬高尺寸為12192×2700×2896；另一個40尺監(jiān)控室集裝箱作為備用箱。10MW/5MWh儲能調(diào)頻裝置安裝于空冷島南側(cè)空地內(nèi)，占地約1000m2。現(xiàn)場空間滿足儲能安裝面積要求。綜合考慮地下管線，最終布置圖如下。需對現(xiàn)有廠區(qū)地下供暖管道和綠化水井進行改道。

圖1

圖2

4.1 電氣一次主接線（見圖4）

經(jīng)綜合考慮，本儲能系統(tǒng)接入電廠1#和2#機組高廠變6kV母線B段備用間隔，分別與電動給水泵互鎖，為1#、2#機組提供調(diào)頻輔助服務(wù)。鑒于目前有限制條件，儲能系統(tǒng)接入后，有可能會存在高廠變各段母線負荷超過高廠變?nèi)萘肯拗频那闆r，但儲能系統(tǒng)具有高廠變過載控制功能，當系統(tǒng)收到高廠變負載告警信號，則只會減小負載功率不增加負載功率，當信號消失后系統(tǒng)恢復(fù)正常充放電。從目前高廠變各段母線負荷實際運行情況來看，加入儲能系統(tǒng)后導(dǎo)致高廠變過載的概率較低。同時，高廠變下接大量負荷，儲能系統(tǒng)放電過程可被廠用電消納，儲能系統(tǒng)需接受電廠6kV段的負載信號，以防止儲能系統(tǒng)投入后有功功率倒送現(xiàn)象。因此，加入儲能系統(tǒng)后，機組高廠變?nèi)钥杀ＷC穩(wěn)定運行，基本不影響電廠原有設(shè)備正常運行。

4.2 儲能系統(tǒng)6kV接線系統(tǒng)方案

為了滿足儲能調(diào)頻裝置在1#機和2#機之間切換與互鎖，該儲能系統(tǒng)6KV配電系統(tǒng)配置兩個進線柜，分別接入1#機、2#機6KV配電系統(tǒng)B段，接入方案如下：儲能系統(tǒng)1#進線柜連接1#機6KV配電室10BBB20開關(guān)柜，儲能系統(tǒng)2#進線柜連接2#機6KV配電室20BBB20開關(guān)柜。開關(guān)柜需要改造如下：

（1）更換保護裝置：光差線路保護裝置。

（2）更換三個1250/1的電流互感器。

（3）更換1個口徑為250mm或者2個口徑為180mm的零序互感器。

（4）增加3臺功率變送器及二次回路改造。

（5）根據(jù)高廠變的負荷統(tǒng)計，目前變壓器無法滿足10MW儲能系統(tǒng)的接入，但是變壓器負荷統(tǒng)計是考慮現(xiàn)場所有可能存在故障的條件下的負荷，留有非常大的備用負荷容量。又因儲能系統(tǒng)是非必要負荷，完全可以在機組無故障情況下利用備用負荷進行輔助調(diào)頻服務(wù)，如果機組出現(xiàn)故障導(dǎo)致儲能系統(tǒng)無法接入時，切除儲能系統(tǒng)，保障機組的正常運行。根據(jù)高廠變的最高實際運行負荷核算的變壓器容量。

（6）根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)，目前電廠高廠變實際運行負荷最高為16MVA，高廠變?nèi)萘繛?1.5MVA，目前高廠變滿足新增10MW/5MWh儲能調(diào)頻裝置的要求。但是，每次儲能裝置投入前應(yīng)核實廠容量是否滿足儲能需求，否則，不投入儲能。當高廠變?nèi)萘繜o法滿足10MW儲能系統(tǒng)的接入時，通過EMS系統(tǒng)，自動無擾切換降低儲能系統(tǒng)接入容量。儲能系統(tǒng)輔助電源由兩臺機組汽機段380V廠用電提供。根據(jù)計算，儲能系統(tǒng)集裝箱所需電負荷功率在200kW左右，根據(jù)1#機和2#機汽機變實際負荷統(tǒng)計數(shù)據(jù)，汽機變?nèi)萘繚M足儲能系統(tǒng)用電負荷需求。

儲能系統(tǒng)低壓負荷用電分別從1#機組汽機PC段10BFB03GS002開關(guān)、2#機組汽機PC段20BFB03GS001開關(guān)引一路接至儲能系統(tǒng)低壓接口，2路輸入電源自動互鎖，輸出母線加單向計量表，CT精度滿足0.5S要求，用來計量儲能系統(tǒng)集裝箱工作時需要消耗電量。

4.3 儲能系統(tǒng)組成

儲能系統(tǒng)主要由儲能電池、儲能逆變器（PCS）及升壓變及成套開關(guān)柜等組成。采用集裝箱一體化方案，一共分為9組集裝箱組成。分別為4組40尺電池集裝箱（每套含有16簇電池，每簇電池為82.9kWh，同時，配有匯流柜、配電柜、工業(yè)空調(diào)、自動消防裝置），4組20尺逆變器集裝箱（集成儲能逆變器、升壓變壓器、高低壓開關(guān)柜）以及1組40尺箱式成套開關(guān)及控制系統(tǒng)集裝箱（集成成套開關(guān)柜、直流電源屏、交流低壓計量配電柜、儲能主控柜）系統(tǒng)、保護系統(tǒng)等。儲能電池集裝箱采用40尺標準集裝箱，每組電池系統(tǒng)獨立分倉布置和并配置三級消防設(shè)施，集裝箱分為10個區(qū)域，分別為8個電池系統(tǒng)倉、1個電氣倉和1個消防倉，此方案可以有效防止電池發(fā)生火災(zāi)擴大化。電池柜經(jīng)匯流柜轉(zhuǎn)接后接入PCS集裝箱雙向逆變器。布局如圖3所示。

圖3 儲能電池集裝箱內(nèi)部布局示意圖

4.4 短路電流計算及設(shè)備校驗

根據(jù)6kV系統(tǒng)短路水平為40kA，動穩(wěn)定電流為100kA。

6kV段的最大短路電流為33.18kA。儲能系統(tǒng)接入后，由于儲能系統(tǒng)可以運行在充電和放電兩種模式下，當儲能系統(tǒng)運行在放電模式下時，儲能系統(tǒng)相當于在機組6kV母線下新增的一個電源點，就近為其他輔機提供負荷電流。此時，如機端發(fā)生故障，儲能系統(tǒng)的接入會對機端的故障電流水平產(chǎn)生一定影響，在最壞情況下，完全不考慮儲能系統(tǒng)并網(wǎng)逆變裝置與接入回路各級保護單元作用，按10MW儲能系統(tǒng)接入后對高廠變下短路電流的最大影響不超過1734.3A儲能系統(tǒng)接入后，廠變低壓側(cè)的短路電流最大為33.18+1.3=34.55＜40kA，可見，增加儲能系統(tǒng)后6kV側(cè)短路水平滿足要求。而且，儲能系統(tǒng)并網(wǎng)逆變裝置配置完善的電壓和電流保護裝置，當系統(tǒng)發(fā)生電壓跌落或短路故障，并網(wǎng)逆變器發(fā)生過流接地故障等的情況下，會快速將儲能系統(tǒng)從并網(wǎng)點切除，從而進一步降低儲能系統(tǒng)接入后對機端短路故障電流的影響。

4.5 控制系統(tǒng)組成、接線及邏輯功能

（1）控制系統(tǒng)由中央控制器、儲能系統(tǒng)子控制單元組成并安裝在成套集裝箱內(nèi)。在控制中心設(shè)一臺操作員站，儲能系統(tǒng)運行狀態(tài)可根據(jù)需要進行上傳，便于運行人員操作與監(jiān)視。（2）接線及邏輯功能。儲能系統(tǒng)總控單元控制器卡件、控制電源板卡等集成安裝在控制機柜內(nèi)，與原有NCS系統(tǒng)、DCS系統(tǒng)IO卡件連接，均采用硬接線方式，從而獲取AGC指令和機組出力、負荷反饋等運行數(shù)據(jù)。

5 經(jīng)濟效益分析

配置儲能后，日平均調(diào)頻性能按照5.5計算，日調(diào)節(jié)深度按照2600MW預(yù)估，調(diào)頻中標結(jié)算價格按照6.5元/MW計算，年運行天數(shù)按照310天計算。

年調(diào)頻收益=2600MW×5.5×6.5元/MW×310天=2881.5萬元