電儲能聯合調頻技術在火電廠的應用研究

喬軍朋

（山西京能呂臨發電有限公司，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月某區間內調頻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。結合某區域已經投運的火電聯合儲能調頻項目，機組配置系統儲能后，可以顯著提高機組聯合調頻性能。一般情況下，KP值可以達到5.5以上，隨著調節性能的提高，基本可以保證儲能聯合機組每天在電網調頻服務市場中標，參與電網AGC調頻服務，獲得AGC補償收入。參與調頻服務后，每年可為電廠帶來可觀的調頻服務補償收入。機組配置儲能參與調頻服務后，電網不再考核AGC和發電計劃，可為電廠節省考核費用。機組參與調頻服務后，現貨期間，機組可獲得現貨偏差電費補償。2020年8月現貨運行期間，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，從同類型區域內循環流化床機組配置儲能后的運行情況看，機組速率設定在5MW/min左右即可保證正常運行，保護設備，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年生產以來，協調控制系統自動調節系統進行了控制策略修改和參數調整優化，機組協調控制系統穩定，機組協調性能 滿足電網ACE考核要求。但目前滿足電網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，以機組控制系統優化而換取的調頻短期收益方式是不可取的。據不完全統計，目前，參與AGC調頻的機組最低KP值都在4以上，隨著已批復剩余試點項目的逐步投運，未來參與AGC競價調頻的機組KP值會要求更高更嚴。

2 電廠現狀

2.1 電氣主接線

兩臺2×350MW機組接入廠內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220kV變電站。

2.2 廠用系統運行方式

每臺機組設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，電源引自發電機出口；兩臺機組共設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220kV配電裝置。起動/備用變壓器6kV側分別接入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指令和機組歷史數據進行分析，AGC下發指令在1～3MW區間占比為69.4%，4～9MW區 間 占 比為7.9%，大于10MW區間占比為22.7%。考慮機組的正常出力，電廠按照10MW/5MWh配置一套電儲能聯合調頻項目，采用二拖一方式，聯合2×350MW火電機組參與電網AGC輔助服務，儲能系統在1#和2#機組之間切換運行。

儲能系統關鍵產品選型：

（1）儲能電池選型。本電廠為調頻電站，最大放電倍率在2C以上，根據目前國內外調頻市場，可以選用高充放電倍率調頻電芯。經過市場調研，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通信與控制單元所下發指令，控制單元對儲能單元的充放電動作。同時，提供儲能系統的并網接口，滿足并網電能質量、電網適應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據、歷史數據。為了保證儲能調頻系統安全可靠、高效、長壽命運行，儲能逆變器擬選用陽光電源產品，功率為630MW型號為SC630TL。

4 項目實施

10MW/5MWh儲能系統，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個成套高低壓開關柜集裝箱，長寬高尺寸為12192×2700×2896；另一個40尺監控室集裝箱作為備用箱。10MW/5MWh儲能調頻裝置安裝于空冷島南側空地內，占地約1000m2。現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。需對現有廠區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）

經綜合考慮，本儲能系統接入電廠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#機組提供調頻輔助服務。鑒于目前有限制條件，儲能系統接入后，有可能會存在高廠變各段母線負荷超過高廠變容量限制的情況，但儲能系統具有高廠變過載控制功能，當系統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，當信號消失后系統恢復正常充放電。從目前高廠變各段母線負荷實際運行情況來看，加入儲能系統后導致高廠變過載的概率較低。同時，高廠變下接大量負荷，儲能系統放電過程可被廠用電消納，儲能系統需接受電廠6kV段的負載信號，以防止儲能系統投入后有功功率倒送現象。因此，加入儲能系統后，機組高廠變仍可保證穩定運行，基本不影響電廠原有設備正常運行。

4.2 儲能系統6kV接線系統方案

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

（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）根據高廠變的負荷統計，目前變壓器無法滿足10MW儲能系統的接入，但是變壓器負荷統計是考慮現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頻服務，如果機組出現故障導致儲能系統無法接入時，切除儲能系統，保障機組的正常運行。根據高廠變的最高實際運行負荷核算的變壓器容量。

（6）根據實際運行數據，目前電廠高廠變實際運行負荷最高為16MVA，高廠變容量為31.5MVA，目前高廠變滿足新增10MW/5MWh儲能調頻裝置的要求。但是，每次儲能裝置投入前應核實廠容量是否滿足儲能需求，否則，不投入儲能。當高廠變容量無法滿足10MW儲能系統的接入時，通過EMS系統，自動無擾切換降低儲能系統接入容量。儲能系統輔助電源由兩臺機組汽機段380V廠用電提供。根據計算，儲能系統集裝箱所需電負荷功率在200kW左右，根據1#機和2#機汽機變實際負荷統計數據，汽機變容量滿足儲能系統用電負荷需求。

儲能系統低壓負荷用電分別從1#機組汽機PC段10BFB03GS002開關、2#機組汽機PC段20BFB03GS001開關引一路接至儲能系統低壓接口，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，用來計量儲能系統集裝箱工作時需要消耗電量。

4.3 儲能系統組成

儲能系統主要由儲能電池、儲能逆變器（PCS）及升壓變及成套開關柜等組成。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、工業空調、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、高低壓開關柜）以及1組40尺箱式成套開關及控制系統集裝箱（集成成套開關柜、直流電源屏、交流低壓計量配電柜、儲能主控柜）系統、保護系統等。儲能電池集裝箱采用40尺標準集裝箱，每組電池系統獨立分倉布置和并配置三級消防設施，集裝箱分為10個區域，分別為8個電池系統倉、1個電氣倉和1個消防倉，此方案可以有效防止電池發生火災擴大化。電池柜經匯流柜轉接后接入PCS集裝箱雙向逆變器。布局如圖3所示。

圖3 儲能電池集裝箱內部布局示意圖

4.4 短路電流計算及設備校驗

根據6kV系統短路水平為40kA，動穩定電流為100kA。

6kV段的最大短路電流為33.18kA。儲能系統接入后，由于儲能系統可以運行在充電和放電兩種模式下，當儲能系統運行在放電模式下時，儲能系統相當于在機組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，如機端發生故障，儲能系統的接入會對機端的故障電流水平產生一定影響，在最壞情況下，完全不考慮儲能系統并網逆變裝置與接入回路各級保護單元作用，按10MW儲能系統接入后對高廠變下短路電流的最大影響不超過1734.3A儲能系統接入后，廠變低壓側的短路電流最大為33.18+1.3=34.55＜40kA，可見，增加儲能系統后6kV側短路水平滿足要求。而且，儲能系統并網逆變裝置配置完善的電壓和電流保護裝置，當系統發生電壓跌落或短路故障，并網逆變器發生過流接地故障等的情況下，會快速將儲能系統從并網點切除，從而進一步降低儲能系統接入后對機端短路故障電流的影響。

4.5 控制系統組成、接線及邏輯功能

（1）控制系統由中央控制器、儲能系統子控制單元組成并安裝在成套集裝箱內。在控制中心設一臺操作員站，儲能系統運行狀態可根據需要進行上傳，便于運行人員操作與監視。（2）接線及邏輯功能。儲能系統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，與原有NCS系統、DCS系統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、負荷反饋等運行數據。

5 經濟效益分析

配置儲能后，日平均調頻性能按照5.5計算，日調節深度按照2600MW預估，調頻中標結算價格按照6.5元/MW計算，年運行天數按照310天計算。

年調頻收益=2600MW×5.5×6.5元/MW×310天=2881.5萬元