電廠引入儲能調頻系統對廠用電系統的影響分析

蘇曉亮 曾瑤文

摘 要：為使儲能調頻系統更安全可靠地輔助火電機組參與電網AGC調節，需對儲能調頻系統與火電機組廠用電系統的內部聯系進行探究?，F結合南方某電廠儲能調頻項目建設的實際問題進行深入分析，說明儲能調頻系統對廠用電系統短路電流、電能質量、保護配置無影響。

關鍵詞：儲能調頻;短路電流;保護配置

0 引言

在電力系統運行中，火電機組的AGC調頻性能[1]與電網期望相比有較大差距，表現為調節延遲、偏差（超調和欠調）等現象。一臺火電機組跟蹤電網AGC指令進行功率調節的實際過程如圖1所示。

對儲能系統而言，在額定功率范圍內，可以在1 s內、以99%以上的精度完成指定功率的輸出。10 MW的儲能系統從+10 MW到-10 MW只需要2 s，即對于一個折返的20 MW AGC指令，儲能技術可在2 s內完成。如圖2所示，儲能調頻效果要遠好于火電機組。

某電廠機組受制于設備狀況和煤種，其綜合調頻性能指數K值目前只有0.5～0.6，在輔助調頻服務市場競爭中毫無競爭力。通過增加儲能，聯合機組調頻能夠顯著提高機組調節性能、提升K值[2]。

本文將介紹某電廠9 MW儲能調頻系統的建設和運行實際情況，重點分析增加9 MW儲能系統后充放電過程中對機組廠用電系統的影響，研究成果對于后續儲能聯合火電調頻工程建設具有重大的指導意義，有助于推動南方輔助調頻市場的發展。

1 擬接入儲能的廠側變壓器容量核算

1.1 ? ?電廠廠用電現狀

目前電廠高廠變配置為：每臺機組各配置一臺高廠變（分裂變壓器），公用一臺啟備變（分裂變壓器），二者的容量相同，保護配置基本相同。本文以#1高廠變為例進行分析，#2高廠變、啟備變不再重復分析及計算。

儲能調頻電氣一次回路擬采用兩路電力電纜分別連接至電廠#1機組和#2機組的6 kV工作B段，接入電廠廠用電系統1 600 A間隔。儲能調頻系統通過此開關間隔接入#1、#2機組6 kV工作B段。

1.2 ? ?最大負荷核對

1.2.1 ? ?實際最大廠用電負荷率核算

1.2.1.1 ? ?電廠2018年1月1日—4月8日負荷統計

從統計區間得知，2018-01-05T09：20，電廠兩臺發電機功率到達同期最大值：#1發電機功率最大323.26 MW，#2發電機功率最大309.4 MW，廠用段電流電壓1A1段：1 219.5 A、6.084 kV，1B1段：1 681.5 A、6.012 kV。

1.2.1.2 ? ?對應的最大功率計算

總負荷率=（S1+S2）/Se=（12.85+17.51）/50≈60.7%

同理，計算出#2高廠變負荷率為53.6%。

1.2.2 ? ?將儲能電源接入到高廠變低壓B側容量核算

（1）儲能系統按照9 MW配置，額定電流825 A，取1 600 A一次負荷開關。

（2）未接入儲能系統前，高廠變低壓B側的最大額定電流=1 681 A（從1 590 A到1 681 A，再返回到1 590 A，持續時間約2 h 45 min），低壓A側的最大額定電流=1 219 A。

（3）接入儲能系統后，高廠變低壓B側的最大電流=1 681+

（4）總負荷率=（S1′+S2）/Se=（27.34+12.85）/50=40.19/50≈80.3%。

高廠變一次原有配置滿足增加儲能系統的要求。

2 儲能系統接入后對電廠廠用電系統的短路電流影響

2.1 ? ?高廠變低壓B側6.3 kV三相短路時

（1）高廠變低壓B側（6.3 kV）母線三相短路時，原系統供給的短路電流Id=19 361.3 A。該值取自《廣州華潤熱電有限公司繼電保護校核計算書》。

（2）儲能系統供給的6 kV系統B段最大可能短路電流Icn（不考慮逆變器限流作用）：

Se=4×2 200+1 100=9 900 kVA（9.9 MVA）;Ud%=6;Ue=6.3 kV（按照一般干式變壓器參數取值）;系統的其他短路阻抗參數未知，取0。則：

（3）經過短路點的最大可能短路電流：

I=Id+Icn=34 482.83 A<40 000 A（6 kV設備的額定短路開斷電流）

滿足動穩定要求。

（4）實際當機端發生單相或三相短路故障時，儲能系統并網逆變器所能提供的最大短路電流受逆變器功率器件所能承受的最大電流約束，不超過并網逆變裝置額定電流的1.5倍。即9 MW儲能系統接入后對機端短路電流的最大影響不應超過：

2.2 ? ?高廠變低壓A側6.3 kV三相短路時

高廠變低壓A側6.3 kV三相短路，短路計算時，因儲能系統接在高廠變低壓B側，短路電流可以忽略不計。

3 儲能系統接入電廠對繼電保護的影響

3.1 ? ?電廠高廠變及6 kV負荷保護配置分析

3.1.1 ? ?高廠變高壓側復壓過流保護

（1）過流Ⅰ段定值，整定原則：按與低壓側速斷保護配合整定（包括定值和時間）;實取：二次電流21 A，一次電流8 400 A，動作時間0.9 s，跳閘。

（2）過流Ⅱ段定值，整定原則：按與低壓側分支過流Ⅱ段保護配合整定（包括定值和時間）;實取：二次電流4.2 A，一次電流1 680 A，動作時間1.2 s，跳閘。

3.1.2 ? ?高廠變過負荷保護

整定原則：按變壓器額定電流整定;實?。憾坞娏?.99 A，一次電流1 596 A，動作時間10 s，報警。

3.1.3 ? ?高廠變分支復壓過流保護

（1）過流Ⅰ段定值，整定原則：按躲過在正常的最大負荷電流下單獨一臺最大型電動機啟動時過流保護安裝，即按照廠高變低壓側額定電流來整定，取單側電流2 887 A。定值實?。憾坞娏?.5 A，一次電流6 800 A，動作時間0.5 s。

（2）過流Ⅱ段定值，整定原則：同上，定值實?。憾坞娏?.5 A，一次電流6 000 A，動作時間1.0 s。

3.1.4 ? ?高廠變分支過負荷保護配置

按變壓器低壓側額定電流能可靠返回整定。取單側電流1.11×2 887=3 204.57 A，定值實?。憾坞娏? A，一次電流3 190 A，動作時間10 s，報警。

3.1.5 ? ?6 kV各負荷保護

低廠變、電動機差動保護定值參數的計算不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

低廠變、電動機過電流保護因母線短路電流增大，靈敏度增加，動作更可靠。定值參數的計算不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

6 kV饋線過電流保護整定以負載電流為基礎整定，不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

高廠變一次原有保護配置滿足按照按變壓器高壓側及低壓側額定電流整定的各保護要求。6 kV母線各負荷保護不受儲能系統接入影響。

3.2 ? ?發變組保護配置分析

儲能調頻系統有兩種運行工況，分別為充電工況和放電工況，充電過程可將儲能系統視為一恒定用電負荷，放電過程可將儲能系統視為一受控電流源。當儲能調頻系統為充電運行工況時，可視為機組高壓廠變廠用段上增加了一恒功率負荷，但不參與母線低電壓時的自啟動，當某處發生短路時，儲能系統向短路點輸出短路電流，由于儲能系統實際提供的短路電流值不大，對發變組和廠用電短路時的電流貢獻值有限，影響不大。因此，儲能調頻系統對發變組、廠用電繼電保護配置和定值無影響，原有保護不需要調整[3]。

發電機、主變差動保護定值主要包括最小動作電流、拐點電流、制動系數斜率、差動速斷動作電流，上述定值參數的計算不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

發電機對稱過負荷保護整定與發電機額定電流、機端三相短路時發電機供給的短路電流有關，定值參數的計算不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

發電機不對稱過負荷保護整定與發電機額定電流、發電機長期連續運行允許的負序電流相對值等參數有關，定值參數的計算不受儲能系統接入后增加的短路電流影響。

發電機低頻、過頻保護定值僅與頻率有關，定值參數不受儲能系統接入影響。

發電機失步保護整定值與發電機額定二次阻抗值、變壓器阻抗相對值、系統最大運行方式下的最小系統阻抗相對值等參數有關，定值計算參數不受儲能系統接入后影響。

發電機定子接地保護中的發電機機端零序過電壓取自機端三相電壓互感器開口三角形繞組，定值計算參數不受儲能系統接入后影響。

發電機逆功率保護、程序逆功率保護取自機端三相電壓和三相電流，逆功率定值計算參數不受儲能系統接入后影響。

發電機過勵磁能力由發電機自身制造情況決定，其整定計算參數過勵磁倍數與發電機機端電壓和頻率相關，與儲能系統的接入無關，不受影響。

發電機失磁保護有關的電量為機端三相電壓、發電機三相電流、主變高壓側三相電壓、勵磁直流電壓，其整定計算參數與儲能系統的接入無關，不受影響。

發電機啟停機保護反映發電機低轉速運行時，發變組的定子繞組、高廠變高壓繞組、主變低壓繞組、勵磁變高壓側繞組的接地故障及發電機、主變壓器、高廠變、勵磁變的相間短路故障，發電機并網后保護自動退出。儲能系統是在發電機正常運行且投入AGC功能時投運，與儲能系統的接入無關，不受影響。發電機突加電壓保護主要用于保護發電機在盤車和減速過程中發生的誤合閘，出現某種原因突然合上并網斷路器的情況，此種工況儲能系統未投入，不考慮受儲能系統接入的影響。

發電機過電壓保護取自發電機機端電壓，與儲能系統的接入無關，不受影響。

主變高壓側零序電流取自主變高壓側接地零序電流互感器，其保護定值整定計算僅與高壓側及其與之配合的高壓出線零序電流有關，不受儲能系統接入廠用電的影響。

主變高壓側復壓過流保護整定計算與發電機額定電流、機端電壓等參數有關，上述電氣量不受儲能系統接入廠用電的影響。

高廠變差動保護定值計算取值參數與儲能系統接入后的短路電流增加值無關，不受影響。

綜上所述，儲能輔助調頻系統接入機組廠用電電源后，不會對機組原有繼電保護的配置造成影響。由于儲能輔助調頻系統在機組正常運行時參與AGC調節，可在發變組保護中增加對儲能系統的聯跳接口，當發變組保護跳閘動作時，聯跳儲能輔助調頻系統退出運行。

4 儲能系統接入電廠對廠用6 kV用電質量的影響

儲能系統主功率回路接入電廠6 kV原有母線段，儲能系統并網功率因數>0.99。

儲能系統接入后，對廠用6 kV母線段電能質量主要表現為諧波和電壓波動影響兩個方面，具體分析如下。

4.1 ? ?對接入點諧波的影響

儲能系統并網采用高頻功率變換裝置，并網諧波總量符合IEEE 519標準。標準要求電流諧波總量<5%，分次諧波要求如表1所示。

4.1.1 ? ?最嚴重情況下儲能系統對接入點電壓諧波的影響

最嚴重情況下，儲能系統產生的諧波電流全部進入高廠變6 kV母線，在該母線上產生諧波電壓，該諧波電壓的有效值（標幺值）約為諧波電流（標幺值）與6 kV母線短路阻抗（標幺值）的乘積。按照10%短路阻抗計算，則高廠變的短路容量不低于300 MVA，從而計算得到的6 kV總諧波電壓約為：

ΔUh=ΔIhXg<5%×9/300=0.15%

即機端儲能調頻裝置產生的最大諧波電流注入6 kV母線，在該母線上產生的諧波電壓THD不會超過0.15%。

4.1.2 ? ?最嚴重情況下儲能系統對電網電流諧波的影響

最嚴重情況下，儲能系統產生的諧波電流全部進入發電機，諧波電流的總有效值不超過：

而對應地進入到高廠變低壓側（6 kV）的諧波電流的總有效值不超過：

考慮到諧波電流還會分流到高廠變負載和電網，實際注入發電機/高廠變低壓側的諧波電流要比上面計算得到的值小。

總體來說，機端儲能調頻裝置產生的諧波電壓、電流量值很小，不會對發電機、變壓器和電網的運行帶來不利影響。

4.2 ? ?對接入點電壓的影響

儲能系統并網功率因數>0.99，基本不向機組6 kV段注入或吸收無功功率，因此對6 kV段內電壓偏差影響極小。

根據儲能調頻投產電廠使用經驗，全充向全放轉換過程中6 kV母線電壓波動在100 V左右，不影響廠用電負荷運行。

5 結語

由此可見，當適當容量的儲能調頻系統連接至電廠廠用電系統后，對電廠原電氣系統的保護配置、電能質量、短路電流等因素均無影響。作為能快速響應電網負荷需求的系統，可以預見儲能調頻系統將對電網穩定運行產生良好的推動作用。

[參考文獻]

[1] 牟春華，兀鵬越，孫鋼虎，等.火電機組與儲能系統聯合自動發電控制調頻技術及應用[J].熱力發電，2018，47（5）：29-34.

[2] 邵忠衛，李國良，劉文偉.火電聯合儲能調頻技術的研究與應用[J].山西電力，2017（6）：62-66.

[3] 陳麗娟，姜宇軒，汪春.改善電廠調頻性能的儲能策略研究和容量配置[J].電力自動化設備，2017，37（8）：52-59.

收稿日期：2021-06-02

作者簡介：蘇曉亮（1991—），男，四川眉山人，工程師，主要從事電力電氣專業相關工作。

曾瑤文（1994—），男，湖南瀏陽人，主要從事電力電氣專業相關工作。