新增AGC儲能輔助調頻系統對火電廠安全性影響的研究

馬敏

（國家電投集團協鑫濱海發電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

目前，國內一些電網地區已經出臺了儲能參與電力輔助服務的政策，鼓勵技術創新和電儲能裝置參與調頻市場，對具有不同調節性能的調頻資源給予不同的補償。發電側建設的電能儲存設施可以與機組共同參與調峰、調頻，也可以作為獨立主體參與輔助服務市場交易。本文討論某火電廠增加一套30MWAGC儲能調頻系統后對廠用電安全性能的影響。通過新增AGC儲能調頻系統對機組的短路電流、廠用電安全、諧波等電能質量的影響進行評估和計算，核算系統安全性和可靠性。

1 儲能系統對廠用電安全性能的影響

某電廠共有2臺機組，1#、2#發電機額定容量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臺機組配置1臺啟備變。擬新增18MW儲能調頻輔助系統，同時接入1、2號機組高廠變低壓側10kV A、B段，通過開關切換選擇一臺機組聯合響應電網AGC調度指令。

據統計，機組滿載運行時，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儲能系統后，該段電流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，則增加儲能系統后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儲能系統后，該段電流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，增加儲能系統后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，機組滿載運行時，高廠變低壓側最大穩態負荷為45.86MVA（A段1.732×10.5×1328=24.15MVA<46MVA，B段1.732×10.5×1194=21.71MVA<46MVA）。增加儲能系統后，廠用電A、B段負荷各增加9MW，不考慮功率因數，則高廠變低壓側A段最大穩態負荷為24.15+9=33.15MVA，小于高廠變低壓側額定容量46MVA，高廠變低壓側B段最大穩態負荷為21.71+9=30.71MVA，小于高廠變低壓側額定容量46MVA。高廠變低壓側總負荷為33.15+30.71=63.86MVA，折算到變壓器高壓側為53.44MVA，小于高壓變高壓側額定容量77WVA。

因此，該公司接入18MW儲能輔助調頻系統后，機組滿負荷運行時，高廠變的容量滿足儲能系統接入要求。

機組運行時，可能會啟動大電機。電機啟動大時，啟動電流較大，啟動時間一般不會超過20s，根據運行數據，接近滿負荷運行時啟動大電機時廠用段最大負荷電流為1232.73A，在高廠變允許承受的運行范圍內。

2 儲能輔助調頻系統對短路電流的影響

儲能輔助調頻系統接入前，1#、2#發電機運行，系統最大方式下三相短路電流為23.13kA，1#、2#發電機運行，系統最小方式下三相短路電流為23.12kA，1#發電機單獨運行，系統最小方式下三相短路電流為23.11kA。可見，10kV系統三相短路電流有效值最大為23.13kA，10kV進線開關的短路耐受水平為40kA，動穩定電流為100kA。

儲能調頻系統接入后，由于儲能調頻系統可以工作在充電和放電2種模式下，因此儲能調頻系統工作在放電模式下，儲能調頻系統相當于在機組10kV母線上新建一個供電點，為附近其他輔機提供負荷電流。如果高壓廠用變壓器低壓側母線發生故障，儲能調頻系統將對機端故障電流水平產生一定影響。現簡要分析如下：

與傳統的同步發電機不同，儲能輔助調頻系統采用高頻逆變器并網，其并網特性是可控電流源而不是電壓源。當高壓廠用變壓器低壓側發生單相或三相短路故障時，儲能輔助調頻系統并網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的并網逆變裝置和接入電路的各級保護單元，18mW儲能輔助調頻系統對高壓廠用變壓器低壓側短路電流的最大影響不大于△ I=1.5×9/（10.5×1.732）=0.74kA。

因此，增加儲能輔助調頻系統后，10kV段的短路電流為23.13kA+0.74kA=23.87kA＜40kA，該電廠原有10kV進線及各出線斷路器均滿足短路電流開斷要求，無需進行任何調整。

3 儲能輔助調頻系統對繼電保護影響風險的分析

儲能輔助調頻系統有充電和放電2種工況。充電過程可以將儲能調頻系統看作一個恒功率負載，在放電過程中，儲能輔助調頻系統可視為一個恒定電源。儲能輔助調頻系統充電運行時，高壓廠用電機組10kV廠用段增加恒功率負荷，但不參與低壓母線自啟動，對發變組及廠用電繼電保護的配置和整定值無影響。當某處短路時，儲能輔助變頻系統向短路點輸出短路電流。由于儲能輔助變頻系統提供的短路電流值較小，對原系統短路電流的貢獻有限，對發變組保護靈敏度影響不大。因此，原有保護定值不需要調整。

4 儲能輔助調頻系統的零序過流對機組的影響

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

5 儲能輔助調頻系統接入涉及的電氣設備改造

儲能輔助調頻系統接入廠用電系統后，儲能輔助火電機組參與AGC調頻，火電機組和儲能輔助調頻系統是對電網AGC調度指令的整體響應。RTU設備將功率單元和儲能系統輸出之和作為輸出反饋信號上傳到電網調度側。當儲能系統停止運行時，機組控制不受影響，仍獨立遵循AGC指令。儲能系統輸出為零，RTU設備的組合信號等于機組輸出，不影響AGC系統原有考核結果。當機組退出AGC自動狀態時，儲能系統控制儲能裝置備用，不補償機組出力與AGC指令的偏差。

因此，增加儲能輔助調頻系統后，電廠內RTU、PMU和10kV備用開關均需要根據需要做相關改造。其中PMU部分根據當地調度要求配置相應的點表上送，10kV備用開關作為儲能系統接入接口，需要進行以下改造。

假定儲能系統同一時間只參與1臺機組輔助調頻，18MW采用9MW+9MW兩組輸出，同時接入該電廠1#和2#機組10kVA、B段，則10kV各段新增負荷9MW，新增負荷電流494.89A。經統計，機組現有備用開關額定電流為1250A，最大CT變比800/1A，1250/494.89=2.53倍，可見現有開關額定電流滿足儲能系統接入負荷需求，僅需更換變比較小的CT即可滿足儲能接入需求。

6 結語

儲能輔助調頻系統接入該火電廠廠用電系統后，火電機組和儲能輔助調頻系統出力合并后作為上送電網，作為AGC考核依據。儲能主控單元根據AGC調度輸出指令與火電機組出力的差異，控制儲能系統的出力，快速響應，提高火電機組的調頻能力。當儲能系統停止運行時，機組控制不受影響，仍獨立遵循AGC指令。儲能系統輸出為零，RTU設備的組合信號等于機組輸出，不影響AGC系統原有考核結果。當機組退出AGC自動狀態時，儲能系統控制儲能裝置備用，不補償機組出力與AGC指令的偏差，具有很好的經濟性。

該火電廠增加1套18MWAGC儲能調頻系統接入10kV廠用段后，1000MW機組原有高廠變容量滿足要求，對其他系統故障時貢獻的短路電流有限，電廠原有10kV進線及出線斷路器均滿足短路電流開斷要求，無需調整，儲能調頻系統的增加不影響廠用電的安全性能。