储能调频系统接入火力发电厂电气一次系统研究

谢光辉 宋佑平 张利涛

（中国电建集团江西省电力建设有限公司）

0 引言

新能源发电的迅速崛起，改变了电力系统中传统能源的占比，光伏、风电等新能源电站的发电波动性和随机性使得电网短时间的能源不平衡进一步恶化，甚至有些地区的火力机组不得不日内启停，电化学储能由于调频速度快，容量可调，联合火力发电机组，成为了很好的调频资源，目前国内众多的火电厂改造，增加储能调频系统来提高机组调频能力。

为了满足储能调频系统联合火力发电机组调频，灵活分配充放电功率，同时保障厂用电系统安全运行，应合理设计储能系统的接入方案，有效地隔离储能调频系统发生的各类故障，同时满足高厂变容量及短路电流等要求，本文结合已建成的10MW／5.308MWh项目案例，重点研究了火力发电厂厂用电接线、储能系统接入方案及对比分析、储能接入电气一次系统设计、储能调频系统接入后对火力发电厂现有系统的影响，为火力发电厂增加储能调频电站的可行性研究分析提供参考依据。

1 2×330MW机组火力发电厂厂用电接线

以某个火力发电厂为例，燃煤机组的发电机额定功率为330MW、共2台，各发电机均以发电机—变压器组单元接线接入厂内220kV升压站母线。

发电机引出线至主变、厂用分支采用全链式离相封闭母线。每台机组设一台双分裂的高厂变，电源由发电机出口引接；每两台机组设置一台有载调压启备变，启备变电源由厂内220kV母线引接。

厂用电系统采用6kV和0.38kV两级电压。每台机组设两段6kV工作段母线，6kV工作段工作电源取自高厂变，备用电源取自启备变。每两台机组各设有两段6kV公用段；6kV03A／B公用段工作电源引自3号机6kV工作A／B段；6kV04A／B公用段工作电源引自4号机6kV工作A／B段；6kV03／04公用段备用电源分别引自3／4号启备变。另设有单母线分段的6kV输煤段和6kV配煤段。

按照行业以往经验，调频用储能系统功率一般按机组额定容量的3%进行配置，2×330MW燃煤机组配套储能，储能配置容量约为10MW，采用6kV电压等级接入。

2 储能调频系统接入火电厂的接入方案

储能系统接入火力发电厂，其原则上是不能影响机组及电网正常运行，不能影响厂用辅助设备正常运行，不能影响厂用电切换灵活性。对于接入多段母线的储能系统，严禁通过储能系统形成高低压环网运行。

目前电厂增加储能系统的接入方案主要有两种，即外挂厂用电母线接入方案和发电机端封闭母线接入方案。

2.1 方案一：外挂厂用电母线接入方案

储能调频装置分成2个模块，每个模块采用两路电力电缆分别连接至电厂两台机组的6kV厂用工作A段和B段，系统拓扑图如图1所示。

图1 外挂厂用电母线接入方案

2.2 方案二：发电机端接入方案

储能系统升压后直接接入发电机机端，系统拓扑图如图2所示。

图2 发电机端接入方案

2.3 接入系统方案对比

方案一：储能系统直接接入发电机组厂用母线，需核对高压厂用变压器富裕容量是否满足储能系统的充放电功率要求［1］；需核对储能系统接入后原有厂用电系统设备短路耐受能力；需核对厂用电系统是否有可供储能系统接入的间隔。

方案二：储能系统直接接入发电机机端主封母，需要解扣发电机机端封闭母线，机端增加了隐患故障点，可靠性降低；主封母改造周期长，可能需要机组长时间停运，同时工程造价昂贵，施工难度大；主厂房还需要考虑储能升压变布置位置，一般老机组无多余空旷场地满足布置需求。

乐屋酒庄的酿酒师Ion Luca先生向大家重点推荐乐屋Bad Boys2016，该款酒在2018年连续获得柏林葡萄酒大赛、亚洲葡萄酒大赛、德国Mundas Vini葡萄酒大赛三座金奖，又刚刚获得IGC最有价值四星大奖，是今年摩尔多瓦出品酒款中当之无愧的“高光表现奖”。Carpe Diem是拉丁语“把握当下”的意思，酿酒理念是开放简约，包容创新，最大限度彰显本土品种的特色。Bad Boys2016采用本土品种黑姑娘和高加索品种晚红蜜的混酿，将两个古老的葡萄品种完美的融合并焕发出新的生机。

储能系统接入方案二造价高、改造时间长、施工困难，最严重的是给机端增加了故障点，若储能升压变故障将导致机组停运，可靠性低；而接入方案一不改变原有机组接线方式，只需高压厂用变压器、高压厂用电系统设备满足储能系统接入要求，可充分利用原有设备，故可靠性高、造价较低、施工简单，因此储能系统推荐采用方案一接入火力发电厂。

2.4 储能系统接入电厂侧方案

以某个火电发电厂配套10MW／5.308MWh储能调频系统参与电网辅助服务的项目为例，储能系统将4个2.5MW／1.372MWh储能单元分成5MW／2.654MWh两个模块，储能系统主功率回路通过电缆连接，分别接入火电厂厂内＃3（＃4）机组高厂变用6kV母线A、B段。

储能系统在储能侧新增1个40尺的高压环网箱，包括出线柜4面、PT柜2面、进线柜4面。

储能系统在＃3（＃4）号机组6kV厂用工作A、B段上分别新增（改造）一台6.3kV／1250A储能接入柜，共4台，元器件、新增盘柜的接线原则上与原开关柜一致，电厂侧电气接入一次系统如图3所示，此外本方案还可以进一步优化，将每2台2500kVA干式变压器高压侧并联再接入1台储能进线柜，可节约2台进线柜，采用1个30尺的高压环网箱。

本方案当其中一个2.5MW储能模块故障时，可随时切除，保障储能系统最大运行工况，同时避免了1段6kV母线接入10MW的负荷，避免高厂变容量不满足充电、放电的要求，也避免出现功率倒送的情况发生。

2.5 储能调频系统联合机组参与电网调频运行策略

电网调度AGC指令下发到机组，储能系统同时获取该AGC指令，由于火电机组响应速度较慢（min级），储能系统利用自身响应速度快（s级）的特性先弥补短时间内机组出力与AGC指令间的功率差值。等机组响应跟上之后，储能系统出力可以逐渐降低，以确保储能系统和机组联合出力与AGC指令保持一致，并准备下一次AGC指令响应。

对储能系统而言，在额定功率范围内，可以在1s内、以99%以上的精度完成指定功率的输出［2］，如图4所示，储能的AGC跟踪曲线几乎与AGC指令曲线重合，调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题都不会出现。

图4 储能系统跟踪电网AGC调频响应过程

以某个火电发电厂配套10MW／5.308MWh储能调频系统参与电网辅助服务的项目为例，当机组双机组运行时，不考虑将储能系统分别接入不同机组的运行方式，按照AGC调频运行规定，只能设置其中一台机组作为ACE调频机组，另一台机组投AGC模式运行，运行人员可根据需要向调度申请设置其中任何一台机组作为ACE调频机组，此时需将10MW储能系统接入该台机组6kVAB段，实现提高机组调频响应速度，为了防止出现储能系统同时投入两台高厂变6kV的A段（或B段）环网运行，需在储能站内实现储能母线的两个出线开关电气闭锁，即C413开关与C424开关，C423开关与C414开关实现电气联锁。

当机组单机运行投入AGC模式时，运行人员可将10MW储能系统接入该台机组6kVAB段，对应的C433开关与C434开关，C443开关与C444开关实现电气联锁。

储能系统在双机／单机任何模式下都能实满功率运行，提高储能系统投入效率。

3 10MW／5MWh储能调频电气一次系统设计

储能系统主要由储能电池、储能逆变器及升压变及6kV成套开关柜、6kV储能接入柜、储能EMS系统、辅助系统等组成。以某个火电发电厂配套10MW／5.308MWh储能调频系统参与电网辅助服务的项目为例，储能系统配置如下表所示。

表 10MW／5MWh储能系统配置表

（续）

10MW储能系统分2个5MW的模块，每个模块分为2个2.5MW储能单元，每个2.5MW储能单元再细分成4个630kW储能子单元，每个储能子单元先通过电池汇流柜对电池组进行并联汇流后，通过直流电缆接到630kW储能逆变器直流侧，4台630kW储能逆变器通过低压交流配电柜并联接入2500kVA双绕组干式变压器进行隔离升压，升到6.3kV，在经6kV交流电缆接入6kV开关柜，储能侧电气一次系统如图5所示。

图5 2.5MW／1.327MWh储能侧电气一次系统图

4 高厂变容量的校核

由于储能系统可以运行在充电和放电两种模式下，储能系统接入高厂变6kV段后，当储能系统放电时，相当于电源，可有效抵消原有厂用负荷，大大降低高厂变的负荷容量，使高厂变在较低负荷容量状态下运行，但需避免引发高厂变倒送电；当储能系统充电时，相当于负荷，提高原有厂用电负荷，使高厂变处于较高负荷容量状态下运行，需避免引发高厂变过载。因此储能系统接入后，需进行高厂变容量校核。

高厂变容量校核方法有两种：一种为设计负荷校核，另一种为实时负荷数据校核。

4.1 设计负荷校核

首先收集储能系统接入火电厂6kV厂用电侧相关联设备的技术参数，包括发电机参数、高厂变参数、6kV厂用电母线参数、高厂变负荷及统计表。

其次通过理论计算，分析6kV各段母线新增储能系统后的负荷是否超过高厂变高压侧容量。如高厂变富裕容量超过储能系统接入容量，则适合储能系统接入。但大多数情况是火电厂高厂变容量未考虑增加储能系统的设计裕度，按原设计负荷计算，新增储能系统基本都超过高厂变容量，需采用实时负荷数据进行校核。

4.2 实时负荷数据校核

由于火电厂很多机组的凝结水泵、磨煤机、工业水泵、机组变、电除尘变等设备有多台且互为备用，甚至有公用变压器、公用电机都是互为备用，电机实际输出功率低于额定值，厂用电负荷实际运行功率曲线与设计理论值偏差较大。因此需要收集机组高厂变1个月或多个月实际负荷情况，分析高厂变负荷频率段分布比例，并以最高的功率做为计算值，计算储能系统接入是否满足高厂变接入容量要求及分析高厂变倒送电的概率。

4.3 制定解决措施

储能系统应具有高厂变过载控制功能，为防止高厂变过载，应设计两段式高厂变过载切储能策略：高厂变高低压侧负载率达到90%时，限制储能充电功率；高厂变高低压侧负载率达到95%时，延时切除充电状态储能6kV进线开关。

储能系统应具有高厂变防逆流控制功能，当系统收到高厂变负载过低的告警信号，则减小储能电池系统放电功率，当信号消失后系统恢复正常放电。

高厂变在出线极端工况下时，不能完全满足储能系统最大工况的需求。考虑电泵只在机组启动或者气泵故障情况下启用，储能6kV接入柜与电水泵实现闭锁，电动泵投入时，储能开关切出。

若火电厂内需要临时启停大型辅机设备时，运行人员也可提前将储能系统切换至待机模式，即不参与调频以及充放电，保证火电厂的设备安全。

5 高厂变低压侧短路电流核算

储能系统接入后，可以运行在充电和放电两种模式下，当储能系统运行在放电模式下时，相当于在机组厂用6kV母线下新增一个电源点［3］。此时如6kV母线发生短路故障，储能系统的接入会增大故障短路电流［4］。

与传统同步发电机组不同，储能系统采用高频逆变装置并网，其并网特性表现为一个受控电流源，而非电压源。当6kV系统发生单相或三相短路故障时，储能系统并网逆变器所能提供的最大短路电流受逆变器功率器件所能承受的最大电流约束，不超过并网逆变装置额定电流的1.5倍。

以某个火电发电厂配套10MW／5.308MWh储能调频系统参与电网辅助服务为例，单个储能模块的功率为5MW，储能系统接入后提供的短路电流为：I1＝1.5×5／（1.732×6.3）＝0.6873kA。

同时收集原火电厂的资料，计算包含电动机反馈电流后，高厂变低压侧6kV系统的三相短路电流值I2。

新增储能系统后的短路电流值I总＝I1＋I2，与火电厂原有开关柜内断路器的极限开合电流比较，如不超过，则不需要更换断路器。如超过，则接入储能的火电厂6kV母线上的断路器均需更换。

两组储能不存在同时接入火电厂一段6kV母线，不需要考虑总接入容量对母线的短路影响，但当储能侧6kV成套开关柜母线段短路时，按10MW储能容量计算，短路电流为I3＝1.5×10／（1.732×6.3）＝1.375A。

6 结束语

通过本文研究，对储能调频系统接入火力发电厂电力接入方案有了深入细致的了解，为后续储能调频项目设计提供依据，本文未对具体案例进行详细的分析计算，为后续储能电力接入方案的进一步研究提供了技术参考。