电厂引入储能调频系统对厂用电系统的影响分析

苏晓亮 曾瑶文

摘 要：为使储能调频系统更安全可靠地辅助火电机组参与电网AGC调节，需对储能调频系统与火电机组厂用电系统的内部联系进行探究。现结合南方某电厂储能调频项目建设的实际问题进行深入分析，说明储能调频系统对厂用电系統短路电流、电能质量、保护配置无影响。

关键词：储能调频;短路电流;保护配置

0 引言

在电力系统运行中，火电机组的AGC调频性能[1]与电网期望相比有较大差距，表现为调节延迟、偏差（超调和欠调）等现象。一台火电机组跟踪电网AGC指令进行功率调节的实际过程如图1所示。

对储能系统而言，在额定功率范围内，可以在1 s内、以99%以上的精度完成指定功率的输出。10 MW的储能系统从+10 MW到-10 MW只需要2 s，即对于一个折返的20 MW AGC指令，储能技术可在2 s内完成。如图2所示，储能调频效果要远好于火电机组。

某电厂机组受制于设备状况和煤种，其综合调频性能指数K值目前只有0.5～0.6，在辅助调频服务市场竞争中毫无竞争力。通过增加储能，联合机组调频能够显著提高机组调节性能、提升K值[2]。

本文将介绍某电厂9 MW储能调频系统的建设和运行实际情况，重点分析增加9 MW储能系统后充放电过程中对机组厂用电系统的影响，研究成果对于后续储能联合火电调频工程建设具有重大的指导意义，有助于推动南方辅助调频市场的发展。

1 拟接入储能的厂侧变压器容量核算

1.1    电厂厂用电现状

目前电厂高厂变配置为：每台机组各配置一台高厂变（分裂变压器），公用一台启备变（分裂变压器），二者的容量相同，保护配置基本相同。本文以#1高厂变为例进行分析，#2高厂变、启备变不再重复分析及计算。

储能调频电气一次回路拟采用两路电力电缆分别连接至电厂#1机组和#2机组的6 kV工作B段，接入电厂厂用电系统1 600 A间隔。储能调频系统通过此开关间隔接入#1、#2机组6 kV工作B段。

1.2    最大负荷核对

1.2.1    实际最大厂用电负荷率核算

1.2.1.1    电厂2018年1月1日—4月8日负荷统计

从统计区间得知，2018-01-05T09：20，电厂两台发电机功率到达同期最大值：#1发电机功率最大323.26 MW，#2发电机功率最大309.4 MW，厂用段电流电压1A1段：1 219.5 A、6.084 kV，1B1段：1 681.5 A、6.012 kV。

1.2.1.2    对应的最大功率计算

总负荷率=（S1+S2）/Se=（12.85+17.51）/50≈60.7%

同理，计算出#2高厂变负荷率为53.6%。

1.2.2    将储能电源接入到高厂变低压B侧容量核算

（1）储能系统按照9 MW配置，额定电流825 A，取1 600 A一次负荷开关。

（2）未接入储能系统前，高厂变低压B侧的最大额定电流=1 681 A（从1 590 A到1 681 A，再返回到1 590 A，持续时间约2 h 45 min），低压A侧的最大额定电流=1 219 A。

（3）接入储能系统后，高厂变低压B侧的最大电流=1 681+

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

高厂变一次原有配置满足增加储能系统的要求。

2 储能系统接入后对电厂厂用电系统的短路电流影响

2.1    高厂变低压B侧6.3 kV三相短路时

（1）高厂变低压B侧（6.3 kV）母线三相短路时，原系统供给的短路电流Id=19 361.3 A。该值取自《广州华润热电有限公司继电保护校核计算书》。

（2）储能系统供给的6 kV系统B段最大可能短路电流Icn（不考虑逆变器限流作用）：

Se=4×2 200+1 100=9 900 kVA（9.9 MVA）;Ud%=6;Ue=6.3 kV（按照一般干式变压器参数取值）;系统的其他短路阻抗参数未知，取0。则：

（3）经过短路点的最大可能短路电流：

I=Id+Icn=34 482.83 A<40 000 A（6 kV设备的额定短路开断电流）

满足动稳定要求。

（4）实际当机端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。即9 MW储能系统接入后对机端短路电流的最大影响不应超过：

2.2    高厂变低压A侧6.3 kV三相短路时

高厂变低压A侧6.3 kV三相短路，短路计算时，因储能系统接在高厂变低压B侧，短路电流可以忽略不计。

3 储能系统接入电厂对继电保护的影响

3.1    电厂高厂变及6 kV负荷保护配置分析

3.1.1    高厂变高压侧复压过流保护

（1）过流Ⅰ段定值，整定原则：按与低压侧速断保护配合整定（包括定值和时间）;实取：二次电流21 A，一次电流8 400 A，动作时间0.9 s，跳闸。

（2）过流Ⅱ段定值，整定原则：按与低压侧分支过流Ⅱ段保护配合整定（包括定值和时间）;实取：二次电流4.2 A，一次电流1 680 A，动作时间1.2 s，跳闸。

3.1.2    高厂变过负荷保护

整定原则：按变压器额定电流整定;实取：二次电流3.99 A，一次电流1 596 A，动作时间10 s，报警。

3.1.3    高廠变分支复压过流保护

（1）过流Ⅰ段定值，整定原则：按躲过在正常的最大负荷电流下单独一台最大型电动机启动时过流保护安装，即按照厂高变低压侧额定电流来整定，取单侧电流2 887 A。定值实取：二次电流8.5 A，一次电流6 800 A，动作时间0.5 s。

（2）过流Ⅱ段定值，整定原则：同上，定值实取：二次电流7.5 A，一次电流6 000 A，动作时间1.0 s。

3.1.4    高厂变分支过负荷保护配置

按变压器低压侧额定电流能可靠返回整定。取单侧电流1.11×2 887=3 204.57 A，定值实取：二次电流4 A，一次电流3 190 A，动作时间10 s，报警。

3.1.5    6 kV各负荷保护

低厂变、电动机差动保护定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

低厂变、电动机过电流保护因母线短路电流增大，灵敏度增加，动作更可靠。定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

6 kV馈线过电流保护整定以负载电流为基础整定，不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

高厂变一次原有保护配置满足按照按变压器高压侧及低压侧额定电流整定的各保护要求。6 kV母线各负荷保护不受储能系统接入影响。

3.2    发变组保护配置分析

储能调频系统有两种运行工况，分别为充电工况和放电工况，充电过程可将储能系统视为一恒定用电负荷，放电过程可将储能系统视为一受控电流源。当储能调频系统为充电运行工况时，可视为机组高压厂变厂用段上增加了一恒功率负荷，但不参与母线低电压时的自启动，当某处发生短路时，储能系统向短路点输出短路电流，由于储能系统实际提供的短路电流值不大，对发变组和厂用电短路时的电流贡献值有限，影响不大。因此，储能调频系统对发变组、厂用电继电保护配置和定值无影响，原有保护不需要调整[3]。

发电机、主变差动保护定值主要包括最小动作电流、拐点电流、制动系数斜率、差动速断动作电流，上述定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

发电机对称过负荷保护整定与发电机额定电流、机端三相短路时发电机供给的短路电流有关，定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

发电机不对称过负荷保护整定与发电机额定电流、发电机长期连续运行允许的负序电流相对值等参数有关，定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。

发电机低频、过频保护定值仅与频率有关，定值参数不受储能系统接入影响。

发电机失步保护整定值与发电机额定二次阻抗值、变压器阻抗相对值、系统最大运行方式下的最小系统阻抗相对值等参数有关，定值计算参数不受储能系统接入后影响。

发电机定子接地保护中的发电机机端零序过电压取自机端三相电压互感器开口三角形绕组，定值计算参数不受储能系统接入后影响。

发电机逆功率保护、程序逆功率保护取自机端三相电压和三相电流，逆功率定值计算参数不受储能系统接入后影响。

发电机过励磁能力由发电机自身制造情况决定，其整定计算参数过励磁倍数与发电机机端电压和频率相关，与储能系统的接入无关，不受影响。

发电机失磁保护有关的电量为机端三相电压、发电机三相电流、主变高压侧三相电压、励磁直流电压，其整定计算参数与储能系统的接入无关，不受影响。

发电机启停机保护反映发电机低转速运行时，发变组的定子绕组、高厂变高压绕组、主变低压绕组、励磁变高压侧绕组的接地故障及发电机、主变压器、高厂变、励磁变的相间短路故障，发电机并网后保护自动退出。储能系统是在发电机正常运行且投入AGC功能时投运，与储能系统的接入无关，不受影响。发电机突加电压保护主要用于保护发电机在盘车和减速过程中发生的误合闸，出现某种原因突然合上并网断路器的情况，此种工况储能系统未投入，不考虑受储能系统接入的影响。

发电机过电压保护取自发电机机端电压，与储能系统的接入无关，不受影响。

主变高压侧零序电流取自主变高压侧接地零序电流互感器，其保护定值整定计算仅与高压侧及其与之配合的高压出线零序电流有关，不受储能系统接入厂用电的影响。

主变高压侧复压过流保护整定计算与发电机额定电流、机端电压等参数有关，上述电气量不受储能系统接入厂用电的影响。

高厂变差动保护定值计算取值参数与储能系统接入后的短路电流增加值无关，不受影响。

综上所述，储能辅助调频系统接入机组厂用电电源后，不会对机组原有继电保护的配置造成影响。由于储能辅助调频系统在机组正常运行时参与AGC调节，可在发变组保护中增加对储能系统的联跳接口，当发变组保护跳闸动作时，联跳储能辅助调频系统退出运行。

4 储能系统接入电厂对厂用6 kV用电质量的影响

储能系统主功率回路接入电厂6 kV原有母线段，储能系统并网功率因数>0.99。

储能系统接入后，对厂用6 kV母线段电能质量主要表现为谐波和电压波动影响两个方面，具体分析如下。

4.1    对接入点谐波的影响

储能系统并网采用高频功率变换装置，并网谐波总量符合IEEE 519标准。标准要求电流谐波总量<5%，分次谐波要求如表1所示。

4.1.1    最严重情况下储能系统对接入点电压谐波的影响

最严重情况下，储能系统产生的谐波电流全部进入高厂变6 kV母线，在该母线上产生谐波电压，该谐波电压的有效值（标幺值）约为谐波电流（标幺值）与6 kV母线短路阻抗（标幺值）的乘积。按照10%短路阻抗计算，则高厂变的短路容量不低于300 MVA，从而计算得到的6 kV总谐波电压约为：

ΔUh=ΔIhXg<5%×9/300=0.15%

即机端储能调频装置产生的最大谐波电流注入6 kV母线，在该母线上产生的谐波电压THD不会超过0.15%。

4.1.2    最严重情况下储能系统对电网电流谐波的影响

最严重情况下，储能系统产生的谐波电流全部进入发电机，谐波电流的总有效值不超过：

而对应地进入到高厂变低压侧（6 kV）的谐波电流的总有效值不超过：

考虑到谐波电流还会分流到高厂变负载和电网，实际注入发电机/高厂变低压侧的谐波电流要比上面计算得到的值小。

总体来说，机端储能调频装置产生的谐波电压、电流量值很小，不会对发电机、变压器和电网的运行带来不利影响。

4.2    对接入点电压的影响

储能系统并网功率因数>0.99，基本不向机组6 kV段注入或吸收无功功率，因此对6 kV段内电压偏差影响极小。

根据储能调频投产电厂使用经验，全充向全放转换过程中6 kV母线电压波动在100 V左右，不影响厂用电负荷运行。

5 结语

由此可见，当适当容量的储能调频系统连接至电厂厂用电系统后，对电厂原电气系统的保护配置、电能质量、短路电流等因素均无影响。作为能快速响应电网负荷需求的系统，可以预见储能调频系统将对电网稳定运行产生良好的推动作用。

[參考文献]

[1] 牟春华，兀鹏越，孙钢虎，等.火电机组与储能系统联合自动发电控制调频技术及应用[J].热力发电，2018，47（5）：29-34.

[2] 邵忠卫，李国良，刘文伟.火电联合储能调频技术的研究与应用[J].山西电力，2017（6）：62-66.

[3] 陈丽娟，姜宇轩，汪春.改善电厂调频性能的储能策略研究和容量配置[J].电力自动化设备，2017，37（8）：52-59.

收稿日期：2021-06-02

作者简介：苏晓亮（1991—），男，四川眉山人，工程师，主要从事电力电气专业相关工作。

曾瑶文（1994—），男，湖南浏阳人，主要从事电力电气专业相关工作。