储能火电联合调频系统设计与研究

2020-05-28王兴兴孙建桥陈明

综合智慧能源 2020年4期

王兴兴，孙建桥，陈明

（中国华电科工集团有限公司，北京100070）

0 引言

随着新能源发电装机比例的日益增加，传统发电机组占比降低，电网可用的调频资源减少，频率特性逐渐呈现出结构性困境，调频容量不足的问题凸显，寻求新型调频手段辅助传统火电机组提升电网整体调频性能成为当前研究的热点［1］。

储能系统以灵活的布置、智能的充放电特性，已经渗透到了电力系统的发、输、配、用等各个环节［2］。电储能由于其自身快速响应、精确跟踪与优异的功率频率特性，参与调频效果明显好于火电机组［3］，成为了新型调频辅助的有效手段，在电网调频领域备受业界关注。

目前，全球有近20个国家在建或投运了共计164项兆瓦级储能调频项目，涉及发电端、输配环节和需求侧。国内外不同国家和地区依据各自能源结构特性、市场需求及政策激励机制等，积极开展与推动储能在调频领域的示范应用及研究。自2013年9月国内第1个储能调频示范项目在京能热电厂正式投运［4］，国内其他地区的储能调频应用项目也逐渐增多起来。

随着广东地区调频辅助服务政策的不断出台，以及储能参与辅助服务相关技术的逐步发展［5］，广东地区储能火电联合调频项目呈爆发式增长。广东境内以火电厂居多，火电厂功率调节范围大，但调节速率低，响应时间长，调节精度并不太理想［6］。储能火电联合调频技术是目前300～600 MW火电机组提高性能的主要措施［7］，其中发电机承担调频任务中的慢速和大容量功率需求，储能系统承担调频任务中的快速和小容量功率需求。

但目前，储能火电联合调频系统缺乏成熟的设计方案作为参考，相关技术标准不完善，缺乏发电机组和储能系统之间的控制保护等相关设计规范［8］，这在一定程度上限制了储能火电联合调频项目的发展与市场推广。

本文基于中国华电科工集团有限公司在储能调频辅助服务方面的工程实践，以国电肇庆热电有限公司2×350 MW机组调频辅助服务储能项目为研究对象，从系统的容量选择、站区规划和总布置、电气主接线设计、短路电流计算、系统继电保护配置、控制和通信、消防系统等方面进行分析，总结提炼出此类系统设计的关键技术，为新建的储能火电联合调频系统的工程设计提供重要参考依据。

1 项目概况

1.1 原有机组情况

国电肇庆热电有限公司安装2台350 MW国产超临界燃煤热电联产机组，电厂以220 kV电压等级接入系统。#1，#2机组于2014年6月20日转入商业运行。

2台350MW机组以发电机-变压器单元接线接入厂内220 kV配电装置。220 kV配电装置采用双母线接线。每台机组设置一台有载调压分裂绕组D，以及d0，d0高压厂用变压器（以下简称高厂变），即#1，#2高厂变；低压侧通过6 kV共箱母线与主厂房6 kV配电装置相连。低压厂用电系统电压采用380/220 V。

1.2 储能系统容量配置

随着储能系统容量的提高，储能系统投资增加，但联合调频效果的提升率却逐渐降低，导致发电侧调频收益减少，故储能系统容量并不是越大越好，目前国内储能调频电站大多按照1.5%～3.0%的机组容量配置。

本项目接入电厂中，储能系统视#1，#2机组实际并网运行情况，选择且仅能选择其中一台机组与之联合响应广东电网自动发电控制（AGC）运行模式，获得AGC补偿收益。故本项目储能系统配置容量为10 MW/5.6 MW·h。

考虑机组调节死区因素，火电机组调节死区定义为机组额定容量1.0%，约3.5 MW，因此10 MW储能系统辅助火电机组AGC调节可以有效地快速越过机组调节死区。

2 项目设计要点

2.1 接入容量校核

储能系统主功率回路（充放电回路）接入国电肇庆热电有限公司内现有#1，#2高厂变6 kV母线A段。接入容量校核的主要目的是核算机组原有高厂变容量是否满足储能系统功率交换的需要。

该电厂#1机组高厂变容量为42 MV·A/27-27 MV·A，根据电厂实际测录结果，#1机组以最大负荷状态运行，接入储能系统后：#1机组高厂变低压侧A段负荷容量为28 415.16 kV·A；#1机组高厂变低压侧B段负荷容量为10 381.91 kV·A。

#1机组最高负荷运行时，由于高厂变低压侧A段过载，故需要将A段部分负荷转至B段运行，保证A段不过载。该运行工况下，高厂变高压侧负载率为92.37%。

同理计算得#2机组高厂变高压侧负荷容量为33 791.11 kV·A，小于42 000.00 kV·A，均满足变压器运行要求。

以上数据是储能系统容量按照最大功率充电状态计算得出的。实际运行中，在储能主控系统的调控下，储能系统实际负荷与高厂变负荷情况协调运行，不会出现高厂变过载的情况。

2.2 厂用电核算

10MW储能系统辅助用电主要包括冷却、照明、控制用电等，功率约379.21 kW，功率因数取0.95。#1机组380 V母线工作B段，原有负荷1 695.5 kV·A，接入储能辅助用电回路后#1机组380 V变压器总负荷2 094.67 kV·A，小于2 500.00 kV·A，满足接入要求。同理需核算#2机组380 V母线工作B段是否满足接入条件。

2.3 储能系统架构

本项目10 MW储能系统由4个2.5 MW储能单元组成。每组1.4 MW·h锂电池储能单元配置1套2.5 MW的储能变流器，储能系统架构如图1所示。

2.4 总平面布置

根据电厂现场考察结果，确定系统的最优位置，并充分考虑电缆走向及长度，最终布置如图2所示，厂址用地面积为419 m2和261 m2。电池系统、PCS及配电设备均采用集装箱封装，集装箱间需要留出维护通道、电气隔离间隔等。

图1 储能系统架构Fig.1 Architecture of energy storage system

图2 储能系统总平面布置Fig.2 Overall layout of the energy storage system

2.5 电气主接线设计

储能系统在#1，#2机组6 kV母线段内各设1个单一接入点，并根据储能系统配置接入容量新增接入开关柜体，柜内需要有电能计量表计、保护装置，系统电气主接线如图3所示。#1，#2机组6 kV母线段储能系统接入点至储能系统就地母线段间采用电缆连接。

若给#1机组提供调频服务，当系统充电时，依次合闸101开关，6 kV母线需设检无压装置，当确认母线无电压时，才可合闸102开关。当系统放电时，需依次闭合负荷侧102开关、电源侧101开关，由储能变流器系统跟踪主网电压与频率，带动储能系统无缝并入主网。若给#2机组提供调频服务，闭锁逻辑同上，保证了该储能系统运行的安全性。

2.6 短路电流计算

当储能系统运行在放电模式下时，储能系统相当于在机组6.3 kV母线下新增的1个电源点，此时若储能系统机端发生故障，会对机端的故障电流水平产生一定影响。

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，当储能系统机端发生三相短路故障时，储能变流器所能提供的最大短路电流不超过并网逆变装置额定电流的1.5倍［9］。即在最坏情况下，完全不考虑储能系统并网逆变装置与接入回路各级保护单元的作用，储能系统接入后对机端短路电流的最大影响不超过

本项目中使用的储能变流器的短路保护由直流熔断器与交流断路器实现［10］，交流侧最大短路电流为2 kA。

由此可推算出储能站出口短路电流约为1.375 kA，远低于6 kV母线段断路器关断容量，不影响段内短路电流关断能力，不需要对段内断路器进行改造［11］。

图3 电气主接线Fig.3 Electrical main wiring

2.7 系统继电保护配置

原电厂内新增储能装置6 kV及380 V电源开关柜控制以硬接线接入厂内现有的分散控制系统（DCS）中，实现6 kV及380 V馈线开关的合分闸控制、报警监控和相关的电量监视。

在储能装置就地新增的6 kV开关柜配置微机型线路综合保护测控装置，中压变流箱出线柜内设置变压器保护及相关测控装置及多功能电表。新增380 V开关柜采用断路器作为保护装置。本项目中系统保护装置、测控装置等应具有对时功能，接入原电厂对时系统。

通过在6 kV开关柜内设置互锁联动控制，即将另一回进线柜内的断路器常闭接点串入该开关柜的合闸回路中，避免出现储能系统在双回路配置下的运行混乱问题［12］。

此外，依据规范要求，储能站内配置了故障录波装置、同步向量测量装置及电能质量监测装置。

2.8 控制与通信系统

储能系统通信接入方案的设计原则是避免对机组DCS控制器稳定性的影响，尽量减少对原有机组控制系统软、硬件的变更，储能系统在接入和退出情况下均不影响机组DCS对AGC指令的响应。

储能系统接入后的通信控制示意图如图4所示，图中EMS为能量管理系统，NCS为网络控制系统。储能系统就地设备（含电池系统与PCS）通过Modbus TCP以太网通信协议将信号上传至储能主控系统，储能主控系统与火电机组的DCS通过硬接线相连接［13］，火电机组的出力与储能系统出力作为1个整体响应电网的AGC指令［14］。

图4 储能系统接入后的通信控制Fig.4 The control system after accessing the energy storage system

2.9 消防系统

由于本项目中储能电池为磷酸铁锂电池组，热失控时不会释放爆炸性气体，故电池集装箱外不需要做防爆区设计。

电池集装箱内部集成了火灾探测报警系统和气体灭火系统，火灾探测报警系统能够探测到集装箱内的异常情况并自动或手动地启动气体灭火。气体灭火采用七氟丙烷灭火装置，全淹没方式灭火。另外，集装箱安装泄压阀、爆破门，达到防爆目的。同时，火灾报警系统可与电池的电池管理系统（BMS）实现联动控制、多级预警和防护保护［15］。

储能站内的火警系统能够独立于全厂火灾报警系统工作，并可通过干接点信号将报警信息接入全厂火灾报警系统。