新增AGC储能辅助调频系统对火电厂安全性影响的研究
2021-04-03马敏
马敏
(国家电投集团协鑫滨海发电有限公司,江苏 盐城 224500)
目前,国内一些电网地区已经出台了储能参与电力辅助服务的政策,鼓励技术创新和电储能装置参与调频市场,对具有不同调节性能的调频资源给予不同的补偿。发电侧建设的电能储存设施可以与机组共同参与调峰、调频,也可以作为独立主体参与辅助服务市场交易。本文讨论某火电厂增加一套30MWAGC储能调频系统后对厂用电安全性能的影响。通过新增AGC储能调频系统对机组的短路电流、厂用电安全、谐波等电能质量的影响进行评估和计算,核算系统安全性和可靠性。
1 储能系统对厂用电安全性能的影响
某电厂共有2台机组,1#、2#发电机额定容量1050MW,高厂变采用西安西电SFF-77000/27型变压器,容量为77/46-46MVA,厂用电电压等级为10kV,2台机组配置1台启备变。拟新增18MW储能调频辅助系统,同时接入1、2号机组高厂变低压侧10kV A、B段,通过开关切换选择一台机组联合响应电网AGC调度指令。
据统计,机组满载运行时,10kV 1A段的最大电流为1328A,10kV 1B段的最大电流为1194A。10kV 1A段增加9MW储能系统后,该段电流增加9×1000/(1.732×10.5)=494.89A,则增加储能系统后10kV 1A段的最大电流为1822.89A,小于1A段额定电流2529.31A。10kV 1B段增加9MW储能系统后,该段电流增加9×1000/(1.732×10.5)=494.89A,增加储能系统后10kV 1B段的最大电流为1688.89A,小于1B段额定电流2529.31A。
未增加储能前,机组满载运行时,高厂变低压侧最大稳态负荷为45.86MVA(A段1.732×10.5×1328=24.15MVA<46MVA,B段1.732×10.5×1194=21.71MVA<46MVA)。增加储能系统后,厂用电A、B段负荷各增加9MW,不考虑功率因数,则高厂变低压侧A段最大稳态负荷为24.15+9=33.15MVA,小于高厂变低压侧额定容量46MVA,高厂变低压侧B段最大稳态负荷为21.71+9=30.71MVA,小于高厂变低压侧额定容量46MVA。高厂变低压侧总负荷为33.15+30.71=63.86MVA,折算到变压器高压侧为53.44MVA,小于高压变高压侧额定容量77WVA。
因此,该公司接入18MW储能辅助调频系统后,机组满负荷运行时,高厂变的容量满足储能系统接入要求。
机组运行时,可能会启动大电机。电机启动大时,启动电流较大,启动时间一般不会超过20s,根据运行数据,接近满负荷运行时启动大电机时厂用段最大负荷电流为1232.73A,在高厂变允许承受的运行范围内。
2 储能辅助调频系统对短路电流的影响
储能辅助调频系统接入前,1#、2#发电机运行,系统最大方式下三相短路电流为23.13kA,1#、2#发电机运行,系统最小方式下三相短路电流为23.12kA,1#发电机单独运行,系统最小方式下三相短路电流为23.11kA。可见,10kV系统三相短路电流有效值最大为23.13kA,10kV进线开关的短路耐受水平为40kA,动稳定电流为100kA。
储能调频系统接入后,由于储能调频系统可以工作在充电和放电2种模式下,因此储能调频系统工作在放电模式下,储能调频系统相当于在机组10kV母线上新建一个供电点,为附近其他辅机提供负荷电流。如果高压厂用变压器低压侧母线发生故障,储能调频系统将对机端故障电流水平产生一定影响。现简要分析如下:
与传统的同步发电机不同,储能辅助调频系统采用高频逆变器并网,其并网特性是可控电流源而不是电压源。当高压厂用变压器低压侧发生单相或三相短路故障时,储能辅助调频系统并网逆变器提供的最大短路电流受逆变器功率装置能承受的最大电流限制,不大于并网逆变器额定电流的1.5倍。也就是说,在最坏的情况下,根本不考虑储能系统的并网逆变装置和接入电路的各级保护单元,18mW储能辅助调频系统对高压厂用变压器低压侧短路电流的最大影响不大于△ I=1.5×9/(10.5×1.732)=0.74kA。
因此,增加储能辅助调频系统后,10kV段的短路电流为23.13kA+0.74kA=23.87kA<40kA,该电厂原有10kV进线及各出线断路器均满足短路电流开断要求,无需进行任何调整。
3 储能辅助调频系统对继电保护影响风险的分析
储能辅助调频系统有充电和放电2种工况。充电过程可以将储能调频系统看作一个恒功率负载,在放电过程中,储能辅助调频系统可视为一个恒定电源。储能辅助调频系统充电运行时,高压厂用电机组10kV厂用段增加恒功率负荷,但不参与低压母线自启动,对发变组及厂用电继电保护的配置和整定值无影响。当某处短路时,储能辅助变频系统向短路点输出短路电流。由于储能辅助变频系统提供的短路电流值较小,对原系统短路电流的贡献有限,对发变组保护灵敏度影响不大。因此,原有保护定值不需要调整。
4 储能辅助调频系统的零序过流对机组的影响
该公司高厂变、起备变低压侧中性点接地电阻为10.1Ω,此电阻远大于高厂变、起备变的零序阻抗。10kV系统的接地电流为3I0=(10.5kV/1.732)/10.1=600A。该公司10kV备用开关配有零序CT,接入储能辅助调频系统后,可以配置零序保护,与分支零序保护配合,不会存在保护越级动作的问题。
5 储能辅助调频系统接入涉及的电气设备改造
储能辅助调频系统接入厂用电系统后,储能辅助火电机组参与AGC调频,火电机组和储能辅助调频系统是对电网AGC调度指令的整体响应。RTU设备将功率单元和储能系统输出之和作为输出反馈信号上传到电网调度侧。当储能系统停止运行时,机组控制不受影响,仍独立遵循AGC指令。储能系统输出为零,RTU设备的组合信号等于机组输出,不影响AGC系统原有考核结果。当机组退出AGC自动状态时,储能系统控制储能装置备用,不补偿机组出力与AGC指令的偏差。
因此,增加储能辅助调频系统后,电厂内RTU、PMU和10kV备用开关均需要根据需要做相关改造。其中PMU部分根据当地调度要求配置相应的点表上送,10kV备用开关作为储能系统接入接口,需要进行以下改造。
假定储能系统同一时间只参与1台机组辅助调频,18MW采用9MW+9MW两组输出,同时接入该电厂1#和2#机组10kVA、B段,则10kV各段新增负荷9MW,新增负荷电流494.89A。经统计,机组现有备用开关额定电流为1250A,最大CT变比800/1A,1250/494.89=2.53倍,可见现有开关额定电流满足储能系统接入负荷需求,仅需更换变比较小的CT即可满足储能接入需求。
6 结语
储能辅助调频系统接入该火电厂厂用电系统后,火电机组和储能辅助调频系统出力合并后作为上送电网,作为AGC考核依据。储能主控单元根据AGC调度输出指令与火电机组出力的差异,控制储能系统的出力,快速响应,提高火电机组的调频能力。当储能系统停止运行时,机组控制不受影响,仍独立遵循AGC指令。储能系统输出为零,RTU设备的组合信号等于机组输出,不影响AGC系统原有考核结果。当机组退出AGC自动状态时,储能系统控制储能装置备用,不补偿机组出力与AGC指令的偏差,具有很好的经济性。
该火电厂增加1套18MWAGC储能调频系统接入10kV厂用段后,1000MW机组原有高厂变容量满足要求,对其他系统故障时贡献的短路电流有限,电厂原有10kV进线及出线断路器均满足短路电流开断要求,无需调整,储能调频系统的增加不影响厂用电的安全性能。