蘇曉亮 曾瑤文

摘 要：為使儲能調(diào)頻系統(tǒng)更安全可靠地輔助火電機組參與電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)，需對儲能調(diào)頻系統(tǒng)與火電機組廠用電系統(tǒng)的內(nèi)部聯(lián)系進行探究。現(xiàn)結(jié)合南方某電廠儲能調(diào)頻項目建設(shè)的實際問題進行深入分析，說明儲能調(diào)頻系統(tǒng)對廠用電系統(tǒng)短路電流、電能質(zhì)量、保護配置無影響。

關(guān)鍵詞：儲能調(diào)頻;短路電流;保護配置

0 引言

在電力系統(tǒng)運行中，火電機組的AGC調(diào)頻性能[1]與電網(wǎng)期望相比有較大差距，表現(xiàn)為調(diào)節(jié)延遲、偏差（超調(diào)和欠調(diào)）等現(xiàn)象。一臺火電機組跟蹤電網(wǎng)AGC指令進行功率調(diào)節(jié)的實際過程如圖1所示。

對儲能系統(tǒng)而言，在額定功率范圍內(nèi)，可以在1 s內(nèi)、以99%以上的精度完成指定功率的輸出。10 MW的儲能系統(tǒng)從+10 MW到-10 MW只需要2 s，即對于一個折返的20 MW AGC指令，儲能技術(shù)可在2 s內(nèi)完成。如圖2所示，儲能調(diào)頻效果要遠(yuǎn)好于火電機組。

某電廠機組受制于設(shè)備狀況和煤種，其綜合調(diào)頻性能指數(shù)K值目前只有0.5～0.6，在輔助調(diào)頻服務(wù)市場競爭中毫無競爭力。通過增加儲能，聯(lián)合機組調(diào)頻能夠顯著提高機組調(diào)節(jié)性能、提升K值[2]。

本文將介紹某電廠9 MW儲能調(diào)頻系統(tǒng)的建設(shè)和運行實際情況，重點分析增加9 MW儲能系統(tǒng)后充放電過程中對機組廠用電系統(tǒng)的影響，研究成果對于后續(xù)儲能聯(lián)合火電調(diào)頻工程建設(shè)具有重大的指導(dǎo)意義，有助于推動南方輔助調(diào)頻市場的發(fā)展。

1 擬接入儲能的廠側(cè)變壓器容量核算

1.1 ? ?電廠廠用電現(xiàn)狀

目前電廠高廠變配置為：每臺機組各配置一臺高廠變（分裂變壓器），公用一臺啟備變（分裂變壓器），二者的容量相同，保護配置基本相同。本文以#1高廠變?yōu)槔M行分析，#2高廠變、啟備變不再重復(fù)分析及計算。

儲能調(diào)頻電氣一次回路擬采用兩路電力電纜分別連接至電廠#1機組和#2機組的6 kV工作B段，接入電廠廠用電系統(tǒng)1 600 A間隔。儲能調(diào)頻系統(tǒng)通過此開關(guān)間隔接入#1、#2機組6 kV工作B段。

1.2 ? ?最大負(fù)荷核對

1.2.1 ? ?實際最大廠用電負(fù)荷率核算

1.2.1.1 ? ?電廠2018年1月1日—4月8日負(fù)荷統(tǒng)計

從統(tǒng)計區(qū)間得知，2018-01-05T09：20，電廠兩臺發(fā)電機功率到達(dá)同期最大值：#1發(fā)電機功率最大323.26 MW，#2發(fā)電機功率最大309.4 MW，廠用段電流電壓1A1段：1 219.5 A、6.084 kV，1B1段：1 681.5 A、6.012 kV。

1.2.1.2 ? ?對應(yīng)的最大功率計算

總負(fù)荷率=（S1+S2）/Se=（12.85+17.51）/50≈60.7%

同理，計算出#2高廠變負(fù)荷率為53.6%。

1.2.2 ? ?將儲能電源接入到高廠變低壓B側(cè)容量核算

（1）儲能系統(tǒng)按照9 MW配置，額定電流825 A，取1 600 A一次負(fù)荷開關(guān)。

（2）未接入儲能系統(tǒng)前，高廠變低壓B側(cè)的最大額定電流=1 681 A（從1 590 A到1 681 A，再返回到1 590 A，持續(xù)時間約2 h 45 min），低壓A側(cè)的最大額定電流=1 219 A。

（3）接入儲能系統(tǒng)后，高廠變低壓B側(cè)的最大電流=1 681+

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

高廠變一次原有配置滿足增加儲能系統(tǒng)的要求。

2 儲能系統(tǒng)接入后對電廠廠用電系統(tǒng)的短路電流影響

2.1 ? ?高廠變低壓B側(cè)6.3 kV三相短路時

（1）高廠變低壓B側(cè)（6.3 kV）母線三相短路時，原系統(tǒng)供給的短路電流Id=19 361.3 A。該值取自《廣州華潤熱電有限公司繼電保護校核計算書》。

（2）儲能系統(tǒng)供給的6 kV系統(tǒng)B段最大可能短路電流Icn（不考慮逆變器限流作用）：

Se=4×2 200+1 100=9 900 kVA（9.9 MVA）;Ud%=6;Ue=6.3 kV（按照一般干式變壓器參數(shù)取值）;系統(tǒng)的其他短路阻抗參數(shù)未知，取0。則：

（3）經(jīng)過短路點的最大可能短路電流：

I=Id+Icn=34 482.83 A<40 000 A（6 kV設(shè)備的額定短路開斷電流）

滿足動穩(wěn)定要求。

（4）實際當(dāng)機端發(fā)生單相或三相短路故障時，儲能系統(tǒng)并網(wǎng)逆變器所能提供的最大短路電流受逆變器功率器件所能承受的最大電流約束，不超過并網(wǎng)逆變裝置額定電流的1.5倍。即9 MW儲能系統(tǒng)接入后對機端短路電流的最大影響不應(yīng)超過：

2.2 ? ?高廠變低壓A側(cè)6.3 kV三相短路時

高廠變低壓A側(cè)6.3 kV三相短路，短路計算時，因儲能系統(tǒng)接在高廠變低壓B側(cè)，短路電流可以忽略不計。

3 儲能系統(tǒng)接入電廠對繼電保護的影響

3.1 ? ?電廠高廠變及6 kV負(fù)荷保護配置分析

3.1.1 ? ?高廠變高壓側(cè)復(fù)壓過流保護

（1）過流Ⅰ段定值，整定原則：按與低壓側(cè)速斷保護配合整定（包括定值和時間）;實取：二次電流21 A，一次電流8 400 A，動作時間0.9 s，跳閘。

（2）過流Ⅱ段定值，整定原則：按與低壓側(cè)分支過流Ⅱ段保護配合整定（包括定值和時間）;實?。憾坞娏?.2 A，一次電流1 680 A，動作時間1.2 s，跳閘。

3.1.2 ? ?高廠變過負(fù)荷保護

整定原則：按變壓器額定電流整定;實取：二次電流3.99 A，一次電流1 596 A，動作時間10 s，報警。

3.1.3 ? ?高廠變分支復(fù)壓過流保護

（1）過流Ⅰ段定值，整定原則：按躲過在正常的最大負(fù)荷電流下單獨一臺最大型電動機啟動時過流保護安裝，即按照廠高變低壓側(cè)額定電流來整定，取單側(cè)電流2 887 A。定值實?。憾坞娏?.5 A，一次電流6 800 A，動作時間0.5 s。

（2）過流Ⅱ段定值，整定原則：同上，定值實?。憾坞娏?.5 A，一次電流6 000 A，動作時間1.0 s。

3.1.4 ? ?高廠變分支過負(fù)荷保護配置

按變壓器低壓側(cè)額定電流能可靠返回整定。取單側(cè)電流1.11×2 887=3 204.57 A，定值實?。憾坞娏? A，一次電流3 190 A，動作時間10 s，報警。

3.1.5 ? ?6 kV各負(fù)荷保護

低廠變、電動機差動保護定值參數(shù)的計算不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

低廠變、電動機過電流保護因母線短路電流增大，靈敏度增加，動作更可靠。定值參數(shù)的計算不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

6 kV饋線過電流保護整定以負(fù)載電流為基礎(chǔ)整定，不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

高廠變一次原有保護配置滿足按照按變壓器高壓側(cè)及低壓側(cè)額定電流整定的各保護要求。6 kV母線各負(fù)荷保護不受儲能系統(tǒng)接入影響。

3.2 ? ?發(fā)變組保護配置分析

儲能調(diào)頻系統(tǒng)有兩種運行工況，分別為充電工況和放電工況，充電過程可將儲能系統(tǒng)視為一恒定用電負(fù)荷，放電過程可將儲能系統(tǒng)視為一受控電流源。當(dāng)儲能調(diào)頻系統(tǒng)為充電運行工況時，可視為機組高壓廠變廠用段上增加了一恒功率負(fù)荷，但不參與母線低電壓時的自啟動，當(dāng)某處發(fā)生短路時，儲能系統(tǒng)向短路點輸出短路電流，由于儲能系統(tǒng)實際提供的短路電流值不大，對發(fā)變組和廠用電短路時的電流貢獻(xiàn)值有限，影響不大。因此，儲能調(diào)頻系統(tǒng)對發(fā)變組、廠用電繼電保護配置和定值無影響，原有保護不需要調(diào)整[3]。

發(fā)電機、主變差動保護定值主要包括最小動作電流、拐點電流、制動系數(shù)斜率、差動速斷動作電流，上述定值參數(shù)的計算不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

發(fā)電機對稱過負(fù)荷保護整定與發(fā)電機額定電流、機端三相短路時發(fā)電機供給的短路電流有關(guān)，定值參數(shù)的計算不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

發(fā)電機不對稱過負(fù)荷保護整定與發(fā)電機額定電流、發(fā)電機長期連續(xù)運行允許的負(fù)序電流相對值等參數(shù)有關(guān)，定值參數(shù)的計算不受儲能系統(tǒng)接入后增加的短路電流影響。

發(fā)電機低頻、過頻保護定值僅與頻率有關(guān)，定值參數(shù)不受儲能系統(tǒng)接入影響。

發(fā)電機失步保護整定值與發(fā)電機額定二次阻抗值、變壓器阻抗相對值、系統(tǒng)最大運行方式下的最小系統(tǒng)阻抗相對值等參數(shù)有關(guān)，定值計算參數(shù)不受儲能系統(tǒng)接入后影響。

發(fā)電機定子接地保護中的發(fā)電機機端零序過電壓取自機端三相電壓互感器開口三角形繞組，定值計算參數(shù)不受儲能系統(tǒng)接入后影響。

發(fā)電機逆功率保護、程序逆功率保護取自機端三相電壓和三相電流，逆功率定值計算參數(shù)不受儲能系統(tǒng)接入后影響。

發(fā)電機過勵磁能力由發(fā)電機自身制造情況決定，其整定計算參數(shù)過勵磁倍數(shù)與發(fā)電機機端電壓和頻率相關(guān)，與儲能系統(tǒng)的接入無關(guān)，不受影響。

發(fā)電機失磁保護有關(guān)的電量為機端三相電壓、發(fā)電機三相電流、主變高壓側(cè)三相電壓、勵磁直流電壓，其整定計算參數(shù)與儲能系統(tǒng)的接入無關(guān)，不受影響。

發(fā)電機啟停機保護反映發(fā)電機低轉(zhuǎn)速運行時，發(fā)變組的定子繞組、高廠變高壓繞組、主變低壓繞組、勵磁變高壓側(cè)繞組的接地故障及發(fā)電機、主變壓器、高廠變、勵磁變的相間短路故障，發(fā)電機并網(wǎng)后保護自動退出。儲能系統(tǒng)是在發(fā)電機正常運行且投入AGC功能時投運，與儲能系統(tǒng)的接入無關(guān)，不受影響。發(fā)電機突加電壓保護主要用于保護發(fā)電機在盤車和減速過程中發(fā)生的誤合閘，出現(xiàn)某種原因突然合上并網(wǎng)斷路器的情況，此種工況儲能系統(tǒng)未投入，不考慮受儲能系統(tǒng)接入的影響。

發(fā)電機過電壓保護取自發(fā)電機機端電壓，與儲能系統(tǒng)的接入無關(guān)，不受影響。

主變高壓側(cè)零序電流取自主變高壓側(cè)接地零序電流互感器，其保護定值整定計算僅與高壓側(cè)及其與之配合的高壓出線零序電流有關(guān)，不受儲能系統(tǒng)接入廠用電的影響。

主變高壓側(cè)復(fù)壓過流保護整定計算與發(fā)電機額定電流、機端電壓等參數(shù)有關(guān)，上述電氣量不受儲能系統(tǒng)接入廠用電的影響。

高廠變差動保護定值計算取值參數(shù)與儲能系統(tǒng)接入后的短路電流增加值無關(guān)，不受影響。

綜上所述，儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)接入機組廠用電電源后，不會對機組原有繼電保護的配置造成影響。由于儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)在機組正常運行時參與AGC調(diào)節(jié)，可在發(fā)變組保護中增加對儲能系統(tǒng)的聯(lián)跳接口，當(dāng)發(fā)變組保護跳閘動作時，聯(lián)跳儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)退出運行。

4 儲能系統(tǒng)接入電廠對廠用6 kV用電質(zhì)量的影響

儲能系統(tǒng)主功率回路接入電廠6 kV原有母線段，儲能系統(tǒng)并網(wǎng)功率因數(shù)>0.99。

儲能系統(tǒng)接入后，對廠用6 kV母線段電能質(zhì)量主要表現(xiàn)為諧波和電壓波動影響兩個方面，具體分析如下。

4.1 ? ?對接入點諧波的影響

儲能系統(tǒng)并網(wǎng)采用高頻功率變換裝置，并網(wǎng)諧波總量符合IEEE 519標(biāo)準(zhǔn)。標(biāo)準(zhǔn)要求電流諧波總量<5%，分次諧波要求如表1所示。

4.1.1 ? ?最嚴(yán)重情況下儲能系統(tǒng)對接入點電壓諧波的影響

最嚴(yán)重情況下，儲能系統(tǒng)產(chǎn)生的諧波電流全部進入高廠變6 kV母線，在該母線上產(chǎn)生諧波電壓，該諧波電壓的有效值（標(biāo)幺值）約為諧波電流（標(biāo)幺值）與6 kV母線短路阻抗（標(biāo)幺值）的乘積。按照10%短路阻抗計算，則高廠變的短路容量不低于300 MVA，從而計算得到的6 kV總諧波電壓約為：

ΔUh=ΔIhXg<5%×9/300=0.15%

即機端儲能調(diào)頻裝置產(chǎn)生的最大諧波電流注入6 kV母線，在該母線上產(chǎn)生的諧波電壓THD不會超過0.15%。

4.1.2 ? ?最嚴(yán)重情況下儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)電流諧波的影響

最嚴(yán)重情況下，儲能系統(tǒng)產(chǎn)生的諧波電流全部進入發(fā)電機，諧波電流的總有效值不超過：

而對應(yīng)地進入到高廠變低壓側(cè)（6 kV）的諧波電流的總有效值不超過：

考慮到諧波電流還會分流到高廠變負(fù)載和電網(wǎng)，實際注入發(fā)電機/高廠變低壓側(cè)的諧波電流要比上面計算得到的值小。

總體來說，機端儲能調(diào)頻裝置產(chǎn)生的諧波電壓、電流量值很小，不會對發(fā)電機、變壓器和電網(wǎng)的運行帶來不利影響。

4.2 ? ?對接入點電壓的影響

儲能系統(tǒng)并網(wǎng)功率因數(shù)>0.99，基本不向機組6 kV段注入或吸收無功功率，因此對6 kV段內(nèi)電壓偏差影響極小。

根據(jù)儲能調(diào)頻投產(chǎn)電廠使用經(jīng)驗，全充向全放轉(zhuǎn)換過程中6 kV母線電壓波動在100 V左右，不影響廠用電負(fù)荷運行。

5 結(jié)語

由此可見，當(dāng)適當(dāng)容量的儲能調(diào)頻系統(tǒng)連接至電廠廠用電系統(tǒng)后，對電廠原電氣系統(tǒng)的保護配置、電能質(zhì)量、短路電流等因素均無影響。作為能快速響應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷需求的系統(tǒng)，可以預(yù)見儲能調(diào)頻系統(tǒng)將對電網(wǎng)穩(wěn)定運行產(chǎn)生良好的推動作用。

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收稿日期：2021-06-02

作者簡介：蘇曉亮（1991—），男，四川眉山人，工程師，主要從事電力電氣專業(yè)相關(guān)工作。

曾瑤文（1994—），男，湖南瀏陽人，主要從事電力電氣專業(yè)相關(guān)工作。