电厂引入储能调频系统对厂用电系统的影响分析

时间：2022-02-24 00:03:17

关键字：储能调频短路电流保护配置

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[导读]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统短路电流、电能质量、保护配置无影响。

引言

在电力系统运行中,火电机组的AGC调频性能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1s内、以99%以上的精度完成指定功率的输出。10MW的储能系统从＋10MW到-10MW只需要2s,即对于一个折返的20MWAGC指令,储能技术可在2s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。

本文将介绍某电厂9MW储能调频系统的建设和运行实际情况,重点分析增加9MW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6kV工作B段,接入电厂厂用电系统1600A间隔。储能调频系统通过此开关间隔接入#1、#2机组6kV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日一4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323.26MW,#2发电机功率最大309.4MW,厂用段电流电压1A1段:1219.5A、6.084kV,1B1段:1681.5A、6.012kV。

1.2.1.2对应的最大功率计算

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9MW配置,额定电流825A,取1600A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=1681A(从1590A到1681A,再返回到1590A,持续时间约2h45min）,低压A侧的最大额定电流=1219A。

(3）接入储能系统后,高厂变低压B侧的最大电流=1681＋825=2506A<2887A(对应高压侧1444A）。对应低压B侧容量S1'=√3×2506×6.3≈27.34MVA。低压A侧容量S2=12.85MVA。

(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6.3kV三相短路时

(1）高厂变低压B侧(6.3kV）母线三相短路时,原系统供给的短路电流Ⅰd=19361.3A。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6kV系统B段最大可能短路电流Ⅰcn(不考虑逆变器限流作用）:

Se=4×2200＋1100=9900kVA(9.9MVA）:Ud%=6:Ue=6.3kV(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=34482.83A<40000A(6kV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9MW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6.3kV三相短路时

高厂变低压A侧6.3kV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6kV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21A,一次电流8400A,动作时间0.9S,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4.2A,一次电流1680A,动作时间1.2S,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3.99A,一次电流1596A,动作时间10S,报警。

3.1.3高厂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2887A。定值实取:二次电流8.5A,一次电流6800A,动作时间0.5S。

(2）过流I段定值,整定原则:同上,定值实取:二次电流7.5A,一次电流6000A,动作时间1.0S。

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1.11×2887=3204.57A,定值实取:二次电流4A,一次电流3190A,动作时间10S,报警。

3.1.56kV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。

6kV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。6kV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6kV用电质量的影响

储能系统主功率回路接入电厂6kV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6kV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IEEE519标准。标准要求电流谐波总量<5%,分次谐波要求如表1所示。