電廠引入儲能調頻系統(tǒng)對廠用電系統(tǒng)的影響分析

時間：2022-02-24 00:03:17

關鍵字：儲能調頻短路電流保護配置

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[導讀]摘要:為使儲能調頻系統(tǒng)更安全可靠地輔助火電機組參與電網AGC調節(jié),需對儲能調頻系統(tǒng)與火電機組廠用電系統(tǒng)的內部聯(lián)系進行探究。現(xiàn)結合南方某電廠儲能調頻項目建設的實際問題進行深入分析,說明儲能調頻系統(tǒng)對廠用電系統(tǒng)短路電流、電能質量、保護配置無影響。

引言

在電力系統(tǒng)運行中,火電機組的AGC調頻性能與電網期望相比有較大差距,表現(xiàn)為調節(jié)延遲、偏差(超調和欠調）等現(xiàn)象。一臺火電機組跟蹤電網AGC指令進行功率調節(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,可以在1s內、以99%以上的精度完成指定功率的輸出。10MW的儲能系統(tǒng)從＋10MW到-10MW只需要2s,即對于一個折返的20MWAGC指令,儲能技術可在2s內完成。如圖2所示,儲能調頻效果要遠好于火電機組。

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

本文將介紹某電廠9MW儲能調頻系統(tǒng)的建設和運行實際情況,重點分析增加9MW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)合火電調頻工程建設具有重大的指導意義,有助于推動南方輔助調頻市場的發(fā)展。

1擬接入儲能的廠側變壓器容量核算

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、啟備變不再重復分析及計算。

儲能調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6kV工作B段,接入電廠廠用電系統(tǒng)1600A間隔。儲能調頻系統(tǒng)通過此開關間隔接入#1、#2機組6kV工作B段。

1.2最大負荷核對

1.2.1實際最大廠用電負荷率核算

1.2.1.1電廠2018年1月1日一4月8日負荷統(tǒng)計

從統(tǒng)計區(qū)間得知,2018-01-05T09:20,電廠兩臺發(fā)電機功率到達同期最大值:#1發(fā)電機功率最大323.26MW,#2發(fā)電機功率最大309.4MW,廠用段電流電壓1A1段:1219.5A、6.084kV,1B1段:1681.5A、6.012kV。

1.2.1.2對應的最大功率計算

同理,計算出#2高廠變負荷率為53.6%。

1.2.2將儲能電源接入到高廠變低壓B側容量核算

(1）儲能系統(tǒng)按照9MW配置,額定電流825A,取1600A一次負荷開關。

(2）未接入儲能系統(tǒng)前,高廠變低壓B側的最大額定電流=1681A(從1590A到1681A,再返回到1590A,持續(xù)時間約2h45min）,低壓A側的最大額定電流=1219A。

(3）接入儲能系統(tǒng)后,高廠變低壓B側的最大電流=1681＋825=2506A<2887A(對應高壓側1444A）。對應低壓B側容量S1'=√3×2506×6.3≈27.34MVA。低壓A側容量S2=12.85MVA。

(4）總負荷率=(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6.3kV三相短路時

(1）高廠變低壓B側(6.3kV）母線三相短路時,原系統(tǒng)供給的短路電流Ⅰd=19361.3A。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6kV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=4×2200＋1100=9900kVA(9.9MVA）:Ud%=6:Ue=6.3kV(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）經過短路點的最大可能短路電流:

Ⅰ=Ⅰd＋Ⅰcn=34482.83A<40000A(6kV設備的額定短路開斷電流）

滿足動穩(wěn)定要求。

(4）實際當機端發(fā)生單相或三相短路故障時,儲能系統(tǒng)并網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,不超過并網逆變裝置額定電流的1.5倍。即9MW儲能系統(tǒng)接入后對機端短路電流的最大影響不應超過:

2.2高廠變低壓A側6.3kV三相短路時

高廠變低壓A側6.3kV三相短路,短路計算時,因儲能系統(tǒng)接在高廠變低壓B側,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6kV負荷保護配置分析

3.1.1高廠變高壓側復壓過流保護

(1）過流Ⅰ段定值,整定原則:按與低壓側速斷保護配合整定(包括定值和時間）:實取:二次電流21A,一次電流8400A,動作時間0.9S,跳閘。

(2）過流Ⅱ段定值,整定原則:按與低壓側分支過流Ⅱ段保護配合整定(包括定值和時間）:實取:二次電流4.2A,一次電流1680A,動作時間1.2S,跳閘。

3.1.2高廠變過負荷保護

整定原則:按變壓器額定電流整定:實取:二次電流3.99A,一次電流1596A,動作時間10S,報警。

3.1.3高廠變分支復壓過流保護

(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額定電流來整定,取單側電流2887A。定值實取:二次電流8.5A,一次電流6800A,動作時間0.5S。

(2）過流I段定值,整定原則:同上,定值實取:二次電流7.5A,一次電流6000A,動作時間1.0S。

3.1.4高廠變分支過負荷保護配置

按變壓器低壓側額定電流能可靠返回整定。取單側電流1.11×2887=3204.57A,定值實取:二次電流4A,一次電流3190A,動作時間10S,報警。

3.1.56kV各負荷保護

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。

6kV饋線過電流保護整定以負載電流為基礎整定,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及低壓側額定電流整定的各保護要求。6kV母線各負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)視為一恒定用電負荷,放電過程可將儲能系統(tǒng)視為一受控電流源。當儲能調頻系統(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荷,但不參與母線低電壓時的自啟動,當某處發(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值有限,影響不大。因此,儲能調頻系統(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,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)運行允許的負序電流相對值等參數(shù)有關,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,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,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,與儲能系統(tǒng)的接入無關,不受影響。

發(fā)電機失磁保護有關的電量為機端三相電壓、發(fā)電機三相電流、主變高壓側三相電壓、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,不受影響。

發(fā)電機啟停機保護反映發(fā)電機低轉速運行時,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,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,不受影響。

主變高壓側零序電流取自主變高壓側接地零序電流互感器,其保護定值整定計算僅與高壓側及其與之配合的高壓出線零序電流有關,不受儲能系統(tǒng)接入廠用電的影響。

主變高壓側復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,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,不受影響。

綜上所述,儲能輔助調頻系統(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。由于儲能輔助調頻系統(tǒng)在機組正常運行時參與AGC調節(jié),可在發(fā)變組保護中增加對儲能系統(tǒng)的聯(lián)跳接口,當發(fā)變組保護跳閘動作時,聯(lián)跳儲能輔助調頻系統(tǒng)退出運行。

4儲能系統(tǒng)接入電廠對廠用6kV用電質量的影響

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

儲能系統(tǒng)接入后,對廠用6kV母線段電能質量主要表現(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)并網采用高頻功率變換裝置,并網諧波總量符合IEEE519標準。標準要求電流諧波總量<5%,分次諧波要求如表1所示。