电储能联合调频技术在火电厂的应用研究.docx

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1、电储能联合调频技术在火电厂的应用研究摘要：随机查看某火电厂2#机组在2020年12月到2020年1月某区间内调频KP值，平均在3.89左右，尽管机组的KP值较高，但是，对机组的磨损、寿命均造成了一定程度的透支。结合某区域已经投运的火电联合储能调频项目，机组配置系统储能后，可以显著提高机组联合调频性能。一般情况下，KP值可以达到5.5以上，随着调节性能的提高，基本可以保证储能联合机组每天在电网调频服务市场中标,参与电网AGC调频服务,获得AGC补偿收入。参与调频服务后，每年可为电厂带来可观的调频服务补偿收入。机组配置储能参与调频服务后，电网不再考核AGC和发电计划，可为电厂节省考核费用。机组参与

2、调频服务后，现货期间，机组可获得现货偏差电费补偿。2020年8月现货运行期间，多家电厂30万容量（单机）获得的偏差补偿费用几百万元。目前，电厂机组的运行速率是9.5MWmin,从同类型区域内循环流化床机组配置储能后的运行情况看，机组速率设定在5MWmin左右即可保证正常运行，保护设备，减少损耗，增加收益。关键词：电储能；调频技术1、项目实施的必要性某电厂两台机组自2020年生产以来，协调控制系统自动调节系统进行了控制策略修改和参数调整优化，机组协调控制系统稳定，机组协调性能满足电网ACE考核要求。但目前满足电网ACE考核要求是以牺牲机组寿命、增加机组磨损为代价的，长此以往，势必会对机组的安全稳

3、定运行、超低排放、煤耗等都有较大影响，因此，以机组控制系统优化而换取的调频短期收益方式是不可取的。据不完全统计，目前，参与AGC调频的机组最低KP值都在4以上，随着已批复剩余试点项目的逐步投运，未来参与AGC竞价调频的机组KP值会要求更高更严。2、电厂现状2.1电气主接线两台2X350MW机组接入厂内22OkV配电装置，22OkV配电装置共3回进线(2回主变，1回起/备变)，2回出线，出线接入国网22OkV变电站。2.2厂用系统运行方式每台机组设1台分裂高压厂用变压器，容量比为55/31.5-31.5MVA,电压变比为202X2.5%6.3-6.3kV,电源引自发电机出口；两台机组共设1台备用

4、变压器，电压变比2308X1.25%6.3-6.3kV,电源引自厂内22OkV配电装置。起动/备用变压器6kV侧分别接入2台单元机组备用工作母线，高压厂用变压器低压侧两分支作为6kVIA、IB、HA、IIB工作母线段电源。3、储能容量及元件确定储能系统关键产品选型：(1)储能电池选型。本电厂为调频电站，最大放电倍率在2C以上，根据目前国内外调频市场，可以选用高充放电倍率调频电芯。经过市场调研,本项目拟选用磷酸铁锂电池:容量40Ah型号LP271481340(2)储能逆变器选型。储能逆变器主要负责响应通信与控制单元所下发指令，控制单元对储能单元的充放电动作。同时，提供储能系统的并网接口，满足并网

5、电能质量、电网适应性和故障保护功能的要求。PCS能够自动化独立运行，配置友好人机界面。通过运行人员操作，液晶显示屏(LCD)显示实时各项运行数据、历史数据。为了保证储能调频系统安全可靠、高效、长寿命运行，储能逆变器拟选用阳光电源产品，功率为630MW型号为SC630TL。4、项目实施IoMW/5MWh储能系统，由4个40尺集电池装箱组成，长宽高尺寸为12192义2438X2896;4个40尺逆变器集装箱,长宽高尺寸为6058X2438X2896；以及1个成套高低压开关柜集装箱，长宽高尺寸为12192X2700X2896；另一个40尺监控室集装箱作为备用箱。IOMW/5MWh储能调频装置安装于空

6、冷岛南侧空地内，占地约100Om2。现场空间满足储能安装面积要求。综合考虑地下管线，最终布置图如To需对现有厂区地下供暖管道和绿化水井进行改道。4.1电气一次主接线经综合考虑，本储能系统接入电厂1#和2#机组高厂变6kV母线B段备用间隔，分别与电动给水泵互锁，为1#、2#机组提供调频辅助服务。鉴于目前有限制条件，储能系统接入后，有可能会存在高厂变各段母线负荷超过高厂变容量限制的情况，但储能系统具有高厂变过载控制功能，当系统收到高厂变负载告警信号，则只会减小负载功率不增加负载功率，当信号消失后系统恢复正常充放电。从目前高厂变各段母线负荷实际运行情况来看，加入储能系统后导致高厂变过载的概率较低。同

7、时，高厂变下接大量负荷，储能系统放电过程可被厂用电消纳，储能系统需接受电厂6kV段的负载信号，以防止储能系统投入后有功功率倒送现象。因此，加入储能系统后，机组高厂变仍可保证稳定运行，基本不影响电厂原有设备正常运行。4.2储能系统6kV接线系统方案为了满足储能调频装置在1#机和2#机之间切换与互锁，该储能系统6KV配电系统配置两个进线柜，分别接入1#机、2#机6KV配电系统B段，接入方案如下：储能系统1#进线柜连接1#机6KV配电室10BBB20开关柜，储能系统2#进线柜连接2#机6KV配电室20BBB20开关柜。开关柜需要改造如下：(1)更换保护装置：光差线路保护装置。(2)更换三个1250/

8、1的电流互感器。(3)更换1个口径为250mm或者2个口径为180mm的零序互感器。(4)增加3台功率变送器及二次回路改造。(5)根据高厂变的负荷统计，目前变压器无法满足IOMW储能系统的接入，但是变压器负荷统计是考虑现场所有可能存在故障的条件下的负荷，留有非常大的备用负荷容量。又因储能系统是非必要负荷,完全可以在机组无故障情况下利用备用负荷进行辅助调频服务，如果机组出现故障导致储能系统无法接入时，切除储能系统，保障机组的正常运行。根据高厂变的最高实际运行负荷核算的变压器容量。储能系统低压负荷用电分别从1#机组汽机PC段10BFB03GS002开关、2#机组汽机PC段20BFB03GS001开

9、关引一路接至储能系统低压接口，2路输入电源自动互锁，输出母线加单向计量表，CT精度满足O.5S要求，用来计量储能系统集装箱工作时需要消耗电量。4.3储能系统组成储能系统主要由储能电池、储能逆变器（PCS）及升压变及成套开关柜等组成。采用集装箱一体化方案，一共分为9组集装箱组成。分别为4组40尺电池集装箱（每套含有16簇电池，每簇电池为82.9kWh,同时，配有汇流柜、配电柜、工业空调、自动消防装置），4组20尺逆变器集装箱（集成储能逆变器、升压变压器、高低压开关柜）以及1组40尺箱式成套开关及控制系统集装箱（集成成套开关柜、直流电源屏、交流低压计量配电柜、储能主控柜）系统、保护系统等。储能电池

10、集装箱采用40尺标准集装箱，每组电池系统独立分仓布置和并配置三级消防设施，集装箱分为10个区域，分别为8个电池系统仓、1个电气仓和1个消防仓，此方案可以有效防止电池发生火灾扩大化。电池柜经汇流柜转接后接入PCS集装箱双向逆变器。4.4短路电流计算及设备校验根据6kV系统短路水平为40kA,动稳定电流为100kAo6kV段的最大短路电流为33.18kA储能系统接入后，由于储能系统可以运行在充电和放电两种模式下，当储能系统运行在放电模式下时，储能系统相当于在机组6kV母线下新增的一个电源点，就近为其他辅机提供负荷电流。此时，如机端发生故障，储能系统的接入会对机端的故障电流水平产生一定影响，在最坏情

11、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作用，按IOMW储能系统接入后对高厂变下短路电流的最大影响不超过1734.3A储能系统接入后，厂变低压侧的短路电流最大为33.18+1.3=34.5540kA,可见，增加储能系统后6kV侧短路水平满足要求。而且，储能系统并网逆变装置配置完善的电压和电流保护装置，当系统发生电压跌落或短路故障，并网逆变器发生过流接地故障等的情况下，会快速将储能系统从并网点切除，从而进一步降低储能系统接入后对机端短路故障电流的影响。4.5控制系统组成、接线及逻辑功能(1)控制系统由中央控制器、储能系统子控制单元组成并安装在成套集装箱内。在控制中心设一台操作员站，储能系统运行状态可根据需要进行上传，便于运行人员操作与监视。(2)接线及逻辑功能。储能系统总控单元控制器卡件、控制电源板卡等集成安装在控制机柜内，与原有NCS系统、DCS系统IO卡件连接，均采用硬接线方式，从而获取AGC指令和机组出力、负荷反馈等运行数据。