引 言:

新能源快速崛起改变了电力系统的传统能源占比，新能源电站的波动性和随机性加剧了电网的短期不平衡，有些火力机组不得不频繁启停。电化学储能系统由于其快速调频和可调容量等特性成为重要的调频资源。国内众多火力发电厂正在改造，增加储能调频系统以提高机组的调频能力。

为了满足储能调频系统与火力发电机组的协同调频需求，必须合理设计储能系统的接入方案，确保安全隔离各类故障，同时满足高厂变容量和短路电流等要求。本文以已建成的10MW/5.308MWh项目案例为基础，重点研究了火力发电厂的厂用电接线、储能系统接入方案对比分析、电气一次系统设计，以及储能调频系统接入后对火力发电厂现有系统的影响。

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1 项目概述

本研究针对某2×330MW燃煤机组火力发电厂的厂用电接线配置进行分析。该发电厂包括两台额定功率为330MW的燃煤机组，它们分别通过发电机—变压器组单元接入厂内220kV升压站母线，采用全链式离相封闭母线连接发电机引出线至主变和厂用分支。

每台机组配置一台双分裂的高厂变，其电源来自发电机出口引线。每两台机组共用一台有载调压启备变，其电源连接至厂内220kV母线。厂用电系统采用6kV和0.38kV两级电压，每台机组有两段6kV工作段母线，工作电源来自高厂变，备用电源连接至启备变。此外，每两台机组还共用两段6kV公用段，分别从3号机6kV工作A/B段和4号机6kV工作A/B段引入工作电源，备用电源分别来自3号和4号启备变。此外，还有单母线分段的6kV输煤段和6kV配煤段。鉴于通常将调频用储能系统功率配置为机组额定容量的3%，对于2×330MW燃煤机组，储能系统容量约为10MW，接入采用6kV电压等级。

2 储能调频系统接入火电厂的接入方案

储能系统的接入至火力发电厂必须确保不干扰机组和电网的正常运行、不影响厂用辅助设备的正常工作，同时不损害厂用电切换的灵活性。对于接入多段母线的储能系统，不得形成高低压环网运行。目前，电厂通常采用两种主要接入方案：外挂厂用电母线接入和发电机端封闭母线接入。

2.1 外挂厂用电母线接入（方案一）

在该方案中，储能调频系统分为两个模块，每个模块通过两路电力电缆分别连接至电厂两台机组的6kV厂用工作A段和B段。这种方式的系统拓扑如图1所示。

图1 外挂厂用电母线接入方案

2.2发电机端接入方案（方案二）

储能系统通过升压后直接连接至发电机机端。这种方式的系统拓扑如图2所示。

图2 发电机端接入方案

2.3 接入系统方案对比

方案一要求核对高压厂用变压器的富裕容量是否满足储能系统的充放电功率要求，同时需要检查储能系统接入后原有厂用电系统设备的短路容忍能力，以及是否有足够的间隔可供储能系统接入。方案二则需要解除发电机机端封闭母线，增加了潜在的故障点，降低了可靠性，且改造周期较长，可能需要机组停运，而且工程造价高且施工难度大。此外，方案二还需要考虑储能升压变的布置位置，对于一些老旧机组来说，可能没有足够的空地来满足布置需求。因此，综合考虑，储能系统更适合采用方案一接入火力发电厂。

2.4 储能系统接入电厂的实例

以某火电厂配套10MW/5.308MWh储能调频系统项目为例，储能系统将4个2.5MW/1.372MWh的储能单元分成两个5MW/2.654MWh的模块，通过电缆连接至火电厂的#3 (#4)机组的6kV厂用工作A段和B段。储能系统还新增了一个40尺的高压环网箱，包括出线柜、PT柜和进线柜。此外，每台机组都新增（或改造）了一台6.3kV/1250A的储能接入柜，共计4台。储能系统的电气接入一次系统如图3所示，同时也有进一步优化的可能。

2.5 储能系统联合机组参与电网调频运行策略

在电网调度AGC指令下发到机组时，储能系统可以快速响应，先弥补机组出力与AGC指令之间的功率差值，然后逐渐降低输出，以确保储能系统和机组的联合输出与AGC指令保持一致，并准备响应下一次AGC指令。储能系统具备在1秒内完成指定功率输出的能力，在额定功率范围内可以以99%以上的精度完成。因此，储能系统的AGC响应具有高度准确性，无需担心调节反向、调节偏差和调节延迟等问题。

3 储能调频电气一次系统设计

储能系统主要包括储能电池、储能逆变器、升压变压器、6kV成套开关柜、6kV储能接入柜、储能EMS系统以及辅助系统等组成要素。我们以一家火电发电厂配备的10MW/5.308MWh储能调频系统参与电网辅助服务项目为案例，展示了储能系统的配置，具体如下所表1示：

表1储能系统配置表

这个10MW的储能系统由两个5MW的模块组成，每个模块又划分为两个2.5MW的储能单元，每个2.5MW储能单元进一步细分为4个630kW的储能子单元。每个储能子单元首先通过电池汇流柜将电流并联，然后通过直流电缆连接至630kW储能逆变器的直流侧。这4台630kW储能逆变器与一个2500kVA双绕组干式变压器并联，用于进行隔离升压，将电压升至6.3kV。然后，通过6kV交流电缆接入6kV开关柜。通过这种配置，储能系统能够高效地管理电流流向和电压升降，实现对电网的调频服务。

4 高厂变容量的校核

4.1 设计负荷校核

首先，收集与储能系统接入火电厂6kV厂用电侧相关联设备的技术参数，包括发电机参数、高厂变参数、6kV厂用电母线参数、高厂变负荷及统计数据。其次，通过理论计算，分析6kV各段母线新增储能系统后的负荷是否超过高厂变高压侧容量。若高厂变富裕容量超过储能系统接入容量，则适合储能系统接入。然而，大多数情况下，火电厂未考虑增加储能系统的设计裕度，因此需要使用实时负荷数据进行校核。

4.2 实时负荷数据校核

由于火电厂的多台设备互为备用，实际输出功率低于额定值，导致厂用电负荷与设计值存在差异。因此，需要收集机组高厂变1个月或多个月的实际负荷情况，分析高厂变负荷频率分布，并以最高功率值进行校核，以确定储能系统接入是否符合高厂变容量要求，同时分析高厂变倒送电的概率。

4.3 制定解决措施

储能系统需满足高厂变过载控制需求，采用两段式策略。当高厂变高低压侧负载率达到90%时，限制储能充电功率；达到95%时，延时切除储能6kV进线开关的充电状态。同时，系统应具备高厂变防逆流控制功能，以处理负载过低情况。在接收到高厂变负载过低告警时，降低储能电池系统的放电功率，待信号恢复后恢复正常放电。在高厂变出线极端工况下，考虑到某些电泵仅在机组启动或气泵故障时启用，实施了电水泵与储能6kV接入柜的闭锁，以确保储能开关在电动泵启动时切断。此外，如果需要临时启停大型辅助设备，运行人员可将储能系统提前切换至待机模式，不参与调频和充放电，以确保设备的安全运行。

5 结语

综上所述，本研究关注电化学储能系统在火力发电厂的应用，旨在提高调频能力。我们深入研究了储能系统的接入策略和电气一次系统设计，并通过实际项目案例进行对比分析。这些研究为火力发电厂整合储能调频系统提供了技术支持和参考，有望在电力系统中发挥关键作用，改进火力发电厂的运行效率和调频性能，增强储能调频电站的可行性，促进电力系统的可持续发展。

参考文献：

[1] 王斐，梁涛.储能系统辅助火电机组联合AGC调频技术的应用[J]．电工电气，2018.

[2] 薛伏申.光储联合电站电价机制和运营模式研究[D]．北京:华北电力大学，2018.

[3] 常晓勇.功率型储能系统在直流微电网运行控制中的关键技术研究[D]．天津:天津大学，2017.

[4] 郭路宣.含分布式电源的配电网继电保护研究[D]．广州:华南理工大学，2013.