【原】超容储能辅助火电机组调频的电气问题研究

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国内电力系统的调频任务主要由发电机组承担，存在响应速度慢、控制精度低的问题。为此，国家能源费县发电有限公司、西安热工研究院有限公司的研究人员黄策、燕云飞、沈迎、兀鹏越，在2022年第8期《电气技术》上撰文，介绍一种以超级电容作储能的火储联合调频技术。首先对比分析超级电容与锂电池的工作特性，然后给出超级电容接入厂用电系统的方案，并对其电气影响进行分析，最后结合某600WM机组调频项目对本文的理论分析进行验证。

他们的研究结果表明，超级电容在安全性和循环寿命方面性能更优，更适合于辅助火电机组调频，储能系统接入后对高厂变容量配置、厂用电继电保护与控制、电气校核及电能质量等均没有影响，本文结论可为推进火储联合调频的工程应用提供参考。

在双碳目标指引下新能源发展迅速，电力系统能源结构日趋复杂，负荷随机性波动频繁，加剧了电网频率波动。电网频率环境的恶化使其运行安全性和可靠性面临着前所未有的挑战。风光等可再生能源受自然环境因素的影响较大，存在稳定性和可靠性差的缺点。因此，当电网频率发生波动时，调频任务主要由火电、水电等机组承担。在电力辅助服务市场，调频能力强的机组可以通过辅助服务赚取电网补偿。因此，提供调频服务目前已成为一种可以有效改善火电厂经营状况的手段之一。

将储能与火电机组自动发电控制（automatic generation control, AGC）相结合，可以大大提高机组的调频性能，并在一定程度上延长火电机组的寿命。随着各地火电企业参与两个细则考核补偿办法的制定，储能参与机组调频服务在国内得到了快速的推广应用，其中最常见的就是锂电池储能。但是锂电池安全性差、循环寿命短的缺点制约了其在电力调频领域的应用。

有学者提出一种超级电容（super capacitor, SC）辅助火电机组优化一次调频技术，研究结果表明，合理的电容选择与连接控制，可以有效降低机组煤耗，提高机组调频灵活性。有学者介绍火储联合AGC调频技术的基本原理、典型方案、控制过程及实际工程效果，并探讨储能系统接入对火电机组电气系统的影响和储能电池的选型问题。有学者分析锂电池储能辅助AGC调频系统对机组短路电流、厂用电安全、电能质量等的影响，并对系统安全性进行了评估。在国内，储能辅助火电机组调频仍以锂电池为主，超级电容储能处于可研阶段，且关于储能接入厂用电系统的电气问题的研究较少。

鉴于此，本文首先对比分析超级电容与锂电池的工作特性；然后给出超级电容储能接入厂用电系统的方案，并对其电气影响进行分析；最后结合某600MW机组储能调频项目对本文的理论分析进行验证。

1  超级电容储能辅助火电机组调频技术

1.1  储能辅助火电机组调频的原理

目前，我国电力系统中的调频任务主要由火电、水电等机组承担。以火电机组为例，由于其转动惯性大、且需要经过能源的二次转换，导致机组调频响应速度慢、控制精度低。火电机组响应AGC指令过程如图1所示。随着电网频率环境的恶化，火电机组的调频负担增重，严重影响机组的运行寿命，因此亟需对现有调频方式进行改进。

图1  火电机组响应AGC指令过程

随着对调频技术的探索，一种火储联合系统在用于AGC调频时展现出了优异的效果。储能辅助机组AGC调频的控制原理示意图如图2所示，即可将AGC调频指令的功率差额交给储能部分响应，这样可以大大提高火电厂的调节性能。

图2  储能辅助机组AGC调频的控制原理示意图

式（1）

储能对机组AGC调频性能的改善表现如下：

1）调节速度。储能系统充放电时间为秒级甚至更短，计及控制系统的延时（实测为2～5s），也可大幅提高机组调节速度。

2）调节精度。储能系统的调节偏差一般为3%PN（PN为储能系统额定功率），远小于火电机组；并且由于储能系统调节速度快，还可以对火电机组的稳态调节误差进行修正，进一步提高机组调节精度。

3）调节时间。相比火电机组，储能系统响应速度更快，即使考虑采样、控制及通信等环节的延时，也很容易使机组总体响应时间小于20s。

此外，当配置适当的储能容量后，还可以降低机组由于深度或频繁调节带来的疲劳损害。

式（2）

1.2  适合火电的储能方式

几种常见的储能方式见表1。其中，锂电池应用最广泛，技术也最成熟，但其安全性差、寿命短。

表1  几种常见的储能方式

图3为一种用于电力系统的4V/10 000F型超级电容充放电特性，可以看出超级电容具有很高的充放电速率。图4为典型的超级电容和锂电池自持放电特性，可以看出超级电容的电压保持率相对更高（开路72h，≥98%）。

图3  超级电容充放电特性

图4  超级电容和锂电池自持放电特性

此外，超级电容具有更高的安全特性及更长的循环寿命，因此更适用于短时间高功率输出，以及需要快速响应、使用寿命长的火电机组调频领域。

1.3  储能辅助火电调频的系统结构

图5为超级电容储能接入厂用电系统结构。超级电容储能单元为直流电系统，首先通过变流器（power conversion system, PCS）将直流电转换为交流电，然后经过箱式变压器将电压提高到一定等级，最后经过并网开关从高厂变低压侧接入厂用电系统。

图5  超级电容储能接入厂用电系统结构

根据目前的火储调频立项情况可知，储能辅助调频的出发点是改善机组调节环境，提升机组响应AGC指令的性能，因此均在已投运机组上进行改造。而在机组初始设计中，并未考虑储能系统的接入。目前储能辅助火电调频工程都是大容量储能接入机组厂用电系统，因此需要对大容量储能接入厂用电带来的相关问题进行研究。

2  超级电容储能接入厂用电存在的问题

2.1  高厂变容量限制

储能系统在一定程度上增加了高厂变的负荷比重。一般要求在接入厂用电的储能系统的充放电过程中，高厂变不能过负荷，也不能出现倒送电。

式（3）（4）（5）

根据图5可知，超级电容储能从厂用电低压侧接入，此时高厂变的总容量可以等效为厂用容量与超级电容容量的和。而相较于厂用电系统，储能系统的容量及等效阻抗都比较小，基本不会对高厂变的容量造成影响。

2.2  保护与控制

考虑机组及厂用电系统的可靠性和安全性，有必要分析超级电容储能接入给厂用电保护与控制系统带来的影响。

1）对继电保护的影响

（1）对发电机、励磁变电气量保护的影响

超级电容处于放电工况时，对整个厂用电系统来说可以等效为一个电压源。当系统某处发生短路故障时，超级电容向短路点提供短路电流，由于其可提供的短路电流值很小，基本可以忽略其影响。

（2）对发变组电气量保护的影响

根据继电保护原理可知，差动保护动作电流为：

式（6）

结合图5可知，超级电容储能不在发变组的差动保护范围内，对差动保护没有影响；主变高压侧零序电流取自高压侧接地零序CT，保护定值不受储能系统的影响；发电机额定电流、机端电压等不受储能系统的影响，因此超级电容储能对主变高压侧复压过电流保护也没有影响。

（3）对高厂变电气量保护的影响

高厂变差动保护和高压侧复压过电流保护的整定值不受储能系统接入后的电流增加值影响；低压侧零序过电流保护中，电流取自低压侧中性点零序CT，与储能系统接入无关；低压侧复压过电流保护中，整定值为高厂变分支电压和额定电流，上述量均与储能系统的接入无关，故对保护没有影响。

（4）对厂用电低电压保护的影响

储能系统处于充电状态时，根据检测到的6kV段母线电压运行状况，决定是否投退储能系统。同时考虑到储能系统的特点，对火储联合系统中的储能系统可不投低电压穿越功能，可有效避免储能系统带来的影响。

综上所述，超级电容储能接入厂用电系统后，不会对机组已配置的继电保护造成影响。

2）对控制系统的影响

超级电容储能辅助机组参与调频时，机组和储能作为一个整体响应电网AGC指令，上传至调度的反馈信号为两者的出力和。机组原有的控制模式保持不变，负责AGC指令的接收、反馈机组实时出力情况并协调控制系统响应AGC调频指令。

由此可知，超级电容储能系统的接入并不会对机组原有的控制系统造成影响。

2.3  短路电流校核

超级电容储能系统采用基于高频电力电子器件的双向功率变换器并网，出于对电力电子器件的保护，流过功率变换器的最大导通电流为：

式(7)

式(7)中，IDM为变换器最大电流有效值。因此，当厂用电母线发生短路故障时，储能系统可贡献的短路电流分量较小，动热稳定短路电流均在允许范围内，不影响现有断路器的开断能力。

2.4  电能质量

1）对接入点电流谐波的影响

并网逆变器在电能变换过程中，电力电子器件的全控特性会造成一定程度的波形畸变，从而产生谐波，通过傅里叶变换可得：

式（8）（9）

式（10）

火储联合项目中PCS采用的控制算法使并网逆变器注入电网的电流波形近似正弦波，电流谐波总畸变率小于5%，各次谐波畸变率小于3%，满足储能行标NBT 31016—2011的要求。因此超级电容储能接入厂用电系统产生的谐波含量很少，基本不会影响厂用电系统的安全可靠工作。

2）对接入点电压的影响

超级电容通过PCS接入厂用电系统，具有很高的控制自由度。随着一些高效控制算法的应用，变换器的效率、功率因数、输出电压稳定性等都得到了很大提升。其中，功率因数甚至可达0.99，和电网间的无功功率交换很少，因此基本不会对接入母线段的电压造成较大影响。

3  典型案例分析

对于厂用电系统，超级电容与锂电池的作用效果基本一致，由于目前超级电容储能项目还在可研阶段，所以本文以锂电池储能项目进行对比说明。

本文以某600MW火电机组储能辅助AGC调频项目为例进行分析。该厂发变组负荷段配置情况为：每台主变低压侧接一台双分裂变压器（分别接厂用A、B段6kV负荷）和一台双绕组变压器（接厂用C段6kV负荷），拟配置超级电容容量为10MW，通过PCS从6kV段母线接入。

3.1  高厂变容量限制

超级电容储能接入6kV各分段后，通过核算可以得到每台高厂变的容量限值，具体参数见表2。

表2  高厂变容量配置

由表2可知，1、2号机6kV厂用母线A段、B段、C段分别有566A、566A、1 366A的负荷空间。当超级电容储能接入时，高厂变并不会发生过负荷，容量配置满足需求。

3.2  保护与控制

1）超级电容储能接入对继电保护的影响

参考锂电池储能实际运行结果可知，储能接入后对发电机、主变、励磁变、高厂变等的继电保护装置及定值参数基本没有影响。

2）超级电容储能接入对控制系统的影响

储能的接入并不影响原有控制系统。为提高火储联合控制系统的性能，可对控制系统作以下改动：

（1）增加通信接口，提供储能系统AGC信息。

（2）增加分散控制系统（distributed control system, DCS）IO卡件，与储能系统控制单元进行信息、状态的交换。

（3）远程终端单元（remote terminal unit, RTU）增设信号单元来收发AGC指令及控制信号。

3.3  短路电流校核

根据该项目超级电容储能的配置情况，核算不同超级电容容量工况下的短路电流见表3。

表3  不同超级电容容量工况下的短路电流

由表3可知，超级电容储能接入1、2号机6kV母线段后，热稳定短路电流低于6kV各段的开关关断容量40kA，满足热稳定需求；动稳定短路电流低于6kV各段开关极限短路电流峰值130kA，满足动稳定需求。

3.4  电能质量

1）对接入点电压的影响

运行中的储能变流器功率因数最高可达0.99，而机组的额定运行功率因数cosφN=0.9。因此，储能系统充放电过程中与电网间的无功功率交换较少，基本不会引起6kV母线电压的波动。

2）对接入点电流谐波的影响

储能PCS通过引入多重化控制技术来抑制谐波；同时采用双边空间矢量脉宽调制（SVPWM）技术，使变流器的并网电能质量满足NB/T 31016要求。图6为储能变流器满载时6kV各段母线的电流谐波含量。由图6可以看出，各次谐波含量均小于规定值（＜5%），超级电容储能的接入不会引起电流谐波畸变率增加，对电能质量基本没有影响。

图6  储能变流器满载时6kV各段母线电流谐波含量

4  结论

基于火储联合AGC调频系统，本文对超级电容储能接入厂用电系统带来的影响进行分析，得出以下结论：

1）超级电容储能在响应AGC调频指令过程中不会发生过负荷，不影响高厂变的容量配置。

2）超级电容储能系统的接入对继电保护和控制系统基本没有影响。

3）超级电容储能接入厂用电系统后，6kV母线段动、热稳定短路电流均在允许范围内。

4）超级电容储能的接入不会降低厂用电系统的电能质量，不影响厂用负荷的正常运行。

综合分析可知，超级电容储能的接入不会对厂用电系统造成影响，对其联合火电机组参与AGC调频技术的应用具有较好的参考意义。

本文编自2022年第8期《电气技术》，论文标题为“超容储能辅助火电机组调频的电气问题研究”，作者为黄策、燕云飞 等。