解决方案
储能系统接入对电厂有哪些影响
- 2024-07-07
- 艾优花 18701997565
储能系统接入对电厂有哪些影响
艾优花
摘 要：以风能、太阳能、地热能、潮汐能为基础的新能源发电较为依赖自然资源条件，具有随机性、波动性和歇性等特点，其调节控制比较困难，大规模投运会给电网的安全稳定运行带来隐患。为了解决区域电网内的有功不平衡问题，本文采用在电厂侧增加储能的方式，使储能系统参与电网调频，实时调节电网中调频电源的有功出力，从而实现电网频率调节速率快、精度高、频繁转换功率调节方向能力强等功能。
关键词：储能，调频，能量管理系统，分散控制系统
0 引言
随着我国经济的迅速发展，国家电网面临电力负荷峰谷差大、 变化速度快以及电源结构中多种电源并存的局面。 为了提升电力系统的调节能力，促进新能源消纳和能源结构优化调整，本文通过设计具体的工程项目，对电厂进行调频性能升级改造，并引入储能技术与火电机组联合参与调频服务，以期在地区电网调节有功输出等方面起到良好的示范作用。 这对改善电网的安全、可靠运行，提升电网接纳新能源的能力，构建坚强型电力系统具有重要
意义。
与传统的调频方式相比，储能系统参与电网调频具有以下显著优势：
首先，调节速率快。能够迅速响应电网频率的变化，在短时间内实现有功出力的调整，更快地稳定电网频率。
其次，精度高。可以更精准地控制有功功率的输出，确保电网频率稳定在较小的偏差范围内。
再者，具备频繁转换功率调节方向的强大能力。能灵活适应电网复杂多变的需求，及时改变调节方向，有效应对各种突发状况。
此外，由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，储能系统能更好地弥补这些不足，提供更稳定、可靠的调频支持，减少因新能源发电特性给电网带来的不利影响。
1 储能接入系统方案
1.1 项目概况
新建储能电站工程在电 厂内实施，其 建 设 规 模 为10 MW/5 MWh，电池采用磷酸铁锂电池，采用预制舱方式布置，储能电站占地面积约 1 200 m2。 储能电站包括 4 套储能子系统（2.5 MW/1.25 MWh），采用单母线分段接线方式连接。
1.2 负荷验算及接入点选择
根据接线方式， 储能电站最大的接入容量为 5 MW/2.5 MWh。 因此，若在此情况下高厂变不产生过负荷，则其他模式下均不会产生过负荷情况。储能系统接入需按单机组运行情况下考虑高厂变容量配置问题，＃1 机组高厂变用电负荷如表 1 所示。
根据以上负荷统计，计算得出 #1 高厂变高压侧绕组负载为 38 010 kVA，低压侧Ⅰ段分裂绕组负荷为 20 780 kVA，低压侧Ⅱ段分裂绕组负荷为 19 930 kVA。 按最大接入容量考虑， 计算 5 MW 储能系统接入 #1 机组厂用电系统后高厂 变 最 大 负 荷 率 ：#1 机 组 高 厂 变 低 压 侧Ⅰ段 负 荷 率=（20.78+5）/31.5×100%=81.8%；#1 机组高厂变低压侧Ⅱ段负荷率=（19.93+5）/31.5×100%=79.1%；#1 高厂变高压侧负荷率=（34.489+5）/50×100%=81.4%。 计算结果表明，高厂变的高低压侧均满足变压器运行要求。
按照此方法依次计算 4 台机组下每台高厂变的负荷率，经计算可知，本期 4 套储能子系统分别接入 #1 高厂变Ⅰ段母线、#2 高厂变Ⅱ段母线、#3 高厂变Ⅱ段母线、#4 高厂变Ⅰ段母线。
2 储能接入对电厂运行安全的影响
2.1 储能系统接入对继电保护的影响
新增储能系统产生的短路电流很小，储能系统接入后对接入开关柜保护的影响不大，并且接入后的短路电流增加值不参与高厂变高压侧保护定值计算，因此不影响继电保护。高厂变低压侧复压过流保护定值计算取值包括低压侧分支电压、低压侧分支额定电流，与储能系统接入后无关，因此也不影响继电保护。
2.2 储能系统接入对电厂 DCS 系统的影响
储能系统接入后， 电厂原分散控制系统（DistributedControl System，DCS）控制模式仍保持不变。 因为储能系统的接入不影响原有电厂机组 DCS 组态，DCS 对机组出力的控制仍采用集中自动控制方式。储能控制系统与各机组DCS 之间采用硬接线连接， 主要采集机组调频动作、AGC自动投入等 DO 信号， 通过增加自动发电控制（AutomaticGeneration Control，AGC）卡件实现，同时将电能管理系统（Energy Management System，EMS） 中的储能系统充电功率、放电功率、各开关状态等信号送至 DCS 系统。 因此，储能系统的接入不影响 DCS 的运行模式。
3 储能系统工程技术方案设计
3.1 电气一次方案设计
此工程建设规模为 10 MW/5 MWh， 包含 4 套储能子系统，每套子系统为 2.5 MW/1.25 MWh。 电池采用磷酸铁锂电池，储能子系统 6 kV 母线采用单母线接线，设置 4 回出线间隔，分别接入 1# 机组 6 kV 侧Ⅰ段、2# 号机组 6 kV侧Ⅱ段、3# 机组 6 kV 侧Ⅱ段、4# 号机组 6 kV 侧Ⅰ段。正常运行时， 每组 PCS、 电池子系统的输出功率为2.5 MW，当储能站侧母联闭合时，每套子系统的输出功率为 5 MW。储能站侧通过各子系统的 6 kV 环网开关实现储能功率按需求输出，根据电厂侧高厂变低压侧储能开关分合位置确定储能系统接入点。 储能站侧主接线如图 1 所示。
此 工 程 中 储 能 环 网 开 关 柜 、 储 能 变 流 器 （Power Conversion System，PCS） 及电池组均采用模块化设计，以节约用地，减少电缆敷设量。 本期采用预制舱式全户外布置，户外设备布置示意如图 2 所示。
3.2 电气二次方案设计
3.2.1 监控系统
储能电站计算机监控系统主要包括综合监控系统、数据统计分析、功率控制、故障报警等。 储能系统本地控制器、储能主控系统集成在一个柜内，储能本地控制器与储能主控系统采用以太网通讯方式， 储能 EMS 与电厂 DCS采用硬接线方式。 电厂远程终端单元（Remote Terminal Unit，RTU）采集装置与本期改造的 RTU 远动系统采用硬接线方式获取储能出力、储能 AGC 状态、机组出力、AGC指令等数据。
储能 EMS 系统依据调度指令确定储能出力值并下发至储能系统本地控制器，各本地控制器将功率指令均分各储能单元。 储能监控系统网络如图 3 所示。
3.2.2 储能系统保护配置
对新接入的储能系统进行保护分区，直流侧与交流侧分开配置、储能系统侧与电厂接入点分开配置。根据规范，要求直流侧不单独配置保护装置。 当电厂侧系统发生故障时，保护动作于电厂侧储能接入开关，当储能侧系统发生故障时，保护动作于储能侧接入开关，从而保证了储能系统的可靠切除。
储能系统保护分为蓄电池保护、PCS 保护、 变压器保护和接入部分 6 kV 开关保护。
（1）接入部分 6 kV 开关保护：包括定时限/反时限电流速断保护，定时限/反时限过电流保护、定时限/反时限零序过流保护，接地保护等。
（2）变压器保护：包括差动保护，非电量保护，过负荷保护，阻抗保护等。
（3）PCS 保护：包括逆变器防孤岛保护，交流过流、过压、欠压、过频、欠频、过载、相序错误保护，直流过流、过压、欠压、极性反接保护，内部短路保护，绝缘保护，开关状
态异常保护等。
（4）直流及蓄电池保护：包括电池配置有过压/低压保护，过热/过流保护，电压/电流变化率保护，充电保护。
3.2.3 电厂 RTU 及 DCS 系统改造内容电厂原 RTU 系统改造部分：（1）增加储能 6 kV 并网点电流、电压、功率采集装置或板卡；（2）调整软件后台矩阵，增加对机组出力和储能出力信号进行叠加算法，叠加前、后的数据作为出力反馈信号回传电网以及增加相应遥信、遥测和遥调数据接入；（3）增加储能控制系统与 RTU的通信，以约定的通讯协议进行数据传输，获取储能系统实时运行数据；（4）增加储能侧 6 kV 段开关状态信号；（5）增加高厂变高、低压侧有功、无功和电流信号。
电厂原 DCS 系统改造部分：（1）机组 DCS 将接收到的AGC 指令转发至储能系统；（2）对电厂 DCS 系统进行扩容，通过增加卡件实现 DCS 与储能系统控制单元通讯，实现信息交互；（3）储能控制系统从机组 DCS 控制系统获得的数据，包括 AGC 调频指令、机组出力数值、机组限负荷指令、储能允许投入信号、一次调频动作、AGC 自动投入信号；（4）储能控制系统不向 DCS 发出指令，仅上传储能系统状态信息，包括储能侧开关位置信号、电池容量信号、PCS 储能系统并网功率、储能投入反馈信号、电池充放电信号等。
4安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统解决方案
4.1 应用场合
储能监测系统具有广泛的应用场合：
电力系统
电网侧：用于监测大规模储能电站与电网的交互情况，确保电网稳定运行，优化电能质量。
发电侧：在发电厂，尤其是新能源发电厂（如风力发电、太阳能发电），监测储能设备以平滑发电输出，提高发电的稳定性和可预测性。
工业领域
大型工厂：帮助工厂管理自身的电力消耗和储能，降低用电成本，应对电力高峰和低谷时段。
制造业：在对电力质量要求较高的制造业中，如半导体制造，确保电力供应的稳定性和可靠性。
数据中心
实时监测储能设备，保障数据中心在市电中断时的持续供电，同时优化电力使用效率。
通信基站
确保通信基站在停电时仍能正常运行，维持通信服务的连续性。
新能源汽车充电站
监测储能设施，优化充电设施的电力分配和使用，提高充电效率。
偏远地区和岛屿
在电力供应不稳定的偏远地区或独立岛屿，有效管理储能系统，满足当地的基本用电需求。
商业建筑和大型综合体
实现电力的削峰填谷，降低电费支出，同时保障紧急情况下的电力供应。
4.2 系统结构
实时监测
系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。
系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。
微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等
微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。
光伏界面
本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。
发电预测
系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。
5结语
本项目的实施一方面能够有效解决区域电网优质调频资源不足的问题，提高区域电网电能频率质量和电力系统运行安全可靠性， 对构建坚强型电网具有重要意义；另一方面可以显著提高电网对将来可再生能源大规模投入的接纳能力。 分析企业财务效益可知，本项目可以带来很可观的收益，产生的社会经济效益也符合产业政策和经济政策。 项目的建设带动了储能行业的多元化发展，有效推动了科技成果向现实生产力转化。
6参考文献
［1］陆秋瑜，李力，杨银国，等.参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范［M］.北京：中国电力出版社，2021.
［2］陈卓，果岩，王婷，等.电池储能功率控制系统变流器技术规范［M］.北京：中国电力出版社，2020.
［3］胡娟，惠东，李建林，等.电力系统电化学储能系统通用技术条件［M］.北京：中国标准出版社，2018.
［4］王实琇.储能参与电厂调频工程的设计与研究］
［5］安科瑞企业微电网设计与应用手册.2022.05版.
