CN209488186U - 一种发电厂agc储能辅助调频系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型提供一种发电厂AGC储能辅助调频系统，能够解决高厂变过载无法消纳储能系统问题，保证机组安全、稳定、经济运行，在已开启的辅助服务市场中为电厂获取更高利润。其包括发电机、主变压器、汇能母线和储能系统；所述储能系统经储能出口断路器与汇能母线相连；所述汇能母线依次经并网断路器和短路电流限制器与所述发电机机端出口相连；所述发电机机端出口经封闭母线与所述主变压器低压侧相连；所述主变压器高压侧经架空线路或电缆线路连接至电网。通过汇能母线直接连接在发电机机端，避免高厂变过载、过流现象，配置短路电流限制器，在短路等故障情况下保证整个系统的安全性。

Description

一种发电厂AGC储能辅助调频系统

技术领域

本实用新型涉及储能辅助调频技术领域，具体为一种发电厂AGC储能辅助调频系统。

背景技术

目前世界各国环保意识不断增强，环境问题日益凸显，环保压力越来越大，相关电力能源环保政策不断出具，不断降低化石能源在一次能源结构中的比重，逐步淘汰、关停环保指标不达标、技术落后火力发电机组。大力发展新能源电力技术，在建或新建新能源项目与日俱增，进一步改变网源结构，导致现有电网系统消纳能力不足，各大发电集团被迫弃光、弃风、弃水事件时有发生，间接加剧了能源浪费现象，因此，传统电网如何消纳新能源成为当今电力技术领域研究热点。

AGC自动发电控制系统是发电厂的有偿辅助服务，在发电机额定功率范围内，由电网调度根据负荷需求向系统内参与调频的电源发出AGC调节指令，发电机根据该AGC指令，快速调节发电机的有功功率，实施跟踪电网调度下发的AGC指令，从而达到调度功率控制要求，实现全网供需平衡，维持频率在允许的范围内波动。现有发电厂新旧火电机组性能差异大，机组调节频次高、范围广，很多机组调节结果不达标，电网要求老旧机组调节性能需进一步增强，并达到考核标准。

目前我国调频电源主要为火电机组，通过调整机组有功出力，跟踪系统频率变化。但是火电机组响应时滞长，机组爬坡速率低，不能准确跟踪电网调度指令，存在调节时间延迟、调节偏差和调节反向等现象。另外，火电机组频繁变换功率运行，会加重机组设备疲劳和磨损，影响机组运行寿命。相对火电机组，水电机组响应较快，可以在几秒内达到满功率输出。但水电机组的建设受地理条件限制，整体可提供的调频容量有限，急需更新的调频技术手段以满足当前电网调频要求。

电池储能系统响应速度快，短时功率吞吐能力强，调节灵活，可在毫秒至秒内实现满功率输出，可以在额定功率内精确控制。相关研究表明，持续充/放电时间为15min的储能系统，其调节效率是水电机组的1.4倍、燃气机组的2.2倍、燃煤机组的24倍。电池储能系统与常规调频电源相结合，可有效提升电力系统调频能力，弥补大量可再生能源接入电网带来的频率偏差问题，提升电网电能质量和系统稳定性，降低有害气体排放。

2017年以来，全国范围内多地陆续发布电力辅助服务市场运营规则，电力调频辅助服务补偿费用持续增长，各地电力政策中多次出现储能，储能在电力调频辅助服务中地位逐渐凸显。为了能够提供更加优质的调频辅助服务，保证机组安全、稳定、经济运行，高效应对调频辅助服务市场激烈的竞争环境，提升发电厂的核心竞争力，在辅助服务市场中获取更高利润，对传统发电厂增加储能设备，联合发电机组共同开展AGC调频业务，提升机组调频性能，增加机组中标几率，调频里程和收益。

但是，目前公知的储能辅助调频存在以下问题：(1)目前储能系统辅助调频大都以“一拖二”接入厂用电6kV或10kV系统，在电池充电的时候容易发生高厂变过载现象，现有电厂随着投运后脱硫、脱硝、供热等技改项目不断的实施，进一步导致电厂高厂变裕量不足，受制于高厂变过载能力和南方地方全年气候炎热，原有厂用电系统通常无法消纳储能系统接入，同时按照设计院设计要求，高厂变也没有额外裕量接纳储能系统；(2)储能辅助调频系统目前在我国乃至世界均属于新型技术，处于起步发展阶段，很多有关储能的政策和制度还没建立，目前尚未看到有关AGC储能辅助调频系统的公开。

实用新型内容

针对现有技术中存在的问题，本实用新型提供一种发电厂AGC储能辅助调频系统，能够解决高厂变过载无法消纳储能系统问题，保证机组安全、稳定、经济运行，在已开启的辅助服务市场中为电厂获取更高利润。

本实用新型是通过以下技术方案来实现：

一种发电厂AGC储能辅助调频系统，包括发电机、主变压器、汇能母线和储能系统；

所述储能系统经储能出口断路器与汇能母线相连；

所述汇能母线依次经并网断路器和短路电流限制器与所述发电机机端出口相连；

所述发电机机端出口经封闭母线与所述主变压器低压侧相连；

所述主变压器高压侧经架空线路或电缆线路连接至电网。

优选的，所述储能系统包括能量储存单元、直流断路器、变流器和升压变压器；所述能量储存单元采用由电容或电池串并联构成的直流系统，所述能量储存单元通过直流断路器与所述变流器直流侧相连，所述变流器用于将所述能量储存单元的直流电转换为交流电，所述变流器采用升压方式与所述储能出口断路器相连。

进一步，所述储能系统功率为发电机满足电网95％调频指令下发电机额定功率的3.5％；

所述储能系统的标准容量为能够用于变流器在额定功率工况下连续工作15min分钟且储存单元剩余电量SOC为40％-60％，最终容量为标准容量与冗余容量之和，所述冗余容量为标准容量的20％；

所述储存单元选用超级电容或者电化学电池实现能量储存；

所述变流器采用升压方式参与AGC辅助调频时，变流器经升压变压器与储能出口断路器相连；

再进一步，所述变流器还用于将发电机的电能向能量储存单元充电；变流器采用全桥拓补结构，置于户外集装箱内；所述变流器拓补结构包括DC-DC直流变换系统、逆变系统、滤波系统，所述DC-DC直流变换系统直流输出端与逆变系统的直流输入端相连，逆变系统的交流输出端与滤波系统输入端相连，滤波系统输出端与升压变压器的低压侧相连。

优选的，所述储能系统参与发电机辅助调频时，所述直流断路器、储能出口断路器和并网断路器均处于闭合状态；

所述储能系统或发电机检修时，所述直流断路器、储能出口断路器和并网断路器均处于断开状态；

当电网频率f<49.5Hz，所述储能系统不充电；电网频率49.5Hz≤f≤50.2Hz，所述储能系统连续稳定运行；电网频率f＞50.2Hz，所述储能系统不放电。

优选的，所述短路电流限制器用于限制短路电流，在系统发生短路时保护发电机、变压器和储能系统；所述短路电流限制器电流设定值在16-20kA范围内选取。

与现有技术相比，本实用新型具有以下有益的技术效果：

本实用新型储能系统通过汇能母线直接连接在发电机机端，避免高厂变过载、过流现象，配置短路电流限制器，在短路等故障情况下保证整个系统的安全性；结合不同服役期限，能量储存单元灵活采用安全可靠的电化学电池或者超级电容，最大程度发挥不同储能技术的优势；采用储能系统出口和并网两级断路器，增强了检修、运行方式的灵活性。同时，通过储能系统大幅提升电厂机组调频性能，增加调频里程和补偿收益、减少设备磨损、降低煤耗、增加运行安全性，在未来电力市场中可能还会享有优先发电上网的权利，具有显著的经济效益；有效提高发电侧的节能减排水平，并显著改善电网对可再生能源的接纳能力，对于电网公司构建坚强型电网具有重要示范意义。

进一步的，储能系统采用升压接入机端方式，经过变压器接入可以有效隔离储能系统所带来的电能质量畸变量，也可以有效隔离储能系统与机组的连接，提高系统接入可靠性与安全性。

进一步的，本实用新型通过DC-DC变换将能量储存单元输出的直流电压进行升压，随后通过逆变系统将电池输出的直流变换为与发电机同频的交流电，再经过升压后与发电机机端相连，变流器既可实现向能量储存单元充电功能，又可实现向发电机和主变压器及发电厂辅机系统放电功能，所述变流器作为功率接口设备，具备恒流充电、恒压充电和恒压涓流充电能力。

进一步的，储能系统接入后，不影响机组原有控制模式，由于通过储能出口断路器独立设置，能够采用储能跟踪机组的控制方式，避免了储能接入对机组产生的影响。

附图说明

图1为本实用新型系统原理图。

图2为本实用新型变流器原理示意图。

图中：1-接地变；2-发电机；3-主变压器；4-汇能母线；5-储能系统；6-储能出口断路器；7-并网断路器；8-短路电流限制器；5-1能量储存单元；5-2直流断路器；5-3变流器；5-4升压变压器。

具体实施方式

下面结合具体的实施例对本实用新型做进一步的详细说明，所述是对本实用新型的解释而不是限定。

本实用新型提供一种发电厂AGC储能辅助调频系统，包括发电机、主变压器、汇能母线、储能系统、储能出口断路器、并网断路器和短路电流限制器；储能系统通过汇能母线直接连接在发电机机端，避免高厂变过载、过流现象，解决高厂变过载无法消纳储能系统问题，配置短路电流限制器，在短路等故障情况下保证整个系统的安全性。实用性强，适用于电源侧、用户侧或电网侧等储能技术领域，同时便于在行业内推广使用，属于新兴技术，为后续相关项目的实施提供借鉴，在厂内增加储能设备，联合发电机组共同开展AGC调频业务，为电网提供更加优质的调频辅助服务。

具体的，如图1所示，本实用新型包括发电机2、主变压器3、汇能母线4、储能系统5、储能出口断路器6、并网断路器7和短路电流限制器8；其中，所述储能系统5经储能出口断路器6与汇能母线4相连，所述汇能母线4依次经并网断路器7、短路电流限制器8与所述发电机2机端出口相连，所述发电机2机端出口经封闭母线与所述主变压器3低压侧相连，所述主变压器3高压侧经架空线路或电缆线路连接至电网。

本实施例中，所述储能系统5包括能量储存单元5-1、直流断路器5-2、变流器5-3、升压变压器5-4；其中，所述能量储存单元5-1由电容或电池串并联构成直流系统，所述能量储存单元5-1通过直流断路器5-2与所述变流器5-3直流侧相连，所述变流器5-3用于将所述能量储存单元5-1的直流电转换为交流电，所述变流器5-3采用升压方式与所述储能出口断路器6相连。

本实施例中，所述储能系统5功率按照所述发电机2满足电网95％调频指令下所述发电机2额定功率的3.5％选取，所述储能系统5容量按照满足所述变流器5-3在额定功率工况下连续支撑15min分钟和所述储存单元5-1剩余电量SOC维持在40-60％，优选的选取50％，结合所述储存单元5-1在运行过程中逐年衰减特性，所述储能系统5容量还需额外配置20％的冗余容量；所述储存单元5-1选用超级电容或者电化学电池实现能量储存；所述变流器5-3采用升压方式参与AGC辅助调频时，所述变流器5-3经升压变压器5-4与所述储能出口断路器6相连。

以600MW机组为例，按照电网ACE调频历史数据，电网AGC指令发送周期大部分以5分钟为限，为了保证储能系统的调节出力，储能系统电池的容量需满足在满功率的前提下连续支撑3个周期，即15分钟，由此得出机组有效调节容量为600MW*3.5％*0.25h＝5.25MWh，考虑储能系统SOC维持在50％左右，需配置电池为5.25MWh/50％＝10.5MWh，储能功率为600MW*3.5％＝21MW，因此机组储能系统配置为21MW/10.5MWh；为保证储能电池在寿命期内安全稳定运行，考虑储能电池容量衰减特性，采用电池容量冗余设计原理，在运行过程中如果单体电池性能发生衰减严重或损坏，可在线用与电池单元特性参数接近的电池将其替换。在之前21MW的基础上应配备21*20％＝4.2MW冗余容量，即21MW+4.2MW＝25.2MW，最终容量为25.2MW*0.25h/50％＝12.6MWh，机组最终配置25.2MW/12.6MWh储能系统。

本实施例中，所述储能系统5参与发电机2辅助调频时，所述直流断路器5-2、储能出口断路器6、并网断路器7均处于闭合状态；所述储能系统5或发电机2检修时，所述直流断路器5-2、储能出口断路器6、并网断路器7均处于断开状态；当电网频率f<49.5Hz，所述储能系统5不应处于充电状态，电网频率49.5Hz≤f≤50.2Hz所述储能系统5连续稳定运行，电网f＞50.2Hz所述储能系统5不应放电。

本实施例中，所述变流器5-3既可实现向能量储存单元5-1充电功能，又可实现向发电机2和主变压器3及发电厂辅机系统放电功能，所述变流器5-3作为功率接口设备，具备恒流充电、恒压充电和恒压涓流充电能力，采用全桥拓补结构，置于户外集装箱内。

如图2所示，所述变流器5-3拓补结构包括DC-DC直流变换系统、逆变系统、滤波系统，所述DC-DC直流变换系统直流输出端与所述逆变系统的直流输入端相连，所述逆变系统的交流输出端与所述滤波系统输入端相连，所述所述滤波系统输出端与所述升压变压器的低压侧相连；所述DC-DC直流变换系统包括电感L1、晶闸管Q4、电容C1和二极管D1，所述电感L1的一端与所述直流断路器5-2输出正极相连，所述电感L1另一端分别与所述晶闸管Q4的集电极和所述二极管D1的阳极相连，所述晶闸管Q4的发射极与所述电容C1的一端相连后与所述直流断路器5-2输出负极相连，所述电容C1的另一端与所述二极管D1的阴极相连；

所述逆变系统包括晶闸管Q1、晶闸管Q2、晶闸管Q3、晶闸管Q5、晶闸管Q6、晶闸管Q7、二极管D2、二极管D3、二极管D4、二极管D5、二极管D6和二极管D7；所述晶闸管Q1、晶闸管Q2、晶闸管Q3的集电极相连后与所述二极管D1的阴极相连，所述二极管D2、二极管D3、二极管D4阴极相连后与所述二极管D1的阴极相连，所述晶闸管Q1的发射极与所述晶闸管Q5的集电极、所述二极管D2的阳极和所述二极管D5的阴极相连，所述晶闸管Q2的发射极与所述晶闸管Q6的集电极、所述二极管D3的阳极和所述二极管D6的阴极相连，所述晶闸管Q3的发射极与所述晶闸管Q7的集电极、所述二极管D4的阳极和所述二极管D7的阴极相连，所述晶闸管Q5、晶闸管Q6、晶闸管Q7的发射极与所述直流断路器5-2输出负极相连，所述二极管D5、二极管D6和二极管D7的阳极与所述所述直流断路器5-2输出负极相连；

所述滤波系统包括电感L2、电感L3、电感L4、电容C2、电容C3和电容C4；所述电感L2的一端与所述晶闸管Q1的发射极相连，所述电感L2的另一端与所述电容C2一端相连后与所述升压变压器5-4的A相相连，所述电感L3的一端与所述晶闸管Q2的发射极相连，所述电感L3的另一端与所述电容C3一端相连后与所述升压变压器5-4的B相相连，所述电感L4的一端与所述晶闸管Q3的发射极相连，所述电感L4的另一端与所述电容C4一端相连后与所述升压变压器5-4的C相相连，所述电容C2、电容C3和电容C4的剩余另一端相连。

本实施例中，所述短路电流限制器8用于限制短路电流，在系统发生短路时保护发电机2、变压器3和储能系统5，所述短路电流限制器8电流设定值在16-20kA范围内选取。

以上所述，仅是本实用新型的较佳实施例，并非对本实用新型作任何限制，凡是根据本实用新型技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本实用新型技术方案的保护范围内。

Claims (6)

1.一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，包括发电机(2)、主变压器(3)、汇能母线(4)和储能系统(5)；

所述储能系统(5)经储能出口断路器(6)与汇能母线(4)相连；

所述汇能母线(4)依次经并网断路器(7)和短路电流限制器(8)与所述发电机(2)机端出口相连；

所述发电机(2)机端出口经封闭母线与所述主变压器(3)低压侧相连；

所述主变压器(3)高压侧经架空线路或电缆线路连接至电网。

2.根据权利要求1所述的一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，所述储能系统(5)包括能量储存单元(5-1)、直流断路器(5-2)、变流器(5-3)和升压变压器(5-4)；所述能量储存单元(5-1)采用由电容或电池串并联构成的直流系统，所述能量储存单元(5-1)通过直流断路器(5-2)与所述变流器(5-3)直流侧相连，所述变流器(5-3)用于将所述能量储存单元(5-1)的直流电转换为交流电，所述变流器(5-3)采用升压方式与所述储能出口断路器(6)相连。

3.根据权利要求2所述的一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，所述储能系统(5)功率为发电机(2)满足电网95％调频指令下发电机(2)额定功率的3.5％；

所述储能系统(5)的标准容量为能够用于变流器(5-3)在额定功率工况下连续工作15min分钟且储存单元(5-1)剩余电量SOC为40％-60％，最终容量为标准容量与冗余容量之和，所述冗余容量为标准容量的20％；

所述储存单元(5-1)选用超级电容或者电化学电池实现能量储存；

所述变流器(5-3)采用升压方式参与AGC辅助调频时，变流器(5-3)经升压变压器(5-4)与储能出口断路器(6)相连。

4.根据权利要求3所述的一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，所述变流器(5-3)还用于将发电机(2)的电能向能量储存单元(5- 1)充电；变流器(5-3)采用全桥拓补结构，置于户外集装箱内；所述变流器(5-3)拓补结构包括DC-DC直流变换系统、逆变系统、滤波系统，所述DC-DC直流变换系统直流输出端与逆变系统的直流输入端相连，逆变系统的交流输出端与滤波系统输入端相连，滤波系统输出端与升压变压器的低压侧相连。

5.根据权利要求2所述的一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，所述储能系统(5)参与发电机(2)辅助调频时，所述直流断路器(5-2)、储能出口断路器(6)和并网断路器(7)均处于闭合状态；

所述储能系统(5)或发电机(2)检修时，所述直流断路器(5-2)、储能出口断路器(6)和并网断路器(7)均处于断开状态；

当电网频率f<49.5Hz，所述储能系统(5)不充电；电网频率49.5Hz≤f≤50.2Hz，所述储能系统(5)连续稳定运行；电网频率f＞50.2Hz，所述储能系统(5)不放电。

6.根据权利要求1所述的一种发电厂AGC储能辅助调频系统，其特征在于，所述短路电流限制器(8)用于限制短路电流，在系统发生短路时保护发电机(2)、变压器(3)和储能系统(5)；所述短路电流限制器(8)电流设定值在16-20kA范围内选取。