在雙碳目標指引下新能源發展迅速，電力系統能源結構日趨復雜，負荷隨機性波動頻繁，加劇了電網頻率波動。電網頻率環境的惡化使其運行安全性和可靠性面臨著前所未有的挑戰。風光等可再生能源受自然環境因素的影響較大，存在穩定性和可靠性差的缺點。因此，當電網頻率發生波動時，調頻任務主要由火電、水電等機組承擔。在電力輔助服務市場，調頻能力強的機組可以通過輔助服務賺取電網補償。因此，提供調頻服務目前已成為一種可以有效改善火電廠經營狀況的手段之一。

將儲能與火電機組自動發電控制（automatic generation control, AGC）相結合，可以大大提高機組的調頻性能，并在一定程度上延長火電機組的壽命。隨著各地火電企業參與兩個細則考核補償辦法的制定，儲能參與機組調頻服務在國內得到了快速的推廣應用，其中最常見的就是鋰電池儲能。但是鋰電池安全性差、循環壽命短的缺點制約了其在電力調頻領域的應用。

有學者提出一種超級電容（super capacitor, SC）輔助火電機組優化一次調頻技術，研究結果表明，合理的電容選擇與連接控制，可以有效降低機組煤耗，提高機組調頻靈活性。有學者介紹火儲聯合AGC調頻技術的基本原理、典型方案、控制過程及實際工程效果，并探討儲能系統接入對火電機組電氣系統的影響和儲能電池的選型問題。有學者分析鋰電池儲能輔助AGC調頻系統對機組短路電流、廠用電安全、電能質量等的影響，并對系統安全性進行了評估。

在國內，儲能輔助火電機組調頻仍以鋰電池為主，超級電容儲能處于可研階段，且關于儲能接入廠用電系統的電氣問題的研究較少。

鑒于此，本文首先對比分析超級電容與鋰電池的工作特性；然后給出超級電容儲能接入廠用電系統的方案，并對其電氣影響進行分析；最后結合某600MW機組儲能調頻項目對本文的理論分析進行驗證。

1 超級電容儲能輔助火電機組調頻技術

1.1 儲能輔助火電機組調頻的原理

目前，我國電力系統中的調頻任務主要由火電、水電等機組承擔。以火電機組為例，由于其轉動慣性大、且需要經過能源的二次轉換，導致機組調頻響應速度慢、控制精度低。火電機組響應AGC指令過程如圖1所示。隨著電網頻率環境的惡化，火電機組的調頻負擔增重，嚴重影響機組的運行壽命，因此亟需對現有調頻方式進行改進。

圖1 火電機組響應AGC指令過程

隨著對調頻技術的探索，一種火儲聯合系統在用于AGC調頻時展現出了優異的效果。儲能輔助機組AGC調頻的控制原理示意圖如圖2所示，即可將AGC調頻指令的功率差額交給儲能部分響應，這樣可以大大提高火電廠的調節性能。

圖2 AGC調頻的控制原理示意圖

式（1）

儲能對機組AGC調頻性能的改善表現如下：

1）調節速度。儲能系統充放電時間為秒級甚至更短，計及控制系統的延時（實測為2～5s），也可大幅提高機組調節速度。

2）調節精度。儲能系統的調節偏差一般為3%PN（PN為儲能系統額定功率），遠小于火電機組；并且由于儲能系統調節速度快，還可以對火電機組的穩態調節誤差進行修正，進一步提高機組調節精度。

3）調節時間。相比火電機組，儲能系統響應速度更快，即使考慮采樣、控制及通信等環節的延時，也很容易使機組總體響應時間小于20s。

此外，當配置適當的儲能容量后，還可以降低機組由于深度或頻繁調節帶來的疲勞損害。

式（2）

1.2 適合火電的儲能方式

幾種常見的儲能方式見表1。其中，鋰電池應用最廣泛，技術也最成熟，但其安全性差、壽命短。

表1 幾種常見的儲能方式

圖3為一種用于電力系統的4V/10 000F型超級電容充放電特性，可以看出超級電容具有很高的充放電速率。圖4為典型的超級電容和鋰電池自持放電特性，可以看出超級電容的電壓保持率相對更高（開路72h，≥98%）。

圖3 超級電容充放電特性

圖4 超級電容和鋰電池自持放電特性

此外，超級電容具有更高的安全特性及更長的循環壽命，因此更適用于短時間高功率輸出，以及需要快速響應、使用壽命長的火電機組調頻領域。

1.3 儲能輔助火電調頻的系統結構

圖5為超級電容儲能接入廠用電系統結構。超級電容儲能單元為直流電系統，首先通過變流器（power conversion system, PCS）將直流電轉換為交流電，然后經過箱式變壓器將電壓提高到一定等級，最后經過并網開關從高廠變低壓側接入廠用電系統。

圖5 超級電容儲能接入廠用電系統結構

根據目前的火儲調頻立項情況可知，儲能輔助調頻的出發點是改善機組調節環境，提升機組響應AGC指令的性能，因此均在已投運機組上進行改造。而在機組初始設計中，并未考慮儲能系統的接入。目前儲能輔助火電調頻工程都是大容量儲能接入機組廠用電系統，因此需要對大容量儲能接入廠用電帶來的相關問題進行研究。

2 超級電容儲能接入廠用電存在的問題

2.1 高廠變容量限制

儲能系統在一定程度上增加了高廠變的負荷比重。一般要求在接入廠用電的儲能系統的充放電過程中，高廠變不能過負荷，也不能出現倒送電。

式（3）（4）（5）

根據圖5可知，超級電容儲能從廠用電低壓側接入，此時高廠變的總容量可以等效為廠用容量與超級電容容量的和。而相較于廠用電系統，儲能系統的容量及等效阻抗都比較小，基本不會對高廠變的容量造成影響。

2.2 保護與控制

考慮機組及廠用電系統的可靠性和安全性，有必要分析超級電容儲能接入給廠用電保護與控制系統帶來的影響。

1）對繼電保護的影響

（1）對發電機、勵磁變電氣量保護的影響

超級電容處于放電工況時，對整個廠用電系統來說可以等效為一個電壓源。當系統某處發生短路故障時，超級電容向短路點提供短路電流，由于其可提供的短路電流值很小，基本可以忽略其影響。

（2）對發變組電氣量保護的影響

根據繼電保護原理可知，差動保護動作電流為：

式（6）

結合圖5可知，超級電容儲能不在發變組的差動保護范圍內，對差動保護沒有影響；主變高壓側零序電流取自高壓側接地零序CT，保護定值不受儲能系統的影響；發電機額定電流、機端電壓等不受儲能系統的影響，因此超級電容儲能對主變高壓側復壓過電流保護也沒有影響。

（3）對高廠變電氣量保護的影響

高廠變差動保護和高壓側復壓過電流保護的整定值不受儲能系統接入后的電流增加值影響；低壓側零序過電流保護中，電流取自低壓側中性點零序CT，與儲能系統接入無關；低壓側復壓過電流保護中，整定值為高廠變分支電壓和額定電流，上述量均與儲能系統的接入無關，故對保護沒有影響。

（4）對廠用電低電壓保護的影響

儲能系統處于充電狀態時，根據檢測到的6kV段母線電壓運行狀況，決定是否投退儲能系統。同時考慮到儲能系統的特點，對火儲聯合系統中的儲能系統可不投低電壓穿越功能，可有效避免儲能系統帶來的影響。

綜上所述，超級電容儲能接入廠用電系統后，不會對機組已配置的繼電保護造成影響。

2）對控制系統的影響

超級電容儲能輔助機組參與調頻時，機組和儲能作為一個整體響應電網AGC指令，上傳至調度的反饋信號為兩者的出力和。機組原有的控制模式保持不變，負責AGC指令的接收、反饋機組實時出力情況并協調控制系統響應AGC調頻指令。

由此可知，超級電容儲能系統的接入并不會對機組原有的控制系統造成影響。

2.3 短路電流校核

超級電容儲能系統采用基于高頻電力電子器件的雙向功率變換器并網，出于對電力電子器件的保護，流過功率變換器的最大導通電流為：

式(7)

式(7)中，IDM為變換器最大電流有效值。因此，當廠用電母線發生短路故障時，儲能系統可貢獻的短路電流分量較小，動熱穩定短路電流均在允許范圍內，不影響現有斷路器的開斷能力。

2.4 電能質量

1）對接入點電流諧波的影響

并網逆變器在電能變換過程中，電力電子器件的全控特性會造成一定程度的波形畸變，從而產生諧波，通過傅里葉變換可得：

式（8）（9）

式（10）

火儲聯合項目中PCS采用的控制算法使并網逆變器注入電網的電流波形近似正弦波，電流諧波總畸變率小于5%，各次諧波畸變率小于3%，滿足儲能行標NBT 31016—2011的要求。因此超級電容儲能接入廠用電系統產生的諧波含量很少，基本不會影響廠用電系統的安全可靠工作。

2）對接入點電壓的影響

超級電容通過PCS接入廠用電系統，具有很高的控制自由度。隨著一些高效控制算法的應用，變換器的效率、功率因數、輸出電壓穩定性等都得到了很大提升。其中，功率因數甚至可達0.99，和電網間的無功功率交換很少，因此基本不會對接入母線段的電壓造成較大影響。

3 典型案例分析

對于廠用電系統，超級電容與鋰電池的作用效果基本一致，由于目前超級電容儲能項目還在可研階段，所以本文以鋰電池儲能項目進行對比說明。

本文以某600MW火電機組儲能輔助AGC調頻項目為例進行分析。該廠發變組負荷段配置情況為：每臺主變低壓側接一臺雙分裂變壓器（分別接廠用A、B段6kV負荷）和一臺雙繞組變壓器（接廠用C段6kV負荷），擬配置超級電容容量為10MW，通過PCS從6kV段母線接入。

3.1 高廠變容量限制

超級電容儲能接入6kV各分段后，通過核算可以得到每臺高廠變的容量限值，具體參數見表2。

表2 高廠變容量配置

由表2可知，1、2號機6kV廠用母線A段、B段、C段分別有566A、566A、1 366A的負荷空間。當超級電容儲能接入時，高廠變并不會發生過負荷，容量配置滿足需求。

3.2 保護與控制

1）超級電容儲能接入對繼電保護的影響

參考鋰電池儲能實際運行結果可知，儲能接入后對發電機、主變、勵磁變、高廠變等的繼電保護裝置及定值參數基本沒有影響。

2）超級電容儲能接入對控制系統的影響

儲能的接入并不影響原有控制系統。為提高火儲聯合控制系統的性能，可對控制系統作以下改動：

（1）增加通信接口，提供儲能系統AGC信息。

（2）增加分散控制系統（distributed control system, DCS）IO卡件，與儲能系統控制單元進行信息、狀態的交換。

（3）遠程終端單元（remote terminal unit, RTU）增設信號單元來收發AGC指令及控制信號。

3.3 短路電流校核

根據該項目超級電容儲能的配置情況，核算不同超級電容容量工況下的短路電流見表3。

表3不同超級電容容量工況下的短路電流

由表3可知，超級電容儲能接入1、2號機6kV母線段后，熱穩定短路電流低于6kV各段的開關關斷容量40kA，滿足熱穩定需求；動穩定短路電流低于6kV各段開關極限短路電流峰值130kA，滿足動穩定需求。

3.4 電能質量

1）對接入點電壓的影響

運行中的儲能變流器功率因數最高可達0.99，而機組的額定運行功率因數cosφN=0.9。因此，儲能系統充放電過程中與電網間的無功功率交換較少，基本不會引起6kV母線電壓的波動。

2）對接入點電流諧波的影響

儲能PCS通過引入多重化控制技術來抑制諧波；同時采用雙邊空間矢量脈寬調制（SVPWM）技術，使變流器的并網電能質量滿足NB/T 31016要求。圖6為儲能變流器滿載時6kV各段母線的電流諧波含量。由圖6可以看出，各次諧波含量均小于規定值（＜5%），超級電容儲能的接入不會引起電流諧波畸變率增加，對電能質量基本沒有影響。

圖6 滿載時6kV各段母線電流諧波含量

4 結論

基于火儲聯合AGC調頻系統，本文對超級電容儲能接入廠用電系統帶來的影響進行分析，得出以下結論：

1）超級電容儲能在響應AGC調頻指令過程中不會發生過負荷，不影響高廠變的容量配置。

2）超級電容儲能系統的接入對繼電保護和控制系統基本沒有影響。

3）超級電容儲能接入廠用電系統后，6kV母線段動、熱穩定短路電流均在允許范圍內。

4）超級電容儲能的接入不會降低廠用電系統的電能質量，不影響廠用負荷的正常運行。

綜合分析可知，超級電容儲能的接入不會對廠用電系統造成影響，對其聯合火電機組參與AGC調頻技術的應用具有較好的參考意義。

本文編自2022年第8期《電氣技術》，論文標題為“超容儲能輔助火電機組調頻的電氣問題研究”，作者為黃策、燕云飛 等。