马敏

（国家电投集团协鑫滨海发电有限公司，江苏 盐城 224500）

目前，国内一些电网地区已经出台了储能参与电力辅助服务的政策，鼓励技术创新和电储能装置参与调频市场，对具有不同调节性能的调频资源给予不同的补偿。发电侧建设的电能储存设施可以与机组共同参与调峰、调频，也可以作为独立主体参与辅助服务市场交易。本文讨论某火电厂增加一套30MWAGC储能调频系统后对厂用电安全性能的影响。通过新增AGC储能调频系统对机组的短路电流、厂用电安全、谐波等电能质量的影响进行评估和计算，核算系统安全性和可靠性。

1 储能系统对厂用电安全性能的影响

某电厂共有2台机组，1#、2#发电机额定容量1050MW，高厂变采用西安西电SFF-77000/27型变压器，容量为77/46-46MVA，厂用电电压等级为10kV，2台机组配置1台启备变。拟新增18MW储能调频辅助系统，同时接入1、2号机组高厂变低压侧10kV A、B段，通过开关切换选择一台机组联合响应电网AGC调度指令。

据统计，机组满载运行时，10kV 1A段的最大电流为1328A，10kV 1B段的最大电流为1194A。10kV 1A段增加9MW储能系统后，该段电流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，则增加储能系统后10kV 1A段的最大电流为1822.89A，小于1A段额定电流2529.31A。10kV 1B段增加9MW储能系统后，该段电流增加9×1000/（1.732×10.5）=494.89A，增加储能系统后10kV 1B段的最大电流为1688.89A，小于1B段额定电流2529.31A。

未增加储能前，机组满载运行时，高厂变低压侧最大稳态负荷为45.86MVA（A段1.732×10.5×1328=24.15MVA<46MVA，B段1.732×10.5×1194=21.71MVA<46MVA）。增加储能系统后，厂用电A、B段负荷各增加9MW，不考虑功率因数，则高厂变低压侧A段最大稳态负荷为24.15+9=33.15MVA，小于高厂变低压侧额定容量46MVA，高厂变低压侧B段最大稳态负荷为21.71+9=30.71MVA，小于高厂变低压侧额定容量46MVA。高厂变低压侧总负荷为33.15+30.71=63.86MVA，折算到变压器高压侧为53.44MVA，小于高压变高压侧额定容量77WVA。

因此，该公司接入18MW储能辅助调频系统后，机组满负荷运行时，高厂变的容量满足储能系统接入要求。

机组运行时，可能会启动大电机。电机启动大时，启动电流较大，启动时间一般不会超过20s，根据运行数据，接近满负荷运行时启动大电机时厂用段最大负荷电流为1232.73A，在高厂变允许承受的运行范围内。……