编者按：以浙江电网为例研究采用分布式电力电子储能装置提高系统频率稳定性， 减少系统切负荷量。考虑到储能安装位置和改造难度， 因此将储能装置分布安装在110 kV 电站， 从而利用110 kV 电站预留的间隔， 改造容易， 而且可以对各种故障提供足够的功率支撑。研究了这种分布式储能装置的安装容量、 投入时间和投入时长对系统稳定性的影响， 从而提出分布式储能装置的控制策略， 以抑制浙江电网由于直流闭锁而引起的大功率和频率波动。

2015 年9 月19 日， 华东电网某馈入特高压直流双极闭锁， 受端电网损失功率4 900 MW， 电网频率最低跌至49.56 Hz[1]。如果电网发生多回直流同时闭锁等严重故障， 电网频率将产生更严重的跌落， 甚至可能导致电力系统频率崩溃。

随着浙北特高压交流、 灵绍和宾金特高压直流、 舟山柔直等项目的相继投产， 浙江电网已发展成为特高压交直流互联、 1 000 MW 级大型发电机组作为主干支撑的庞大而复杂的电力系统。特高压的接入一方面为浙江电网注入大量电力能源， 另一方面由于大容量输电通道故障概率的存在， 也给浙江电网安全稳定运行带来了新的挑战。主要体现在特高压交直流线路或变电设备出现故障(如直流单极或双极闭锁)会造成浙江电网短时间负荷严重不平衡， 大范围巨额潮流转移过程中出现的局部电网有功无功缺口和低电压， 导致电网功率的重大波动、 激发电网可能隐含的多种不稳定运行模式， 从而可能造成大面积减负载或停电事故[2]。

为保证直流故障后电网安全稳定运行， 通常综合采取多直流提升、 抽蓄电站切泵等措施来平衡电网功率的缺额， 但在直流严重故障下仍不足以阻止电网的频率跌落， 紧急切负荷措施依然是必要手段[3-4]。储能装置具有快速响应和精确跟踪指令特性， 是电力系统调频和抑制功率波动的新手段[5]。从电网安全运行角度， 研究储能装置如何更好地参与一次调频和二次调频， 还是当前面临的关键问题。目前储能装置参与一次调频和二次调频多以下垂控制为主， 且对于变下垂系数的求取并未给出详细的求解过程。文献[6]以风储联合系统总收益最大为目标， 考虑储能参与减小弃风和二次调频服务， 计及电池寿命损耗和储能SOC(荷电状态)保持情况对调频表现的影响来制定储能控制策略， 但未给出电池参与二次调频的单位调节功率具体系数选择方法。动作时机的相关研究同样是时下国内外研究热点。文献[7]以±0.02 Hz 为一次调频死区， 即确定了其动作时机，同时控制电池储能在±0.02～±0.2 Hz 内线性出力，并基于储能实时动作深度的变化提出了一种储能运行的短期调度策略。文献[8]研究了为维持锂离子电池SOC 在运行参考值附近的额外充放电时刻， 基于确定的调频控制要求(49.8～50.2 Hz)及调频死区(±0.02 Hz)， 仿真分析表明不同策略的经济性会随SOC 运行参考值的增大而变差。文献[9]提出一种基于区域控制误差信号分布的独立AGC(自动发电控制)策略替代常规AGC 机组。文献[10]提出了一种结合变下垂控制和虚拟惯性的大容量储能参与电网一次调频的控制策略， 研究了储能这2 种控制方式的动作时机和动作深度， 但只基于虚拟下垂控制与虚拟惯性控制的初步结合， 采用简化模型， 也未考虑储能电池SOC 的限制与变化。文献[11]提出了结合虚拟惯性和可变下垂控制的储能一次调频控制策略， 考虑SOC对下垂控制系统进行修正。文献[12]提出基于灵敏度分析储能电池参与二次调频的控制策略。文献[13]提出利用储能装置模拟虚拟同步发电机来实现微网中频率恢复控制。文献[14]提出结合虚拟下垂和虚拟惯性， 考虑基于SOC 的自适应控制策略。

本文以浙江电网为例研究采用分布式电力电子储能装置提高系统频率稳定性， 减少系统切负荷量。考虑到储能安装位置和改造难度， 因此将储能装置分布安装在110 kV 电站， 从而利用110 kV 电站预留的间隔， 改造容易， 而且可以对各种故障提供足够的功率支撑。本文研究了这种分布式储能装置的安装容量、 投入时间和投入时长对系统稳定性的影响， 从而提出分布式储能装置的控制策略， 以抑制浙江电网由于直流闭锁而引起的大功率和频率波动。

本文拟采用的储能装置是在STATCOM(静止同步补偿装置)和超级电容储能(或其他高密度储能体)技术基础上的高功率密度多功能储能装置，以较小的体积布置在每座110 kV 和220 kV 变电站的10 kV 母线上， 能够远程接收调控指令进行工作， 对系统进行有功和无功补偿， 抑制系统的功率、 电压波动， 抑制系统频率的下降。同时也能够独立地按预先设定的控制策略进行输出无功功率和有功功率的就地动态调节。

1 浙江电网特高压直流故障分析

研究采用BPA 仿真软件进行， 基于浙江电网2019 年的夏季高峰运行方式， 故障直流线路目标宁夏太阳到浙江绍兴的灵绍±800 kV 直流和四川双龙到浙江金华的宾金±800 kV 直流， 发电机采用详细模型， 旋转备用为13 651.4 MW。负荷58%采用感应电动机模型， 其余负荷按恒阻抗22%(42%×53%)， 恒电流14%(42%×34%)和恒定功率6%(42%×13%)建立模型。

1.1 灵绍双极直流闭锁故障分析

当灵绍直流发生双极闭锁时， 暂态过程的仿真曲线如图1 所示。

从图1 可以看出， 灵绍直流双极闭锁后， 原来由直流输送的2×3 900 MW 功率转移到交流线路上， 导致功率波动和频率下降， 在此过程浙江电网发电机功角和功率、 电压均发生较大的波动，图1(a)为唐绍发电机功角曲线、 图1(b)为三门发电机功率曲线、 图1(c)为绍兴某变电所500 kV母线正序电压曲线、 图1(d)为系统频率曲线。由于系统的一次调频根据频率的偏差来启动， 且惯性时间常数较大， 一般为4～10 s。从图1 中可以看出， 浙江电网的一次调频时间常数约为10 s，在本身内网机组和外网机组一次调频作用下和负荷的调节效应作用下， 发电机功率输出增加， 负荷消耗功率减少， 频率开始回升， 最终系统能够稳定， 频率最低为49.27 Hz。

图1 灵绍直流双极闭锁仿真曲线

1.2 灵绍和宾金同时双极直流闭锁故障分析

灵绍直流和宾金直流都发生双极闭锁时， 仿真曲线如图2 所示。可以看出， 当灵绍、 宾金2 条直流双极闭锁时， 系统功率缺额更大， 浙江电网发电机功角和功率、 电压发生较大波动， 频率降得更低。但在本身内网机组和外网机组一次调频作用下， 在经过3～4 个一次调频时间常数周期后，最终系统也能够稳定， 系统频率最低为48.6 Hz，下降到49 Hz 以下， 会导致低频减载装置动作。


因此， 在灵绍直流发生双极闭锁或发生2 条直流双极闭锁时， 很有必要配备分布式储能装置来抑制功率波动以及频率下降。

2 储能装置功率支持容量及其策略

当系统发生直流闭锁， 有功功率瞬时缺额，系统频率将下降， 电力电子储能装置具有快速响应和精确跟踪特性， 可以在这种情况下提供一定的有功功率支持， 缓解系统频率的降低， 减少切负荷的风险。但是与系统的一次调频如何配合，采用什么样的控制策略可以最有效地提供有功和频率支持， 是本文研究的目标。以下从储能装置的支持时机、 支持时长、 安装容量等方面来进行仿真研究。

2.1 储能装置支持时机

由于储能装置储存能量有限， 其放电时间有限， 对于大的功率波动， 通过与发电机一次调频的配合， 可以选择一个适当的储能放电时机， 对于频率和有功支撑是较佳的， 所以本文在灵绍直流双极闭锁故障情况下进行了储能装置在不同时刻开始放电支持的仿真实验。设计储能装置总安装容量为6 400 MW， 放电时间为6 s， 依次进行第0-6 s、 第1-7 s、 第2-8 s、 第3-9 s、 第4-10 s这5 个时段的支持， 具体仿真结果如图3 所示。

从图3(a)， 3(b)， 3(c)可以看出， 储能装置的支持对发电机功角、 功率和母线电压的最后稳定都有改善作用。图3(d)显示， 储能装置的支持可以改善系统频率最低点， 以免低频减载装置动作。但储能装置容量和放电时间有限， 越早启动储能装置支持， 响应速度快， 在初期频率很快有较好的回升， 下降较小。但等到储能装置放电完成后， 此时仍存在功率缺额， 而由于一次调频是根据频率偏差来启动的， 储能装置的放电减少了系统的功率缺额， 频率下降较小， 导致一次调频功率还没能完全调整上来， 需要一定的调频时间启动一次调频功率， 整个系统频率又会跌下去，系统最低频率反而较低， 达不到系统频率恢复最好结果。如果太晚启动储能装置， 由于一次调频启动较慢， 频率已经下降到最低点， 储能装置对于提高系统最低频率没有效果。综合比较， 储能装置动作时机不是越早越好， 也不是越晚越好。从图3 可以看出， 从3 s 开始储能支持， 9 s 时结束， 母线电压与发电机功角、 功率的振荡幅度更小。从表1 中也可以看出整体频率维持在49.7 Hz以上时间最长， 对于频率的支撑效果最好。

 

2.2 储能装置支持时长

设置储能放电功率相同(6 800 MW)， 直流闭锁故障发生后， 储能装置在1 s 时刻开始启动支持， 支持时长以2 s 为间隔增加， 当灵绍直流双极闭锁发生时， 不同支持时长对系统功率波动抑制以及系统频率下降抑制效果是不同的， 具体BPA 仿真结果如图4 所示。


由图4(a)， 4(b)， 4(c)可以看出， 储能装置的支持对发电机功角、 功率和母线电压均有稳定作用， 但不同支持时长的效果区别不是很明显。图4(d)显示， 不同的储能装置支持时长对系统最低频率点的改善效果区别比较明显。储能装置支持时长较短的， 由于支持能量有限， 频率在一开始有点回升但较慢， 整个系统频率是在一次调频作用下才回升较快;而储能装置支持时长较长的， 频率在一开始暂升较多些， 这样推迟了一次调频动作时间， 等到储能装置放电完成后， 整个系统频率才在一次调频作用下稳定回升， 导致系统频率最低点对应的时间有所不同， 处于较低频率时间较长。从表2 中可以看出， 储能装置支持时间为2 s 和10 s 时， 系统频率低于49.6 Hz 的时间均超过了5 s， 支撑的效果相对较差。而另外支持时长在4～8 s， 反而效果较好， 这是与一次调频动作配合比较协调所致。因此对于系统频率稳定性来讲， 适当的储能容量支持时长比较合适， 不是越长越好。相比于储能容量支持时长，在大功率缺额的初期， 储能装置提供足够的功率支持对系统最低频率影响更大。



2.3 储能装置安装容量

灵绍直流双极闭锁后， 直流输送的2×3 900 MW 功率瞬间变为零， 本研究环境下绍兴地区有功负荷为6 527 MW， 以该负荷为基数投入储能支持， 支持的功率从40%增加到100%， 从故障发生3 s 起开始支持， 时间为6 s， 仿真结果如图5 所示。


由图5(a)， 5(b)， 5(c)可知， 储能装置容量变化对发电机功角、 功率以及母线电压暂态稳定改善效果与上面仿真结果大同小异， 重点还是在频率上。通过对比图5(d)母线上频率变化曲线，可以发现在储能支持期间(第3-9 s)， 储能装置支持功率越大， 对频率的提升效果越好， 但如果储能装置总容量和放电时间有限， 频率暂时过多的提升反而延缓了一次调频的作用， 使得系统频率的最低点推迟时刻到来， 整体系统的频率调整较慢。恰当的储能支持功率， 与一次调频配合， 总体效果是最好的， 安装容量过大或过小， 都会影响其对系统的频率支撑水平。从表3 中可以看出，当支持容量为绍兴地区负荷的40%以下时， 系统频率整体在49.7 Hz 以下， 无法进行良好的频率支撑;当储能装置容量为绍兴地区负荷的100%时， 系统运行15 s 后， 频率迅速下落， 也无法达到理想效果。图5 显示储能装置容量为绍兴地区负荷的80%(即5 221.6 MW)时频率恢复效果最为理想， 最低频率较高， 49.7 Hz 下持续时间较短， 该功率约为直流闭锁缺额功率(7 800 MW)的66%。


3 结语

针对浙江电网直流闭锁故障后的安全稳定运行问题， 对采用分布式电力电子储能装置支持的策略进行研究， 该策略包括分布式储能的安装容量、 动作时机、 动作时长等控制模式。本文以灵绍直流发生双极闭锁的情况为例， 采用电力系统分析BPA 软件进行模拟仿真， 在浙江电网发生直流双极闭锁所引发的大功率波动时， 会发生频率跌落、 电压波动等情况， 仿真显示：分布式储能支持对系统的最低频率提升、 抑制电压以及发电机的波动均有明显的改善作用， 故障时储能装置的投入时机、 支持时长， 以及储能装置容量不同， 其效果是不一样的。当发生大功率波动时，如果储能装置放电时间有限， 配合系统一次调频的作用， 储能装置投入容量并不是越多越好， 投入的时间不是越早越好， 放电时长也不是越长越好。考虑储能装置合理的动作时机和动作深度，既可以有效改善调频效果， 也能减少储能系统容量需求。由仿真结果得知， 分布式储能装置的支持配置容量可以设计为直流闭锁缺额功率的70%左右， 时间在8 s 以内， 既可以起到调频效果， 且与一次调频配合较好。对于分布式储能装置系统级的具体控制策略以及理论上优化方法还有待进一步的研究。

原标题：抑制电网大功率波动的分布式储能装置功率支持策略研究