前言：本文以浙江電網為例研究采用分布式電力電子儲能裝置提高系統頻率穩定性， 減少系統切負荷量。考慮到儲能安裝位置和改造難度， 因此將儲能裝置分布安裝在110 kV 電站， 從而利用110 kV 電站預留的間隔， 改造容易， 而且可以對各種故障提供足夠的功率支撐。本文研究了這種分布式儲能裝置的安裝容量、 投入時間和投入時長對系統穩定性的影響， 從而提出分布式儲能裝置的控制策略， 以抑制浙江電網由于直流閉鎖而引起的大功率和頻率波動。

0 引言

2015 年9 月19 日， 華東電網某饋入特高壓直流雙極閉鎖， 受端電網損失功率4 900 MW， 電網頻率最低跌至49.56 Hz[1]。如果電網發生多回直流同時閉鎖等嚴重故障， 電網頻率將產生更嚴重的跌落， 甚至可能導致電力系統頻率崩潰。

隨著浙北特高壓交流、 靈紹和賓金特高壓直流、 舟山柔直等項目的相繼投產， 浙江電網已發展成為特高壓交直流互聯、 1 000 MW 級大型發電機組作為主干支撐的龐大而復雜的電力系統。特高壓的接入一方面為浙江電網注入大量電力能源， 另一方面由于大容量輸電通道故障概率的存在， 也給浙江電網安全穩定運行帶來了新的挑戰。主要體現在特高壓交直流線路或變電設備出現故障（如直流單極或雙極閉鎖）會造成浙江電網短時間負荷嚴重不平衡， 大范圍巨額潮流轉移過程中出現的局部電網有功無功缺口和低電壓， 導致電網功率的重大波動、 激發電網可能隱含的多種不穩定運行模式， 從而可能造成大面積減負載或停電事故[2]。

為保證直流故障后電網安全穩定運行， 通常綜合采取多直流提升、 抽蓄電站切泵等措施來平衡電網功率的缺額， 但在直流嚴重故障下仍不足以阻止電網的頻率跌落， 緊急切負荷措施依然是必要手段[3-4]。儲能裝置具有快速響應和精確跟蹤指令特性， 是電力系統調頻和抑制功率波動的新手段[5]。從電網安全運行角度， 研究儲能裝置如何更好地參與一次調頻和二次調頻， 還是當前面臨的關鍵問題。目前儲能裝置參與一次調頻和二次調頻多以下垂控制為主， 且對于變下垂系數的求取并未給出詳細的求解過程。文獻[6]以風儲聯合系統總收益最大為目標， 考慮儲能參與減小棄風和二次調頻服務， 計及電池壽命損耗和儲能SOC（荷電狀態）保持情況對調頻表現的影響來制定儲能控制策略， 但未給出電池參與二次調頻的單位調節功率具體系數選擇方法。動作時機的相關研究同樣是時下國內外研究熱點。文獻[7]以±0.02 Hz 為一次調頻死區， 即確定了其動作時機，同時控制電池儲能在±0.02～±0.2 Hz 內線性出力，并基于儲能實時動作深度的變化提出了一種儲能運行的短期調度策略。文獻[8]研究了為維持鋰離子電池SOC 在運行參考值附近的額外充放電時刻， 基于確定的調頻控制要求（49.8～50.2 Hz）及調頻死區（±0.02 Hz）， 仿真分析表明不同策略的經濟性會隨SOC 運行參考值的增大而變差。文獻[9]提出一種基于區域控制誤差信號分布的獨立AGC（自動發電控制）策略替代常規AGC 機組。文獻[10]提出了一種結合變下垂控制和虛擬慣性的大容量儲能參與電網一次調頻的控制策略， 研究了儲能這2 種控制方式的動作時機和動作深度， 但只基于虛擬下垂控制與虛擬慣性控制的初步結合， 采用簡化模型， 也未考慮儲能電池SOC 的限制與變化。文獻[11]提出了結合虛擬慣性和可變下垂控制的儲能一次調頻控制策略， 考慮SOC對下垂控制系統進行修正。文獻[12]提出基于靈敏度分析儲能電池參與二次調頻的控制策略。文獻[13]提出利用儲能裝置模擬虛擬同步發電機來實現微網中頻率恢復控制。文獻[14]提出結合虛擬下垂和虛擬慣性， 考慮基于SOC 的自適應控制策略。

本文以浙江電網為例研究采用分布式電力電子儲能裝置提高系統頻率穩定性， 減少系統切負荷量。考慮到儲能安裝位置和改造難度， 因此將儲能裝置分布安裝在110 kV 電站， 從而利用110 kV 電站預留的間隔， 改造容易， 而且可以對各種故障提供足夠的功率支撐。本文研究了這種分布式儲能裝置的安裝容量、 投入時間和投入時長對系統穩定性的影響， 從而提出分布式儲能裝置的控制策略， 以抑制浙江電網由于直流閉鎖而引起的大功率和頻率波動。

本文擬采用的儲能裝置是在STATCOM（靜止同步補償裝置）和超級電容儲能（或其他高密度儲能體）技術基礎上的高功率密度多功能儲能裝置，以較小的體積布置在每座110 kV 和220 kV 變電站的10 kV 母線上， 能夠遠程接收調控指令進行工作， 對系統進行有功和無功補償， 抑制系統的功率、 電壓波動， 抑制系統頻率的下降。同時也能夠獨立地按預先設定的控制策略進行輸出無功功率和有功功率的就地動態調節。

1 浙江電網特高壓直流故障分析

研究采用BPA 仿真軟件進行， 基于浙江電網2019 年的夏季高峰運行方式， 故障直流線路目標寧夏太陽到浙江紹興的靈紹±800 kV 直流和四川雙龍到浙江金華的賓金±800 kV 直流， 發電機采用詳細模型， 旋轉備用為13 651.4 MW。負荷58%采用感應電動機模型， 其余負荷按恒阻抗22%（42%×53%）， 恒電流14%（42%×34%）和恒定功率6%（42%×13%）建立模型。

1.1 靈紹雙極直流閉鎖故障分析

當靈紹直流發生雙極閉鎖時， 暫態過程的仿真曲線如圖1 所示。

從圖1 可以看出， 靈紹直流雙極閉鎖后， 原來由直流輸送的2×3 900 MW 功率轉移到交流線路上， 導致功率波動和頻率下降， 在此過程浙江電網發電機功角和功率、 電壓均發生較大的波動，圖1（a）為唐紹發電機功角曲線、 圖1（b）為三門發電機功率曲線、 圖1（c）為紹興某變電所500 kV母線正序電壓曲線、 圖1（d）為系統頻率曲線。由于系統的一次調頻根據頻率的偏差來啟動， 且慣性時間常數較大， 一般為4～10 s。從圖1 中可以看出， 浙江電網的一次調頻時間常數約為10 s，在本身內網機組和外網機組一次調頻作用下和負荷的調節效應作用下， 發電機功率輸出增加， 負荷消耗功率減少， 頻率開始回升， 最終系統能夠穩定， 頻率最低為49.27 Hz。

圖1 靈紹直流雙極閉鎖仿真曲線

1.2 靈紹和賓金同時雙極直流閉鎖故障分析

靈紹直流和賓金直流都發生雙極閉鎖時， 仿真曲線如圖2 所示。可以看出， 當靈紹、 賓金2 條直流雙極閉鎖時， 系統功率缺額更大， 浙江電網發電機功角和功率、 電壓發生較大波動， 頻率降得更低。但在本身內網機組和外網機組一次調頻作用下， 在經過3～4 個一次調頻時間常數周期后，最終系統也能夠穩定， 系統頻率最低為48.6 Hz，下降到49 Hz 以下， 會導致低頻減載裝置動作。

圖2 靈紹、 賓金直流雙極閉鎖仿真曲線

因此， 在靈紹直流發生雙極閉鎖或發生2 條直流雙極閉鎖時， 很有必要配備分布式儲能裝置來抑制功率波動以及頻率下降。

2 儲能裝置功率支持容量及其策略

當系統發生直流閉鎖， 有功功率瞬時缺額，系統頻率將下降， 電力電子儲能裝置具有快速響應和精確跟蹤特性， 可以在這種情況下提供一定的有功功率支持， 緩解系統頻率的降低， 減少切負荷的風險。但是與系統的一次調頻如何配合，采用什么樣的控制策略可以最有效地提供有功和頻率支持， 是本文研究的目標。以下從儲能裝置的支持時機、 支持時長、 安裝容量等方面來進行仿真研究。

2.1 儲能裝置支持時機

由于儲能裝置儲存能量有限， 其放電時間有限， 對于大的功率波動， 通過與發電機一次調頻的配合， 可以選擇一個適當的儲能放電時機， 對于頻率和有功支撐是較佳的， 所以本文在靈紹直流雙極閉鎖故障情況下進行了儲能裝置在不同時刻開始放電支持的仿真實驗。設計儲能裝置總安裝容量為6 400 MW， 放電時間為6 s， 依次進行第0-6 s、 第1-7 s、 第2-8 s、 第3-9 s、 第4-10 s這5 個時段的支持， 具體仿真結果如圖3 所示。

圖3 靈紹直流閉鎖后不同儲能支持時機的仿真曲線

從圖3（a）， 3（b）， 3（c）可以看出， 儲能裝置的支持對發電機功角、 功率和母線電壓的最后穩定都有改善作用。圖3（d）顯示， 儲能裝置的支持可以改善系統頻率最低點， 以免低頻減載裝置動作。但儲能裝置容量和放電時間有限， 越早啟動儲能裝置支持， 響應速度快， 在初期頻率很快有較好的回升， 下降較小。但等到儲能裝置放電完成后， 此時仍存在功率缺額， 而由于一次調頻是根據頻率偏差來啟動的， 儲能裝置的放電減少了系統的功率缺額， 頻率下降較小， 導致一次調頻功率還沒能完全調整上來， 需要一定的調頻時間啟動一次調頻功率， 整個系統頻率又會跌下去，系統最低頻率反而較低， 達不到系統頻率恢復最好結果。如果太晚啟動儲能裝置， 由于一次調頻啟動較慢， 頻率已經下降到最低點， 儲能裝置對于提高系統最低頻率沒有效果。綜合比較， 儲能裝置動作時機不是越早越好， 也不是越晚越好。從圖3 可以看出， 從3 s 開始儲能支持， 9 s 時結束， 母線電壓與發電機功角、 功率的振蕩幅度更小。從表1 中也可以看出整體頻率維持在49.7 Hz以上時間最長， 對于頻率的支撐效果最好。

表1 不同方案最低頻率分析

2.2 儲能裝置支持時長

設置儲能放電功率相同（6 800 MW）， 直流閉鎖故障發生后， 儲能裝置在1 s 時刻開始啟動支持， 支持時長以2 s 為間隔增加， 當靈紹直流雙極閉鎖發生時， 不同支持時長對系統功率波動抑制以及系統頻率下降抑制效果是不同的， 具體BPA 仿真結果如圖4 所示。

圖4 靈紹直流閉鎖后不同儲能支持時長的仿真曲線

由圖4（a）， 4（b）， 4（c）可以看出， 儲能裝置的支持對發電機功角、 功率和母線電壓均有穩定作用， 但不同支持時長的效果區別不是很明顯。圖4（d）顯示， 不同的儲能裝置支持時長對系統最低頻率點的改善效果區別比較明顯。儲能裝置支持時長較短的， 由于支持能量有限， 頻率在一開始有點回升但較慢， 整個系統頻率是在一次調頻作用下才回升較快；而儲能裝置支持時長較長的， 頻率在一開始暫升較多些， 這樣推遲了一次調頻動作時間， 等到儲能裝置放電完成后， 整個系統頻率才在一次調頻作用下穩定回升， 導致系統頻率最低點對應的時間有所不同， 處于較低頻率時間較長。從表2 中可以看出， 儲能裝置支持時間為2 s 和10 s 時， 系統頻率低于49.6 Hz 的時間均超過了5 s， 支撐的效果相對較差。而另外支持時長在4～8 s， 反而效果較好， 這是與一次調頻動作配合比較協調所致。因此對于系統頻率穩定性來講， 適當的儲能容量支持時長比較合適， 不是越長越好。相比于儲能容量支持時長，在大功率缺額的初期， 儲能裝置提供足夠的功率支持對系統最低頻率影響更大。

表2 不同方案最低頻率分析

2.3 儲能裝置安裝容量

靈紹直流雙極閉鎖后， 直流輸送的2×3 900 MW 功率瞬間變為零， 本研究環境下紹興地區有功負荷為6 527 MW， 以該負荷為基數投入儲能支持， 支持的功率從40%增加到100%， 從故障發生3 s 起開始支持， 時間為6 s， 仿真結果如圖5 所示。

圖5 靈紹直流閉鎖后加入不同容量的儲能支持仿真曲線

注：圖中全部負荷特指紹興地區的全部負荷

由圖5（a）， 5（b）， 5（c）可知， 儲能裝置容量變化對發電機功角、 功率以及母線電壓暫態穩定改善效果與上面仿真結果大同小異， 重點還是在頻率上。通過對比圖5（d）母線上頻率變化曲線，可以發現在儲能支持期間（第3-9 s）， 儲能裝置支持功率越大， 對頻率的提升效果越好， 但如果儲能裝置總容量和放電時間有限， 頻率暫時過多的提升反而延緩了一次調頻的作用， 使得系統頻率的最低點推遲時刻到來， 整體系統的頻率調整較慢。恰當的儲能支持功率， 與一次調頻配合， 總體效果是最好的， 安裝容量過大或過小， 都會影響其對系統的頻率支撐水平。從表3 中可以看出，當支持容量為紹興地區負荷的40%以下時， 系統頻率整體在49.7 Hz 以下， 無法進行良好的頻率支撐；當儲能裝置容量為紹興地區負荷的100%時， 系統運行15 s 后， 頻率迅速下落， 也無法達到理想效果。圖5 顯示儲能裝置容量為紹興地區負荷的80%（即5 221.6 MW）時頻率恢復效果最為理想， 最低頻率較高， 49.7 Hz 下持續時間較短， 該功率約為直流閉鎖缺額功率（7 800 MW）的66%。

表3 不同方案最低頻率分析

3 結語

針對浙江電網直流閉鎖故障后的安全穩定運行問題， 對采用分布式電力電子儲能裝置支持的策略進行研究， 該策略包括分布式儲能的安裝容量、 動作時機、 動作時長等控制模式。本文以靈紹直流發生雙極閉鎖的情況為例， 采用電力系統分析BPA 軟件進行模擬仿真， 在浙江電網發生直流雙極閉鎖所引發的大功率波動時， 會發生頻率跌落、 電壓波動等情況， 仿真顯示：分布式儲能支持對系統的最低頻率提升、 抑制電壓以及發電機的波動均有明顯的改善作用， 故障時儲能裝置的投入時機、 支持時長， 以及儲能裝置容量不同， 其效果是不一樣的。當發生大功率波動時，如果儲能裝置放電時間有限， 配合系統一次調頻的作用， 儲能裝置投入容量并不是越多越好， 投入的時間不是越早越好， 放電時長也不是越長越好。考慮儲能裝置合理的動作時機和動作深度，既可以有效改善調頻效果， 也能減少儲能系統容量需求。由仿真結果得知， 分布式儲能裝置的支持配置容量可以設計為直流閉鎖缺額功率的70%左右， 時間在8 s 以內， 既可以起到調頻效果， 且與一次調頻配合較好。對于分布式儲能裝置系統級的具體控制策略以及理論上優化方法還有待進一步的研究。

參考文獻：（略）

DOI： 10.19585/j.zjdl.201905002

開放科學（資源服務）標識碼（OSID）：

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基金項目： 國家電網浙江省電力有限公司科技項目（5211SX17000F）；浙江省自然科學基金（LQY19E070001）