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編者按：以浙江電網(wǎng)為例研究采用分布式電力電子儲(chǔ)能裝置提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性， 減少系統(tǒng)切負(fù)荷量。考慮到儲(chǔ)能安裝位置和改造難度， 因此將儲(chǔ)能裝置分布安裝在110 kV 電站， 從而利用110 kV 電站預(yù)留的間隔， 改造容易， 而且可以對(duì)各種故障提供足夠的功率支撐。研究了這種分布式儲(chǔ)能裝置的安裝容量、 投入時(shí)間和投入時(shí)長(zhǎng)對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響， 從而提出分布式儲(chǔ)能裝置的控制策略， 以抑制浙江電網(wǎng)由于直流閉鎖而引起的大功率和頻率波動(dòng)。

2015 年9 月19 日， 華東電網(wǎng)某饋入特高壓直流雙極閉鎖， 受端電網(wǎng)損失功率4 900 MW， 電網(wǎng)頻率最低跌至49.56 Hz[1]。如果電網(wǎng)發(fā)生多回直流同時(shí)閉鎖等嚴(yán)重故障， 電網(wǎng)頻率將產(chǎn)生更嚴(yán)重的跌落， 甚至可能導(dǎo)致電力系統(tǒng)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(xiàng)目的相繼投產(chǎn)， 浙江電網(wǎng)已發(fā)展成為特高壓交直流互聯(lián)、 1 000 MW 級(jí)大型發(fā)電機(jī)組作為主干支撐的龐大而復(fù)雜的電力系統(tǒng)。特高壓的接入一方面為浙江電網(wǎng)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(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)了新的挑戰(zhàn)。主要體現(xiàn)在特高壓交直流線路或變電設(shè)備出現(xiàn)故障(如直流單極或雙極閉鎖)會(huì)造成浙江電網(wǎng)短時(shí)間負(fù)荷嚴(yán)重不平衡， 大范圍巨額潮流轉(zhuǎn)移過(guò)程中出現(xiàn)的局部電網(wǎng)有功無(wú)功缺口和低電壓， 導(dǎo)致電網(wǎng)功率的重大波動(dòng)、 激發(fā)電網(wǎng)可能隱含的多種不穩(wěn)定運(yùn)行模式， 從而可能造成大面積減負(fù)載或停電事故[2]。

為保證直流故障后電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行， 通常綜合采取多直流提升、 抽蓄電站切泵等措施來(lái)平衡電網(wǎng)功率的缺額， 但在直流嚴(yán)重故障下仍不足以阻止電網(wǎng)的頻率跌落， 緊急切負(fù)荷措施依然是必要手段[3-4]。儲(chǔ)能裝置具有快速響應(yīng)和精確跟蹤指令特性， 是電力系統(tǒng)調(diào)頻和抑制功率波動(dòng)的新手段[5]。從電網(wǎng)安全運(yùn)行角度， 研究?jī)?chǔ)能裝置如何更好地參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻， 還是當(dāng)前面臨的關(guān)鍵問(wèn)題。目前儲(chǔ)能裝置參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻多以下垂控制為主， 且對(duì)于變下垂系數(shù)的求取并未給出詳細(xì)的求解過(guò)程。文獻(xiàn)[6]以風(fēng)儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)總收益最大為目標(biāo)， 考慮儲(chǔ)能參與減小棄風(fēng)和二次調(diào)頻服務(wù)， 計(jì)及電池壽命損耗和儲(chǔ)能SOC(荷電狀態(tài))保持情況對(duì)調(diào)頻表現(xiàn)的影響來(lái)制定儲(chǔ)能控制策略， 但未給出電池參與二次調(diào)頻的單位調(diào)節(jié)功率具體系數(shù)選擇方法。動(dòng)作時(shí)機(jī)的相關(guān)研究同樣是時(shí)下國(guó)內(nèi)外研究熱點(diǎn)。文獻(xiàn)[7]以±0.02 Hz 為一次調(diào)頻死區(qū)， 即確定了其動(dòng)作時(shí)機(jī)，同時(shí)控制電池儲(chǔ)能在±0.02～±0.2 Hz 內(nèi)線性出力，并基于儲(chǔ)能實(shí)時(shí)動(dòng)作深度的變化提出了一種儲(chǔ)能運(yùn)行的短期調(diào)度策略。文獻(xiàn)[8]研究了為維持鋰離子電池SOC 在運(yùn)行參考值附近的額外充放電時(shí)刻， 基于確定的調(diào)頻控制要求(49.8～50.2 Hz)及調(diào)頻死區(qū)(±0.02 Hz)， 仿真分析表明不同策略的經(jīng)濟(jì)性會(huì)隨SOC 運(yùn)行參考值的增大而變差。文獻(xiàn)[9]提出一種基于區(qū)域控制誤差信號(hào)分布的獨(dú)立AGC(自動(dòng)發(fā)電控制)策略替代常規(guī)AGC 機(jī)組。文獻(xiàn)[10]提出了一種結(jié)合變下垂控制和虛擬慣性的大容量?jī)?chǔ)能參與電網(wǎng)一次調(diào)頻的控制策略， 研究了儲(chǔ)能這2 種控制方式的動(dòng)作時(shí)機(jī)和動(dòng)作深度， 但只基于虛擬下垂控制與虛擬慣性控制的初步結(jié)合， 采用簡(jiǎn)化模型， 也未考慮儲(chǔ)能電池SOC 的限制與變化。文獻(xiàn)[11]提出了結(jié)合虛擬慣性和可變下垂控制的儲(chǔ)能一次調(diào)頻控制策略， 考慮SOC對(duì)下垂控制系統(tǒng)進(jìn)行修正。文獻(xiàn)[12]提出基于靈敏度分析儲(chǔ)能電池參與二次調(diào)頻的控制策略。文獻(xiàn)[13]提出利用儲(chǔ)能裝置模擬虛擬同步發(fā)電機(jī)來(lái)實(shí)現(xiàn)微網(wǎng)中頻率恢復(fù)控制。文獻(xiàn)[14]提出結(jié)合虛擬下垂和虛擬慣性， 考慮基于SOC 的自適應(yīng)控制策略。

本文以浙江電網(wǎng)為例研究采用分布式電力電子儲(chǔ)能裝置提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性， 減少系統(tǒng)切負(fù)荷量?？紤]到儲(chǔ)能安裝位置和改造難度， 因此將儲(chǔ)能裝置分布安裝在110 kV 電站， 從而利用110 kV 電站預(yù)留的間隔， 改造容易， 而且可以對(duì)各種故障提供足夠的功率支撐。本文研究了這種分布式儲(chǔ)能裝置的安裝容量、 投入時(shí)間和投入時(shí)長(zhǎng)對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響， 從而提出分布式儲(chǔ)能裝置的控制策略， 以抑制浙江電網(wǎng)由于直流閉鎖而引起的大功率和頻率波動(dòng)。

本文擬采用的儲(chǔ)能裝置是在STATCOM(靜止同步補(bǔ)償裝置)和超級(jí)電容儲(chǔ)能(或其他高密度儲(chǔ)能體)技術(shù)基礎(chǔ)上的高功率密度多功能儲(chǔ)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(yuǎn)程接收調(diào)控指令進(jìn)行工作， 對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行有功和無(wú)功補(bǔ)償， 抑制系統(tǒng)的功率、 電壓波動(dòng)， 抑制系統(tǒng)頻率的下降。同時(shí)也能夠獨(dú)立地按預(yù)先設(shè)定的控制策略進(jìn)行輸出無(wú)功功率和有功功率的就地動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)。

1 浙江電網(wǎng)特高壓直流故障分析

研究采用BPA 仿真軟件進(jìn)行， 基于浙江電網(wǎng)2019 年的夏季高峰運(yùn)行方式， 故障直流線路目標(biāo)寧夏太陽(yáng)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(fā)電機(jī)采用詳細(xì)模型， 旋轉(zhuǎn)備用為13 651.4 MW。負(fù)荷58%采用感應(yīng)電動(dòng)機(jī)模型， 其余負(fù)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(dāng)靈紹直流發(fā)生雙極閉鎖時(shí)， 暫態(tài)過(guò)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(lái)由直流輸送的2×3 900 MW 功率轉(zhuǎn)移到交流線路上， 導(dǎo)致功率波動(dòng)和頻率下降， 在此過(guò)程浙江電網(wǎng)發(fā)電機(jī)功角和功率、 電壓均發(fā)生較大的波動(dòng)，圖1(a)為唐紹發(fā)電機(jī)功角曲線、 圖1(b)為三門發(fā)電機(jī)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(tǒng)頻率曲線。由于系統(tǒng)的一次調(diào)頻根據(jù)頻率的偏差來(lái)啟動(dòng)， 且慣性時(shí)間常數(shù)較大， 一般為4～10 s。從圖1 中可以看出， 浙江電網(wǎng)的一次調(diào)頻時(shí)間常數(shù)約為10 s，在本身內(nèi)網(wǎng)機(jī)組和外網(wǎng)機(jī)組一次調(diào)頻作用下和負(fù)荷的調(diào)節(jié)效應(yīng)作用下， 發(fā)電機(jī)功率輸出增加， 負(fù)荷消耗功率減少， 頻率開(kāi)始回升， 最終系統(tǒng)能夠穩(wěn)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(shí)雙極直流閉鎖故障分析

靈紹直流和賓金直流都發(fā)生雙極閉鎖時(shí)， 仿真曲線如圖2 所示?？梢钥闯觯?當(dāng)靈紹、 賓金2 條直流雙極閉鎖時(shí)， 系統(tǒng)功率缺額更大， 浙江電網(wǎng)發(fā)電機(jī)功角和功率、 電壓發(fā)生較大波動(dòng)， 頻率降得更低。但在本身內(nèi)網(wǎng)機(jī)組和外網(wǎng)機(jī)組一次調(diào)頻作用下， 在經(jīng)過(guò)3～4 個(gè)一次調(diào)頻時(shí)間常數(shù)周期后，最終系統(tǒng)也能夠穩(wěn)定， 系統(tǒng)頻率最低為48.6 Hz，下降到49 Hz 以下， 會(huì)導(dǎo)致低頻減載裝置動(dòng)作。


因此， 在靈紹直流發(fā)生雙極閉鎖或發(fā)生2 條直流雙極閉鎖時(shí)， 很有必要配備分布式儲(chǔ)能裝置來(lái)抑制功率波動(dòng)以及頻率下降。

2 儲(chǔ)能裝置功率支持容量及其策略

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生直流閉鎖， 有功功率瞬時(shí)缺額，系統(tǒng)頻率將下降， 電力電子儲(chǔ)能裝置具有快速響應(yīng)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(tǒng)頻率的降低， 減少切負(fù)荷的風(fēng)險(xiǎn)。但是與系統(tǒng)的一次調(diào)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(biāo)。以下從儲(chǔ)能裝置的支持時(shí)機(jī)、 支持時(shí)長(zhǎng)、 安裝容量等方面來(lái)進(jìn)行仿真研究。

2.1 儲(chǔ)能裝置支持時(shí)機(jī)

由于儲(chǔ)能裝置儲(chǔ)存能量有限， 其放電時(shí)間有限， 對(duì)于大的功率波動(dòng)， 通過(guò)與發(fā)電機(jī)一次調(diào)頻的配合， 可以選擇一個(gè)適當(dāng)?shù)膬?chǔ)能放電時(shí)機(jī)， 對(duì)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(jìn)行了儲(chǔ)能裝置在不同時(shí)刻開(kāi)始放電支持的仿真實(shí)驗(yàn)。設(shè)計(jì)儲(chǔ)能裝置總安裝容量為6 400 MW， 放電時(shí)間為6 s， 依次進(jìn)行第0-6 s、 第1-7 s、 第2-8 s、 第3-9 s、 第4-10 s這5 個(gè)時(shí)段的支持， 具體仿真結(jié)果如圖3 所示。

從圖3(a)， 3(b)， 3(c)可以看出， 儲(chǔ)能裝置的支持對(duì)發(fā)電機(jī)功角、 功率和母線電壓的最后穩(wěn)定都有改善作用。圖3(d)顯示， 儲(chǔ)能裝置的支持可以改善系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)， 以免低頻減載裝置動(dòng)作。但儲(chǔ)能裝置容量和放電時(shí)間有限， 越早啟動(dòng)儲(chǔ)能裝置支持， 響應(yīng)速度快， 在初期頻率很快有較好的回升， 下降較小。但等到儲(chǔ)能裝置放電完成后， 此時(shí)仍存在功率缺額， 而由于一次調(diào)頻是根據(jù)頻率偏差來(lái)啟動(dòng)的， 儲(chǔ)能裝置的放電減少了系統(tǒng)的功率缺額， 頻率下降較小， 導(dǎo)致一次調(diào)頻功率還沒(méi)能完全調(diào)整上來(lái)， 需要一定的調(diào)頻時(shí)間啟動(dòng)一次調(diào)頻功率， 整個(gè)系統(tǒng)頻率又會(huì)跌下去，系統(tǒng)最低頻率反而較低， 達(dá)不到系統(tǒng)頻率恢復(fù)最好結(jié)果。如果太晚啟動(dòng)儲(chǔ)能裝置， 由于一次調(diào)頻啟動(dòng)較慢， 頻率已經(jīng)下降到最低點(diǎn)， 儲(chǔ)能裝置對(duì)于提高系統(tǒng)最低頻率沒(méi)有效果。綜合比較， 儲(chǔ)能裝置動(dòng)作時(shí)機(jī)不是越早越好， 也不是越晚越好。從圖3 可以看出， 從3 s 開(kāi)始儲(chǔ)能支持， 9 s 時(shí)結(jié)束， 母線電壓與發(fā)電機(jī)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(shí)間最長(zhǎng)， 對(duì)于頻率的支撐效果最好。

 

2.2 儲(chǔ)能裝置支持時(shí)長(zhǎng)

設(shè)置儲(chǔ)能放電功率相同(6 800 MW)， 直流閉鎖故障發(fā)生后， 儲(chǔ)能裝置在1 s 時(shí)刻開(kāi)始啟動(dòng)支持， 支持時(shí)長(zhǎng)以2 s 為間隔增加， 當(dāng)靈紹直流雙極閉鎖發(fā)生時(shí)， 不同支持時(shí)長(zhǎng)對(duì)系統(tǒng)功率波動(dòng)抑制以及系統(tǒng)頻率下降抑制效果是不同的， 具體BPA 仿真結(jié)果如圖4 所示。


由圖4(a)， 4(b)， 4(c)可以看出， 儲(chǔ)能裝置的支持對(duì)發(fā)電機(jī)功角、 功率和母線電壓均有穩(wěn)定作用， 但不同支持時(shí)長(zhǎng)的效果區(qū)別不是很明顯。圖4(d)顯示， 不同的儲(chǔ)能裝置支持時(shí)長(zhǎng)對(duì)系統(tǒng)最低頻率點(diǎn)的改善效果區(qū)別比較明顯。儲(chǔ)能裝置支持時(shí)長(zhǎng)較短的， 由于支持能量有限， 頻率在一開(kāi)始有點(diǎn)回升但較慢， 整個(gè)系統(tǒng)頻率是在一次調(diào)頻作用下才回升較快;而儲(chǔ)能裝置支持時(shí)長(zhǎng)較長(zhǎng)的， 頻率在一開(kāi)始暫升較多些， 這樣推遲了一次調(diào)頻動(dòng)作時(shí)間， 等到儲(chǔ)能裝置放電完成后， 整個(gè)系統(tǒng)頻率才在一次調(diào)頻作用下穩(wěn)定回升， 導(dǎo)致系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)對(duì)應(yīng)的時(shí)間有所不同， 處于較低頻率時(shí)間較長(zhǎng)。從表2 中可以看出， 儲(chǔ)能裝置支持時(shí)間為2 s 和10 s 時(shí)， 系統(tǒng)頻率低于49.6 Hz 的時(shí)間均超過(guò)了5 s， 支撐的效果相對(duì)較差。而另外支持時(shí)長(zhǎng)在4～8 s， 反而效果較好， 這是與一次調(diào)頻動(dòng)作配合比較協(xié)調(diào)所致。因此對(duì)于系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性來(lái)講， 適當(dāng)?shù)膬?chǔ)能容量支持時(shí)長(zhǎng)比較合適， 不是越長(zhǎng)越好。相比于儲(chǔ)能容量支持時(shí)長(zhǎng)，在大功率缺額的初期， 儲(chǔ)能裝置提供足夠的功率支持對(duì)系統(tǒng)最低頻率影響更大。



2.3 儲(chǔ)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?yōu)榱悖?本研究環(huán)境下紹興地區(qū)有功負(fù)荷為6 527 MW， 以該負(fù)荷為基數(shù)投入儲(chǔ)能支持， 支持的功率從40%增加到100%， 從故障發(fā)生3 s 起開(kāi)始支持， 時(shí)間為6 s， 仿真結(jié)果如圖5 所示。


由圖5(a)， 5(b)， 5(c)可知， 儲(chǔ)能裝置容量變化對(duì)發(fā)電機(jī)功角、 功率以及母線電壓暫態(tài)穩(wěn)定改善效果與上面仿真結(jié)果大同小異， 重點(diǎn)還是在頻率上。通過(guò)對(duì)比圖5(d)母線上頻率變化曲線，可以發(fā)現(xiàn)在儲(chǔ)能支持期間(第3-9 s)， 儲(chǔ)能裝置支持功率越大， 對(duì)頻率的提升效果越好， 但如果儲(chǔ)能裝置總?cè)萘亢头烹姇r(shí)間有限， 頻率暫時(shí)過(guò)多的提升反而延緩了一次調(diào)頻的作用， 使得系統(tǒng)頻率的最低點(diǎn)推遲時(shí)刻到來(lái)， 整體系統(tǒng)的頻率調(diào)整較慢。恰當(dāng)?shù)膬?chǔ)能支持功率， 與一次調(diào)頻配合， 總體效果是最好的， 安裝容量過(guò)大或過(guò)小， 都會(huì)影響其對(duì)系統(tǒng)的頻率支撐水平。從表3 中可以看出，當(dāng)支持容量為紹興地區(qū)負(fù)荷的40%以下時(shí)， 系統(tǒng)頻率整體在49.7 Hz 以下， 無(wú)法進(jìn)行良好的頻率支撐;當(dāng)儲(chǔ)能裝置容量為紹興地區(qū)負(fù)荷的100%時(shí)， 系統(tǒng)運(yùn)行15 s 后， 頻率迅速下落， 也無(wú)法達(dá)到理想效果。圖5 顯示儲(chǔ)能裝置容量為紹興地區(qū)負(fù)荷的80%(即5 221.6 MW)時(shí)頻率恢復(fù)效果最為理想， 最低頻率較高， 49.7 Hz 下持續(xù)時(shí)間較短， 該功率約為直流閉鎖缺額功率(7 800 MW)的66%。


3 結(jié)語(yǔ)

針對(duì)浙江電網(wǎng)直流閉鎖故障后的安全穩(wěn)定運(yùn)行問(wèn)題， 對(duì)采用分布式電力電子儲(chǔ)能裝置支持的策略進(jìn)行研究， 該策略包括分布式儲(chǔ)能的安裝容量、 動(dòng)作時(shí)機(jī)、 動(dòng)作時(shí)長(zhǎng)等控制模式。本文以靈紹直流發(fā)生雙極閉鎖的情況為例， 采用電力系統(tǒng)分析BPA 軟件進(jìn)行模擬仿真， 在浙江電網(wǎng)發(fā)生直流雙極閉鎖所引發(fā)的大功率波動(dòng)時(shí)， 會(huì)發(fā)生頻率跌落、 電壓波動(dòng)等情況， 仿真顯示：分布式儲(chǔ)能支持對(duì)系統(tǒng)的最低頻率提升、 抑制電壓以及發(fā)電機(jī)的波動(dòng)均有明顯的改善作用， 故障時(shí)儲(chǔ)能裝置的投入時(shí)機(jī)、 支持時(shí)長(zhǎng)， 以及儲(chǔ)能裝置容量不同， 其效果是不一樣的。當(dāng)發(fā)生大功率波動(dòng)時(shí)，如果儲(chǔ)能裝置放電時(shí)間有限， 配合系統(tǒng)一次調(diào)頻的作用， 儲(chǔ)能裝置投入容量并不是越多越好， 投入的時(shí)間不是越早越好， 放電時(shí)長(zhǎng)也不是越長(zhǎng)越好?？紤]儲(chǔ)能裝置合理的動(dòng)作時(shí)機(jī)和動(dòng)作深度，既可以有效改善調(diào)頻效果， 也能減少儲(chǔ)能系統(tǒng)容量需求。由仿真結(jié)果得知， 分布式儲(chǔ)能裝置的支持配置容量可以設(shè)計(jì)為直流閉鎖缺額功率的70%左右， 時(shí)間在8 s 以內(nèi)， 既可以起到調(diào)頻效果， 且與一次調(diào)頻配合較好。對(duì)于分布式儲(chǔ)能裝置系統(tǒng)級(jí)的具體控制策略以及理論上優(yōu)化方法還有待進(jìn)一步的研究。

原標(biāo)題：抑制電網(wǎng)大功率波動(dòng)的分布式儲(chǔ)能裝置功率支持策略研究