储能系统接入对电力系统小干扰稳定影响研究*

饶宇飞, 曹晓璐, 杨海晶, 和 萍, 李 钊, 马 涛

(1.国网河南省电力公司 电力科学研究院, 河南 郑州 450052;2.河南合众电力技术有限公司, 河南 郑州 450052;3.郑州轻工业大学 电气信息工程学院, 河南 郑州 450002)

0 引 言

近年来我国能源需求增长强劲,能源生产和消费面临转型。国家发改委、能源局联合印发的《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》中提出,到2020年全面启动能源革命体系布局,推动化石能源清洁化,2021年至2030年,非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右,到2050年,非化石能源占比超过50%[1]。大规模利用清洁能源发电将是未来新一代电力系统的主要方向[2]。电力能源结构变化对电网安全性、适应性、资源优化配置能力提出挑战。储能系统可以实现与可再生能源发电机组互补,保证其能够在较大的功率范围内工作,在并网和孤岛模式下维持系统的高效、稳定运行,减缓可再生能源间歇输出所引起的功率波动[3-4]。此外,电力系统互联规模扩大,电磁阻尼不足造成低频振荡问题日益严重。储能可灵活实现有功和无功功率快速解耦控制,作为一类瞬时响应的电源为传统电网和新一代电网在发、输、配、用电各个环节,因改变现有电力系统供需瞬时平衡而带来根本性影响[5-7]。因此,无论是新一代电网适应大规模可再生能源接入,还是变革传统电网升级模式,储能技术都是加强新能源并网后电网安全,提高电网稳定的最佳解决方案之一,如何利用储能技术更好地平抑扰动,减小系统振荡是当前热门研究课题。

围绕储能系统在电力系统稳定性的作用,国内外学者已做了相关研究。针对储能作用机理方面,大多采用阻尼转矩分析法、特征根分析法和等面积特解法3个方面展开研究。文献[8-10]基于等面积法、小干扰分析法和阻尼转矩分析法研究储能提高小干扰稳定的原理、作用机理及阻尼转矩的产生、传递、影响模态阻尼作用,表明储能可以提供正阻尼,抑制低频振荡。再从单机无穷大系统到含储能的多机系统进行理论分析和仿真,提出一种储能参数配置方法。文献[11]利用阻尼转矩分析法和特征值分析法分析有功、无功功率调制的储能稳定控制作用路径及机理,证明有功调制通过电磁功率改变电磁转矩,无功调制通过改变机端电压对电磁转矩产生作用。有功调制在阻尼比增长、适用性上效果更好。结果表明:下垂控制和功率控制是储能惯性效应与阻尼效应的主要来源,通过下垂系数和功率环PI参数优化即可等效改变系统惯性/阻尼特性。针对储能阻尼控制器设计方面,文献[12]基于一致性理论的分布式控制方法,通过设置电压外环控制器的带宽,实现混合储能之间功率分频分配解决多组混合储能间功率分配问题,通过小干扰稳定分析和稳态分析,证明系统稳定性。文献[13]考虑蓄电池高能量密度和超级电容器高功率密度特点,以风电功率小波包分解所得中高频分量作为两种储能充放电参考功率,提出基于荷电状态(State of Charge,SOC)的功率协调控制方法,并对两种储能配合的各SOC工况进行详细讨论。文献[14-15]提出一种储能虚拟惯性与虚拟下垂的综合控制策略,分别结合调频指标确定储能动作时间与出力,考虑两种策略优点采用频差分段控制从而以较小储能容量和较好电池SOC就能满足调频指标。文献[16]提出基于SOC反馈的风储控制策略,实时监测电力系统频率和储能SOC状态,将SOC信号反馈给风机和发电机,协调机组调频,将储能维持在最佳工作点。文献[17]利用Logistic回归函数,构建储能自适应调频和自恢复SOC两种工况的控制规律,兼顾储能调频能力及SOC自恢复需求,实现储能与火电机组协调运行。文献[18]提出应用于飞轮储能的直接转矩控制策略,在磁通减弱、储能快速充放电模式下比传统磁通定向控制策略的效率更高,电压波动更小。文献[19]针对不同电压等级区域的下垂系数不均匀,提出基于功率容量的区域划分方法,均衡不同区域的下垂系数,并可根据实时功率在线调整确保电压稳定。

综上,现有储能对电力系统小干扰稳定性影响的模型研究主要集中在频率、暂态、储能容量及协调控制等改进方面,但从小干扰角度分析储能容量、位置等多因素对电力系统实际影响方面文献较少。本文在以上研究背景下,从多角度研究储能电站接入对电力系统小干扰稳定影响。

1 储能系统建模

1.1 储能系统拓扑结构

储能系统主要包含功率转换系统(Power Conversion System,PCS)和电池系统(Battery System,BS)两部分。BS作用是存储或释放电能;PCS包含变流器部分和控制系统两部分,起连接储能与电网,对储能装置进行充放电管理、功率调节及相应控制,是储能与电力系统进行功率双向流动的核心部件[20]。

变流器部分按拓扑结构分为单级和多级变流器。单级变流器实质是DC/AC转换器,同时负责电能接入电网和储能装置的充放电。多级转换器是由DC/DC和DC/AC组成的两级变流结构,其中前者负责储能装置充放电,后者负责将电能接入电网。

基于单级变换器的储能系统如图1所示。该结构易实现、转换率高、控制简单,缺点是含有高次谐波,容量选择缺乏灵活性。能实现DC/AC功能的基本变流器有电流型变流器、电压型变流器、相控变流器。相控变流器控制无功功率能力弱,主要用于控制有功功率。电压型变流器和电流型变流器均能独立控制有功功率和无功功率,电压型变流器能提供连续的无功功率。电流型变流器能提供较大容性无功功率。

本文采用两电平电压型变流器(Voltage Source Converter,VSC),通过控制开关器件可以实现整流、逆变、纯感性、纯容性4种基本运行状态,具有能量双向流动、储能侧和电网侧功率因数可调、电网侧谐波含量小等优点。单级型储能变流器拓扑结构如图2所示。

1.2 储能系统控制策略

储能电站总体控制模型如图3所示。厂站级有功、无功功率Pplant、Qplant经厂站级控制模型输出有功、无功功率控制指令Pord、Qord,其与储能发出功率Pe、Qe和SOC为输入经变流器级控制模型输出有功、无功电流控制指令I′pcmd、I′qcmd,再经电流限制模型得到变流器最终输出电流指令Ipcmd、Iqcmd,最后通过变流器模型输出d-q轴电流Id、Iq。其中厂站级控制采用有功频率下垂控制和无功定电压控制模式,变流器级有功控制采用开环控制,无功控制采用本地定无功电流控制[21]。

变流器电气控制模型采用双环控制系统,基于PI控制对偏差进行调节。外环控制目的是得出Id和Iq的参考值Isdref和Isqref[22]。其中有功控制决定Isdref,无功控制决定Isqref。有功控制采用开环控制,无功控制采用定交流无功控制。有功和无功偏差通过下垂控制模型得到Isdref和Isqref。

定交流无功控制和下垂控制框图分别如图4和图5所示。下垂控制将无功功率偏差和交流有功偏差综合为有功控制信息,通过调整各站输出电压频率和幅值,实现输出功率合理分配。

三相abc坐标下换流阀交流侧表达式:

(1)

式中:Usa、Usb、Usc——电网侧相电压;

Udc——直流电压;

isa、isb、isc——电网侧相电流;

L——电网侧滤波电感;

R——等效电阻;

C——支撑电容。

为了方便变流器有功、无功解耦控制,通过等量坐标变换将三相静止坐标系转换为dq坐标系:

(2)

与其对应的变流器等效电路为图7变流器部分。

三相abc坐标下换流阀交流侧有功Ps、无功Qs:

(3)

式中:*——共轭复数。

(4)

式(4)表明,可通过控制d、q轴电流来控制有功、无功功率输出。

2 含储能电站的互联系统小干扰稳定分析

2.1 算例

为研究储能对小干扰稳定影响,在电力系统综合仿真软件中搭建四机两区域互联系统。加入储能后四机二区域系统仿真模型如图8所示。

发电机采用六阶同步机模型,调压器采用12型AVR模型。系统基准容量100 MVA,该系统区域1和区域2通过双回联络线连通,G1、G2、G3、G4为4台额定容量900 MVA、电压20 kV的火电机组,每个区域内2台机组紧密耦合,其中G3为平衡机,储能接入点为母线6。联络线长220 km,由区域1传输到区域2功率400 MW。系统节点扰动设置为t=0.5 s到t=0.6 s负荷L7有功波动5%。

保持联络线传输功率为400 MW,各发电机组出力为700 MW。加装电力系统稳定器(PSS)前后系统机电振荡模式如表1所示。

表1 加装电力系统稳定器前后系统机电振荡模式

由表1可知,系统共有3个振荡模式:模式1是区域间振荡模式,模式2和模式3是区域1和区域2内部两机组相位相反的振荡。加装电力系统稳定器前后系统所有振荡模式阻尼比均增加,进一步仿真中发现模式2随着在区域1内加装电力系统稳定器机组的增多在复平面左移,频率降低,阻尼比增加,随着区域2机组加装电力系统稳定器右移,阻尼比减小,频率降低。模式3变化规律与模式2相反,在区域1机组加装电力系统稳定器下模式3稳定性变差,然后随着区域2机组加装电力系统稳定器,模式3稳定性加强。

由表1可见,加装电力系统稳定器对区域间振荡模式稳定性改善较明显;在一个区域内装电力系统稳定器会使本区域振荡模式特征根左移,使另一个区域特征根右移。这也验证文献[23]所述的负阻尼效应、阻尼守恒、借阻尼现象等结论,即在多机系统中存在多个机电振荡模式,所有模式阻尼之和恒定,在增大自身机电振荡模式阻尼,同时可能会恶化另一个机电振荡模式的阻尼。

2.2 储能电站输送距离影响

分析储能电站输送距离对系统小干扰稳定影响,储能加在送电端母线6处,改变储能电站与母线6之间输送距离并保持储能出力100 MW,联络线功率400 MW。不同输送距离下系统特征根及阻尼比分布如图9所示。

由图9可知,随着输送距离的增加,区域间振荡模式和区域1、区域2振荡模式变化趋势均为振荡频率增加,特征根左移,阻尼比增加,但变化较小,阻尼比与传输距离几乎线性变化,特征根均为负,系统保持稳定。故增加储能输送距离能一定程度增强系统小干扰稳定。

2.3 联络线传输功率和储能电站并网点影响

分析储能电站并网点和联络线功率影响,设置储能电站并网点分别为送电侧母线6、联络线母线8、受电侧母线10,储能电站出力100 MW,输送距离50 km,G1和G2出力为600～800 MW,联络线传输功率为210～588 MW,分析不同联络线传输功率、不同并网点时系统特征根分布和时域响应曲线。

储能接入母线8处不同联络线传输功率下系统振荡模式如表2所示。

表2 储能接入母线8处不同联络线传输功率下系统振荡模式

储能接入母线10处不同联络线传输功率下系统振荡模式如表3所示。

综上可知,储能接在母线6、母线8和母线10处,随着联络线传输功率增加,变化规律基本类似,区域间振荡模式1和区域1振荡模式2特征根右移,振荡频率减小,阻尼比减小,区域2振荡模式3阻尼比增大。

G1、G2相同出力水平,对比储能接入母线6、母线8和母线10。在联络线功率210 MW、306 MW工况下储能并入母线10的阻尼比最大,联络线功率400 MW、494 MW和588 MW工况下储能接入母线8的阻尼比最大。

储能接入母线6、母线8、母线10处特征根变化轨迹及响应图如图10所示。

由图10可见,母线3处电压在联络线功率为210 MW时储能接入母线10响应曲线好于储能接入母线8,但振荡幅值和频率差异不明显,衰减速度较慢。联络线功率588 MW时储能接入母线8效果好于储能接入母线10,振荡频率差异较为明显,但仍能保持稳定。联络线传输功率越大,储能接入位置对系统小干扰稳定性影响越大,其改善系统阻尼状态越明显。

联络线传输功率越小,区域间低频振荡越弱;联络线传输功率<400 MW时,储能接入受电端母线10处阻尼比最大,联络线传输功率≥400 MW时,储能接入联络线中间母线8阻尼比最大,有利于系统小干扰稳定。

2.4 储能接入系统送/受电侧发电机端影响

以储能分别接入发电机端送电侧母线2和受电侧母线4的区域间振荡模式为例,比较储能接入送电侧母线和受电侧母线优劣,并与上节将储能分别装设在母线6、母线8、母线10处结果对比,找出系统小干扰稳定最优的储能并网点。储能电站不同接入点下系统区域间振荡模式如表4所示。

由表4可得,随着联络线传输功率增大,区域间振荡阻尼比、振荡频率减小,特征根右移。储能受电侧时,联络线在各种传输功率下均有区域间振荡模式阻尼比最大,特征根最靠左。

表4 储能电站不同接入点下系统区域间振荡模式

接入点功率/MW特征根频率/Hz阻尼比/%G1、G2各出力/MW储能送电侧212-0.046 1±j1.720 90.273 92.675 9550308-0.044 8±j1.701 10.270 72.633 6600402-0.042 5±j1.648 80.262 42.576 6650496-0.038 9±j1.553 80.247 32.502 7700590-0.033 5±j1.384 60.220 42.418 3750储能受电侧210-0.047 0±j1.721 50.274 02.731 3600306-0.044 9±j1.684 80.268 12.666 4650400-0.041 8±j1.611 50.256 52.595 1700494-0.037 7±j1.482 40.235 92.540 9750588-0.030 7±j1.223 20.194 72.508 6800

储能接入母线2、母线4下母线1电压波动图如图11所示。

由图11可见,与表4结论一致,母线2联络线功率308 MW、590 MW分别对应同一出力水平下母线4联络线功率210 MW、494 MW,储能接入受电侧比送电侧振荡振幅更小,很快趋于稳定。联络线传输功率较小时,振荡幅值和频率偏差不明显,随着传输功率增大,两曲线偏差越大,与表4中对应运行模式阻尼比差、频率差越大的趋势一致。

对比表4与表2、表3可见,储能接入发电机端对系统小干扰稳定性的提高不如接在联络线中间母线8或受电端母线10处,储能最佳装设地点仍为联络线功率<400 MW时接入母线10,联络线功率≥400 MW时接入母线8。

2.5 储能出力大小对系统低频特性影响

将储能置于母线10处并逐步增加储能电站出力,减小相应G3出力,维持联络线传输功率400 MW不变。储能渗透率增加系统小干扰稳定图如图12所示。

由图12可知,随着储能渗透率增加,区域间振荡模式和两种区域内振荡模式阻尼比增大,振荡频率增大,特征根左移,小干扰稳定性提高。随着储能渗透率增加,母线3电压响应曲线振荡幅值变小,频率略有增加,阻尼比有一定程度上的增加,稳态电压值不变。

3 实际电网仿真分析

以河南电网信阳市500 kV双回线路浉河-春申线为例。该线路在电网边缘,容易造成稳定性问题。其中在浉河东侧无火电机组,华豫电厂共有4个机组,G1、G2连接220 kV线路,G3、G4连接500 kV线路。春申站与浉河站通过500 kV线路相连,其余各站通过220 kV线路连接,正常情况下联络线传输功率约为200 MW。河南电网局部图如图13所示。比较储能接入实际电网中并网点平抑波动效果。故障设置:t=0.05 s赤城站所带负荷功率波动5%,t=0.06 s时清除故障。

4个工况:①春申站(受电侧)接入储能40 MW;②受电侧春申站、葵花站、弦城站、映山红站各接入储能10 MW;③浉河站(送电侧)加入储能40 MW;④不加入储能。4个工况下,储能不同接入点下系统特征根如表5所示。春申站电压波动图如图14所示;发电机功角变化如图15所示。

表5 储能不同接入点下系统特征根

由表5和图14、图15可见,储能分布式与集中式分布方式影响不明显,储能加入送电端对平抑波动影响较小。储能加入受电端能明显改善小干扰稳定性。

4 结 语

以四机两区域和某实际电网系统为例,采用特征值分析法进行小干扰稳定分析,研究储能并网输送距离、联络线传输功率、储能并网点、储能并网容量等要素对系统小干扰稳定影响。

(1) 储能系统无转动惯量,故储能接入后不与传统机组形成新的振荡模式,系统无新增振荡模式。遵循阻尼守恒原理电力系统稳定器可改善系统振荡特性,特别是加装机组所在区域内振荡模式。

(2) 随着储能输送距离增大,储能接入送电侧时系统机电振荡模式阻尼比和振荡频率呈增大趋势、特征根向复平面左移,一定程度上有助于系统的小干扰稳定。

(3) 调节发电机出力改变联络线传输功率,改变储能并网点。结果表明,储能接在受电侧效果优于送电侧,入网侧优于发电机端;保持系统出力和联络线功率不变,随着储能出力增加,系统振荡模式左移,阻尼比增加,有利于系统小干扰稳定。