基于電化學儲能的多饋入直流系統暫態控制及影響因素分析

發布時間：2022-04-16所屬分類：電工職稱論文瀏覽：1713次

摘 要： 摘要 隨著越來越多大容量特高壓直流輸電工程建成投運，我國電力系統逐漸形成交直流混聯結構，電網耦合特性更加復雜，系統的安全穩定運行面臨更大挑戰。電網側電化學儲能技術近年來在電網中快速發展，有望成為改善交直流混聯系統穩定性的有效控制手段。該文針對多饋入直

　　摘要 隨著越來越多大容量特高壓直流輸電工程建成投運，我國電力系統逐漸形成交直流混聯結構，電網耦合特性更加復雜，系統的安全穩定運行面臨更大挑戰。電網側電化學儲能技術近年來在電網中快速發展，有望成為改善交直流混聯系統穩定性的有效控制手段。該文針對多饋入直流系統暫態過程中的連續換相失敗問題，分析了連續換相失敗的機理及儲能電站的作用機制，提出了儲能電站改進暫態無功控制策略，優化了儲能電站的暫態控制效果，并進一步分析了儲能電站的容量大小與接入位置兩個關鍵因素對控制效果的影響。以河南多饋入直流系統為例，仿真結果驗證了所提儲能電站改進暫態無功控制策略能夠實現較好的換相失敗控制效果。此外，遍歷仿真結果也揭示了容量大小與接入位置對儲能電站控制效果的影響規律。

　　關鍵詞：多饋入直流系統 電化學儲能 連續換相失敗 改進無功控制策略 容量與接入位置

　　0 引言

　　為了解決我國能源與負荷逆向分布問題，越來越多特高壓直流工程被應用到電力系統中[1]。隨著大容量特高壓直流輸電工程的不斷建成投運，電力系統逐漸形成交直流混聯結構，電力電子化特征日趨明顯，電網動態特性趨向復雜，電網調峰、調頻、調壓能力不足問題凸顯，同時應對故障擾動的暫態控制手段也需進一步加強。以河南電網為例，它是全國首個特高壓交直流混聯運行的電網，隨著天中直流、青海—河南直流的相繼投運，河南電網將形成多直流饋入結構[2]。多饋入結構使得各直流與受端電網間復雜耦合，系統運行靈活性不足，由單一故障引起交直流混聯系統聯鎖故障的風險顯著增加，電網運行的安全性、穩定性更需提供有力保障。

　　逆變側換相失敗是特高壓直流系統中常見的嚴重故障之一[3]。一般而言，故障引起的直流首次換相失敗往往難以避免，但是對電力系統造成的影響也相對較小。然而，由于交直流混聯系統的復雜耦合特性，直流可能會在故障后發生多次連續換相失敗，使直流傳輸功率大幅度波動，嚴重時甚至導致直流閉鎖，對交流電網造成巨大沖擊[4]。因此，現階段研究主要關注如何抑制直流連續換相失敗，其大致思路可分為兩類：一是通過改善直流本身的控制結構和控制特性，降低故障后換相失敗風險，如低壓限流環節[5]、換相失敗預防控制[6]等;另一類則是利用電網中動態無功資源對系統進行暫態無功支撐，提升交流電壓，降低直流換相失敗的風險[7]。現階段常見的動態無功補償設備包括同步調相機、靜止同步補償器(Static Synchronous Compensator, STATCOM)、靜止無功補償器(Static Var Compensator, SVC)等[8-9]。混合雙饋入結構中的電壓源型換流器也可進行動態無功補償，但由于其只存在于某些特定結構的電網中，因而不算是常規意義下的無功補償手段。上述無功補償設備中同步調相機的瞬時無功支撐能力最強，但其制造運維成本較高。 STATCOM 與 SVC 由于故障期間無功支撐能力有限且控制不夠靈活，往往很難發揮出對連續換相失敗良好的抑制效果。為了進一步提高交直流系統運行的靈活性與安全性，需要探尋更多的動態無功控制手段。

　　電化學儲能技術近年來發展迅猛，截至 2017 年底，全球電化學儲能累計裝機規模已達 2 926.6MW。預計短期內電化學儲能裝機規模仍將保持高速增長。與其他儲能方式相比，電化學儲能具有響應速度快、動態有功無功調節能力強、循環效率高等優勢[10-11]，因此，電化學儲能電站的規模化應用將是一種有效緩解特高壓交直流混聯受端電網靈活性不足，保障電網安全穩定運行的控制手段。

　　電化學儲能電站在電力系統中的應用模式主要分為穩態控制和暫態控制兩個層面。在穩態控制層面，現有研究主要關注儲能電站在電力系統調峰、調頻、調壓方面的應用[12-14];在暫態控制層面，現有研究主要關注儲能電站在抑制電力系統低頻振蕩、功率擺動和提升系統阻尼等方面的應用[15-16]。但在現階段研究中，儲能電站的應用場景主要還是集中在傳統交流電網，鮮有涉及儲能電站在交直流混聯電網中的應用研究。電化學儲能電站作為發展迅猛的優質動態有功無功資源，將會在交直流混聯電網暫態控制中發揮重要作用，因此急需深入開展關于電化學儲能電站在特高壓交直流混聯電網中應用關鍵問題的研究。

　　結合以上背景，本文將基于多饋入直流系統暫態過程中所面臨的連續換相失敗風險，研究電化學儲能電站在多饋入直流系統暫態控制中的應用方式，并提出適用的暫態無功控制策略，從而降低故障后直流連續換相失敗風險，減小電壓波動，改善直流功率恢復特性。本文的研究可為電化學儲能電站在特高壓交直流混聯受端電網中的工程應用提供一定理論支撐。

　　1 河南多饋入直流系統與鋰電池電化學儲能電站建模及控制策略簡介

　　1.1 河南多饋入直流系統模型

　　河南多饋入直流系統包括了天中直流、青海— 河南直流兩條±800kV 特高壓直流輸電線路，系統等效模型如圖 1 所示。其中天中直流為常規單饋入結構，受端饋入中州換流站。青海—河南直流受端則采用多端單層饋入結構，其中高壓閥組Ⅰ、Ⅳ饋入駐馬店換流站，低壓閥組Ⅱ、Ⅲ饋入駐馬店 500kV 母線[2]。各直流逆變閥組均為 12 脈波逆變閥組。Z1、 Z2、Z3 為受端交流系統等效模型的系統阻抗，Z12、 Z13、Z23 為各直流饋入點之間的耦合阻抗。模型中各阻抗參數見表 1。

　　圖 1 所示河南多饋入直流系統模型中各直流均采用 CIGRE HVDC 標準測試模型[17]的控制策略，其結構框圖如圖 2 所示。其中，Imes、Umes、mes 分別為取自閥組測量系統的直流電流測量值、直流電壓測量值及關斷角測量值;RV 為補償電阻;ref 為關斷角額定值。由圖 2 可見，逆變側配置有定電流控制、定關斷角控制，同時還配備了低壓限流控制器(Voltage Dependent Current Order Limiter, VDCOL)和電流偏差控制器(Current Error Controller, CEC)。系統正常運行時，逆變側處于定關斷角控制。當系統處于暫態過程中時，逆變側通過電流偏差控制實現定關斷角控制與定電流控制的平滑切換。穩態運行 時 天 中 直 流 與 青 海 — 河 南 直 流 傳 輸 功 率 均 為 8 000MW，逆變側由定關斷角控制維持關斷角為額定值約為 17°。

　　1.2 鋰電池電化學儲能電站模型

　　本文所搭建的鋰電池電化學儲能電站模型如圖 3 所示，模型主要包括三個部分：鋰電池陣列、Boost 升壓電路及并網逆變器。鋰電池陣列的輸出側經 Boost 升壓電路后連接到直流母線電容，隨后逆變器將直流電能轉換為交流電能，并通過變壓器連接至交流電網。其中，Boost 電路通過改變占空比 d 來調整鋰電池陣列的充放電電流，從而維持直流母線電壓的穩定。逆變器模塊的控制回路為常規雙環功率解耦控制，能夠靈活調整儲能模型與電網側的功率交換。

　　儲能電站的常規控制策略可分為定功率控制與定電壓控制。在本文中儲能電站模型采用定功率控制結構，其功率指令值根據穩態控制和暫態控制的要求分別給定，控制框圖如圖 4 所示。根據交流電壓的幅值范圍，儲能電站的工作模式分為穩態模式與暫態模式。在穩態模式下，儲能電站可結合調壓或配合濾波器投切等需求進一步劃分控制模式。在本文中由于不關注儲能電站在穩態下的應用，故穩態無功指令值設定為 0。在暫態工作模式下，當檢測到交流電壓顯著跌落時，將儲能無功指令值設置為 1(pu)，以抬升交流電壓，減小直流換相失敗風險。儲能電站的無功控制策略與 STATCOM 在直流受端電網中的無功控制策略類似[19-20]。一般而言，定功率控制的優勢在于響應速度較快，控制相對靈活;定電壓控制的優勢在于能實現與交流系統的閉環反饋控制，自動調節儲能出力維持交流電壓穩定。

　　2 儲能電站暫態無功對直流連續換相失敗的作用機制

　　2.1 直流連續換相失敗風險機理分析

　　常規特高壓直流輸電系統的逆變側控制結構如圖 2 所示。正常運行時，逆變側處于定關斷角控制從而保持關斷角恒定。在故障導致逆變側發生換相失敗后的暫態過程中，直流電流劇烈變化，逆變側定關斷角控制與定電流控制交替投入。VDCOL 在故障后限制直流電流指令值，避免逆變側因直流電流過高發生連續換相失敗。當直流電流逐漸恢復至指令值時，直流逆變側經過電流偏差控制后重新轉換為定關斷角控制，使關斷角逐漸恢復至額定值。然而，受交直流耦合及直流控制特性的影響，直流在恢復階段存在連續換相失敗風險。

　　在 CIGRE 標準系統中設置直流逆變側交流母線 1s 時經 0.6H 電感發生三相接地故障，故障持續時間為 0.4s，相關仿真曲線如圖 5 所示。從圖中可以看到，當直流從首次換相失敗中恢復后，逆變側處于定電流控制。當直流電流處于逆變側電流指令值與整流側電流指令值之間時，如虛線框中所示，電流偏差控制開始啟動。由于電流偏差控制的作用，逆變側控制回路輸出觸發延遲角處于近似恒定或略微上升的狀態[21]，在關斷角逐漸下降接近整定值的過程中觸發延遲角控制不能很好地進行響應，而直流電流在此過程中則逐漸增大。

　　Fig.5 Inverter side transient response characteristics 式中，un 為換相電壓實際值;E 為換相電壓有效值; XC 為等值換相電感;為電網頻率;為觸發延遲角;為換相角。在直流恢復的暫態過程中，Sneed 隨直流電流的增大而增大，Ssupply 隨觸發延遲角的恒定(或增大)而不變(或減小)，因此在此恢復階段中存在直流連續換相失敗的風險。而儲能電站對直流連續換相失敗的暫態控制效果也取決于在此階段中儲能暫態無功對式(3)中相關影響因素的作用。

　　2.2 儲能電站暫態無功對多饋入直流特性的影響

　　常規情況下，如圖 4 所示，儲能電站在故障導致交流母線電壓明顯下降后應立刻以最大容量輸出無功功率，從而抬升交流電壓，抑制換相失敗。但是，儲能的無功出力在改善暫態交流電壓的同時，也可能會在圖 5 所示的直流恢復階段對逆變側觸發延遲角控制造成影響，嚴重時甚至會對直流連續換相失敗起到負面的控制效果。

　　為了分析儲能接入對直流換相失敗的作用機制，將容量為 600Mvar 的儲能接入如圖 1 所示的天中直流逆變側 500kV 交流母線，在 0.5s 時母線經 0.04H 電感發生三相接地故障，0.1s 后故障被切除，儲能采取如圖 4 所示的常規無功控制策略，仿真結果如圖 6 所示。從圖 6 中可以看到，此時由于故障相對較輕，儲能未接入情況下直流只發生了 1 次換相失敗。儲能接入后，按照儲能電站常規無功控制策略，當檢測到故障導致交流電壓跌落時，儲能立刻以最大容量輸出無功以抬升交流電壓。但此時直流反而增加了兩次連續換相失敗。對比第一次連續換相失敗發生時刻(0.597 8s)前后的交流電壓和觸發延遲角曲線可以看到，儲能接入之后抬升了交流電壓，改善了換相條件。但與此同時，由于在恢復階段中換相條件有所改善，逆變側關斷角略微增大，從而使得直流控制輸出的觸發延遲角有所增大，即提前量減小。基于 2.1 節中的分析，此時由于直流電流逐漸增大，直流觸發延遲角控制能力變弱，儲能對于觸發延遲角的影響增大了連續換相失敗的風險，造成了負面的控制效果。

　　下面通過控制變量法來驗證直流恢復階段觸發延遲角提前量減小是造成直流連續換相失敗的原因。由圖 6 可以看到，儲能接入使觸發延遲角在恢復階段增大約 2°，因此，對于前述算例，在未接入儲能的情況下，僅在 0.590～0.597s 人為給予直流逆變側觸發延遲角 2°的增量，以模擬儲能接入對觸發延遲角控制造成的影響，其他條件保持不變，仿真結果如圖 7 所示。可以看到，由于直流恢復期間觸發延遲角 2°的增量，直流由原來發生 1 次換相失敗變為發生 3 次連續換相失敗，與儲能接入時情況一致。由此可以說明，儲能接入在直流恢復階段可能使得逆變側觸發延遲角提前量減小而造成負面的控制效果。同時也說明了在換相失敗恢復期間，直流對觸發延遲角的微小差異較為敏感。

　　若將接地電感大小改為 0.008H，故障時刻和持續時間保持不變，仿真結果如圖 8 所示。可以看到，與前述算例類似，儲能接入改善了直流恢復期間的交流電壓，但同時也使得觸發延遲角控制輸出的觸發延遲角提前量有所減小。但在此工況下，交流電壓抬升的正面作用要優于觸發延遲角增大的負面作用，故此時儲能接入對直流換相失敗仍然起到了正面的控制效果，直流故障后連續換相失敗次數由 4 次變為 1 次。

　　綜上所述，儲能暫態無功出力在改善交流電壓的同時，在直流恢復期間也可能使得觸發延遲角控制輸出提前量減小，二者存在一定的制約關系。在某些工況下，直流對換相失敗恢復期間觸發延遲角的變化較為敏感，儲能對觸發延遲角控制的影響可能會削弱儲能的暫態控制效果，甚至加劇直流連續換相失敗。

　　3 儲能電站暫態無功控制策略優化

　　3.1 儲能暫態無功控制策略改進思路

　　基于第 2 節的分析，為了實現更好的控制效果，本節提出了儲能改進暫態無功控制策略，其基本思路為：當檢測到故障導致交流電壓顯著跌落后，儲能以最大容量輸出無功，以提升交流電壓;當直流處于首次換相失敗恢復期間的特定階段，令儲能暫時退出，無功指令降為 0，持續一段時間后再恢復無功出力，從而避免儲能在恢復期間對觸發延遲角造成不良影響。儲能改進無功控制邏輯框圖如圖 9 所示，當直流恢復過程中關斷角下降至 35°時，儲能無功指令降為 0，持續 40ms 后再恢復無功輸出。本文所選控制參數均為仿真經驗值，選取原則為判定直流處于如 2.1 節所述的恢復期間連續換相失敗風險較大的階段。儲能改進暫態無功控制策略時序圖如圖 10 所示。

　　3.2 改進控制策略效果驗證

　　基于所提儲能改進暫態無功控制策略，對 2.2 節中兩個算例進行重新仿真。當接地電感為 0.4H 時，結果如圖 11 所示。可見，當儲能采用改進控制方式時，儲能接入不會惡化直流連續換相失敗情況，直流只發生了 1 次換相失敗。第一次連續換相失敗時刻前后的交流電壓和觸發延遲角曲線如圖 12 所示，可以看到，改進控制方式雖然對交流電壓的抬升作用有所減弱，但是有效地改善了儲能對直流觸發延遲角的影響，從而避免儲能產生負面的控制效果。

　　當接地電感為 0.008H，儲能電站不同無功控制策略效果對比結果如圖 13 所示。當儲能未接入時，故障后直流發生了 4 次換相失敗，而在儲能接入后，無論是采用常規控制方式還是改進控制方式，儲能都起到了良好的控制效果，直流只發生了 1 次換相失敗。第一次連續換相失敗發生時刻前后的觸發延遲角和交流電壓暫態曲線對比如圖 14 所示。可以看到，儲能采用常規控制方式時對交流電壓的抬升效果最明顯，但同時在直流恢復階段使得觸發延遲角有所增大，但在此工況下不至于影響直流換相成功。儲能采用改進控制方式時對交流電壓的抬升效果略有下降，但是同時也減小了對觸發延遲角的影響，直流同樣能夠避免發生連續換相失敗，而且此時直流功率波動更小，儲能控制效果更優。

　　儲能電站暫態無功出力曲線如圖 15 所示，可見改進控制方式與常規控制方式相比，儲能通過在直流恢復期間無功暫時退出的方式減小了對逆變側觸發延遲角的影響，同時又保持了一定電壓支撐能力，較好地發揮了儲能的暫態控制能力。

　　綜上所述，本節中所提出的儲能改進暫態無功控制策略，是權衡了儲能無功出力對直流恢復期間交流電壓和直流觸發延遲角控制綜合影響的優化控制方案，既保留了儲能一定的交流電壓支撐能力，又盡可能地減小儲能在直流恢復期間對于觸發延遲角控制的不良影響。從本節的仿真算例中可以看到，所提儲能改進無功控制策略比常規控制方式能夠實現更佳的控制效果。

　　3.3 儲能電站與其他無功補償措施效果對比

　　為了體現電化學儲能電站進行動態無功補償的優越性，本節中將電化學儲能電站與同步調相機、靜止無功補償(SVC)、靜止同步補償器(STATCOM)等其他常見無功補償措施進行了控制效果對比。各設備的無功補償容量均為 600Mvar，將其分別接入天中直流受端交流母線，設置母線于 0.5s 時經 0.008H 電感發生三相接地故障，持續時間為 0.1s。其中儲能電站采取本文所提優化控制策略，同步調相機、STATCOM 與 SVC 則采用常規電壓反饋控制。從圖 16 所示仿真結果中可以看到，同步調相機由于故障期間的無功支撐能力較強，能將直流換相失敗次數抑制為 1 次。儲能電站得益于其無功調節靈活的 優 勢 ， 也 能 將 換 相 失 敗 次 數 抑 制 為 1 次 。 STATCOM 與 SVC 由于控制策略沒有進行優化，控制效果略差，但也能將原始工況下直流的 4 次換相失敗減少為 2 次。仿真結果體現了本文所提電化學儲能電站暫態無功控制策略在抑制連續換相失敗上的優越性。

　　4 儲能電站暫態控制效果影響因素分析

　　4.1 容量大小對儲能暫態控制效果的影響

　　儲能電站的容量大小是影響換相失敗抑制效果的一個重要因素。目前實際投運的儲能工程容量還不是很大[23-24]，但是隨著儲能技術的不斷發展，未來儲能電站容量將會逐步提升。為了探究容量大小對儲能控制效果的影響，分別將容量為 100Mvar、 600Mvar、1 500Mvar 的儲能接入天中直流逆變側500kV 交流母線，設置在母線上發生三相接地故障，通過改變接地電感大小及故障發生時刻設置多組工況進行了遍歷仿真，故障持續時間均為 0.1s。遍歷仿真結果見表 2～表 4，其中每一個工況下從左到右的 3 個數字分別表示無儲能接入、儲能接入采用常規無功控制方式、儲能接入采用改進無功控制方式情況下直流故障后發生換相失敗的次數。圖 17 展示了各種仿真工況下儲能不同容量及不同控制策略的效果對比。

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　　在故障較為嚴重的情況下，例如接地電感為 0.008H 和 0.015H 時，儲能容量為 100Mvar 時對直流換相失敗抑制能力有限，存在許多儲能接入后無改善或是未能將換相失敗次數降到最低的算例。當儲能容量增大至 600Mvar 及 1 500Mvar 之后，儲能對直流換相失敗的抑制能力明顯增強，在采用改進控制方式時，大部分情況下都能把直流換相失敗次數減少為 1 次。而在某些工況下，例如接地電感和故障時刻分別為 0.008H、0.55s 和 0.02H、0.7s 時，儲能容量只有增加至 1 500Mvar 之后才能將直流換相失敗次數降到最低。由此說明在交流系統發生嚴重故障時，儲能容量越大，對故障后直流換相失敗抑制能力也越強。以接地電感 0.008H，故障時刻 0.6s 工況為例，相關仿真曲線如圖 18 所示。從圖中可以看到，當儲能容量為 100Mvar 時，由于儲能對交流電壓抬升作用較弱，直流連續換相失敗無法得到改善。當容量增大到 600Mvar 時，儲能采用常規控制方式接入后能夠將換相失敗次數減少為 2 次。進一步地，若儲能采用改進控制方式，直流故障后換相失敗次數減少至 1 次。觀察直流恢復過程中的觸發延遲角和交流電壓曲線可見，儲能容量增大后，對交流電壓的抬升能力明顯變強，對直流換相失敗的抑制能力也隨之變強。進一步地，當儲能采用改進控制方式時，雖然交流電壓抬升有所減弱，但減小了對觸發延遲角提前量的影響，儲能實現了最佳的控制效果。

　　而在故障較為輕微的情況下，如接地電感為 0.04H 時，當儲能容量逐漸增大，儲能常規無功控制策略造成負面控制效果的風險也越大。其原因在于儲能容量越大，對恢復期間直流觸發延遲角控制的影響也越大。以接地電感 0.04H，故障時刻 0.6s 為例進行分析，相關仿真曲線如圖 19 所示。從圖中可以看到，當儲能容量為 600Mvar 時，儲能接入對觸發延遲角影響相對較小，直流換相失敗次數不會增加。而當儲能容量增大到 1 500Mvar 時，采用常規控制方式情況下，儲能雖然對于交流電壓的抬升效果最好，但也使得觸發延遲角控制輸出提前量明顯減小。在此工況下觸發延遲角增大對換相過程的負面作用大于交流電壓抬升的正面作用，故儲能接入加劇了直流換相失敗次數。當儲能采用改進控制方式時，在保留儲能一定電壓支撐能力的同時又改善了直流恢復期間逆變側觸發延遲角的控制特性，從而避免儲能對直流換相失敗起到負面的控制效果。

　　另外從圖 17 中還可以看到，儲能的容量越大時，深色標注的算例也越多。說明儲能的容量越大，對直流恢復期間觸發延遲角控制的影響越大，儲能改進無功控制方式對于故障后直流換相失敗抑制效果的改善也越明顯。

　　綜上所述，儲能容量越大，對交流電壓的抬升作用越大，對直流換相失敗的抑制能力也越強。但與此同時，儲能容量越大對直流恢復期間觸發延遲角控制影響也越大，常規無功控制方式下，儲能可能無法達到最佳的控制效果甚至在某些工況下加劇直流換相失敗，而改進無功控制方式則體現出明顯優勢。因此在儲能電站容量較大時，更應該重視其無功控制策略的優化。——論文作者：李培平 1 姚 偉 1 高東學 2 張景超 2 李程昊 3

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