发布时间：2022-04-16所属分类：电工职称论文浏览：1次
摘 要： 摘要 随着越来越多大容量特高压直流输电工程建成投运，我国电力系统逐渐形成交直流混联结构，电网耦合特性更加复杂，系统的安全稳定运行面临更大挑战。电网侧电化学储能技术近年来在电网中快速发展，有望成为改善交直流混联系统稳定性的有效控制手段。该文针对多馈入直
摘要 随着越来越多大容量特高压直流输电工程建成投运，我国电力系统逐渐形成交直流混联结构，电网耦合特性更加复杂，系统的安全稳定运行面临更大挑战。电网侧电化学储能技术近年来在电网中快速发展，有望成为改善交直流混联系统稳定性的有效控制手段。该文针对多馈入直流系统暂态过程中的连续换相失败问题，分析了连续换相失败的机理及储能电站的作用机制，提出了储能电站改进暂态无功控制策略，优化了储能电站的暂态控制效果，并进一步分析了储能电站的容量大小与接入位置两个关键因素对控制效果的影响。以河南多馈入直流系统为例，仿真结果验证了所提储能电站改进暂态无功控制策略能够实现较好的换相失败控制效果。此外，遍历仿真结果也揭示了容量大小与接入位置对储能电站控制效果的影响规律。
关键词：多馈入直流系统 电化学储能 连续换相失败 改进无功控制策略 容量与接入位置
0 引言
为了解决我国能源与负荷逆向分布问题，越来越多特高压直流工程被应用到电力系统中[1]。随着大容量特高压直流输电工程的不断建成投运，电力系统逐渐形成交直流混联结构，电力电子化特征日趋明显，电网动态特性趋向复杂，电网调峰、调频、调压能力不足问题凸显，同时应对故障扰动的暂态控制手段也需进一步加强。以河南电网为例，它是全国首个特高压交直流混联运行的电网，随着天中直流、青海—河南直流的相继投运，河南电网将形成多直流馈入结构[2]。多馈入结构使得各直流与受端电网间复杂耦合，系统运行灵活性不足，由单一故障引起交直流混联系统联锁故障的风险显著增加，电网运行的安全性、稳定性更需提供有力保障。
逆变侧换相失败是特高压直流系统中常见的严重故障之一[3]。一般而言，故障引起的直流首次换相失败往往难以避免，但是对电力系统造成的影响也相对较小。然而，由于交直流混联系统的复杂耦合特性，直流可能会在故障后发生多次连续换相失败，使直流传输功率大幅度波动，严重时甚至导致直流闭锁，对交流电网造成巨大冲击[4]。因此，现阶段研究主要关注如何抑制直流连续换相失败，其大致思路可分为两类：一是通过改善直流本身的控制结构和控制特性，降低故障后换相失败风险，如低压限流环节[5]、换相失败预防控制[6]等;另一类则是利用电网中动态无功资源对系统进行暂态无功支撑，提升交流电压，降低直流换相失败的风险[7]。现阶段常见的动态无功补偿设备包括同步调相机、静止同步补偿器(Static Synchronous Compensator, STATCOM)、静止无功补偿器(Static Var Compensator, SVC)等[8-9]。混合双馈入结构中的电压源型换流器也可进行动态无功补偿，但由于其只存在于某些特定结构的电网中，因而不算是常规意义下的无功补偿手段。上述无功补偿设备中同步调相机的瞬时无功支撑能力最强，但其制造运维成本较高。 STATCOM 与 SVC 由于故障期间无功支撑能力有限且控制不够灵活，往往很难发挥出对连续换相失败良好的抑制效果。为了进一步提高交直流系统运行的灵活性与安全性，需要探寻更多的动态无功控制手段。
电化学储能技术近年来发展迅猛，截至 2017 年底，全球电化学储能累计装机规模已达 2 926.6MW。预计短期内电化学储能装机规模仍将保持高速增长。与其他储能方式相比，电化学储能具有响应速度快、动态有功无功调节能力强、循环效率高等优势[10-11]，因此，电化学储能电站的规模化应用将是一种有效缓解特高压交直流混联受端电网灵活性不足，保障电网安全稳定运行的控制手段。
电化学储能电站在电力系统中的应用模式主要分为稳态控制和暂态控制两个层面。在稳态控制层面，现有研究主要关注储能电站在电力系统调峰、调频、调压方面的应用[12-14];在暂态控制层面，现有研究主要关注储能电站在抑制电力系统低频振荡、功率摆动和提升系统阻尼等方面的应用[15-16]。但在现阶段研究中，储能电站的应用场景主要还是集中在传统交流电网，鲜有涉及储能电站在交直流混联电网中的应用研究。电化学储能电站作为发展迅猛的优质动态有功无功资源，将会在交直流混联电网暂态控制中发挥重要作用，因此急需深入开展关于电化学储能电站在特高压交直流混联电网中应用关键问题的研究。
结合以上背景，本文将基于多馈入直流系统暂态过程中所面临的连续换相失败风险，研究电化学储能电站在多馈入直流系统暂态控制中的应用方式，并提出适用的暂态无功控制策略，从而降低故障后直流连续换相失败风险，减小电压波动，改善直流功率恢复特性。本文的研究可为电化学储能电站在特高压交直流混联受端电网中的工程应用提供一定理论支撑。
1 河南多馈入直流系统与锂电池电化学储能电站建模及控制策略简介
1.1 河南多馈入直流系统模型
河南多馈入直流系统包括了天中直流、青海— 河南直流两条±800kV 特高压直流输电线路，系统等效模型如图 1 所示。其中天中直流为常规单馈入结构，受端馈入中州换流站。青海—河南直流受端则采用多端单层馈入结构，其中高压阀组Ⅰ、Ⅳ馈入驻马店换流站，低压阀组Ⅱ、Ⅲ馈入驻马店 500kV 母线[2]。各直流逆变阀组均为 12 脉波逆变阀组。Z1、 Z2、Z3 为受端交流系统等效模型的系统阻抗，Z12、 Z13、Z23 为各直流馈入点之间的耦合阻抗。模型中各阻抗参数见表 1。
图 1 所示河南多馈入直流系统模型中各直流均采用 CIGRE HVDC 标准测试模型[17]的控制策略，其结构框图如图 2 所示。其中，Imes、Umes、mes 分别为取自阀组测量系统的直流电流测量值、直流电压测量值及关断角测量值;RV 为补偿电阻;ref 为关断角额定值。由图 2 可见，逆变侧配置有定电流控制、定关断角控制，同时还配备了低压限流控制器(Voltage Dependent Current Order Limiter, VDCOL)和电流偏差控制器(Current Error Controller, CEC)。系统正常运行时，逆变侧处于定关断角控制。当系统处于暂态过程中时，逆变侧通过电流偏差控制实现定关断角控制与定电流控制的平滑切换。稳态运行 时 天 中 直 流 与 青 海 — 河 南 直 流 传 输 功 率 均 为 8 000MW，逆变侧由定关断角控制维持关断角为额定值约为 17°。
1.2 锂电池电化学储能电站模型
本文所搭建的锂电池电化学储能电站模型如图 3 所示，模型主要包括三个部分：锂电池阵列、Boost 升压电路及并网逆变器。锂电池阵列的输出侧经 Boost 升压电路后连接到直流母线电容，随后逆变器将直流电能转换为交流电能，并通过变压器连接至交流电网。其中，Boost 电路通过改变占空比 d 来调整锂电池阵列的充放电电流，从而维持直流母线电压的稳定。逆变器模块的控制回路为常规双环功率解耦控制，能够灵活调整储能模型与电网侧的功率交换。
储能电站的常规控制策略可分为定功率控制与定电压控制。在本文中储能电站模型采用定功率控制结构，其功率指令值根据稳态控制和暂态控制的要求分别给定，控制框图如图 4 所示。根据交流电压的幅值范围，储能电站的工作模式分为稳态模式与暂态模式。在稳态模式下，储能电站可结合调压或配合滤波器投切等需求进一步划分控制模式。在本文中由于不关注储能电站在稳态下的应用，故稳态无功指令值设定为 0。在暂态工作模式下，当检测到交流电压显著跌落时，将储能无功指令值设置为 1(pu)，以抬升交流电压，减小直流换相失败风险。储能电站的无功控制策略与 STATCOM 在直流受端电网中的无功控制策略类似[19-20]。一般而言，定功率控制的优势在于响应速度较快，控制相对灵活;定电压控制的优势在于能实现与交流系统的闭环反馈控制，自动调节储能出力维持交流电压稳定。
2 储能电站暂态无功对直流连续换相失败的作用机制
2.1 直流连续换相失败风险机理分析
常规特高压直流输电系统的逆变侧控制结构如图 2 所示。正常运行时，逆变侧处于定关断角控制从而保持关断角恒定。在故障导致逆变侧发生换相失败后的暂态过程中，直流电流剧烈变化，逆变侧定关断角控制与定电流控制交替投入。VDCOL 在故障后限制直流电流指令值，避免逆变侧因直流电流过高发生连续换相失败。当直流电流逐渐恢复至指令值时，直流逆变侧经过电流偏差控制后重新转换为定关断角控制，使关断角逐渐恢复至额定值。然而，受交直流耦合及直流控制特性的影响，直流在恢复阶段存在连续换相失败风险。
在 CIGRE 标准系统中设置直流逆变侧交流母线 1s 时经 0.6H 电感发生三相接地故障，故障持续时间为 0.4s，相关仿真曲线如图 5 所示。从图中可以看到，当直流从首次换相失败中恢复后，逆变侧处于定电流控制。当直流电流处于逆变侧电流指令值与整流侧电流指令值之间时，如虚线框中所示，电流偏差控制开始启动。由于电流偏差控制的作用，逆变侧控制回路输出触发延迟角处于近似恒定或略微上升的状态[21]，在关断角逐渐下降接近整定值的过程中触发延迟角控制不能很好地进行响应，而直流电流在此过程中则逐渐增大。
Fig.5 Inverter side transient response characteristics 式中，un 为换相电压实际值;E 为换相电压有效值; XC 为等值换相电感;为电网频率;为触发延迟角;为换相角。在直流恢复的暂态过程中，Sneed 随直流电流的增大而增大，Ssupply 随触发延迟角的恒定(或增大)而不变(或减小)，因此在此恢复阶段中存在直流连续换相失败的风险。而储能电站对直流连续换相失败的暂态控制效果也取决于在此阶段中储能暂态无功对式(3)中相关影响因素的作用。
2.2 储能电站暂态无功对多馈入直流特性的影响
常规情况下，如图 4 所示，储能电站在故障导致交流母线电压明显下降后应立刻以最大容量输出无功功率，从而抬升交流电压，抑制换相失败。但是，储能的无功出力在改善暂态交流电压的同时，也可能会在图 5 所示的直流恢复阶段对逆变侧触发延迟角控制造成影响，严重时甚至会对直流连续换相失败起到负面的控制效果。
为了分析储能接入对直流换相失败的作用机制，将容量为 600Mvar 的储能接入如图 1 所示的天中直流逆变侧 500kV 交流母线，在 0.5s 时母线经 0.04H 电感发生三相接地故障，0.1s 后故障被切除，储能采取如图 4 所示的常规无功控制策略，仿真结果如图 6 所示。从图 6 中可以看到，此时由于故障相对较轻，储能未接入情况下直流只发生了 1 次换相失败。储能接入后，按照储能电站常规无功控制策略，当检测到故障导致交流电压跌落时，储能立刻以最大容量输出无功以抬升交流电压。但此时直流反而增加了两次连续换相失败。对比第一次连续换相失败发生时刻(0.597 8s)前后的交流电压和触发延迟角曲线可以看到，储能接入之后抬升了交流电压，改善了换相条件。但与此同时，由于在恢复阶段中换相条件有所改善，逆变侧关断角略微增大，从而使得直流控制输出的触发延迟角有所增大，即提前量减小。基于 2.1 节中的分析，此时由于直流电流逐渐增大，直流触发延迟角控制能力变弱，储能对于触发延迟角的影响增大了连续换相失败的风险，造成了负面的控制效果。
下面通过控制变量法来验证直流恢复阶段触发延迟角提前量减小是造成直流连续换相失败的原因。由图 6 可以看到，储能接入使触发延迟角在恢复阶段增大约 2°，因此，对于前述算例，在未接入储能的情况下，仅在 0.590～0.597s 人为给予直流逆变侧触发延迟角 2°的增量，以模拟储能接入对触发延迟角控制造成的影响，其他条件保持不变，仿真结果如图 7 所示。可以看到，由于直流恢复期间触发延迟角 2°的增量，直流由原来发生 1 次换相失败变为发生 3 次连续换相失败，与储能接入时情况一致。由此可以说明，储能接入在直流恢复阶段可能使得逆变侧触发延迟角提前量减小而造成负面的控制效果。同时也说明了在换相失败恢复期间，直流对触发延迟角的微小差异较为敏感。
若将接地电感大小改为 0.008H，故障时刻和持续时间保持不变，仿真结果如图 8 所示。可以看到，与前述算例类似，储能接入改善了直流恢复期间的交流电压，但同时也使得触发延迟角控制输出的触发延迟角提前量有所减小。但在此工况下，交流电压抬升的正面作用要优于触发延迟角增大的负面作用，故此时储能接入对直流换相失败仍然起到了正面的控制效果，直流故障后连续换相失败次数由 4 次变为 1 次。
综上所述，储能暂态无功出力在改善交流电压的同时，在直流恢复期间也可能使得触发延迟角控制输出提前量减小，二者存在一定的制约关系。在某些工况下，直流对换相失败恢复期间触发延迟角的变化较为敏感，储能对触发延迟角控制的影响可能会削弱储能的暂态控制效果，甚至加剧直流连续换相失败。
3 储能电站暂态无功控制策略优化
3.1 储能暂态无功控制策略改进思路
基于第 2 节的分析，为了实现更好的控制效果，本节提出了储能改进暂态无功控制策略，其基本思路为：当检测到故障导致交流电压显著跌落后，储能以最大容量输出无功，以提升交流电压;当直流处于首次换相失败恢复期间的特定阶段，令储能暂时退出，无功指令降为 0，持续一段时间后再恢复无功出力，从而避免储能在恢复期间对触发延迟角造成不良影响。储能改进无功控制逻辑框图如图 9 所示，当直流恢复过程中关断角下降至 35°时，储能无功指令降为 0，持续 40ms 后再恢复无功输出。本文所选控制参数均为仿真经验值，选取原则为判定直流处于如 2.1 节所述的恢复期间连续换相失败风险较大的阶段。储能改进暂态无功控制策略时序图如图 10 所示。
3.2 改进控制策略效果验证
基于所提储能改进暂态无功控制策略，对 2.2 节中两个算例进行重新仿真。当接地电感为 0.4H 时，结果如图 11 所示。可见，当储能采用改进控制方式时，储能接入不会恶化直流连续换相失败情况，直流只发生了 1 次换相失败。第一次连续换相失败时刻前后的交流电压和触发延迟角曲线如图 12 所示，可以看到，改进控制方式虽然对交流电压的抬升作用有所减弱，但是有效地改善了储能对直流触发延迟角的影响，从而避免储能产生负面的控制效果。
当接地电感为 0.008H，储能电站不同无功控制策略效果对比结果如图 13 所示。当储能未接入时，故障后直流发生了 4 次换相失败，而在储能接入后，无论是采用常规控制方式还是改进控制方式，储能都起到了良好的控制效果，直流只发生了 1 次换相失败。第一次连续换相失败发生时刻前后的触发延迟角和交流电压暂态曲线对比如图 14 所示。可以看到，储能采用常规控制方式时对交流电压的抬升效果最明显，但同时在直流恢复阶段使得触发延迟角有所增大，但在此工况下不至于影响直流换相成功。储能采用改进控制方式时对交流电压的抬升效果略有下降，但是同时也减小了对触发延迟角的影响，直流同样能够避免发生连续换相失败，而且此时直流功率波动更小，储能控制效果更优。
储能电站暂态无功出力曲线如图 15 所示，可见改进控制方式与常规控制方式相比，储能通过在直流恢复期间无功暂时退出的方式减小了对逆变侧触发延迟角的影响，同时又保持了一定电压支撑能力，较好地发挥了储能的暂态控制能力。
综上所述，本节中所提出的储能改进暂态无功控制策略，是权衡了储能无功出力对直流恢复期间交流电压和直流触发延迟角控制综合影响的优化控制方案，既保留了储能一定的交流电压支撑能力，又尽可能地减小储能在直流恢复期间对于触发延迟角控制的不良影响。从本节的仿真算例中可以看到，所提储能改进无功控制策略比常规控制方式能够实现更佳的控制效果。
3.3 储能电站与其他无功补偿措施效果对比
为了体现电化学储能电站进行动态无功补偿的优越性，本节中将电化学储能电站与同步调相机、静止无功补偿(SVC)、静止同步补偿器(STATCOM)等其他常见无功补偿措施进行了控制效果对比。各设备的无功补偿容量均为 600Mvar，将其分别接入天中直流受端交流母线，设置母线于 0.5s 时经 0.008H 电感发生三相接地故障，持续时间为 0.1s。其中储能电站采取本文所提优化控制策略，同步调相机、STATCOM 与 SVC 则采用常规电压反馈控制。从图 16 所示仿真结果中可以看到，同步调相机由于故障期间的无功支撑能力较强，能将直流换相失败次数抑制为 1 次。储能电站得益于其无功调节灵活的 优 势 ， 也 能 将 换 相 失 败 次 数 抑 制 为 1 次 。 STATCOM 与 SVC 由于控制策略没有进行优化，控制效果略差，但也能将原始工况下直流的 4 次换相失败减少为 2 次。仿真结果体现了本文所提电化学储能电站暂态无功控制策略在抑制连续换相失败上的优越性。
4 储能电站暂态控制效果影响因素分析
4.1 容量大小对储能暂态控制效果的影响
储能电站的容量大小是影响换相失败抑制效果的一个重要因素。目前实际投运的储能工程容量还不是很大[23-24]，但是随着储能技术的不断发展，未来储能电站容量将会逐步提升。为了探究容量大小对储能控制效果的影响，分别将容量为 100Mvar、 600Mvar、1 500Mvar 的储能接入天中直流逆变侧500kV 交流母线，设置在母线上发生三相接地故障，通过改变接地电感大小及故障发生时刻设置多组工况进行了遍历仿真，故障持续时间均为 0.1s。遍历仿真结果见表 2～表 4，其中每一个工况下从左到右的 3 个数字分别表示无储能接入、储能接入采用常规无功控制方式、储能接入采用改进无功控制方式情况下直流故障后发生换相失败的次数。图 17 展示了各种仿真工况下储能不同容量及不同控制策略的效果对比。
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在故障较为严重的情况下，例如接地电感为 0.008H 和 0.015H 时，储能容量为 100Mvar 时对直流换相失败抑制能力有限，存在许多储能接入后无改善或是未能将换相失败次数降到最低的算例。当储能容量增大至 600Mvar 及 1 500Mvar 之后，储能对直流换相失败的抑制能力明显增强，在采用改进控制方式时，大部分情况下都能把直流换相失败次数减少为 1 次。而在某些工况下，例如接地电感和故障时刻分别为 0.008H、0.55s 和 0.02H、0.7s 时，储能容量只有增加至 1 500Mvar 之后才能将直流换相失败次数降到最低。由此说明在交流系统发生严重故障时，储能容量越大，对故障后直流换相失败抑制能力也越强。以接地电感 0.008H，故障时刻 0.6s 工况为例，相关仿真曲线如图 18 所示。从图中可以看到，当储能容量为 100Mvar 时，由于储能对交流电压抬升作用较弱，直流连续换相失败无法得到改善。当容量增大到 600Mvar 时，储能采用常规控制方式接入后能够将换相失败次数减少为 2 次。进一步地，若储能采用改进控制方式，直流故障后换相失败次数减少至 1 次。观察直流恢复过程中的触发延迟角和交流电压曲线可见，储能容量增大后，对交流电压的抬升能力明显变强，对直流换相失败的抑制能力也随之变强。进一步地，当储能采用改进控制方式时，虽然交流电压抬升有所减弱，但减小了对触发延迟角提前量的影响，储能实现了最佳的控制效果。
而在故障较为轻微的情况下，如接地电感为 0.04H 时，当储能容量逐渐增大，储能常规无功控制策略造成负面控制效果的风险也越大。其原因在于储能容量越大，对恢复期间直流触发延迟角控制的影响也越大。以接地电感 0.04H，故障时刻 0.6s 为例进行分析，相关仿真曲线如图 19 所示。从图中可以看到，当储能容量为 600Mvar 时，储能接入对触发延迟角影响相对较小，直流换相失败次数不会增加。而当储能容量增大到 1 500Mvar 时，采用常规控制方式情况下，储能虽然对于交流电压的抬升效果最好，但也使得触发延迟角控制输出提前量明显减小。在此工况下触发延迟角增大对换相过程的负面作用大于交流电压抬升的正面作用，故储能接入加剧了直流换相失败次数。当储能采用改进控制方式时，在保留储能一定电压支撑能力的同时又改善了直流恢复期间逆变侧触发延迟角的控制特性，从而避免储能对直流换相失败起到负面的控制效果。
另外从图 17 中还可以看到，储能的容量越大时，深色标注的算例也越多。说明储能的容量越大，对直流恢复期间触发延迟角控制的影响越大，储能改进无功控制方式对于故障后直流换相失败抑制效果的改善也越明显。
综上所述，储能容量越大，对交流电压的抬升作用越大，对直流换相失败的抑制能力也越强。但与此同时，储能容量越大对直流恢复期间触发延迟角控制影响也越大，常规无功控制方式下，储能可能无法达到最佳的控制效果甚至在某些工况下加剧直流换相失败，而改进无功控制方式则体现出明显优势。因此在储能电站容量较大时，更应该重视其无功控制策略的优化。——论文作者：李培平 1 姚 伟 1 高东学 2 张景超 2 李程昊 3
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