孫誠斌,李兆偉,2,李碧君,鄒燕,周挺,薛峰

(1. 南瑞集團(國網電力科學研究院)有限公司,江蘇 南京 211106；2. 華北電力大學電氣 與電子工程學院,北京 102206；3. 國網江蘇省電力有限公司,江蘇 南京 210024)

0 引言

目前,電化學儲能(下文簡稱“儲能”)已經成為新能源大規(guī)模接入和特高壓直流建設的重要技術支撐,在電力系統(tǒng)中得到了廣泛應用[1—4]。截至2020年6月底,我國儲能的累計裝機規(guī)模位列世界第二,為1 831.0 MW,同比增長53.9%[5]。

電網中故障引起的大容量功率缺額會造成系統(tǒng)頻率下降,甚至引發(fā)頻率崩潰,不斷增加的新能源發(fā)電占比和高電壓大容量輸電惡化了電網頻率的安全穩(wěn)定[6]。低頻減負荷是頻率安全第三道防線的重要組成部分[7],可以快速響應有序切除部分負荷,防止頻率進一步跌落。2019年英國“8·9”事件即是低頻減負荷正確動作防止全網頻率穩(wěn)定破壞的典型案例[8]。但低頻減負荷本身仍會造成大量用戶失電,因此優(yōu)化傳統(tǒng)的頻率校正控制策略,并將儲能、直流等控制資源納入其中,對提高電網應對極端嚴重故障的能力具有重要意義[9—13]。

儲能系統(tǒng)具有響應速度快、有功/無功協(xié)調雙向控制、功率轉換效率高等特點,可以在電網頻率偏移時快速調節(jié)其輸出功率,改善電力系統(tǒng)的動態(tài)頻率特性。隨著儲能電池性能的優(yōu)化和成本的降低,將儲能納入電網頻率安全防御體系中也更加具有研究價值[14—16]。文獻[17]從頻率安全角度出發(fā),分析了儲能在頻率安全第三道防線里的作用及其容量配置的技術要點、儲能技術未來的研究和應用方向；文獻[18]提出了切機和儲能協(xié)調實施緊急控制的思路,減少切機量和儲能充放電次數(shù)。但如何制定儲能參與頻率安全第三道防線的控制策略,包括儲能動作的頻率閾值、分輪次功率調整容量等,現(xiàn)有文獻中鮮有提及。

文中針對電網低頻安全穩(wěn)定問題,闡述了儲能在電網低頻第三道防線中的功能定位,提出儲能參與校正控制的頻率響應模型,并以頻率恢復效果和控制代價為綜合指標,提出適應多運行方式和故障場景的儲能低頻校正控制策略,最后在實際電網中對該方案的控制效果和適應性進行仿真驗證。

1 儲能參與頻率安全第三道防線的定位和頻率響應模型

儲能參與電網頻率安全第三道防線是指在電網頻率大幅偏移的情況下,儲能電站(單元)根據(jù)檢測到的頻率信號,轉換充放電狀態(tài)或調節(jié)輸出功率大小,避免系統(tǒng)頻率崩潰,主要用于應對諸如多臺發(fā)電機跳閘、多回直流閉鎖、穩(wěn)定控制系統(tǒng)拒動等電網安全穩(wěn)定第三級標準故障[19]。與低頻提升直流、低頻切泵等控制措施類似[20],是對傳統(tǒng)低頻切負荷、低頻解列等頻率校正控制措施的進一步擴展。

對于電網中廣泛分布的分散式儲能,采用就地分散校正控制可以降低通信成本和控制難度,提高系統(tǒng)可靠性。在低頻第三道防線中加入儲能不能替代現(xiàn)有低頻減負荷的配置,而是為了利用儲能調節(jié)靈活的優(yōu)勢,減少低頻減負荷的動作風險,逐步優(yōu)化第三道防線的配置容量和控制效果。為了提高電網應對極端故障的能力,同時降低低頻減負荷動作風險,應單獨設置用于低頻校正控制的儲能動作輪次?？紤]儲能動作代價以及直流功率支援對異步互聯(lián)電網的影響,儲能低頻動作順序應在直流功率調制之前,優(yōu)先于低頻切泵、低頻減負荷的基本輪首輪次動作,并根據(jù)電網特性和儲能可用容量確定頻率級差和動作延時。

分析儲能參與第三道防線對頻率響應的影響,基于單機帶集中負荷模型,含儲能的轉子運動方程為：

(1)

如果考慮負荷的頻率特性,參與系統(tǒng)頻率的調節(jié),并且忽略負荷功率隨母線電壓變化,則負荷模型可簡化為靜態(tài)有功功率模型,負荷的有功功率-頻率特性可表示為：

ΔPL=KLΔf

(2)

式中：ΔPL為負荷有功功率的變化量；Δf為頻率偏差；KL為負荷的靜態(tài)頻率調節(jié)效應系數(shù)。

發(fā)電機組通過原動機的調速系統(tǒng)實現(xiàn)頻率的有差調節(jié),忽略原動機的再熱時間常數(shù),并考慮調速器響應時間,可用一階慣性環(huán)節(jié)來表示發(fā)電機的功頻調節(jié)特性[21]：

ΔPm=ΔfKG/(1+TGs)

(3)

式中：ΔPm為發(fā)電機的機械功率增量；KG為發(fā)電機的功頻特性系數(shù)；TG為調速器時間常數(shù)；s為拉普拉斯算子。該式用來衡量在一定的頻率偏差下,發(fā)電機機械功率出力變化的動態(tài)過程。

對于復雜的多機系統(tǒng),發(fā)電機慣性時間常數(shù)可用加權平均法等值[22],如式(4)所示,調速器和負荷參數(shù)可基于遺傳算法進行辨識等值[21]。

(4)

式中：SBi為第i臺發(fā)電機的容量；HGi為第i臺發(fā)電機的慣性時間常數(shù)；n為發(fā)電機數(shù)量。

在大功率擾動故障下,對于常規(guī)火電機組,電網運行準則要求其在頻率變化時至少具備6%額定容量的調節(jié)能力[23]。由調速器模型可知,當系統(tǒng)頻率偏差超過限值Δfm時,調速器的輸入信號將達到限幅,而系統(tǒng)功率擾動越大,調門指令達到限幅的時間越短,即在大擾動故障下,可將調門指令等效為階躍信號。

不同于儲能參與一次調頻,在儲能的快速校正控制中,可以省去變流器的外環(huán)控制,忽略動態(tài)調節(jié)過程,在頻率達到動作閾值時,儲能的輸出功率可快速調至給定值Ps[24]。忽略較小的時間常數(shù)和非線性部分,由此建立儲能參與頻率安全第三道防線的頻率響應模型,具體如圖1所示。

圖1 儲能參與頻率安全第三道防線的頻率響應模型Fig.1 Frequency response model of third defense lines containing energy storages

其中,ΔPe為系統(tǒng)的有功功率缺額,用階躍響應表示,即ΔPe=Pe/s。若頻率達到啟動閾值的時間為te,經過延時td后儲能調節(jié)輸出功率,即ΔPs=Pse-tzs/s,tz=te+td。當Δf>Δfm時,調速器達到最大可調功率Pm,max。由圖1可得功率發(fā)生缺額后系統(tǒng)頻率響應的頻域表達式,當Δf<Δfm時,調速器未達最大可調功率,有：

(5)

其中：

(6)

(7)

當Δf>Δfm時,用于一次調頻的旋轉備用滿發(fā),有：

(8)

經拉氏反變換可得頻率時域表達式,Δf<Δfm時,頻率響應表示為：

(9)

其中：

a=ξωn

(10)

(11)

(12)

K=KL+KG

(13)

當Δf>Δfm時,頻率響應表達式為：

(14)

其中：

(15)

穩(wěn)態(tài)頻率偏差表示暫態(tài)過程結束后頻率的恢復程度,由式(9)和式(14)可得穩(wěn)態(tài)頻率偏差表達式為：

(16)

儲能系統(tǒng)在運行時,一般要考慮儲能相關約束的限制。由于校正控制暫態(tài)時間尺度短,荷電狀態(tài)幾乎不變,因此在上述頻率響應模型中可不考慮儲能容量的約束。頻率安全第三道防線需要能夠應對電網中的各種不確定運行狀態(tài)和隨機擾動故障,并且其控制量無法精確統(tǒng)計,因此不考慮故障發(fā)生之前儲能的充放電狀態(tài)?？紤]電網中所有儲能全部參與校正控制,各輪次動作量按儲能額定總容量的百分比進行調節(jié)(即控制量),減小儲能運行狀態(tài)對每輪次動作量的影響。

2 儲能參與低頻第三道防線的控制策略

儲能參與低頻校正控制的分輪次控制策略中,需要整定的參數(shù)主要包括：儲能各輪次啟動的頻率閾值fe,k,各輪次功率的控制量和各輪次的動作延時td,k。綜合考慮電網正常頻率的運行范圍及一次調頻的運行要求,儲能第一輪的動作閾值不宜高于49.5 Hz。當參與第三道防線的儲能容量充足,需要設置多個儲能低頻動作輪次時,各輪次之間的頻率級差可以按0.1～0.2 Hz確定,儲能最終輪與低頻減負荷第一輪的頻率級差可以按0.1～0.2 Hz考慮。在實際工程應用中,各輪次的動作延時需要兼顧裝置動作防誤和頻率控制效果兩方面,一般設置為200～300 ms,可調整空間不大。

2.1 儲能分輪次動作的臨界容量

在發(fā)生大功率缺額擾動時,由式(16)可知,若第k輪不動作,則頻率偏差達到Δfe,k對應的功率缺額為：

(17)

將頻率由fe,k恢復到fsa的第k輪儲能功率增量為：

(18)

目前儲能在電網中的容量占比還相對較小,當達到儲能低頻動作閾值時,儲能可快速投入最大功率,快速提供頻率支撐。如果可用于校正控制的儲能配置容量較大,則這種粗獷的控制策略可能造成電網發(fā)電功率過剩,導致頻率高于正常水平,進而引發(fā)過頻切機或新能源機組脫網等連鎖事故。

由于電網運行方式具有復雜性和多變性,無法對所有的運行方式進行逐一計算,為了減少工作量,選取若干種典型的運行方式,如夏大、夏小、冬大、冬小等。通過對歷年電網數(shù)據(jù)的分析,統(tǒng)計出電網各種運行方式累計運行時間、出現(xiàn)故障的類型及次數(shù),得出概率分布情況,選取具有代表性的典型運行方式集C；在此基礎上進行電網安全穩(wěn)定分析,在安全穩(wěn)定第三級標準故障中得出可能引起大功率缺額的大擾動故障集F。

根據(jù)式(17)和式(18),結合典型運行方式集C和擾動故障集F,篩選出造成功率缺額最小的運行方式和對應的擾動故障,代入頻率響應模型,計算出滿足電網頻率過調約束的儲能放電功率,其最大值即為儲能分輪次參與低頻安全第三道防線的臨界容量Ps,b。當系統(tǒng)中可用于第三道防線的儲能容量高于該值時,必須進行分輪次動作。

2.2 儲能參與低頻第三道防線的控制策略

在安排儲能參與校正控制的策略時,根據(jù)電網的頻率響應特性和已有的頻率校正控制措施,整定頻率閾值、延時和放電功率控制量。其中,儲能低頻動作的各輪次頻率閾值應設定為不低于低頻減負荷的首輪頻率門檻值,使儲能以更高的優(yōu)先級參與到電網低頻安全第三道防線中。若低頻減負荷基本輪或特殊輪的頻率作用范圍和儲能存在動作重合區(qū),則必須考慮兩者的協(xié)調：延時較短和控制代價較低的儲能優(yōu)先動作防止頻率進一步降低,低頻減負荷特殊輪動作防止頻率在較低水平長時間懸浮；當儲能全部輪次動作仍無法解決低頻問題時,則由低頻減負荷繼續(xù)提供頻率支撐。

確定了儲能的頻率閾值和延時后,對各輪次控制量進行整定和優(yōu)化計算。儲能的放電功率值逐輪次遞增,各動作輪次整定量互相影響,決定了有功功率的支撐能力和頻率的恢復效果。因此,為了制定控制效果最優(yōu)的儲能校正策略,必須綜合考慮電網的運行方式、系統(tǒng)的功率不平衡量和各輪次動作量的情況,以儲能輪次動作后的頻率指標和控制代價為綜合指標進行優(yōu)化,確定在相關約束條件下各輪次儲能的最優(yōu)功率增量。由n個輪次儲能功率增量表示的優(yōu)化變量X為：

X=[ΔPds,1,ΔPds,2,…,ΔPds,n]

(19)

表征頻率恢復效果和控制代價的綜合指標為：

(20)

以上各系數(shù)的選取原則及其量綱的統(tǒng)一方法為：切負荷的控制代價要高于儲能的控制代價,最低和最高頻率指標的權重要高于穩(wěn)態(tài)頻率的權重；控制代價用各運行方式下儲能動作量或切負荷量占額定儲能容量或負荷功率的相對值表示(即控制量),頻率指標用標幺值表示,以統(tǒng)一不同運行方式下的量綱。

構建考慮各種故障場景和運行方式的加權優(yōu)化目標函數(shù)：

(21)

式中：λi為運行在方式i下的概率,μj為發(fā)生故障j的概率,均可根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計得到；Nc為典型運行方式數(shù)；Nd為故障場景數(shù)。

綜合儲能的功率控制能力、電網頻率、聯(lián)絡線功率的約束條件設定如下：

(22)

式中：Ps,max為儲能系統(tǒng)最大放電功率值；最高和最低暫態(tài)頻率的偏差值和也要滿足一定約束,分別不能高于Δfd,max和Δfp,max,防止頻率大幅度波動,避免一系列連鎖故障[6]；為了保障恢復效果,必須要求穩(wěn)態(tài)頻率在合理范圍之內,Δfs,min和Δfs,max分別為穩(wěn)態(tài)頻率最小和最大值的偏差約束；同時,Ssec為斷面的潮流約束,要滿足聯(lián)絡線的最大送電能力Ssec,max的約束。

結合式(19)—式(22)的目標函數(shù)和約束條件,求解出最優(yōu)儲能放電功率增量ΔPds,k,并折算為占總裝機容量Ps,N的比值ΔIs,k,得到各輪次儲能的控制量：

(23)

綜上,儲能參與低頻第三道防線控制方案的制定流程如圖2所示。準備策略制定所需的數(shù)據(jù),在典型運行方式集C和引起大功率缺額的大擾動故障集F下,建立計及儲能參與頻率安全第三道防線的頻率響應模型,安排儲能的動作輪數(shù)、各輪次啟動的頻率閾值和動作延時,優(yōu)化儲能各輪次控制量,得到儲能低頻校正控制方案,并校核校正控制動作后系統(tǒng)潮流的合理性。

圖2 最優(yōu)控制方案的制定流程Fig.2 Tuning flowchart of the optimal control scheme

3 華東電網算例分析

在華東電網2個典型運行方式下進行仿真分析。華東電網的直流饋入示意如圖3所示。

圖3 華東電網直流饋入示意Fig.3 Schematic diagram of DC feed-in for East China Power Grid

方式Ⅰ總負荷功率為154 GW,總直流饋入功率為48.6 GW。方式Ⅱ總負荷功率為353 GW,總直流饋入功率為73 GW。低頻減負荷的配置方案為：3輪基本輪和1輪特殊輪,在頻率跌至49.0 Hz,48.75 Hz,48.5 Hz時分別切除負荷3.5%,4%和5.3%,并且頻率低于49.0 Hz達到15 s以上時切除3%的負荷；2種方式下均配置了可用于校正控制的分散式儲能,總計22.5 GW。典型故障場景由各直流的單/雙極閉鎖故障組成。經計算,方式Ⅰ和方式Ⅱ的臨界儲能容量分別為9.93 GW和14.4 GW。制定3種控制方案,其中方案1為儲能不參與頻率校正控制,結合電網頻率特性,將儲能輪次安排為3輪；方案2為按照文中方法得到的儲能3個輪次控制方案；方案3為儲能功率平均分配到3個輪次的控制方案,如表1所示。

表1 儲能參與低頻第三道防線方案Table 1 Control schemes of third defense lines for low frequency containing energy storages

圖4為2種運行方式下分別在0 s發(fā)生大功率缺額擾動a和b時,3個頻率校正控制方案的頻率響應曲線。

圖4 不同控制方案下的頻率曲線對比Fig.4 Comparison of frequency curves under different control schemes

其中,方式Ⅰ下發(fā)生故障a(錦蘇、賓金直流雙極閉鎖,龍政直流單極閉鎖),共造成功率缺額15.95 GW；方式Ⅱ下發(fā)生故障a,共造成功率缺額16.7 GW；方式Ⅱ下發(fā)生故障b(錦蘇、賓金、復奉直流雙極閉鎖,雁淮直流單極閉鎖),共造成功率缺額25.6 GW。可以看出,方案1中儲能不參與控制,觸發(fā)低頻減負荷動作,或使頻率懸浮于較低水平。而方案2和方案3均可以將頻率恢復至額定值附近。

表2給出3種情況下不同控制方案的動作量、頻率指標和綜合指標?？梢钥闯?方案2具有相較于其他方案更優(yōu)的綜合指標。方案1易觸發(fā)低頻減負荷動作,控制代價較大,且控制效果不佳,而方案3雖然可以避免切負荷,但在部分方式下會產生較大的頻率過調,影響控制效果。因此,在結構較復雜和元件模型較多樣的實際電網中,所述方法可以制定出較優(yōu)的儲能校正控制策略,解決各種運行方式下發(fā)生大功率缺額擾動后的低頻問題,具有實際應用價值。

表2 控制量和頻率指標的比較Table 2 Comparison of control quantity and frequency index(a) 方式 I 發(fā)生故障a

(b) 方式Ⅱ發(fā)生故障a

(c) 方式Ⅱ發(fā)生故障b

4 結語

新能源發(fā)電的快速發(fā)展和特高壓直流的建設支撐了國家的能源轉型戰(zhàn)略實施,但也給電網的頻率安全穩(wěn)定控制帶來了新的挑戰(zhàn)。儲能作為可以快速響應的有功控制資源,有利于提高電網的頻率穩(wěn)定水平,文中將其應用到低頻第三道防線中,有如下結論：

(1) 分析了儲能參與低頻第三道防線的定位,將儲能用于頻率校正控制,可以充分利用儲能的優(yōu)勢,既有利于電網的頻率安全,也有助于提高儲能的多重化利用效益。

(2) 考慮機組一次調頻特性及負荷頻率特性,建立了儲能參與頻率安全第三道防線的頻率響應模型,有助于提高制定儲能校正控制策略的工作效率。

(3) 提出了儲能參與低頻第三道防線的控制策略制定方法,綜合考慮穩(wěn)態(tài)頻率、暫態(tài)頻率以及控制代價,在保障頻率安全的同時,降低低頻減負荷動作風險。

將儲能納入到頻率安全第三道防線依賴于儲能的容量規(guī)模和運行狀態(tài),綜合考慮儲能多方面約束、協(xié)調儲能在各種層面的控制,以及考慮頻率安全風險的儲能運行優(yōu)化都有待進一步研究。

本文得到國網江蘇省電力有限公司科技項目“大容量儲能支撐機網安全穩(wěn)定運行關鍵技術研究”(J2019027)資助,謹此致謝！