王華佳，張 巖，于丹文，張青青

（國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著新能源的快速增長，風(fēng)光波動性、不穩(wěn)定性和隨機性給電力安全穩(wěn)定帶來了顯著影響，持續(xù)性陰雨天、靜風(fēng)天也會引起光伏、風(fēng)電為主體的電力系統(tǒng)出現(xiàn)斷供風(fēng)險。儲能可實現(xiàn)電力系統(tǒng)的靈活控制與經(jīng)濟調(diào)節(jié)，為平滑新能源發(fā)電出力、輔助服務(wù)和電力負荷削峰填谷方面提供有效手段，能很好地解決新能源的波動性與不確定性問題，為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動、需求響應(yīng)支撐等多種服務(wù)［1?6］。儲能電站為大規(guī)模新能源的接入與電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供了基礎(chǔ)保障，能從系統(tǒng)層面有效提升電力系統(tǒng)運行效率，是構(gòu)建能源互聯(lián)網(wǎng)、促進電網(wǎng)轉(zhuǎn)型升級和實現(xiàn)“雙碳”目標的重要途徑與措施。

目前，多數(shù)儲能電站均采用電化學(xué)儲能方式，通過儲能變流器實現(xiàn)能量存儲、釋放。儲能變流器是典型的非線性電力電子裝置，會向電力系統(tǒng)引入各次諧波；由于儲能電站功率等級較大，工作時會引起供電母線明顯的電壓偏差與波動［7?9］。因此，在儲能電站接入系統(tǒng)前，應(yīng)依據(jù)接入設(shè)計方案、區(qū)域電網(wǎng)參數(shù)、儲能電站建設(shè)等資料建立仿真模型，結(jié)合變電站的運行情況與電能質(zhì)量背景測試數(shù)據(jù)，預(yù)測儲能電站接入是否會引起變電站公共連接點電能質(zhì)量超標，并根據(jù)評估結(jié)果針對性提出治理要求［10?12］。

以某儲能電站工程接入系統(tǒng)為基礎(chǔ)，將儲能變流器作為注入電力系統(tǒng)的干擾源，從諧波（電壓、電流）、三相不平衡、電壓波動、電壓偏差等維度入手，通過ETAP仿真軟件進行區(qū)域電網(wǎng)模型搭建，精準分析儲能電站接入山東電網(wǎng)的電能質(zhì)量影響，預(yù)測評估潛在的電能質(zhì)量超標問題，對提升電網(wǎng)電能質(zhì)量、改善用電環(huán)境具有重要意義。

1 工程概況

1.1 儲能電站概況

以某大型儲能電站工程為例，根據(jù)儲能電站設(shè)計單位提供的資料，工程規(guī)劃建設(shè)100 MW/200 MWh儲能電站，儲能電池選用磷酸鐵鋰電池，與配套的電池控制柜、匯流柜、消防及暖通系統(tǒng)集成1 套1.26 MW/2.52 MWh 電池儲能系統(tǒng)，2 套電池儲能系統(tǒng)對應(yīng)1 套儲能單元系統(tǒng)。每個儲能單元標稱容量為2.56 MW/5.12 MWh，系統(tǒng)內(nèi)包含4 臺630 kW 儲能變流器，1 臺2 800 kVA 10 kV/0.4 kV 升壓變壓器（短路壓降8.4%），通過10 kV 電纜線路接入升壓站10 kV母線，儲能單元系統(tǒng)方案配置如圖1所示。

圖1 儲能單元系統(tǒng)方案配置

1.2 接入系統(tǒng)方案

100 MW/200 MWh 電化學(xué)儲能電站包含80 套儲能變流器，每4套配套1臺10 kV雙繞組變壓器升壓，儲能單元輸出經(jīng)站內(nèi)電纜引至110 kV 升壓變電站，經(jīng)2 臺63 MVA 主變壓器升壓至110 kV（短路壓降17%）。升壓站本期規(guī)劃110 kV 出線采用630 mm2電纜，經(jīng)1 回出線接入220 kV 變電站110 kV 側(cè)，以110 kV 電壓等級接入山東電網(wǎng)，如圖2 所示，電網(wǎng)參數(shù)見表1。

圖2 儲能電站接入地區(qū)電網(wǎng)

表1 變電站參數(shù)

2 背景測試和限值計算

2.1 背景測試

為準確分析儲能電站接入系統(tǒng)引起的電能質(zhì)量問題，要明確儲能電站上級變電站公共母線的背景電能質(zhì)量情況。應(yīng)使用專業(yè)儀器進行電能質(zhì)量背景測試，測試時間應(yīng)大于1 個完整的生產(chǎn)周期（24 h）［13］。電能質(zhì)量背景測試指標為：諧波電壓、諧波電流、電壓總畸變率、三相不平衡度、電壓偏差與波動等。為保證測試準確性，應(yīng)選取95%概率值作為參考數(shù)據(jù)，表2 為變電站入公共連接點電能質(zhì)量背景測試結(jié)果。

表2 A變電站110 kV母線電壓電能質(zhì)量背景測試結(jié)果

2.2 限值計算

根據(jù)儲能電站接入系統(tǒng)方案，取接入變電站110 kV 側(cè)母線作為公共連接點，則儲能電站接入公共連接點的諧波含量、總畸變率、三相不平衡、電壓偏差、電壓波動等指標限值如下［14］：

1）諧波電壓限值。根據(jù)國家標準GB/T 14549—1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》規(guī)定，110 kV 電壓等級諧波電壓標準限值：電壓總畸變率<2%，奇數(shù)次諧波限制為1.6%，偶數(shù)次諧波限值0.8%。

2）電壓偏差限值。根據(jù)GB/T 12325—2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》規(guī)定，110 kV 及以上電壓等級，正負電壓偏差絕對值相加不應(yīng)超過額定電壓的10%。

3）三相不平衡限值。根據(jù)國標GB/T 15543—2008《電能質(zhì)量三相電壓不平衡》規(guī)定，用戶接于公共連接點所引起的三相電壓不平衡，一般允許值為1.3%，短時應(yīng)小于2.6%。

4）電壓波動。根據(jù)國標GB/T 12326—2008《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》規(guī)定，電壓波動的限值與電壓變動頻率、電壓等級有關(guān)。儲能電站儲能和逆變的運行狀態(tài)，每日小于10 次，作為110 kV 高壓等級的用戶其電壓波動限值為3%。

5）諧波電流。根據(jù)GB/T 14549—1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》規(guī)定，公共連接點處的允許注入的諧波電流限值與用戶協(xié)議容量、供電設(shè)備容量和公共連接點短路容量有關(guān)，按照GB/T 14549 附錄C 對公共連接點處的單個用戶的諧波注入限值進行整定計算。

在系統(tǒng)小方式運行情況下，變電站110 kV 側(cè)母線短路容量為2 453.38 MVA，總供電容量為對應(yīng)主變?nèi)萘?80 MVA，用戶協(xié)議容量為100 MVA。計算可得系統(tǒng)小方式下，儲能電站各次諧波電流允許值，如表3所示。

表3 公共連接點諧波電流限值 單位：A

3 仿真評估

3.1 仿真模型搭建

結(jié)合儲能電站的供電電網(wǎng)資料和儲能電站資料，應(yīng)用電能質(zhì)量仿真軟件ETAP建立儲能電站接入系統(tǒng)仿真模型［15?17］，對儲能電站項目的接入進行電能質(zhì)量分析、評估，仿真模型如圖3所示。

圖3 ETAP仿真模型

以220 kV A 變電站220 kV 側(cè)母線作為系統(tǒng)等值點，其與系統(tǒng)的連接采用等效電網(wǎng)進行等值?？紤]最嚴重情況下，等效電網(wǎng)的短路容量取可能出現(xiàn)的最小值進行賦值，等效電網(wǎng)最小短路容量為12 307.59 MVA。模型中主要干擾源為儲能系統(tǒng)中的儲能變流器，儲能變流器諧波發(fā)生特性則根據(jù)用戶提供的逆變器型號及型式試驗報告，進行逆變器模型搭建及性能調(diào)試。儲能單元配備的40 套2.8 MVA升壓變壓器、2 臺63 MVA 升壓變壓器以及1 臺180 MVA 主變默認其工作在線性區(qū)間，變壓器本體不發(fā)生諧波，但無功功率消耗應(yīng)計算在內(nèi)。

儲能電站典型運行工況包括2 種：工況Ⅰ，儲能電站儲能運行，儲能電站作為負載從電網(wǎng)吸收能量；工況Ⅱ，儲能電站逆變運行，儲能電站作為電源向電網(wǎng)釋放能量。儲能和逆變作為兩種不同的運行工況，在儲能電站電能質(zhì)量預(yù)測評估中需要進行仿真計算。分析儲能電站接入系統(tǒng)后，供電變電站母線的諧波電壓、諧波電流、三相不平衡、電壓波動、電壓偏差等電能質(zhì)量指標的變化情況［18?20］。

3.2 諧波電流

在系統(tǒng)小方式運行時，儲能電站分別運行在儲能和逆變在兩種工況，注入公共連接點母線的諧波電流計算結(jié)果如表4所示。

表4 儲能電站注入公共連接點的諧波電流值 單位：A

儲能電站在儲能和逆變運行工況時，儲能電站的接入會對系統(tǒng)造成一定諧波污染，由表4 可知，儲能電站注入系統(tǒng)的諧波電流主要為6k±1 次特征諧波。其中，儲能電站儲能運行時，5次諧波電流含量最大為4.08 A；逆變運行時，5次諧波電流含量最大為3.64 A；其余各次諧波電流均隨著諧波次數(shù)的增大降低，但注入公共連接點的諧波電流均滿足規(guī)定的限值。

3.3 諧波電壓

當(dāng)不考慮背景諧波時，儲能電站在兩種工況運行時，公共連接點各次（5、7、11、13、17）諧波電壓情況如圖4 所示。儲能運行時，5、13 次諧波電壓含量最高，分別為0.37%和0.31%；逆變運行時，5、13次諧波電壓含量最高，分別為0.35%和0.29%，其余各次諧波電壓均符合要求。

圖4 各次諧波電壓頻譜（不考慮背景諧波）

考慮背景諧波時，將各次諧波仿真結(jié)果與表2的各次背景諧波相加，可得到公共連接點各次諧波含量，如圖5 所示。儲能運行時，5、7 次諧波電壓含量最高，分別為0.73%和0.66%；逆變運行時，5、7 次諧波電壓含量最高，分別為0.71%和0.64%，其余各次諧波電壓均符合要求。

圖5 各次諧波電壓頻譜（考慮背景諧波）

在儲能和逆變兩種運行情況下，變電站公共連接點處母線電壓的電壓總畸變率如表5所示。

表5 電壓總畸變率 單位：%

由表5 可知，在不考慮背景諧波時，A 變電站公共母線儲能運行電壓總畸變率為0.77%，逆變運行電壓總畸變率為0.65%；考慮背景諧波時，A 變電站公共母線儲能運行電壓總畸變率為1.49%，逆變運行電壓總畸變率為1.37%。無論何種運行工況下，儲能電站電壓總畸變率均小于2%的限值。

3.4 三相不平衡度

儲能電站采用集中式三相逆變器輸出基本平衡，可以忽略儲能接入對電網(wǎng)電壓的三相不平衡的影響。A 變電站公共連接點三相不平衡度測試結(jié)果為0.14%，短時最大值為0.17%，也滿足國標規(guī)定的限值要求。

3.5 電壓偏差及電壓波動

A 變電站公共連接點電壓偏差測試最小為3.21%，最大為3.60%。儲能運行時，系統(tǒng)電壓隨著功率吸收而下降，選擇偏差最小值作為系統(tǒng)電壓基準；逆變運行時，系統(tǒng)電壓隨著功率釋放而升高，選擇偏差最大值作為電壓基準。ETAP 中對儲能電站進行仿真計算，在儲能和逆變工況下，A 變電站公共連接點電壓偏差與電壓波動計算結(jié)果如表6所示。

表6 電壓偏差及電壓波動最大值 單位：%

儲能電站儲能運行時，變電站公共連接點電壓偏差為2.48%，電壓波動為0.73%；儲能電站逆變運行時，變電站公共連接點電壓偏差為4.22%，電壓波動為0.62%。電壓偏差與電壓波動均滿足國家標準要求。

4 結(jié)語

儲能電站可有效提升電網(wǎng)調(diào)頻、調(diào)峰能力，對促進電網(wǎng)可再生能源的消納能力與綜合效能具有顯著意義。儲能電站以儲能變流器作為能量變換環(huán)節(jié)，因此，需要評估儲能電站接入對電網(wǎng)的電能質(zhì)量影響。儲能電站接入影響主要體現(xiàn)在諧波和電壓波動兩個方面，儲能電站的容量、設(shè)備類型、出力方式和運行時間也會產(chǎn)生相應(yīng)影響。

以某儲能電站接入工程為例，利用ETAP軟件建立仿真評估模型，考慮儲能和逆變運行工況，對儲能電站接入產(chǎn)生的影響進行仿真計算。儲能電站注入電網(wǎng)諧波各次電流均小于限值，系統(tǒng)諧波電壓總畸變率分別為1.49%和1.37%，電站運行產(chǎn)生的電壓偏差分別為2.48% 和4.22%，電壓波動為0.73% 和0.62%，計算結(jié)果均滿足國家標準要求，儲能接入電網(wǎng)不會影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

儲能電站接入電網(wǎng)電能質(zhì)量評估分析方法為儲能接入審查和治理改進提供重要參考依據(jù)。考慮收資的準確性與運行方式的不同，電能質(zhì)量仿真評估與實際投運后的結(jié)果可能存在出入，后續(xù)應(yīng)采取在線終端與現(xiàn)場實測相結(jié)合的方式，加強儲能電站電能質(zhì)量監(jiān)測預(yù)警，保障電力系統(tǒng)和儲能電站的安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定運行。