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1.2 灵绍和宾金同时双极直流闭锁故障分析
灵绍直流和宾金直流都发生双极闭锁时, 仿真曲线如图2 所示。可以看出, 当灵绍、 宾金2 条直流双极闭锁时, 系统功率缺额更大, 浙江电网发电机功角和功率、 电压发生较大波动, 频率降得更低。但在本身内网机组和外网机组一次调频作用下, 在经过3~4 个一次调频时间常数周期后,最终系统也能够稳定, 系统频率最低为48.6 Hz,下降到49 Hz 以下, 会导致低频减载装置动作。
图2 灵绍、 宾金直流双极闭锁仿真曲线
因此, 在灵绍直流发生双极闭锁或发生2 条直流双极闭锁时, 很有必要配备分布式储能装置来抑制功率波动以及频率下降。
2 储能装置功率支持容量及其策略
当系统发生直流闭锁, 有功功率瞬时缺额,系统频率将下降, 电力电子储能装置具有快速响应和精确跟踪特性, 可以在这种情况下提供一定的有功功率支持, 缓解系统频率的降低, 减少切负荷的风险。但是与系统的一次调频如何配合,采用什么样的控制策略可以最有效地提供有功和频率支持, 是本文研究的目标。以下从储能装置的支持时机、 支持时长、 安装容量等方面来进行仿真研究。
2.1 储能装置支持时机
由于储能装置储存能量有限, 其放电时间有限, 对于大的功率波动, 通过与发电机一次调频的配合, 可以选择一个适当的储能放电时机, 对于频率和有功支撑是较佳的, 所以本文在灵绍直流双极闭锁故障情况下进行了储能装置在不同时刻开始放电支持的仿真实验。设计储能装置总安装容量为6 400 MW, 放电时间为6 s, 依次进行第0-6 s、 第1-7 s、 第2-8 s、 第3-9 s、 第4-10 s这5 个时段的支持, 具体仿真结果如图3 所示。
图3 灵绍直流闭锁后不同储能支持时机的仿真曲线
从图3(a), 3(b), 3(c)可以看出, 储能装置的支持对发电机功角、 功率和母线电压的最后稳定都有改善作用。图3(d)显示, 储能装置的支持可以改善系统频率最低点, 以免低频减载装置动作。但储能装置容量和放电时间有限, 越早启动储能装置支持, 响应速度快, 在初期频率很快有较好的回升, 下降较小。但等到储能装置放电完成后, 此时仍存在功率缺额, 而由于一次调频是根据频率偏差来启动的, 储能装置的放电减少了系统的功率缺额, 频率下降较小, 导致一次调频功率还没能完全调整上来, 需要一定的调频时间启动一次调频功率, 整个系统频率又会跌下去,系统最低频率反而较低, 达不到系统频率恢复最好结果。如果太晚启动储能装置, 由于一次调频启动较慢, 频率已经下降到最低点, 储能装置对于提高系统最低频率没有效果。综合比较, 储能装置动作时机不是越早越好, 也不是越晚越好。从图3 可以看出, 从3 s 开始储能支持, 9 s 时结束, 母线电压与发电机功角、 功率的振荡幅度更小。从表1 中也可以看出整体频率维持在49.7 Hz以上时间最长, 对于频率的支撑效果最好。
表1 不同方案最低频率分析
2.2 储能装置支持时长
设置储能放电功率相同(6 800 MW), 直流闭锁故障发生后, 储能装置在1 s 时刻开始启动支持, 支持时长以2 s 为间隔增加, 当灵绍直流双极闭锁发生时, 不同支持时长对系统功率波动抑制以及系统频率下降抑制效果是不同的, 具体BPA 仿真结果如图4 所示。
图4 灵绍直流闭锁后不同储能支持时长的仿真曲线
由图4(a), 4(b), 4(c)可以看出, 储能装置的支持对发电机功角、 功率和母线电压均有稳定作用, 但不同支持时长的效果区别不是很明显。图4(d)显示, 不同的储能装置支持时长对系统最低频率点的改善效果区别比较明显。储能装置支持时长较短的, 由于支持能量有限, 频率在一开始有点回升但较慢, 整个系统频率是在一次调频作用下才回升较快;而储能装置支持时长较长的, 频率在一开始暂升较多些, 这样推迟了一次调频动作时间, 等到储能装置放电完成后, 整个系统频率才在一次调频作用下稳定回升, 导致系统频率最低点对应的时间有所不同, 处于较低频率时间较长。从表2 中可以看出, 储能装置支持时间为2 s 和10 s 时, 系统频率低于49.6 Hz 的时间均超过了5 s, 支撑的效果相对较差。而另外支持时长在4~8 s, 反而效果较好, 这是与一次调频动作配合比较协调所致。因此对于系统频率稳定性来讲, 适当的储能容量支持时长比较合适, 不是越长越好。相比于储能容量支持时长,在大功率缺额的初期, 储能装置提供足够的功率支持对系统最低频率影响更大。
表2 不同方案最低频率分析
2.3 储能装置安装容量
灵绍直流双极闭锁后, 直流输送的2×3 900 MW 功率瞬间变为零, 本研究环境下绍兴地区有功负荷为6 527 MW, 以该负荷为基数投入储能支持, 支持的功率从40%增加到100%, 从故障发生3 s 起开始支持, 时间为6 s, 仿真结果如图5 所示。
图5 灵绍直流闭锁后加入不同容量的储能支持仿真曲线
注:图中全部负荷特指绍兴地区的全部负荷
由图5(a), 5(b), 5(c)可知, 储能装置容量变化对发电机功角、 功率以及母线电压暂态稳定改善效果与上面仿真结果大同小异, 重点还是在频率上。通过对比图5(d)母线上频率变化曲线,可以发现在储能支持期间(第3-9 s), 储能装置支持功率越大, 对频率的提升效果越好, 但如果储能装置总容量和放电时间有限, 频率暂时过多的提升反而延缓了一次调频的作用, 使得系统频率的最低点推迟时刻到来, 整体系统的频率调整较慢。恰当的储能支持功率, 与一次调频配合, 总体效果是最好的, 安装容量过大或过小, 都会影响其对系统的频率支撑水平。从表3 中可以看出,当支持容量为绍兴地区负荷的40%以下时, 系统频率整体在49.7 Hz 以下, 无法进行良好的频率支撑;当储能装置容量为绍兴地区负荷的100%时, 系统运行15 s 后, 频率迅速下落, 也无法达到理想效果。图5 显示储能装置容量为绍兴地区负荷的80%(即5 221.6 MW)时频率恢复效果最为理想, 最低频率较高, 49.7 Hz 下持续时间较短, 该功率约为直流闭锁缺额功率(7 800 MW)的66%。
表3 不同方案最低频率分析
3 结语
针对浙江电网直流闭锁故障后的安全稳定运行问题, 对采用分布式电力电子储能装置支持的策略进行研究, 该策略包括分布式储能的安装容量、 动作时机、 动作时长等控制模式。本文以灵绍直流发生双极闭锁的情况为例, 采用电力系统分析BPA 软件进行模拟仿真, 在浙江电网发生直流双极闭锁所引发的大功率波动时, 会发生频率跌落、 电压波动等情况, 仿真显示:分布式储能支持对系统的最低频率提升、 抑制电压以及发电机的波动均有明显的改善作用, 故障时储能装置的投入时机、 支持时长, 以及储能装置容量不同, 其效果是不一样的。当发生大功率波动时,如果储能装置放电时间有限, 配合系统一次调频的作用, 储能装置投入容量并不是越多越好, 投入的时间不是越早越好, 放电时长也不是越长越好。考虑储能装置合理的动作时机和动作深度,既可以有效改善调频效果, 也能减少储能系统容量需求。由仿真结果得知, 分布式储能装置的支持配置容量可以设计为直流闭锁缺额功率的70%左右, 时间在8 s 以内, 既可以起到调频效果, 且与一次调频配合较好。对于分布式储能装置系统级的具体控制策略以及理论上优化方法还有待进一步的研究。
参考文献:(略)
DOI: 10.19585/j.zjdl.201905002
开放科学(资源服务)标识码(OSID):
pagenumber_ebook=14,pagenumber_book=11
基金项目: 国家电网浙江省电力有限公司科技项目(5211SX17000F);浙江省自然科学基金(LQY19E070001)
作者简介:
杨才明1, 高慧敏2, 祈炜雯1, 罗 刚1, 罗 绪2, 谢 栋1, 许永远1
(1. 国网浙江省电力有限公司绍兴供电公司, 浙江 绍兴 312000;2. 杭州电子科技大学 自动化学院, 杭州 310018)
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