集中式储能电站接入下的区域电网自动电压控制

谷哲飞，宋立国，王 卫，戴罕奇，王岗红，高 雪，宋 阳，胡 刚，林 栋，王雨宸

(1.国网北京市电力公司怀柔供电公司，北京 101400；2.国网北京市电力公司调度控制中心，北京 100041；3.北京清大高科系统控制有限公司，北京100083)

0 引言

近年来，储能技术及大型储能电站建设发展迅速[1-2]。集中式储能电站的引入可以有效地改善大规模可再生能源电源出力特性，成为我国新能源发展的重大关键技术[2-3]。电池储能系统大规模集中式并入电网后，如何在电网侧进行无功电压的协调控制、保证电网安全经济运行是需解决的关键问题[4]。

目前，储能电站无功电压控制方面的研究主要针对单个储能电站的无功功率控制策略[5-7]。文献[8-9]从配电网角度出发，提出了考虑储能调节效应的有功-无功协调优化方法。文献[10]针对多节点直流配电网，提出了一种考虑分布式储能参与的直流配电网电压柔性控制策略。而针对多个储能电站集中接入的区域电网无功电压控制的研究却较少。

当多个储能电站集中接入区域电网运行时，不仅要考虑单个储能电站本身的运行状况，还要结合区域电网内新能源有功波动和负荷趋势，进行储能电站及其无功补偿装置与相邻和上级变电站容抗器之间的协调控制。因此，本文提出了一种集中式储能电站接入下的区域电网自动电压控制系统(automatic voltage control，AVC)。

1 总体方案

储能电站接入下的区域电网无功电压控制，按市调AVC、地调AVC、储能电站AVC子站三级进行划分和分层控制。市调AVC进行计及储能发电的全局无功优化，给出集中式储能电站接入的变电站110 kV母线电压优化目标值。地调AVC以市调AVC下发的储能电站接入的变电站110 kV母线电压优化目标值、储能电站等值发电机可增减无功量为约束，进行无功电压优化计算，给出储能站高压侧母线电压目标值。储能电站AVC子站在保证储能逆变器机端电压合格的基础上，优先使用逆变器无功能力响应地调给出的母线电压要求，同时最大化储能站内无功补偿装置(static var generator，SVG)动态无功储备。

2 储能电站接入地调AVC的等值方法

由于储能电站内包含大量的储能逆变器，不可能在调度中心对每个储能逆变器分别建模，因此需要对储能电站建立等值模型，才能纳入到全局无功优化中。

如图1所示，如果地调110 kV变电站10 kV线路接入有储能电站，则需要将该10 kV线路对应的等值负荷在地调中的模型改为等值发电机。

图1 储能电站无功调节等值机模型

储能站AVC子站在进行子站控制策略计算的同时，还要根据动态无功补偿装置和储能逆变器运行状态，计算储能站等值发电机当前无功和无功可调范围，并实时上传至地调AVC。

3 储能电站接入下的市调AVC三级电压控制优化计算

集中式储能电站接入下的市调AVC三级电压控制计算采用最优潮流计算，其最优潮流无功优化模型为[11]

(1)

满足如下约束：

Q′(x)=

(2)

(3)

QGimax、QGimin分别为无功电源出力上下限；NL为支路集合；NB为节点集合；NQG为无功电源集合。

无功源包括变电站内的无功设备，也包括属于调度电厂内的常规发电机，或风电场、光伏站和储能电站等新能源等值发电机。该模型体现的控制策略是寻求满足无功电压约束下的全网网损最小的最优运行方式。

三级电压控制给出的结果是城市电网220 kV、110 kV和35 kV变电站的母线电压优化控制目标值，该值作为地调AVC进行二级电压控制的目标。

4 储能电站接入下的地调AVC控制策略

地调AVC建立储能电站模型的方法，是将接入储能电站的10 kV线路对应的等值负荷在地调中的模型改为等值发电机。储能电站AVC子站上送该等值发电机可增、可减无功量给地调AVC。

4.1 储能电站接入下的地调AVC总体计算流程

地调AVC以市调AVC下发的储能电站所在的110 kV变电站的母线电压优化控制目标值、储能电站等值发电机可增减无功量为约束，建立二次规划算法进行无功电压优化计算，其目的就是通过调整储能电站无功，使得区域中枢母线电压(即储能电站所在的110 kV变电站的母线电压)尽量接近市调下发的目标值。地调AVC优化计算的结果包括储能站高压侧母线电压目标值。

本文在文献[12]构造的二次规划模型基础上引入储能站无功调节能力，其优化目标为

(4)

(5)

4.2 考虑储能电站有功计划的AVC快速控制

AVC需要根据储能电站有功计划判断未来有功变化是否超过门槛值，来决定是否启动快速电压控制。如图2所示，快速控制的任务是当储能电站未来有功功率变化较大时，加快控制周期，调节区域各储能电站的电压，快速消除下一阶段储能有功功率变化可能导致的电压越限。当区域中各储能电站的有功功率变化较小时，采用常规控制，保持区域的电压稳定并兼顾各储能电站的无功出力均衡性。

图2 考虑储能电站有功计划的AVC预防控制流程

4.3 考虑负荷趋势的AVC站站协调控制

本文考虑的集中式储能电站接入的区域电网为输配侧电网，储能电站接入的变电站低压侧一般还接有大量的用户负荷，负荷变化对储能电站母线电压的影响较大。因此，AVC需考虑采用计及负荷趋势的储能电站-变电站协调控制方法，对未来0.5～1 h的负荷趋势进行判定，针对不同工况采用相应的无功协调控制策略：

a.如果汇集区负荷处于从小到大的显著变化时段，并将在未来一段时间内维持在较大水平，则优先投入汇集站内的低压侧容性无功设备，以对区域提供电压支撑。

b.如果汇集区负荷处于从大到小的显著变化时段，并将在未来一段时间内维持在较小水平，则优先切除汇集站内的低压侧无功设备，以避免区域无功过剩。

c.如果汇集区负荷处于相对平稳时段，则优先使用各储能电站自身无功调节能力。当汇集区内的储能电站无功调节能力不足时，即储能电站内的无功调节能力低于给定的限值时，通过投切汇集站内的低压无功设备，使得汇集站的母线电压处于区域安全运行的电压限值范围内。

5 储能电站AVC子站控制策略

本文实现的储能电站AVC子站控制目标为：以储能电站高压侧母线电压为控制目标，同时兼顾储能逆变器机端电压在合格的范围内，并最大化SVG快速无功的动作裕度，应对电压异常变化。AVC子站对这3个控制目标，按控制优先级排序如下：

a.监控并维持储能逆变器机端电压在合格范围内。若出现储能逆变器机端电压临近越限，将执行校正控制。首先利用该储能逆变器本身及邻近的储能逆变器的无功出力对其电压进行调节。若储能逆变器无功调节能力不够，再采用SVG设备进行调节。此控制目标充分保证储能电站内每台储能逆变器的正常并网，保证储能逆变器不因电压问题出现脱网，对电压进行校正控制。

b.跟随主站下发的对储能电站高压母线的电压控制目标。在满足控制目标a的基础上，子站接收调度主站下发的高压侧母线电压控制目标，并控制储能电站内的储能逆变器、SVG无功电压设备，实现该控制目标。此控制目标充分保证储能电站高压侧母线电压的合格，一方面满足调度要求，实现整个并网区域各个储能电站的电压协调控制；另一方面，高压侧母线的电压合格，也是全场各储能逆变器机端电压合格的基础。

c.维持场内无功平衡，并保留较大的动态无功裕度。在满足目标a和目标b的基础上，子站系统能平衡场内无功流动，避免多台SVG之间或储能逆变器之间出现不合理的无功环流。同时，在电压合格的基础上，能使用储能逆变器无功出力去置换出SVG设备的无功，使SVG设备保持有较大的动态无功调节裕度，为应对电压异常变化做好准备。

上述3个控制目标中，a和b的控制目标是为保证储能电站正常运行以及并网区域电压正常的校正控制，c的目标是为应对电压异常变化做好准备的优化预防控制。

6 地调AVC集成储能电站AVC子站的方法

按照常规做法，一般需在每个储能电站建设AVC子站，投资较大。实际上目前地调能量管理系统(energy management system，EMS)与储能电站往往具备很好的通信条件，AVC子站所需的四遥信息交互可以通过地调与储能电站的直接通信来实现。因此，如果将储能电站AVC子站功能嵌入到地调EMS中，实现模块化运行，就不必在每个储能电站建设独立AVC子站，减少了大量投资。

如图3所示，地调EMS平台采用嵌入式的方式实现储能电站AVC子站的集成。

图3 储能电站AVC子站嵌入地调EMS流程示意

a.储能电站AVC子站从地调EMS网络模型或状态估计应用获得储能电站运行方式数据，包括网络拓扑、设备参数等，用于形成储能站电压控制的拓扑结构。

b.地调EMS建立储能电站AVC子站虚拟厂站，根据地调AVC相关要求建立增减无功调节量、增减无功闭锁信号等遥测遥信点，并建立储能电站高压母线目标值等遥调点。如果地调AVC相关要求比较规范，则这几类测点可以用模板方式自动形成。

c.储能电站AVC子站在地调EMS读取实时数据的接口程序中，增加储能电站遥测遥信读取的功能；同时，将储能电站实时计算的增减无功调节量、增减无功闭锁信号更新到储能电站AVC子站对应的虚拟厂站，并获取地调AVC更新的储能电站高压母线目标值。

d.储能电站AVC子站根据储能电站高压母线目标值和站内工况生成储能逆变器或SVG无功指令后，直接调用地调EMS平台遥调接口函数发送到地调EMS，再由地调EMS平台转发到储能电站。

e.储能电站AVC子站告警信息输出到地调EMS平台的告警中。

f.储能电站AVC子站调用地调EMS平台提供的权限验证接口，需要在地调EMS平台中建立储能电站AVC子站所需要的功能权限。

7 试点应用效果

为验证文中描述的集中式储能电站接入下区域电网自动电压控制系统的有效性，在某直辖市电网的1座大型集中式储能电站进行了试点应用。

如图4所示，该储能电站临近1座110 kV变电站，变电站10 kV母线引出1条馈线，接入储能电站的10 kV母线。变电站10 kV母线下装有2组电容器。储能电站10 kV母线下装有3台10 kV/380 V变压器，其中2台变压器下装有1 MW/2 MW·h的储能变流器(power conversion system，PCS)，1台变压器下装有0.5 MW/1 MW·h的储能变流器。储能电站10 kV母线下还装有1套容量为±2 Mvar的SVG。

图4 试点储能电站和上级变电站电气接线

7.1 储能电站接入下的AVC策略分析

图5a为市调下发的储能接入上级变电站某日110 kV母线电压设定值曲线，以及该母线电压实时值曲线；图5b为同一日地调下发的储能站10 kV母线电压设定值曲线，以及该母线电压实时值曲线；图5c为同一日上级变电站电容器无功曲线；图5d为同一日储能站有功/无功曲线。

图5 储能电站接入下AVC协调控制效果分析

对各时段AVC控制效果分析如下：

a.0：00--8：00处于负荷低谷，变电站电容器均退出运行，储能站利用SVG吸收一部分无功，协助电网吸收无功，实现逆调压。

b.8：00--10：00处于负荷低谷向高峰转换，AVC优先控制变电站电容器投入运行，然后储能站利用SVG发出一部分无功，参与电压优化调节。

c.10：00--11：00处于上午负荷高峰，储能站PCS放电平抑部分负荷，同时SVG和PCS发出无功，为高峰时段提供电压支撑。

d.11：00--13：00处于午间负荷平峰阶段，储能站PCS放电结束，PCS和SVG无功输出基本为0。同时退出1组变电站电容器。

e.13：00--15：30处于下午负荷从平峰进入高峰，优先投入1组变电站电容器。

f.17：30--22：30处于负荷平峰阶段，变电站保持1组电容器投入运行，储能站SVG发出无功，参与电压优化调节。

g.22：30--24：00处于负荷低谷阶段，变电站退出所有电容器，储能站PCS在23时至24时之间充电，并利用SVG和PCS吸收电网无功，实现逆调压。

通过上述分析可以看出，在变电站负荷低谷—高峰转化的时段，AVC优先投切电容器，起到了本区域电压调节的基础性支撑作用。同时,储能站AVC调整SVG和PCS无功输出，一方面为储能电站充放电提供电压支撑，另一方面在负荷平稳时段参与精细化调节，实现市调下发的电压优化目标。

7.2 储能电站AVC子站无功置换策略分析

由表1并分析储能电站AVC记录日志可以看出，某日9：52：09储能电站10 kV 1#母线电压出现扰动，1#SVG自主动作无功瞬时增至最大2 Mvar。9：52：11扰动消除，储能电站10 kV 1#母线电压恢复正常。9：52：30储能电站AVC子站开始稳态工况下的第1轮控制，由于1#SVG无功为最大2 Mvar，动态无功向上调节裕度为0，而各储能逆变器无功输出均为0，计算后执行无功置换策略，按照无功调节步长的限值，分3轮控制将1#SVG无功逐渐下降到1 Mvar，5台储能逆变器无功输出均为0.2 Mvar左右。1#SVG动态向上可调无功裕度恢复到1 Mvar。

表1 SVG无功置换结果

查询储能电站10 kV 1#母线电压可知，由于采用按无功调节步长分3步调节的方法，在无功置换策略3轮控制执行期间，储能电站10 kV 1#母线电压基本保持稳定，没有大的波动。

8 结束语

本文提出的集中式储能电站接入下区域电网自动电压控制系统，本质上还是遵循了无功电压分层分区控制的原则，按照三级控制要求提出了集中式储能电站大规模应用的区域电网自动电压控制策略，具有如下特点：

a.考虑储能电站有功计划的AVC快速无功电压控制，在储能有功变化较大时，快速调节区域内储能电站的无功电压，有效抑制储能电站有功变化对电网电压带来的影响。

b.考虑负荷趋势的AVC站站无功电压协调控制，根据区域负荷趋势进行控制，优先投切汇集站内的低压侧无功设备，以对区域提供电压支撑，减少储能站无功设备的调节频次和幅度。

c.储能电站AVC子站通过无功置换策略可以避免站内出现不合理的无功环流，并使SVG设备保持较大的动态无功调节裕度。

d.储能电站AVC子站作为一个软件模块嵌入到地调EMS，可以减少设置独立储能电站AVC子站的投资和成本。