基于储能参与的电网连锁跳闸主动防控方法

余鹏飞，熊小伏，朱继忠，2，何祥桢，南东亮

（1.输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室（重庆大学），重庆市 400044；2.华南理工大学电力学院，广东省广州市 510641；3.国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 830011）

0 引言

连锁跳闸是电网中发生的一种相继开断的现象。交流系统中的连锁跳闸往往是因为某一故障或误动作使得电网中的某一元件（线路或其他一次设备）退出运行，该元件承担的潮流转移到其他元件上，超过其他元件的安全限值而引起该元件的继电保护装置动作切除该元件，又造成电网中新的元件退出，从而引发新的潮流重新分配，造成新的过载，又引发新的元件退出，如此发展下去，电网最终解列，造成大面积停电。

为防范这种连续跳闸，所能采取的措施是首先修改继电保护的跳闸判别依据，让继电保护能够识别这种潮流转移，令其区别于其他故障和过负荷，在这种潮流转移场景下，闭锁继电保护，然后按元件的热极限调整网络潮流。围绕如何识别潮流转移并完善保护策略，文献［1-2］提出了合理利用其短时安全耐受能力协调继电保护和安全控制策略，消除输电线路过负荷，防范连锁跳闸引发的大停电。文献［3］提出了新的阻抗保护判据；文献［4］提出了新的输电线路热保护方法。可以通过本地信息识别系统因过载或故障而引起的保护动作。在过载或故障情况下，电流和电压的特征是不同的。利用这些差异，研究人员已经能够识别潮流转移并防止保护误动［5-7］。

利用广域测量系统（wide-area measurement system，WAMS）可实现对复杂网络运行参数和拓扑结构的实时跟踪。WAMS 可以每20～50 ms 获取一次系统运行参数值，如三相电压和电流、功角、有功和无功功率［8-9］。根据广域信息进行识别，在潮流转移等异常运行条件下，保护误切故障已大大减少［10］。

通过识别网络薄弱环节，从网络结构上提出改进可避免连锁跳闸。基于介数的脆弱性识别是一种有效的方法。文献［11］研究了如何描述网络结构紧密程度，定量研究了电网自身的小世界特性与故障传播的关系，分析电网整体结构对连锁崩溃的影响，指出介数和度数较高的联络节点在保证电网连通性的同时，对故障的传播起到了推波助澜的作用，并构建了基于小世界拓扑模型的大电网脆弱性评估框架。文献［12］提出了电气介数的概念，在反映网络结构特征基础上增加了电源和负荷位置特征，并提出了增加线路阻抗方法改变网络的电气介数来阻断连锁跳闸，但在实际系统中，往往难以改变线路阻抗，因而不具备可操作性。

高阶故障造成电网连锁跳闸的可能性远高于单元件故障。希望通过运行风险感知和预警，提前对可能发生的高阶故障采取防范措施。文献［13］对多重故障风险进行研究，提出充分利用故障后的断路器状态和电气量信息对故障进行精确诊断，采用基于规则式的故障恢复路径算法给出快速恢复供电的最优路径。文献［14］对多重故障冲击下的系统稳定措施进行研究，提出了基于故障确信度的广域多重故障识别新方法。文献［15］引入协调因子将控制压力分解到连锁故障发生前后，实现对连锁故障的抑制。文献［16］基于社交网络影响力，分析提出一种电力系统连锁故障的关键线路辨识方法，用于识别传播连锁故障的重要线路元件。文献［17］提出一种基于割点分割的输电断面高效搜索算法，能够较快速地辨识出潮流分布和转移的关键断面。文献［18］构建了电网支路的合作博弈框架，根据博弈结果将故障链的后果合理分配到每个支路，并以此作为电网支路的脆弱性指标。该指标能反映电网支路故障对电网损失的贡献，物理意义明确。文献［19］提出一种改进Dijkstra 算法，通过分析潮流转移的主要线路转化成加权拓扑图，进而识别危险线路。文献［20］提出一种基于改进自组织映射聚类算法的连锁故障预测模型，提高了电力系统连锁故障预测的快速性。文献［21］对风险理论和复杂网络理论进行分析，构建了一种可以对输电系统连锁故障进行脆弱性评价的方法。文献［22］提出一种基于PageRank 的快速筛选方法，用以识别容易导致连锁故障的脆弱线路。上述方法多限于识别连锁跳闸发生的可能性和指标，缺乏明确、有效的防控措施。

电网韧性从防范多重故障后果出发，围绕极端灾害事件采取提高韧性的措施。文献［23］给出了电网韧性的定义；文献［24］提出一系列提高电网韧性的措施。

在电网的潮流调整控制方面，系统调度中对预知的过载或阻塞有一定研究［25］，对于故障紧急情况下的调控多基于频率变化和电压波动采取调频［26］、调压措施［27］。紧急调频、调压措施通常是在连锁跳闸事件发生后造成功率不平衡的情况下才启动的，属于事后措施。

有研究者提出将继电保护与电力系统稳定控制相协调，以此限制事故范围，确保系统安全稳定运行［28］。文献［29-30］提出了特高压交直流混合电网系统保护的概念，详细分析了系统保护涉及的关键技术，以解决交直流混联电网安全调控能力下降的问题。文献［31］提出一种交直流混联电网过载控制策略，通过机组有功调整以及切负荷等手段减少电网连锁故障风险。文献［32］基于随机响应面法和深度森林，提出一种考虑源荷不确定性的连锁故障快速筛选方法。该方法可兼顾随机潮流计算的速度和精度。文献［33］提出一种基于线路热惯性的过载保护与稳定控制协调策略。上述方法针对交直流混联系统中的连锁故障抑制具有一定的效果。文献［34-35］基于本地信息实现过载识别和控制，保护对象从设备安全衍生到电力系统安全。文献［36］则通过计算线路温度达到极限温度所需要的时间来提高保护动作时间整定值，延长过载保护动作，为稳定控制系统发挥作用留出时间。

线路潮流转移涉及导线的热特性，部分研究采用简化的导线温度计算模型来表征线路的电气和热容量关系［37-38］，忽略了导线不同部位在短时过载作用下温度分布的差异电流，可能使控制决策结果趋于保守。由于故障造成的潮流转移可能超出网络元件额定值很多，引起元件发热和温度上升很快，依靠传统的水火电机组对超载元件潮流进行快速调节十分困难。受限于信息传输延时、机组响应惯性等约束，必须寻求新的解决方法。

储能系统不仅可以改善可再生能源消纳、平稳出力、提高调频调压能力等［39-41］，还可以用于应急电源、削峰填谷、调频和潮流优化，以提高安全性和稳定性［42］。在需求侧，储能系统可作为应急备用电源，确保扰动发生时的电能数量和质量［43］，但尚未见储能用于连锁跳闸抑制的研究。

综上所述，通过继电保护暂缓动作并不能阻止连锁故障，还必须在潮流转移后尽快采取有效的调控措施以降低潮流转移引起的线路热过载。鉴于电化学储能、飞轮储能等具有快速响应能力且成本下降迅速，本文提出采用储能与常规备用电源协同抑制连锁跳闸的思路，发挥储能响应速度快的优势，解决常规调节电源爬坡速度慢、不能及时提供调节资源的问题。

为此，本文从理论上建立储能位置和储能容量的决策模型，为储能参与电网紧急状态下的连锁跳闸抑制创造条件。

1 基于储能的连锁跳闸抑制原理

新型电力系统包含各种新能源和储能，以图1为例，说明连锁跳闸发生的机理。

图1 电力系统简化网络Fig.1 Simplified network of power system

正常运行时，电源注入电流，有

式中：IE1、IE2、IE3分别为发电机E1、E2、E3的电流；IL为负荷端PL处的电流；IL3为线路L3上的电流；k13、k23分别为电源1 对支路3 的电流分配系数和电源2对支路3 的分配系数。

系统中的发电机组功角（频率）与功率平衡之间的关系如式（2）所示。

式中：Hsys为机组惯性常数；ω0为机械角速度；δ为发电机转子的空间角度；Pm*为转子的机械功率；Pe*为发电机的电磁功率。

当线路L2故障被保护装置快速切除后，由于惯性的作用，发电机组的电磁功率与机械功率仍基本维持平衡，发电机功角基本不变，系统频率维持稳定。电网元件退出仅带来网络潮流的重新分配。

L2断开时有：

式中：IL1为线路L1上的电流。

设ImaxL3为线路L3最大容许电流，若线路L3的电流IL3超过其最大容许电流，则保护装置将L3切除，出现继L2断开后的连锁跳闸。

为避免L3被相继切除，需要做如下两方面的考虑：

1）L3的继电保护应识别流过L3的电流不是由该线路的故障引发，而是由网络潮流转移带来。因此，继电保护装置在线路安全的前提下不动作，而是继续等待直到热极限到来。

2）应在网络中出现潮流过载情况时迅速启动调控资源，改变网络潮流分布，在达到线路的热限值之前降低过载线路的潮流。抑制连锁跳闸应在故障元件切除后的功率再分配阶段就开始进行，避免系统滑向频率波动阶段。当系统出现频率大幅变化时，就意味着已出现较大的功率不平衡。

在电网故障元件切除与网络功率再分配阶段进行连锁跳闸抑制的实质是重新改变系统中的电源出力分配，以满足动态输电约束。能否提供快速出力支撑，则取决于电源类型。

支撑连锁跳闸抑制的几种主要电源机组的爬坡速度如表1 所示。可见，抽水蓄能、电化学储能均具有分钟级的全功率响应速度，飞轮储能也具有快速响应能力，但容量通常较小，难以用于电网级紧急功率支撑。

表1 几种典型调节机组的爬坡速度与启动时间Table 1 Climbing speed and start-up time of several typical regulation units

因此，本文提出利用电池储能、抽水蓄能这类具有紧急功率支撑能力的机组与其他大容量慢速机组组合，来实现连锁跳闸主动防御。

设图2 中的线路Lmn为有热过载的高风险线路，若在其两端节点或节点所在区域配置储能，可改变该线路的潮流，从而消除该元件的热过载。

图2 储能接入节点的充放电过程Fig.2 Charging and discharging process of energy storage accessing node

设系统节点m、n分别接入储能BESm、BESn，其充放电流分别为、，则当节点m注入潮流为且接入储能BESm时，有

式中：Imn为线路Lmn之间电流；为储能状态变量。

通过调整储能注入和吸收功率，可调节输电线路的潮流。极端情况下，当=且=-1时，Imn=0，说明储能可将线路潮流调控到最小。当网络中多个节点具有储能时，可形成对网络潮流的灵活调节。

储能与其他备用电源一起作为调控资源，应在故障前进行主动部署，以保证在故障后有相应的调控能力。在电网故障扰动前的主动防御工作流程如图3 所示。

图3 连锁跳闸主动抑制时序图Fig.3 Timing diagram of active suppression for cascading tripping

连锁跳闸主动防控措施应抓住3 个要素，即储能预配置或预调度位置、风险等级是否达到启动储能预配置水平、化解连锁跳闸风险需要多大的储能规模。

策略上聚焦以下3 个阶段：

1）在电网薄弱环节辨识阶段，实时根据系统的电源出力、负荷变化、网架结构的动态变化，辨识电网薄弱环节，筛选出储能配置的候选位置；

2）在电网风险预警阶段，实时对电网故障特别是多重故障风险进行扫描，动态确定候选储能的规模；

3）在储能资源聚集阶段，当判断电网风险即将发生时立即启动储能资源准备，为故障后的调控做好准备。

储能资源的获取主要有以下几种方式：

1）从电力辅助服务市场购买储能。随着储能成本的快速下降，各类投资主体均在快速投资储能建设，大量分布式储能通常通过电力市场获得回报，而实时市场、调频辅助服务市场均提供了交易平台。以美国PJM 市场为例，2012 年通过对调频市场进行完善，将调频资源分为响应较慢的A 类资源和响应较快的D 类资源，并按不同的交易价格调用。由图4 可以看出，分类后的PJM 调频市场中的储能平均收益明显高于其他地区。这说明利用价格和市场驱动力，可激励快速响应储能参与电网紧急调节。

图4 PJM 市场规则改进后的储能收益与其他地区对比Fig.4 Comparison of energy storage benefits after improving PJM market rules with other regions

通过辅助服务市场聚集的区域分布式储能可等效于在输电网络节点上注入或吸收功率，但参与紧急调控时需要提前购买，使储能提供商预充电或预放电以做好准备。因此，需要提前确定在哪些区域（节点）购买以及购买多少功率和电量。

2）电网侧建设大型抽水蓄能或电化学储能电站。目前，正在建设中的大容量抽水蓄能电站接入高压输电网络后，可支持大范围的紧急功率调节。抽水蓄能电站或大容量电化学储能电站主要用于配合新能源消纳，在运行中电网面临连锁跳闸抑制等需求时，应提前确定其充放电功率和容量，通过提前调度使其做好紧急支撑准备。在储能规划阶段，在考虑储能接入电网位置时应考虑与电网紧急安全服务需求相融合。

按上述思路，本文从电网结构、风险水平、需量校核3 个方面构建了一个“三要素”整体解决方案。

2 基于动态电气介数的储能位置判别方法

首先，从电网结构方面找到高风险点，确定储能的候选位置。介数是一种刻画网络物理结构紧密程度的有效方法。但电网的功能是传输潮流，只了解其结构而不考虑潮流时，不能掌握电网在承载潮流时的性能。电气介数则较好地平衡了电网结构与潮流规模的综合反映。因此，在电网风险预控中可发挥重要作用。

网络中有元件退出运行时，对于其他元件可能出现如下风险：

1）潮流转移输入风险。高电气介数线路往往承担了很重的负荷潮流，当其他线路退出时，潮流转移到高介数线路上时，线路可容纳潮流上升空间不足，容易导致高介数线路潮流越限跳闸。

2）潮流转移输出风险。当高电气介数线路断开时，其承载的潮流将转移到其他支路上，可能导致其他载流容量小的线路越限。

如前文所述，储能的加入可改变网络中的支路潮流，进而改变网络中支路和节点的电气介数。反之，通过追踪电网故障演化场景下的电气介数，可确定储能的调控对象进而抑制连锁跳闸。

2.1 电气介数的定义

1）支路电气介数

对于一个具有N个节点、M条支路、发电节点集合为G、负荷节点集合为L的网络，定义线路(m，n)的电气介数Be(m，n)为［12］：

式中：Iij(m，n)为在发电-负荷节点对(i，j)间加上单位注入电流后，在线路(m，n)上产生的电流；Wi为发电节点i的权重，取发电机额定容量或实际出力；Wj为负荷节点j的权重，取实际或峰值负荷；G和L分别为所有发电和负荷节点的集合。

Be(m，n)反映了发电-负荷节点对之间潮流对线路的利用情况，也量化了支路对全网潮流传播的贡献。

2）节点电气介数

节点n的电气介数Be(n)为连接到该节点的所有支路的负荷承载量信息，即

式中：Be，ij(n)为发电-负荷节点对(i，j)间加上单位注入电流后在节点上产生的电气介数。

当网络中无节点配置储能时，有

当该节点配置储能时，有

2.2 基于动态电气介数的储能预配位置决策方法

储能预配位置是指预先确定调用哪些节点的储能，而该节点的储能则可能是连接在该节点的储能电站或等效于该节点的分布式储能。

当预配节点确定后，可通过电力市场提前购买所需要的储能；如果所筛选的节点没有储能，则本文方法可为储能的规划建设提供参考依据。

尽管电网受恶劣气象环境等多重故障冲击的风险是随时间、空间变化的，但电网的结构是影响连锁故障的重要因素，而风险的时空演变则决定了什么时间需要储能提供安全支撑。按照前述“三要素”思路，决策过程如下。

步骤1：采用动态节点最大电气介数法求得具有最大电气介数的节点作为储能配置候选节点。

设在故障风险来临时刻t的发电机及负荷功率分别为Wit、Wjt，则将式（9）中的电源与负荷替换为t时刻的发电功率和负荷。此时，节点电气介数变为动态节点电气介数：

该节点电气介数反映了t时刻的电网结构风险水平。

节点n在风险来临时刻t的N-1、N-2 支路开断场景下的电气介数可按式（12）计算获得。取所有计算状态下的最大值来反映该节点最高风险状态(n)，即

该节点连接的支路越多且支路上的潮流越重，则节点电气介数值越高。如果在该节点配置储能，则储能发挥的调节作用最大，可调控的支路数越多，对网络中其他节点调节资源的需求越少。

因此，可采用下述原则确定储能预配置（或预调度）候选节点：令n=1，2，…，N，按式（13）可得N个节点的最大电气介数，并按数值从大到小排序，选取数值较大（靠前）的节点优先配置储能。

步骤2：采用动态支路最大电气介数筛选高风险支路集合。

当按步骤1 确定需要预配储能的节点后，只表示这些节点是作为储能配置的候选节点，而是否执行该节点的储能配置，还需看系统运行中线路带来的风险动态变化，并检查这些线路是否与候选节点相关联。线路引起的风险来自两方面：一是线路自身的负载及在电网中的位置；二是线路面临的来自外部气象环境的风险。为此，需首先筛选出线路结构风险，再对这些线路进行实时风险扫描以判断外部风险，当预测到其中的高电气介数线路可能面临故障切除时，立即启动关联节点的储能预配程序。

在t时刻，对前述网络进行N-1、N-2 等多场景开断，计算多场景下全部支路的动态线路电气介数Bm(i，j)为：

设

式中：m=1，2，…，M；为线路m在除该线路自身外的其他线路元件不同开断组合下的线路动态电气介数最大值。

将上述M条线路的最大电气介数按从大到小排序，排序靠前的线路可作为高风险线路。

步骤3：对高风险线路集合进行风险扫描，确定其关联的候选节点是否立即进行储能调用。

在实际电网中，并不需要相关节点的储能设施一直等待电网故障来临，以免造成大量储能投资的无效闲置，而是采用在风险来临前对辅助服务市场购买或租用的储能资源进行预调度即可。

设按步骤2 筛选出的高风险线路集为{Lmn}，线路Lmn关联的节点为Nm、Nn。

动态计算线路集{Lmn}中各条线路的故障概率集为{FL}，则当式（16）成立时，可启动在节点Nm、Nn所在区域的辅助服务市场发布储能购置信息，为该区域提供连锁跳闸抑制服务。

式中：FLzd为触发购买储能阈值的风险预警阈值。

在按上述条件启动储能与配置决策时，还需动态识别各节点的储能剩余容量，进而确定可用资源的多少。

3 计及输电线路动态热特性的储能容量需求分析

前文论述了在电网中如何选择储能的预配位置，本章介绍根据具体的线路参数如何计算所需要的储能功率和容量。

3.1 输电线路动态热特性

运行中的输电线路温度可通过导线热平衡方程描述，即

式中：Tl为线路l的温度；t为运行时刻；ML为线路L的单位输电线路的质量；cp为输电线路材料的比热容；qj和qs分别为电流和日照发热量；qc和qr分别为对流和辐射散热量。

由温升解析函数式可以近似求得导线温度上升至最高允许温度所需的时间ts为［4］：

式中：Tc(t)、Tc0、TE、Tmax分别为导线在t时刻温度、导线初始温度、运行环境温度和最高允许运行温度；I为潮流转移后的线路电流有效值；K1、K2分别为导线温升过程中的热增长系数和热惯性系数，与导线的对流散热系数Ac、辐射散热系数Ar、日照吸热系数As相关，具体可参考IEEE 标准和CIGRE 标准计算求取；Rref为输电线路的交流等效电阻；α为导线的电阻率系数；D为导线直径；M为单位长度导线质量；c为导线的等效比热容。

式（18）表达了潮流转移后，导线温度上升到容许值需要的时间。在该时间到达之前，储能等可调出力设备必须将电流下降到使线路温升维持在容许值之内。这个时间限定了可调设备的响应容许时间。

以一条220 kV 输电线路为例，初始稳定电流为814 A，线路温度为52 ℃，输电线路直径为0.024 m，导线电阻温度系数为3.86×10-3，输电线路热吸收系数为0.7，空气的热传导率为0.025 85，导线辐射率为0.6。在潮流转移导致电流超过其稳定值不同倍数情况下不加入调控措施，导线温度超过其容许值所需时间如表2 所示。

表2 线路电流越限温升超容许值所需时间Table 2 Time required for temperature rise beyond allowable value when line current exceeds limit

由表2 可见，当电流为初始值IL的2 倍时，仅需不到2 min 温度即超过容许值。由此可见，常规火电机组等慢速调节机组无法及时抑制此热过载。

3.2 计及储能与水火电源协同调节的储能功率需量计算

加入储能后，随着储能注入的方式不同，线路温度下降的速度也不同。几种典型电流调节方式下的电流-温度变化关系分析如下。

3.2.1 典型调控电流模式

1）转移潮流无调节（阶跃电流）。如图5 所示，在阶跃电流作用下，导线温度接近指数级上升，初期上升速度很快，最后达到稳定温度；达到稳定的时间取决于散热条件。

图5 线路电流跃升温度变化关系Fig.5 Temperature variation relationship when line current jumps

2）储能全额补偿跃升电流。如图6 所示，在潮流跃升后的某一时间，储能注入相等的跃升电流，将电流瞬间降为原来的数值，导线温度将快速下降，最终恢复到原来的数值。

图6 线路电流跃升回调温度变化关系Fig.6 Temperature variation relationship when line current jumps and pullbacks

3）储能梯度补偿跃升电流。如图7 所示，在电流跃升后的某个时间点储能开始逐步注入电流下调潮流，并稳定在一个新的可承受的数值，导线温度也将逐步下降到新的稳态值。

图7 电流跃升斜坡回调温度变化关系Fig.7 Temperature variation relationship when current jumps, ramps and pullbacks

上述调节过程中，储能投入越早，电流下降越早，导线温升越慢，达到越限的时间越长。因此，储能的重要作用体现在可增加调节容许时间，这对系统中备用机组的启动或爬坡过程将起到重要作用。

3.2.2 基于储能与常规备用电源协同的储能需求容量计算

储能与备用机组协同调节且满足不切除负荷时，联合建立导线动态热模型、机组出力模型、储能充放电模型，可采用数值模拟方法计算待求储能需量。

1）因潮流转移引起的导线温升动态模型

应用前向欧拉法对上文的输电线路动态热平衡方程进行离散处理，得到

式中：Tl(t+1)为下一时刻的温度；Tl(t)为前一时刻的温度；Δt为单位时间；(Ṫl，İl，Ėl)为泰勒展开点的初始值；Ėl为反映光照和风速的气象环境变量；ΔTl(t)、ΔEl(t)分别为t时刻线路l的温度增量、环境温升增量。以线路电流突变时刻为计算起始点。

2）备用电源（以火电机组为例）出力模型

设系统中有火电机组作为备用机组，节点i增加的出力为ΔPCi(t)，不考虑无功功率，则节点i增加的火电机组输出电流为ICi(t)，即

式中：PCi为第i台火电机组功率；PCi0为第i台火电机组初始功率；ICi0为第i台火电备用机组初始电流；KCi(t)为第i台火电机组爬坡函数，为线性时间函数；SCi为第i台火电机组容量；UN为母线额定电压。

3）水电机组备用电源

设系统中还有水电机组作为备用电源。第j台水电机组增加的出力为ΔPHj(t)，不考虑无功功率，则第j台增加的水电机组输出电流为IHj(t)，即

式中：PHj为第j台水电机组功率；PHj0为第j台水电机组初始功率；IHj0为第j台水电备用机组初始电流；KHj(t)为第j台水电机组爬坡函数，为线性时间函数；SHj为第j台水电机组容量。

4）储能设备出力模型

设系统中筛选出的候选节点k含储能备用，增加的出力为PESk(t)，则有

式中：IESk(t)为t时刻节点k储能增加的电流；KESk为节点k储能充放电函数；PESk(t)为节点k储能设备在t时刻的功率。

5）功率平衡约束

当备用机组、储能启动调节时，与系统中原有电源一同提供的功率应等于全部负荷功率，即

式中：CN为火电机组台数；HN为水电机组台数；EN为储能节点数；LN为负荷数量；PL为负荷功率。

6）储能电量估计

设在储能功率PESk(t)作用下，经过时间TESk线路温度稳定到容许值且备用机组出力达到最大，储能最终全部退出，则全程储能电量QESk为：

上述公式中，在特定的风险场景下，线路跃升电流、线路初值电流、初始温度均为已知，发电机组的可调容量和爬坡速率也已知，待求量则为储能的功率。联立求解式（20）—式（26），即可求得在满足线路热约束条件下的储能功率曲线和电量需求。

4 连锁跳闸抑制储能配置算例

4.1 储能预配置节点及触发线路筛选

以图8 所示的IEEE 30 节点系统为例。系统结构和参数如下：发电侧主要集中在区域1，负荷侧主要集中在区域2，G6电源为热备用机组。电源、负荷及网络结构如图8 所示。

图8 IEEE 30 节点电力系统示意图Fig.8 Schematic diagram of IEEE 30-node power system

1）分别计算初始状态、N-1、N-2 不同开断状态下各节点的最大电气介数。根据表3 的计算结果，得到案例网络的节点电气介数排序如表3 所示。可见，节点10、4、12、6 应优先配置储能。

表3 网络节点电气介数最大值Table 3 Maximum value of electrical betweenness of network nodes

2）按动态支路最大电气介数筛选触发储能配置支路，如表4 所示。由表4 可见，当单重故障扫描时识别到线路L4-12、L9-10、L2-6风险较高时，以及N-2故障扫描识别到3 个线路组合（L4-12，L6-10）、（L9-10，L6-10）、（L2-6，L5-7）发生N-2 故障跳闸时，可优先启动这些支路关联节点10、4、12、6 的储能。可以看出，最大电气介数节点关联的线路通常也包含支路风险最大的线路，但这些节点关联的线路并不全是高风险线路。例如，并不需要扫描支路L12-13、L12-16、L4-3的开断风险。因此，选择高电气介数支路进行风险扫描，可大大降低计算量。

表4 不同开断状态下支路电气介数最大值及排序Table 4 Maximum value and ranking of electrical betweenness of branch under different disconnection states

4.2 储能容量配置需求计算

考虑到IEEE 30 节点系统电源主要集中在上半部区域，负荷主要集中在下半部区域，按网络薄弱环节识别后，节点12 和节点10 作为预配储能候选节点，在紧急情况下放电补充负荷侧的功率不足，并与受端备用电源配合以避免削减负荷；而在电源侧节点4 和节点6 预配储能在送端过剩时吸收功率，与送端电源配合减出力以避免切机。

场景1：有1 条高风险线路具有跳闸风险。设通过风险辨识方法识别到高风险线路L4-12在某时段跳闸风险较高，扫描这条线路开断后线路L9-10将出现过载。以消除这条线路的热过载为调节目标，以节点10 储能和节点13 备用电源为调节手段，计算节点10 候选储能需要的储备功率和容量。由于备用电源通常是线性爬坡即逐步增加出力，故选择储能采用3 种调控模式中的斜方波调节模式，实现储能与交流备用电源的组合调节方式，计算结果如图9 所示。图中：线路温度以70 ℃为调控目标，但短时可不超过75 ℃。

图9 场景1 下储能与备用电源协同调控时的电流-温升曲线Fig.9 Current-temperature rise curve with coordinated dispatch of energy storage and backup power supply in scenario 1

如图10 所示，节点10 处投入储能最大功率为70 MW，储能电量为18.3 MW·h，备用机组出力为38.4 MW·h。

图10 场景1 下储能与备用电源协同调控时的出力时序Fig.10 Output sequence with coordinated dispatch of energy storage and backup power supply in scenario 1

场景2：同时有两条线路具有跳闸风险。设通过风险辨识方法识别到高风险线路L6-10以及其他线路L6-8在某时段跳闸风险较高，扫描这两条线路开断后带来的其他线路发热风险，发现线路L9-10和L4-12将出现过载。以消除这两条线路的热过载为调节目标，计算节点12、10 候选储能需要的储备功率和容量。故障引起的潮流转移发生在第5 min，储能随即投入开始充放电过程。当L6-10和L6-8开断后，扫描发现L4-12和L9-10电流跃升超过线路长期容许电流，导致线路温度快速上升。图11 中显示了线路L4-12和L9-10的电流在储能投入后逐步下降，导线温度快速控制在70 ℃左右。

图12 所示为储能功率调节曲线和备用机组出力曲线，节点预配的储能最大功率为50 MW，持续15 min 左右即开始下降，到备用机组满发后全部退出。在电网过载紧急调控期间，节点12 处储能投入电量为15.9 MW·h，节点10 处储能投入电量为18.4 MW·h，备用机组最终输出功率为55.7 MW。由图12 可见，节点10 和12 的储能需求并不完全相同，这是因为两条线路的初始潮流和初始温度不同，加上导线过载程度不同，导致两个节点的储能投入时刻与需要的电量均不相同。

图12 场景2 下储能与备用电源协同调控时的出力时序Fig.12 Output sequence with coordinated dispatch of energy storage and backup power supply in scenario 2

5 结语

本文针对电力系统中触发连锁跳闸场景多、连锁跳闸防控任务艰巨的现状，提出一种储能参与的连锁跳闸主动防控方法，从储能配置地点和储能配置容量两方面给出了解决方案。本文的主要结论如下：

1）交流系统连锁跳闸发展过程中，输电线路的热过载引发连锁跳闸的问题仍未得到很好解决，继电保护识别潮流转移闭锁保护，并不能避免线路走向热过载，必须采取快速、精准的调控措施降低风险线路的电流。

2）文中分析了储能对输电网络潮流的影响，给出了含储能的电气介数计算模型，可用于分析储能对电网结构风险的影响程度。

3）文中提出了基于动态最大电气介数薄弱环节辨识、风险动态扫描、储能需量协同计算的“三要素法”的连锁跳闸抑制主动防控策略。策略依据动态节点最大电气介数排序作为预配储能候选位置，依据动态支路最大电气介数作为高风险线路筛选，依据动态风险扫描判断这些高风险线路是否面临实时风险并判断候选节点储能需量。所提“三要素法”概念简单明确，具有可操作性。

4）文中建立的储能与备用电源协同调控储能需量计算模型，可充分利用导线的动态耐热能力和储能的快速响应特性，且可同时满足多元件切除、多元件过载抑制需求。

5）文中利用IEEE 30 节点系统给出了N-1、N-2 多场景开断下的动态电气介数及储能位置、容量各环节的计算验证，证明了本文方法的有效性。

综上所述，本文对储能参与电力系统连锁跳闸的主动抑制策略和决策计算模型进行了研究，指出了可行的路径。后续还需进一步结合电力辅助服务市场，完善不同响应特性储能资源聚集方法等相关研究，进一步为工程应用提供详细方案。