摘要 針對海上油田群電網接入海上風電引發(fā)的頻率穩(wěn)定問題，提出了分散式風儲一體化系統(tǒng)（distributed wind-storage integrated system，DWSIS）的解決方案。首先，基于某實際油田群電網，構建了DWSIS及其接入電網的模型；然后，提出了DWSIS改善電網頻率穩(wěn)定性的原理及分析方法；最后，通過各典型故障下的電磁暫態(tài)仿真，驗證了DWSIS的有效性和實用性。所提出的解決方案有望提升高風電滲透率下海上油田群電網的頻率穩(wěn)定性，進一步推動海上平臺生產的低碳化發(fā)展。
01 含DWSIS接入的海上油田電網模型
本文以某實際海上油田群電網為例進行建模，研究DWSIS提升頻率穩(wěn)定性的具體作用。
1.1 海上油田群電網概況
在電網建模中，主要考慮海底復合電纜、發(fā)電機、變壓器、負荷以及DWSIS，其整體拓撲結構如圖1所示。電網的總發(fā)電容量為49.2 MW，負荷為37.154 MW，功率因數(shù)為0.9。該電網規(guī)劃于平臺4處接入5臺1.5 MW海上風電機組，以風電容量與負荷有功之比計算，風電滲透率為20%。
圖1 某海上油田群電網拓撲結構
Fig.1 Structure of an offshore oilfield power system
基于潮流計算、安全需求和工程建設等因素，該油田群電網已知實際工作狀況如表1中工況1所示，另有工況2作為研究過程中的校核對照工況。
表1 油田群電網實際工作狀況
Table 1 Actual working status of oilfield power system
1.2 油田群電網元件模型
對于海底復合電纜，本文根據(jù)其無源二端口網絡特性建立其 π 形等值電路模型，包括電阻、電抗及對地電容；對于發(fā)電機，使用同步電機五階模型，以及IEEE型SCRX 19固態(tài)勵磁器模型和IEEE V2調速器模型；對于變壓器，使用原副邊線電壓變比、接線方式及短路阻抗來描述其特性；負荷主要包括高壓電機和低壓電機，分別近似為三相異步電動機三階動態(tài)模型與阻感負載模型。
1.3 DWSIS模型及控制方式
為提升電網頻率穩(wěn)定性，使用DWSIS代替直驅海上風機接入平臺4。相比于常規(guī)風儲系統(tǒng)，DWSIS中BESS通過雙向DC-DC變流器控制并聯(lián)至直驅風電機組直流側，其結構如圖2所示。該內嵌方式下，BESS與風電機組共用并網設備，無須新增DC-AC變流器等裝置。
圖2 分散式風儲一體化系統(tǒng)整體控制框圖
Fig.2 Integrated control block diagram of distributed wind-storage integrated system (DWSIS)
DWSIS中BESS的控制流程可分為實時監(jiān)測和動作2個階段，如圖3所示。
圖3 BESS控制流程
Fig.3 Flow chart of the battery energy storage system
在實時監(jiān)測階段，時刻判斷電網是否發(fā)生風電波動及各類故障，在保護裝置動作或頻率突變時，BESS緊急發(fā)出/吸收功率，減小電網頻率偏差。BESS動作條件以電網頻率為依據(jù)，參照頻率穩(wěn)定計算國家標準，即電網穩(wěn)態(tài)頻率應在49.5~51.0 Hz之間設定。
在動作階段，采用滿發(fā)動作、逐步退出的方式，即在發(fā)出/吸收功率時，BESS始終保持額定功率運行，以保證頻率調節(jié)能力最強。電網頻率恢復至允許范圍或BESS荷電率（state of charge，SOC）超出上下限后，BESS減少出力，在30 s內線性降低出力、逐步退出，以保證對電網頻率影響較小。
02 頻率穩(wěn)定性提升原理及分析方法
2.1 頻率穩(wěn)定判據(jù)及提升原理
頻率穩(wěn)定性指電網受擾動后發(fā)電與負荷側出現(xiàn)較大功率不平衡時，頻率不發(fā)生崩潰并能恢復至允許范圍內的能力。對于實際電網，其判據(jù)為受擾后電網頻率低于47 Hz時長不超過0.5 s，穩(wěn)態(tài)頻率恢復至不低于49.5 Hz，且不長期高于51 Hz。
電網頻率f 可近似表示為
圖4 DWSIS與直驅風機頻率特性對比
Fig.4 Comparison of frequency characteristics between DWSIS and direct-driven wind turbine
2.2 微電網典型故障選擇
根據(jù)所提原則，應主要驗證產生或傳輸功率水平最大元件發(fā)生最嚴重故障時電網的頻率穩(wěn)定性。已有研究提出，選擇風電波動或跳閘、海纜失效、感應電機啟動作為典型故障。在此基礎上，針對海上油田群電網有功裕度低、有概率運行在解列工況特點，本文綜合考慮正常運行、解列運行多側面，選擇典型故障如下。
1）最大容量發(fā)電機組發(fā)生三相短路故障并在5個周期后切機；
2）風電機組出力波動；
3）最大功率傳輸線路發(fā)生三相短路故障并在5個周期后切除導致電網解列；
4）儲能裝置故障；
5）解列運行時風電機組出力波動。
2.3 分析方法
為研究所提DWSIS方法的有效性，本文提出基于上述典型故障的對比分析方法，具體步驟如下。
1）綜合考慮正常運行、解列運行各工況典型故障，在僅接入直驅風電機組情況下進行仿真，明確海上風電接入后電網的頻率穩(wěn)定性問題。
2）針對上述問題，研究DWSIS接入后對電網頻率穩(wěn)定性的影響和提升作用，在接入DWSIS的情況下重復步驟1）中的仿真過程，對比分析步驟1）與2）的仿真結果。
3）選取步驟1）中最嚴重故障情況，對比分析不同儲能容量情況下DWSIS的頻率支撐能力差異及儲能裝置因故障退出運行的頻率影響。
現(xiàn)有主流DWSIS儲能裝置存在風機容量5%、10%和20%這3種選擇，在步驟2）的對比分析中，選取比照效果最為顯著的20%風機容量情況進行研究；在步驟3）的對比分析中，則均予以考慮。
03 仿真結果與討論
使用PSCAD/EMTDC平臺進行電磁暫態(tài)仿真，基于2.3節(jié)所述分析方法，依次獲得直驅風機和DWSIS接入時電網各工況典型故障下的動態(tài)頻率響應。
3.1 DWSIS與直驅風機接入對比分析
3.1.1 最大容量燃氣輪機組切機
為將2種工況放在同一故障中對比，選擇兩工況均運行機組中容量最大的平臺5處5.2 MW機組切除情況進行仿真，結果如圖5所示。
圖5 最大容量機組切機對應頻率響應對比
Fig.5 Frequency response comparison of maximum capacity generator exit failures
故障后，DWSIS中的BESS因頻率下降而放電，增大了原直驅風機處的功率，這使得電網有功分布更加平衡。同工況下，DWSIS的接入令電網最低頻率相較直驅風機接入時提升近0.5 Hz，有效改善了電網的頻率響應特性。
3.1.2 風電出力波動
以時長跨度3600 s的實測風速與風電出力曲線為參照進行分析?？紤]到全部仿真可行性較低，最終選擇1600~1635 s風速，即風電出力波動最大階段進行測試，結果如圖6與圖7所示。
圖6 風速與風電出力波動曲線
Fig.6 Wind speed and wind power fluctuation curve
圖7 風電出力波動對應頻率響應對比
Fig.7 Frequency response comparison of wind power fluctuation
由圖7可知，DWSIS的接入改善了電網的頻率穩(wěn)定性，令同種工況頻率最低值提升了0.3 Hz以上，有效減少了新能源出力波動對電網頻率的影響。
3.1.3 最大功率傳輸線路切除
該油田群電網主要經單回線海纜連接，故線路切除后，電網會解列為2個部分。選擇傳輸功率最大的平臺1至2間線路斷線故障進行仿真，結果如圖8所示。工況2下電網頻率在故障后變化較小，儲能裝置并不動作，故不做討論。
圖8 最大功率傳輸線斷線對應頻率響應對比
Fig.8 Frequency response comparison of maximum power transmission line break
由圖8 a)可知，由于工況1的發(fā)電機組分布不均勻，故障后如不采取措施，電網將失穩(wěn)。與直驅風機相比，DWSIS可增強電網頻率穩(wěn)定性，使電網頻率維持在臨界穩(wěn)定狀態(tài)。
針對失穩(wěn)現(xiàn)象，為維持電網穩(wěn)定，直驅風機接入情況須切除1.25 MW負荷，而DWSIS接入情況僅須切除0.09 MW負荷，仿真結果如圖8 b)所示?？梢钥闯觯珼WSIS接入時電網切負荷量不足直驅風機接入時的1/10，大大減小了負荷停電的影響。
3.1.4 解列情況下風電出力波動
該油田群電網單回線較多，易因線路故障而在較長時段內處于解列狀態(tài)，因此有必要分析解列運行狀態(tài)下電網的頻率穩(wěn)定性。根據(jù)圖1拓撲，電網主要有4種解列情況，即平臺1至2斷線、平臺2至3斷線、平臺3至4斷線、平臺4至5斷線，將上述4種情況依次記為a)、b)、c)、d)。
在工況1中導入風速最大波動時的風電出力，結果如圖9所示。電網解列后，不與平臺1相連的孤網非常薄弱，該小電網在大部分情況下會因風電出力波動而失穩(wěn)，須將風機切除并啟用備用燃機或轉為運行成本較高的工況2運行；DWSIS的接入有效降低了風電出力波動的影響，除c)情況外，解列后的小電網均可維持穩(wěn)定運行，無須切除風機或轉變工況，在減少碳排放的同時降低了發(fā)電成本。
圖9 工況1解列情況下風電波動對應電網頻率響應
Fig.9 Frequency response of wind power fluctuation when system splitting in case 1
工況2解列情況下的仿真結果如圖10所示，DWSIS的接入能夠使電網最低頻率從48 Hz以下提升至48.44 Hz以上，改善了電網的頻率響應特性。
圖10 工況2解列情況下風電波動對應電網頻率響應
Fig.10 Frequency response of wind power fluctuation when system splitting in case 2
3.2 DWSIS儲能裝置不同容量的影響
在DWSIS與直驅風機接入的頻率穩(wěn)定對比分析基礎上，進一步研究DWSIS儲能裝置不同容量的影響。實際應用中，BESS額定容量主要存在風機容量5%、10%和20%這3種情況。各儲能容量下，從頻率支撐能力和儲能裝置故障對頻率的影響2個方面開展對比分析。
使用3.1.3節(jié)工況1最大傳輸功率線路切除故障比較頻率支撐能力。由圖11 a)可知，只有在儲能容量為風機容量的20%時，電網才能保持頻率臨界穩(wěn)定，DWSIS頻率支撐能力隨儲能容量的下降而降低。
圖11 DWSIS儲能裝置不同容量頻率響應對比
Fig.11 Frequency response comparison of DWSIS’s energy storage device with different power capacities
使用3.1.4節(jié)工況1解列情況a)比較儲能裝置故障影響。在解列后的小電網發(fā)生頻率波動時，一臺DWSIS儲能裝置和常規(guī)風儲系統(tǒng)的儲能裝置因故障退出，對比如圖11 b)所示。DWSIS分散式結構下，儲能裝置同時故障的概率極低，互不影響。因此，DWSIS儲能容量為風機容量的5%、10%和20%時，儲能故障對電網頻率的影響均較小，在電網最薄弱的解列條件下仍能保持頻率在49.32 Hz以上。
進一步定量分析，將儲能故障后的頻率函數(shù) f 視為無故障頻率 f0 與DWSIS或常規(guī)風儲系統(tǒng)儲能故障頻率影響 Δf 的疊加。定義 η 為儲能故障頻率影響比，即
代入圖11 b)結果可知，儲能裝機為風機容量的5%、10%和20%情況下， η 分別為1.60、3.42、4.27，當至儲能容量為風機容量的40%時， η 趨近于DWSIS接入臺數(shù)（5臺）。因此，在儲能容量較小時，雖然常規(guī)風儲系統(tǒng)儲能故障損失功率為DWSIS的n倍，但故障頻率影響比 η 小于n。隨著儲能容量的增加， η 不斷增大直至趨近于n，DWSIS分散結構相對于常規(guī)風儲系統(tǒng)的集中結構，其優(yōu)勢愈加明顯。
04 結論
本文針對海上油田群電網接入海上風電后的頻率穩(wěn)定性問題，提出了基于DWSIS的解決方案，通過仿真，分析了某實際油田群電網在DWSIS接入前后的頻率穩(wěn)定性特征，驗證了所提方案的有效性。所得主要結論如下。
1）綜合正常、解列運行下多工況、故障情況，直驅風電機組以20%滲透率接入后，其低慣性、波動性將造成電網頻率在±2 Hz范圍大幅變動。特別在解列運行狀態(tài)，電網因風電波動失穩(wěn)工況占比達75%，頻率穩(wěn)定問題顯著。
2）DWSIS方案通過雙向DC-DC變流器控制BESS充/放電，可有效提升油田群電網頻率穩(wěn)定性。解列狀態(tài)下，能令電網在大部分情況下維持頻率穩(wěn)定，避免切除風電機組或轉變工況。該內嵌BESS的方式無須新增DC-AC變流器及儲能用地，為地理環(huán)境特殊的海上電網接入儲能提供了新思路。
3）DWSIS的頻率支撐能力隨儲能容量的增加而提升；常規(guī)風儲系統(tǒng)與DWSIS的儲能故障頻率影響比η，將隨儲能容量增加而最終趨近于DWSIS接入臺數(shù)。DWSIS分散式結構的優(yōu)勢，隨接入臺數(shù)增加和儲能容量增加而不斷加強。
注：本文內容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。
