儲能電站接入電網電能質量評估分析

王華佳，張 巖，于丹文，張青青

（國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著新能源的快速增長，風光波動性、不穩定性和隨機性給電力安全穩定帶來了顯著影響，持續性陰雨天、靜風天也會引起光伏、風電為主體的電力系統出現斷供風險。儲能可實現電力系統的靈活控制與經濟調節，為平滑新能源發電出力、輔助服務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，為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務［1?6］。儲能電站為大規模新能源的接入與電網安全穩定運行提供了基礎保障，能從系統層面有效提升電力系統運行效率，是構建能源互聯網、促進電網轉型升級和實現“雙碳”目標的重要途徑與措施。

目前，多數儲能電站均采用電化學儲能方式，通過儲能變流器實現能量存儲、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前，應依據接入設計方案、區域電網參數、儲能電站建設等資料建立仿真模型，結合變電站的運行情況與電能質量背景測試數據，預測儲能電站接入是否會引起變電站公共連接點電能質量超標，并根據評估結果針對性提出治理要求［10?12］。

以某儲能電站工程接入系統為基礎，將儲能變流器作為注入電力系統的干擾源，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仿真軟件進行區域電網模型搭建，精準分析儲能電站接入山東電網的電能質量影響，預測評估潛在的電能質量超標問題，對提升電網電能質量、改善用電環境具有重要意義。

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，根據儲能電站設計單位提供的資料，工程規劃建設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、消防及暖通系統集成1 套1.26 MW/2.52 MWh 電池儲能系統，2 套電池儲能系統對應1 套儲能單元系統。每個儲能單元標稱容量為2.56 MW/5.12 MWh，系統內包含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，儲能單元系統方案配置如圖1所示。

圖1 儲能單元系統方案配置

1.2 接入系統方案

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

圖2 儲能電站接入地區電網

表1 變電站參數

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引起的電能質量問題，要明確儲能電站上級變電站公共母線的背景電能質量情況。應使用專業儀器進行電能質量背景測試，測試時間應大于1 個完整的生產周期（24 h）［13］。電能質量背景測試指標為：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，應選取95%概率值作為參考數據，表2 為變電站入公共連接點電能質量背景測試結果。

表2 A變電站110 kV母線電壓電能質量背景測試結果

2.2 限值計算

根據儲能電站接入系統方案，取接入變電站110 kV 側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。根據國家標準GB/T 14549—1993《電能質量公用電網諧波》規定，110 kV 電壓等級諧波電壓標準限值：電壓總畸變率<2%，奇數次諧波限制為1.6%，偶數次諧波限值0.8%。

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

3）三相不平衡限值。根據國標GB/T 15543—2008《電能質量三相電壓不平衡》規定，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%，短時應小于2.6%。

4）電壓波動。根據國標GB/T 12326—2008《電能質量電壓波動和閃變》規定，電壓波動的限值與電壓變動頻率、電壓等級有關。儲能電站儲能和逆變的運行狀態，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GB/T 14549—1993《電能質量公用電網諧波》規定，公共連接點處的允許注入的諧波電流限值與用戶協議容量、供電設備容量和公共連接點短路容量有關，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。

在系統小方式運行情況下，變電站110 kV 側母線短路容量為2 453.38 MVA，總供電容量為對應主變容量180 MVA，用戶協議容量為100 MVA。計算可得系統小方式下，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

結合儲能電站的供電電網資料和儲能電站資料，應用電能質量仿真軟件ETAP建立儲能電站接入系統仿真模型［15?17］，對儲能電站項目的接入進行電能質量分析、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 側母線作為系統等值點，其與系統的連接采用等效電網進行等值。考慮最嚴重情況下，等效電網的短路容量取可能出現的最小值進行賦值，等效電網最小短路容量為12 307.59 MVA。模型中主要干擾源為儲能系統中的儲能變流器，儲能變流器諧波發生特性則根據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間，變壓器本體不發生諧波，但無功功率消耗應計算在內。

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，在儲能電站電能質量預測評估中需要進行仿真計算。分析儲能電站接入系統后，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、電壓偏差等電能質量指標的變化情況［18?20］。

3.2 諧波電流

在系統小方式運行時，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造成一定諧波污染，由表4 可知，儲能電站注入系統的諧波電流主要為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的增大降低，但注入公共連接點的諧波電流均滿足規定的限值。

3.3 諧波電壓

當不考慮背景諧波時，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果為0.14%，短時最大值為0.17%，也滿足國標規定的限值要求。

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，系統電壓隨著功率吸收而下降，選擇偏差最小值作為系統電壓基準；逆變運行時，系統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 結語

儲能電站可有效提升電網調頻、調峰能力，對促進電網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節，因此，需要評估儲能電站接入對電網的電能質量影響。儲能電站接入影響主要體現在諧波和電壓波動兩個方面，儲能電站的容量、設備類型、出力方式和運行時間也會產生相應影響。

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，對儲能電站接入產生的影響進行仿真計算。儲能電站注入電網諧波各次電流均小于限值，系統諧波電壓總畸變率分別為1.49%和1.37%，電站運行產生的電壓偏差分別為2.48% 和4.22%，電壓波動為0.73% 和0.62%，計算結果均滿足國家標準要求，儲能接入電網不會影響電網安全穩定運行。

儲能電站接入電網電能質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。考慮收資的準確性與運行方式的不同，電能質量仿真評估與實際投運后的結果可能存在出入，后續應采取在線終端與現場實測相結合的方式，加強儲能電站電能質量監測預警，保障電力系統和儲能電站的安全、經濟、穩定運行。