【ETAP论文集锦】基于ETAP的储能电站电能质量研究——王伟

单位：中冶置业集团有限公司

《基于ETAP的储能电站电能质量研究》

摘　要：介绍ETAP软件的功能和特点，结合工程案例，利用ETAP软件建立模型，分析谐波电流、谐波电压、电压偏差；评估电压波动；利用传递系数和ETAP短路电流计算完成电压闪变计算。通过分析、比较储能电站计算值和标准规定限值，为电力部门接入设计提供参考依据。

关键词：ETAP；储能电站；电能质量；谐波；传递系数；短路电流计算；电压波动和闪变；电压偏差

引言

随着新能源产业的不断发展，风力、光伏发电装机容量大幅提升，风力、光伏发电自身存在的不稳定性、随机性导致了发电曲线难以预测［1］。储能系统以有功功率的消纳为主要手段，显著提高了新能源的消纳水平，减少弃风、弃光；同时也为系统提供调峰、调频、黑启动等支持。谐波会影响电网设备的正常工作［2-3］，ETAP软件可以快捷搭建电力系统模型，直接输入电力系统参数并完成谐波等计算，显示结果直观［4-5］，计算结果可以为电力接入设计提供参考依据。

01系统及设备介绍

某储能电站项目系统规模为100MW/200MWh，分为30个储能单元。项目主接线如图1所示，电能质量考核点为储能电站与电力系统的公共连接点（以下称 PCC） 处，即上级330kV变电站110kV的预留间隔。

业主方提供的短路阻抗如表1所示。储能子系统有2种配置，采用1种电源转换系统（以下称PCS）。根据表1可知，本项目PCC点参考电压取110kV时最小短路容量为1799.532MVA。

图1：项目主接线图

表1：系统容量收集数据02谐波计算及结果分析

不同类型的电力电子装置产生的各次谐波电流数值不一［6］，而且基于GB/T14549-1993《电能质量 公用电网谐波》简化的迭加计算方法随着系统结构的多样化使人工计算异常复杂，借助ETAP软件可以提高计算效率。

2.1 谐波电流

PCC点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（方均根）不应超过GB/T14549-1993的规定［7-8］。

在PCC点第i个用户第h次谐波电流允许值：

式中：Ih为谐波电流允许值，A；Si为第i个用户的用电协议容量，MVA；St为PCC处供电设备容量，MVA；α为相位迭加系数。

根据GB/T12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》［9］附录B“高压（HV）总供电容量StHV的估算方法”，PCC 点所在的330kV变电站主变容量为360MVA，本项目考虑主变容量为供电设备容量，即360MVA；用电协议容量考虑为本期储能电站建设容量，即100MVA。按式（1）计算允许储能电站项目并网运行时注入PCC点谐波电流限值如表2所示。

表2：PCC谐波允许限值

本项目谐波潮流的极端工况考虑为储能100%功率放电、SVG退出运行。根据以上计算条件，PCC点谐波电流仿真数据如图2、表3所示；谐波电流校验结果如表4所示。

图2：PCC点波形、频谱

表3：PCC点谐波电流仿真结果

表4：PCC点谐波电流校验结果

对本项目进行阻抗扫描，结果如图3、图4所示。根据图3观察到29次谐波频率可能存在谐振点。储能电站投运后，随着系统侧运行方式的变化，短路容量可能高于本项目考虑的最小短路容量，此时谐振点将向更高次谐波偏移。

通过计算结果可知：在储能100%功率放电、SVG退出的运行方式下，谐波电流满足限值要求，其中5、7次谐波裕度小；根据谐振点扫描结果观察到29次谐波可能存在谐振点。

图3：最小方式下阻抗幅值

图4：最大方式下阻抗幅值2.2 谐波电压

根据GB/T14549-1993［7］的规定，PCC点的谐波电压畸变限值（相电压）不应超过规定的允许值。谐波电压在不同电压等级间的传递主要基于网络拓扑和支路阻抗，计算机仿真对各种理论的验证有明显作用［10］。谐波潮流的极端工况考虑为储能100%功率放电、SVG退出运行，谐波电压仿真结果如图5、表5 所示；谐波电压校验结果见表6。

图5：PCC点谐波电压波形、频谱

表5：PCC点谐波电压计算结果

根据表6，电压总谐波畸变率（THDu%）为0.665%，符合国标限值2%要求。

表6：PCC点谐波电压畸变率校验结果03电压波动和闪变分析3.1 电压波动

根据GB/T12326-2008［9］的规定，电压变动d表达式为：

式中：ΔQi 为无功功率的变化量；SSC为PCC点最小短路容量。根据GB/T34120-2017《电化学储能系统储能变流器技术规范》［11］第5.4.8条，并网运行模式下，不参与系统无功调节时，储能变流器输出大于其额定输出50%时，平均功率因数不小于0.98；本项目储能电站在1倍充放电倍率（1C）下，有：ΔQi=19.9Mvar。

已知PCC点最小短路容量为1799.532MVA，根据式（2）估算的电压波动见表7，校验结果为合格。

表7：电压波动校验结果

储能系统参与有功调节（频率调节）时引起的系统电压变化小于1%，并且不应对电能质量产生负面影响。储能系统投运后基本不会引起系统电压波动超过限值规定［12］。

3.2 电压闪变

根据GB/T12326-2008［9］的规定，PPC点在最小运行方式下，以一周（168h）为测量周期，所有长时间闪变值Plt应满足表8的限值。

3.2.1 电压闪变限值

每个用户按其协议用电容量

和总供电容量St之比，考虑上一级对下一级闪变传递的影响（下一级对上一级的传递一般忽略）等因素后确定该用户的闪变限值。单个用户闪变限值的计算方法如下：

接于PCC点的全部负荷产生闪变的总限值G：

式中：Lp为PCC点对应电压等级的长时间闪变值Plt限值；LH为上一电压等级的长时间闪变值Plt限值；T为上一电压等级对下一电压等级的闪变传递系数，推荐为0.8。

单个用户闪变限值Ei：

式中：F为波动负荷的同时系数，典型值为0.2~0.3（需满足Si/F≤St）。

通常StHV是主变的供电容量，对于某些HV用户PCC点可能有多个供电电源，可用PCC最大需求日（或计及将来发展）所供给的HV用户总容量∑SiHV作为StHV。

由式（3）及Lp、LH、T可得：

由式（4）及F、Si、St、G可得：

本项目在PCC点引起的电压闪变限值为0.88074。

3.2.2 电压闪变值

电力系统不同母线结点上的闪变传递如图6所示。

图6：闪变传递计算示意

按式（5）简化计算：

式中：PstA为结点B短时间闪变值传递到结点A，在结点A引起的短时间闪变值；TBA为结点B短时间闪变值传递至A的传递系数，

PstB为结点B的短时间闪变值；S'scA为结点B短路时结点A流向B的短路容量；SscA为结点A的短路容量；S'scB 为结点A短路时结点B流向A的短路容量。

当S'scA为0，SscA=S'scB时，PstA=PstB。已知PCC点最小短路容量为1799.532MVA。使用ETAP分别计算各处短路电流见表9。

由式（5）及相关数据可知站内传递系数 ：

TI型至中压=0.0728，TII型至中压=0.07，T中压至高压=0.3871。各变流设备的闪变值见表10。

N个波动负荷各自引起的闪变在同一结点的叠加短时间闪变值按下式计算：

根据表11，m值取3。由式（6）可得PCS总闪变值：

升压站传递至PCC点闪变值为：

Plt-HV=Plt-MV×T中压至高压=0.13305×0.3871=0.05151＜限值0.88074。

本项目引起PCC点的电压闪变值低于限值，满足要求。

表11：m系数取值04电压偏差分析

储能电站项目接入后，PCC点母线供电电压偏差主要是由于无功功率的变化引起的，应是基于可以长期运行的工况仿真所得。本计算假定：系统公共连接点供电电压处于额定电压，系统为最小方式运行，SVG不参与补偿。基于ETAP模型分析储能0~100%放电工况下的潮流分布（如图7所示），进而得出无功功率变化所引起的电压偏差值。

图7：100%出力主变处潮流分布

由表12可知，出力变化所引起的PCC点电压偏差最大为0.70%，满足标准中母线电压正负偏差绝对值之和不大于额定电压12%的要求。

表12：不同出力引起的电压偏差05结论和建议

通过ETAP软件可以直观便捷地计算风电、光伏、储能等系统接入引起的谐波［13］等电能质量指标。

基于潮流仿真的谐波电流、谐波电压、电压偏差计算，可以清楚地反映本侧系统的各项设备特性和运行方式差异；由于GB/T14549-1993［7］未规定25次谐波以上限值，而风力发电机、光伏逆变器、储能PCS普遍含有高频谐波，因此电能质量的研究应在国标限值的基础上对高次谐波保持关注。为保证电网的安全运行及用户使用优质电能的权益，应采取治理谐波源、安装滤波补偿装置等谐波治理措施［14-17］。建议ETAP软件根据理论文献和谐波计算开发谐波源定位［18］、谐波责任划分等模块［19-20］，拓展ETAP软件应用空间。