王华佳，张 岩，于丹文，张青青

（国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003）

0 引言

随着新能源的快速增长，风光波动性、不稳定性和随机性给电力安全稳定带来了显著影响，持续性阴雨天、静风天也会引起光伏、风电为主体的电力系统出现断供风险。储能可实现电力系统的灵活控制与经济调节，为平滑新能源发电出力、辅助服务和电力负荷削峰填谷方面提供有效手段，能很好地解决新能源的波动性与不确定性问题，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务［1−6］。储能电站为大规模新能源的接入与电网安全稳定运行提供了基础保障，能从系统层面有效提升电力系统运行效率，是构建能源互联网、促进电网转型升级和实现“双碳”目标的重要途径与措施。

目前，多数储能电站均采用电化学储能方式，通过储能变流器实现能量存储、释放。储能变流器是典型的非线性电力电子装置，会向电力系统引入各次谐波；由于储能电站功率等级较大，工作时会引起供电母线明显的电压偏差与波动［7−9］。因此，在储能电站接入系统前，应依据接入设计方案、区域电网参数、储能电站建设等资料建立仿真模型，结合变电站的运行情况与电能质量背景测试数据，预测储能电站接入是否会引起变电站公共连接点电能质量超标，并根据评估结果针对性提出治理要求［10−12］。

以某储能电站工程接入系统为基础，将储能变流器作为注入电力系统的干扰源，从谐波（电压、电流）、三相不平衡、电压波动、电压偏差等维度入手，通过ETAP仿真软件进行区域电网模型搭建，精准分析储能电站接入山东电网的电能质量影响，预测评估潜在的电能质量超标问题，对提升电网电能质量、改善用电环境具有重要意义。

1 工程概况

1.1 储能电站概况

以某大型储能电站工程为例，根据储能电站设计单位提供的资料，工程规划建设100 MW/200 MWh储能电站，储能电池选用磷酸铁锂电池，与配套的电池控制柜、汇流柜、消防及暖通系统集成1 套1.26 MW/2.52 MWh 电池储能系统，2 套电池储能系统对应1 套储能单元系统。每个储能单元标称容量为2.56 MW/5.12 MWh，系统内包含4 台630 kW 储能变流器，1 台2 800 kVA 10 kV/0.4 kV 升压变压器（短路压降8.4%），通过10 kV 电缆线路接入升压站10 kV母线，储能单元系统方案配置如图1所示。

图1 储能单元系统方案配置

1.2 接入系统方案

100 MW/200 MWh 电化学储能电站包含80 套储能变流器，每4套配套1台10 kV双绕组变压器升压，储能单元输出经站内电缆引至110 kV 升压变电站，经2 台63 MVA 主变压器升压至110 kV（短路压降17%）。升压站本期规划110 kV 出线采用630 mm2电缆，经1 回出线接入220 kV 变电站110 kV 侧，以110 kV 电压等级接入山东电网，如图2 所示，电网参数见表1。

图2 储能电站接入地区电网

表1 变电站参数

2 背景测试和限值计算

2.1 背景测试

为准确分析储能电站接入系统引起的电能质量问题，要明确储能电站上级变电站公共母线的背景电能质量情况。应使用专业仪器进行电能质量背景测试，测试时间应大于1 个完整的生产周期（24 h）［13］。电能质量背景测试指标为：谐波电压、谐波电流、电压总畸变率、三相不平衡度、电压偏差与波动等。为保证测试准确性，应选取95%概率值作为参考数据，表2 为变电站入公共连接点电能质量背景测试结果。

表2 A变电站110 kV母线电压电能质量背景测试结果

2.2 限值计算

根据储能电站接入系统方案，取接入变电站110 kV 侧母线作为公共连接点，则储能电站接入公共连接点的谐波含量、总畸变率、三相不平衡、电压偏差、电压波动等指标限值如下［14］：

1）谐波电压限值。根据国家标准GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定，110 kV 电压等级谐波电压标准限值：电压总畸变率<2%，奇数次谐波限制为1.6%，偶数次谐波限值0.8%。

2）电压偏差限值。根据GB/T 12325—2008《电能质量供电电压偏差》规定，110 kV 及以上电压等级，正负电压偏差绝对值相加不应超过额定电压的10%。

3）三相不平衡限值。根据国标GB/T 15543—2008《电能质量三相电压不平衡》规定，用户接于公共连接点所引起的三相电压不平衡，一般允许值为1.3%，短时应小于2.6%。

4）电压波动。根据国标GB/T 12326—2008《电能质量电压波动和闪变》规定，电压波动的限值与电压变动频率、电压等级有关。储能电站储能和逆变的运行状态，每日小于10 次，作为110 kV 高压等级的用户其电压波动限值为3%。

5）谐波电流。根据GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定，公共连接点处的允许注入的谐波电流限值与用户协议容量、供电设备容量和公共连接点短路容量有关，按照GB/T 14549 附录C 对公共连接点处的单个用户的谐波注入限值进行整定计算。

在系统小方式运行情况下，变电站110 kV 侧母线短路容量为2 453.38 MVA，总供电容量为对应主变容量180 MVA，用户协议容量为100 MVA。计算可得系统小方式下，储能电站各次谐波电流允许值，如表3所示。

表3 公共连接点谐波电流限值 单位：A

3 仿真评估

3.1 仿真模型搭建

结合储能电站的供电电网资料和储能电站资料，应用电能质量仿真软件ETAP建立储能电站接入系统仿真模型［15−17］，对储能电站项目的接入进行电能质量分析、评估，仿真模型如图3所示。

图3 ETAP仿真模型

以220 kV A 变电站220 kV 侧母线作为系统等值点，其与系统的连接采用等效电网进行等值。考虑最严重情况下，等效电网的短路容量取可能出现的最小值进行赋值，等效电网最小短路容量为12 307.59 MVA。模型中主要干扰源为储能系统中的储能变流器，储能变流器谐波发生特性则根据用户提供的逆变器型号及型式试验报告，进行逆变器模型搭建及性能调试。储能单元配备的40 套2.8 MVA升压变压器、2 台63 MVA 升压变压器以及1 台180 MVA 主变默认其工作在线性区间，变压器本体不发生谐波，但无功功率消耗应计算在内。

储能电站典型运行工况包括2 种：工况Ⅰ，储能电站储能运行，储能电站作为负载从电网吸收能量；工况Ⅱ，储能电站逆变运行，储能电站作为电源向电网释放能量。储能和逆变作为两种不同的运行工况，在储能电站电能质量预测评估中需要进行仿真计算。分析储能电站接入系统后，供电变电站母线的谐波电压、谐波电流、三相不平衡、电压波动、电压偏差等电能质量指标的变化情况［18−20］。

3.2 谐波电流

在系统小方式运行时，储能电站分别运行在储能和逆变在两种工况，注入公共连接点母线的谐波电流计算结果如表4所示。

表4 储能电站注入公共连接点的谐波电流值 单位：A

储能电站在储能和逆变运行工况时，储能电站的接入会对系统造成一定谐波污染，由表4 可知，储能电站注入系统的谐波电流主要为6k±1 次特征谐波。其中，储能电站储能运行时，5次谐波电流含量最大为4.08 A；逆变运行时，5次谐波电流含量最大为3.64 A；其余各次谐波电流均随着谐波次数的增大降低，但注入公共连接点的谐波电流均满足规定的限值。

3.3 谐波电压

当不考虑背景谐波时，储能电站在两种工况运行时，公共连接点各次（5、7、11、13、17）谐波电压情况如图4 所示。储能运行时，5、13 次谐波电压含量最高，分别为0.37%和0.31%；逆变运行时，5、13次谐波电压含量最高，分别为0.35%和0.29%，其余各次谐波电压均符合要求。

图4 各次谐波电压频谱（不考虑背景谐波）

考虑背景谐波时，将各次谐波仿真结果与表2的各次背景谐波相加，可得到公共连接点各次谐波含量，如图5 所示。储能运行时，5、7 次谐波电压含量最高，分别为0.73%和0.66%；逆变运行时，5、7 次谐波电压含量最高，分别为0.71%和0.64%，其余各次谐波电压均符合要求。

图5 各次谐波电压频谱（考虑背景谐波）

在储能和逆变两种运行情况下，变电站公共连接点处母线电压的电压总畸变率如表5所示。

表5 电压总畸变率 单位：%

由表5 可知，在不考虑背景谐波时，A 变电站公共母线储能运行电压总畸变率为0.77%，逆变运行电压总畸变率为0.65%；考虑背景谐波时，A 变电站公共母线储能运行电压总畸变率为1.49%，逆变运行电压总畸变率为1.37%。无论何种运行工况下，储能电站电压总畸变率均小于2%的限值。

3.4 三相不平衡度

储能电站采用集中式三相逆变器输出基本平衡，可以忽略储能接入对电网电压的三相不平衡的影响。A 变电站公共连接点三相不平衡度测试结果为0.14%，短时最大值为0.17%，也满足国标规定的限值要求。

3.5 电压偏差及电压波动

A 变电站公共连接点电压偏差测试最小为3.21%，最大为3.60%。储能运行时，系统电压随着功率吸收而下降，选择偏差最小值作为系统电压基准；逆变运行时，系统电压随着功率释放而升高，选择偏差最大值作为电压基准。ETAP 中对储能电站进行仿真计算，在储能和逆变工况下，A 变电站公共连接点电压偏差与电压波动计算结果如表6所示。

表6 电压偏差及电压波动最大值 单位：%

储能电站储能运行时，变电站公共连接点电压偏差为2.48%，电压波动为0.73%；储能电站逆变运行时，变电站公共连接点电压偏差为4.22%，电压波动为0.62%。电压偏差与电压波动均满足国家标准要求。

4 结语

储能电站可有效提升电网调频、调峰能力，对促进电网可再生能源的消纳能力与综合效能具有显著意义。储能电站以储能变流器作为能量变换环节，因此，需要评估储能电站接入对电网的电能质量影响。储能电站接入影响主要体现在谐波和电压波动两个方面，储能电站的容量、设备类型、出力方式和运行时间也会产生相应影响。

以某储能电站接入工程为例，利用ETAP软件建立仿真评估模型，考虑储能和逆变运行工况，对储能电站接入产生的影响进行仿真计算。储能电站注入电网谐波各次电流均小于限值，系统谐波电压总畸变率分别为1.49%和1.37%，电站运行产生的电压偏差分别为2.48% 和4.22%，电压波动为0.73% 和0.62%，计算结果均满足国家标准要求，储能接入电网不会影响电网安全稳定运行。

储能电站接入电网电能质量评估分析方法为储能接入审查和治理改进提供重要参考依据。考虑收资的准确性与运行方式的不同，电能质量仿真评估与实际投运后的结果可能存在出入，后续应采取在线终端与现场实测相结合的方式，加强储能电站电能质量监测预警，保障电力系统和储能电站的安全、经济、稳定运行。