摘要 针对海上油田群电网接入海上风电引发的频率稳定问题，提出了分散式风储一体化系统（distributed wind-storage integrated system，DWSIS）的解决方案。首先，基于某实际油田群电网，构建了DWSIS及其接入电网的模型；然后，提出了DWSIS改善电网频率稳定性的原理及分析方法；最后，通过各典型故障下的电磁暂态仿真，验证了DWSIS的有效性和实用性。所提出的解决方案有望提升高风电渗透率下海上油田群电网的频率稳定性，进一步推动海上平台生产的低碳化发展。

  01 含DWSIS接入的海上油田电网模型

  本文以某实际海上油田群电网为例进行建模，研究DWSIS提升频率稳定性的具体作用。

  1.1 海上油田群电网概况

  在电网建模中，主要考虑海底复合电缆、发电机、变压器、负荷以及DWSIS，其整体拓扑结构如图1所示。电网的总发电容量为49.2 MW，负荷为37.154 MW，功率因数为0.9。该电网规划于平台4处接入5台1.5 MW海上风电机组，以风电容量与负荷有功之比计算，风电渗透率为20%。

图1 某海上油田群电网拓扑结构

Fig.1 Structure of an offshore oilfield power system

  基于潮流计算、安全需求和工程建设等因素，该油田群电网已知实际工作状况如表1中工况1所示，另有工况2作为研究过程中的校核对照工况。

表1 油田群电网实际工作状况

Table 1 Actual working status of oilfield power system

  1.2 油田群电网元件模型

  对于海底复合电缆，本文根据其无源二端口网络特性建立其 π 形等值电路模型，包括电阻、电抗及对地电容；对于发电机，使用同步电机五阶模型，以及IEEE型SCRX 19固态励磁器模型和IEEE V2调速器模型；对于变压器，使用原副边线电压变比、接线方式及短路阻抗来描述其特性；负荷主要包括高压电机和低压电机，分别近似为三相异步电动机三阶动态模型与阻感负载模型。

  1.3 DWSIS模型及控制方式

  为提升电网频率稳定性，使用DWSIS代替直驱海上风机接入平台4。相比于常规风储系统，DWSIS中BESS通过双向DC-DC变流器控制并联至直驱风电机组直流侧，其结构如图2所示。该内嵌方式下，BESS与风电机组共用并网设备，无须新增DC-AC变流器等装置。

图2 分散式风储一体化系统整体控制框图

Fig.2 Integrated control block diagram of distributed wind-storage integrated system (DWSIS)

  DWSIS中BESS的控制流程可分为实时监测和动作2个阶段，如图3所示。

图3 BESS控制流程

Fig.3 Flow chart of the battery energy storage system

  在实时监测阶段，时刻判断电网是否发生风电波动及各类故障，在保护装置动作或频率突变时，BESS紧急发出/吸收功率，减小电网频率偏差。BESS动作条件以电网频率为依据，参照频率稳定计算国家标准，即电网稳态频率应在49.5~51.0 Hz之间设定。

  在动作阶段，采用满发动作、逐步退出的方式，即在发出/吸收功率时，BESS始终保持额定功率运行，以保证频率调节能力最强。电网频率恢复至允许范围或BESS荷电率（state of charge，SOC）超出上下限后，BESS减少出力，在30 s内线性降低出力、逐步退出，以保证对电网频率影响较小。

  02 频率稳定性提升原理及分析方法

  2.1 频率稳定判据及提升原理

  频率稳定性指电网受扰动后发电与负荷侧出现较大功率不平衡时，频率不发生崩溃并能恢复至允许范围内的能力。对于实际电网，其判据为受扰后电网频率低于47 Hz时长不超过0.5 s，稳态频率恢复至不低于49.5 Hz，且不长期高于51 Hz。

  电网频率f 可近似表示为

图4 DWSIS与直驱风机频率特性对比

Fig.4 Comparison of frequency characteristics between DWSIS and direct-driven wind turbine

  2.2 微电网典型故障选择

  根据所提原则，应主要验证产生或传输功率水平最大元件发生最严重故障时电网的频率稳定性。已有研究提出，选择风电波动或跳闸、海缆失效、感应电机启动作为典型故障。在此基础上，针对海上油田群电网有功裕度低、有概率运行在解列工况特点，本文综合考虑正常运行、解列运行多侧面，选择典型故障如下。

  1）最大容量发电机组发生三相短路故障并在5个周期后切机；

  2）风电机组出力波动；

  3）最大功率传输线路发生三相短路故障并在5个周期后切除导致电网解列；

  4）储能装置故障；

  5）解列运行时风电机组出力波动。

  2.3 分析方法

  为研究所提DWSIS方法的有效性，本文提出基于上述典型故障的对比分析方法，具体步骤如下。

  1）综合考虑正常运行、解列运行各工况典型故障，在仅接入直驱风电机组情况下进行仿真，明确海上风电接入后电网的频率稳定性问题。

  2）针对上述问题，研究DWSIS接入后对电网频率稳定性的影响和提升作用，在接入DWSIS的情况下重复步骤1）中的仿真过程，对比分析步骤1）与2）的仿真结果。

  3）选取步骤1）中最严重故障情况，对比分析不同储能容量情况下DWSIS的频率支撑能力差异及储能装置因故障退出运行的频率影响。

  现有主流DWSIS储能装置存在风机容量5%、10%和20%这3种选择，在步骤2）的对比分析中，选取比照效果最为显著的20%风机容量情况进行研究；在步骤3）的对比分析中，则均予以考虑。

  03 仿真结果与讨论

  使用PSCAD/EMTDC平台进行电磁暂态仿真，基于2.3节所述分析方法，依次获得直驱风机和DWSIS接入时电网各工况典型故障下的动态频率响应。

  3.1 DWSIS与直驱风机接入对比分析

  3.1.1 最大容量燃气轮机组切机

  为将2种工况放在同一故障中对比，选择两工况均运行机组中容量最大的平台5处5.2 MW机组切除情况进行仿真，结果如图5所示。

图5 最大容量机组切机对应频率响应对比

Fig.5 Frequency response comparison of maximum capacity generator exit failures

  故障后，DWSIS中的BESS因频率下降而放电，增大了原直驱风机处的功率，这使得电网有功分布更加平衡。同工况下，DWSIS的接入令电网最低频率相较直驱风机接入时提升近0.5 Hz，有效改善了电网的频率响应特性。

  3.1.2 风电出力波动

  以时长跨度3600 s的实测风速与风电出力曲线为参照进行分析。考虑到全部仿真可行性较低，最终选择1600~1635 s风速，即风电出力波动最大阶段进行测试，结果如图6与图7所示。

图6 风速与风电出力波动曲线

Fig.6 Wind speed and wind power fluctuation curve

图7 风电出力波动对应频率响应对比

Fig.7 Frequency response comparison of wind power fluctuation

  由图7可知，DWSIS的接入改善了电网的频率稳定性，令同种工况频率最低值提升了0.3 Hz以上，有效减少了新能源出力波动对电网频率的影响。

  3.1.3 最大功率传输线路切除

  该油田群电网主要经单回线海缆连接，故线路切除后，电网会解列为2个部分。选择传输功率最大的平台1至2间线路断线故障进行仿真，结果如图8所示。工况2下电网频率在故障后变化较小，储能装置并不动作，故不做讨论。

图8 最大功率传输线断线对应频率响应对比

Fig.8 Frequency response comparison of maximum power transmission line break

  由图8 a)可知，由于工况1的发电机组分布不均匀，故障后如不采取措施，电网将失稳。与直驱风机相比，DWSIS可增强电网频率稳定性，使电网频率维持在临界稳定状态。

  针对失稳现象，为维持电网稳定，直驱风机接入情况须切除1.25 MW负荷，而DWSIS接入情况仅须切除0.09 MW负荷，仿真结果如图8 b)所示。可以看出，DWSIS接入时电网切负荷量不足直驱风机接入时的1/10，大大减小了负荷停电的影响。

  3.1.4 解列情况下风电出力波动

  该油田群电网单回线较多，易因线路故障而在较长时段内处于解列状态，因此有必要分析解列运行状态下电网的频率稳定性。根据图1拓扑，电网主要有4种解列情况，即平台1至2断线、平台2至3断线、平台3至4断线、平台4至5断线，将上述4种情况依次记为a)、b)、c)、d)。

  在工况1中导入风速最大波动时的风电出力，结果如图9所示。电网解列后，不与平台1相连的孤网非常薄弱，该小电网在大部分情况下会因风电出力波动而失稳，须将风机切除并启用备用燃机或转为运行成本较高的工况2运行；DWSIS的接入有效降低了风电出力波动的影响，除c)情况外，解列后的小电网均可维持稳定运行，无须切除风机或转变工况，在减少碳排放的同时降低了发电成本。

图9 工况1解列情况下风电波动对应电网频率响应

Fig.9 Frequency response of wind power fluctuation when system splitting in case 1

  工况2解列情况下的仿真结果如图10所示，DWSIS的接入能够使电网最低频率从48 Hz以下提升至48.44 Hz以上，改善了电网的频率响应特性。

图10 工况2解列情况下风电波动对应电网频率响应

Fig.10 Frequency response of wind power fluctuation when system splitting in case 2

  3.2 DWSIS储能装置不同容量的影响

  在DWSIS与直驱风机接入的频率稳定对比分析基础上，进一步研究DWSIS储能装置不同容量的影响。实际应用中，BESS额定容量主要存在风机容量5%、10%和20%这3种情况。各储能容量下，从频率支撑能力和储能装置故障对频率的影响2个方面开展对比分析。

  使用3.1.3节工况1最大传输功率线路切除故障比较频率支撑能力。由图11 a)可知，只有在储能容量为风机容量的20%时，电网才能保持频率临界稳定，DWSIS频率支撑能力随储能容量的下降而降低。

图11 DWSIS储能装置不同容量频率响应对比

Fig.11 Frequency response comparison of DWSIS’s energy storage device with different power capacities

  使用3.1.4节工况1解列情况a)比较储能装置故障影响。在解列后的小电网发生频率波动时，一台DWSIS储能装置和常规风储系统的储能装置因故障退出，对比如图11 b)所示。DWSIS分散式结构下，储能装置同时故障的概率极低，互不影响。因此，DWSIS储能容量为风机容量的5%、10%和20%时，储能故障对电网频率的影响均较小，在电网最薄弱的解列条件下仍能保持频率在49.32 Hz以上。

  进一步定量分析，将储能故障后的频率函数 f 视为无故障频率 f0 与DWSIS或常规风储系统储能故障频率影响 Δf 的叠加。定义 η 为储能故障频率影响比，即

  代入图11 b)结果可知，储能装机为风机容量的5%、10%和20%情况下， η 分别为1.60、3.42、4.27，当至储能容量为风机容量的40%时， η 趋近于DWSIS接入台数（5台）。因此，在储能容量较小时，虽然常规风储系统储能故障损失功率为DWSIS的n倍，但故障频率影响比 η 小于n。随着储能容量的增加， η 不断增大直至趋近于n，DWSIS分散结构相对于常规风储系统的集中结构，其优势愈加明显。

  04 结论

  本文针对海上油田群电网接入海上风电后的频率稳定性问题，提出了基于DWSIS的解决方案，通过仿真，分析了某实际油田群电网在DWSIS接入前后的频率稳定性特征，验证了所提方案的有效性。所得主要结论如下。

  1）综合正常、解列运行下多工况、故障情况，直驱风电机组以20%渗透率接入后，其低惯性、波动性将造成电网频率在±2 Hz范围大幅变动。特别在解列运行状态，电网因风电波动失稳工况占比达75%，频率稳定问题显著。

  2）DWSIS方案通过双向DC-DC变流器控制BESS充/放电，可有效提升油田群电网频率稳定性。解列状态下，能令电网在大部分情况下维持频率稳定，避免切除风电机组或转变工况。该内嵌BESS的方式无须新增DC-AC变流器及储能用地，为地理环境特殊的海上电网接入储能提供了新思路。

  3）DWSIS的频率支撑能力随储能容量的增加而提升；常规风储系统与DWSIS的储能故障频率影响比η，将随储能容量增加而最终趋近于DWSIS接入台数。DWSIS分散式结构的优势，随接入台数增加和储能容量增加而不断加强。

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