基于自適應Q-V特性的儲能暫態(tài)電壓支撐控制策略研究

摘 要：為實現(xiàn)儲能系統(tǒng)（ESS）暫態(tài)電壓支撐潛力的充分利用，提出一種用于儲能系統(tǒng)電壓暫降支撐的儲能逆變器自適應控制策略。首先，深入分析儲能系統(tǒng)雙向運行下有功功率出力與無功功率容量的自適應變化機理；其次，提出一種考慮無功容量修正下自適應Q-V特性的并網逆變器控制策略，該策略根據(jù)儲能雙向運行下的有功功率出力實時調整無功容量，由無功功率容量確定自適應Q-V下垂系數(shù)，并網點電壓波動量經自適應Q-V系數(shù)增益后，為功率外環(huán)提供無功功率參考值，實現(xiàn)儲能無功容量的充分利用；最后，基于山東省某實際儲能工程和PSCAD環(huán)境下的仿真分析，驗證所提策略在三相接地故障和無功負荷擾動下能夠有效降低電壓暫降水平，顯著提升系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐能力，進而改善儲能電站的暫態(tài)穩(wěn)定性，保障系統(tǒng)安全可靠運行。

關鍵詞：儲能；暫態(tài)支撐；電壓控制；自適應控制；下垂控制

中圖分類號：TM732 " " " " " " " " " " " "文獻標志碼：A

0 引 言

隨著“能源互聯(lián)網”、“雙碳”等概念的提出，以風電、光伏為代表的新能源滲透率逐步提升，提高了能源產業(yè)的綠色低碳水平。然而，由于風、光等新能源出力存在不確定性，在系統(tǒng)擾動、故障等極端情況下，僅通過調控新能源出力無法有效支撐電網暫態(tài)穩(wěn)定運行，不利于新能源的可靠消納。儲能系統(tǒng)作為一種靈活性調節(jié)資源入網，成為未來電力領域的發(fā)展趨勢［1-2］。儲能系統(tǒng)（energy storage system，ESS）具備安裝靈活、形式多樣、充放電高效等特征，能有效平抑新能源出力波動［3］，顯著提升新能源消納水平［4］，并在一定程度上提高并網新能源發(fā)電系統(tǒng)的低電壓和高電壓穿越能力［5-8］。因此，亟待提出一種充分挖掘大規(guī)模儲能電站無功調節(jié)潛力，有效改善系統(tǒng)暫態(tài)電壓響應特性的儲能逆變器控制策略。

近年來，以暫態(tài)電壓支撐能力提升為導向的并網逆變器控制策略研究備受關注［9-10］。文獻［11］建立適用于暫態(tài)穩(wěn)定性分析的并網逆變器數(shù)學模型；文獻［12］在此基礎上提出基于改進鎖相環(huán)的并網逆變器系統(tǒng)暫態(tài)致穩(wěn)控制策略，提高了低電壓穿越下并網逆變器系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性；文獻［13］提出一種考慮光伏逆變器電流裕度的主動配電網動態(tài)電壓支撐控制策略，在電壓跌落故障下充分利用光伏逆變器的最大允許電流，實現(xiàn)逆變器有功功率輸出最大化，從而保證短期電壓穩(wěn)定性；文獻［14］提出極限切除角和極限切除時間作為虛擬同步發(fā)電機的暫態(tài)穩(wěn)定性評價指標，并提出一種面向暫態(tài)穩(wěn)定性提升的虛擬同步發(fā)電機（virtual synchronous genexator，VSG）參數(shù)靈活控制策略，實現(xiàn)了虛擬同步發(fā)電機暫態(tài)穩(wěn)定性的有效提升；文獻［15］建立基于下垂控制的微網逆變器數(shù)學模型，并提出一種微網逆變器輸出功率解耦策略，實現(xiàn)下垂控制的功率分配精度和系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性的提升。然而，上述研究多采用固定下垂特性的逆變器控制策略，當大規(guī)模儲能電站面臨接地故障等緊急事故威脅時，固定下垂特性下的逆變器控制策略很難根據(jù)當前系統(tǒng)的功率出力情況實時調整無功功率，進而造成儲能系統(tǒng)參與電網調壓無功容量的浪費，同時有限的暫態(tài)電壓支撐能力將進一步威脅電力系統(tǒng)的安全運行。

相較于傳統(tǒng)下垂控制，考慮逆變器自適應調節(jié)特性的控制策略能充分利用不同工況下的無功功率容量，進而顯著提升故障和擾動情況下的暫態(tài)電壓支撐潛力。目前，已有較多學者針對充分挖掘逆變器自適應特性下的控制策略展開了大量研究［16-17］。文獻［18］以海上風電為應用場景，分析了海上模塊化多電平換流器（modular multilevel converter， MMC）在定電壓/頻率和固定系數(shù)下垂控制的逆變器允許特性，提出一種以降低海上MMC容量和交流電壓波動范圍的自適應下垂控制策略；文獻［19］面向大規(guī)模風電場并網，提出基于自適應下垂控制的風電場無功電壓控制策略，包含最大功率點跟蹤（maximum power point tracking， MPPT）控制和有功功率削減控制兩種模式，能根據(jù)并網點電壓調整控制模式，滿足系統(tǒng)的無功需求；文獻［20］針對含有感應電動機負荷的微電網，提出基于自適應下垂控制和有功-無功控制控制結合的分層控制結構，實現(xiàn)微電網的協(xié)同控制；文獻［21］基于雙饋感應發(fā)電機到公共耦合點的距離確定其可用無功功率裕度，進而修正自適應Q-V特性，實現(xiàn)風力發(fā)電廠的自適應分級電壓控制，體征暫態(tài)電壓穩(wěn)定性。上述考慮自適應調節(jié)特性的逆變器控制策略主要應用于光伏、風電等新能源并網場景，然而，考慮儲能并網系統(tǒng)場景下暫態(tài)電壓支撐能力提升的儲能逆變器自適應控制策略鮮有研究。因此，針對大規(guī)模儲能電站，聚焦于儲能并網逆變器自適應控制策略的研究，充分利用儲能系統(tǒng)用于暫態(tài)電壓支撐的無功功率容量，深度挖掘儲能雙向運行下的自適應調節(jié)潛力，提升系統(tǒng)故障或擾動工況下暫態(tài)電壓支撐水平，進而實現(xiàn)新能源的可靠消納［22-25］。

面向新能源系統(tǒng)故障擾動下存在電壓暫降且儲能系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐能力不足問題，本文提出一種用于儲能系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐能力提升的大規(guī)模儲能電站自適應控制策略。主要工作如下：

1）基于儲能雙向運行特性，分析儲能雙向實時傳輸功率下儲能電站用于暫態(tài)電壓支撐的無功容量量化方法；

2）提出一種基于儲能無功容量修正的儲能逆變器Q-V下垂系數(shù)自適應調節(jié)方法，根據(jù)當前儲能能夠利用的最大無功容量自適應調整Q-V下垂系數(shù)，實現(xiàn)儲能用于暫態(tài)電壓支撐無功容量的充分利用；

3）提出一種考慮自適應Q-V特性的儲能逆變器暫態(tài)電壓支撐控制策略，將并網點電壓波動量經自適應Q-V系數(shù)增益后，為功率外環(huán)提供無功功率參考值，在故障、擾動等極端條件引起電壓暫態(tài)特性惡化的情況下，利用大規(guī)模儲能電站實現(xiàn)暫態(tài)電壓的有力支撐，促進區(qū)域電網新能源的可靠消納。結合山東省三峽能源慶云儲能工程簡化模型與PSCAD環(huán)境仿真實驗分析，結果表明：所提策略在三相接地故障和無功負荷擾動下顯著提升系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐能力。

1 儲能并網系統(tǒng)結構及運行特性分析

1.1 儲能并網系統(tǒng)基本結構

以山東省三峽能源慶云儲能電站示范項目為例展開儲能暫態(tài)電壓支撐控制策略研究。山東省三峽能源慶云儲能電站示范項目作為山東省首批儲能示范項目，為慶云縣實現(xiàn)全時段穩(wěn)定綠電供應提供有力保障，全面提升了慶云電網“移峰填谷”的調節(jié)能力，創(chuàng)建了山東首個縣級“純綠色電網”。該項目位于山東省德州市慶云縣，計劃建設300 MW/600 MWh新型磷酸鐵鋰儲能電站，通過1回220 kV輸電線路就近接入電網。本文以慶云儲能電站項目為實際背景，建立儲能形式為蓄電池的等效儲能并網系統(tǒng)結構，該系統(tǒng)包括儲能單元、功率轉換系統(tǒng)（power conversion system， PCS）、控制系統(tǒng)和測量系統(tǒng)4部分。慶云儲能并網系統(tǒng)基本結構如圖1所示。

在儲能并網系統(tǒng)中，由測量系統(tǒng)提取儲能電池單元的運行狀態(tài)信息，轉化處理后傳輸至控制系統(tǒng)，控制系統(tǒng)基于所獲狀態(tài)信息和給定控制策略產生PCS的控制信號，PCS基于控制信號通過改變電力電子器件的開關狀態(tài)實現(xiàn)儲能單元雙向傳輸能量的控制。

1.2 儲能系統(tǒng)雙向傳輸特性分析

儲能系統(tǒng)在并網運行時具有雙向傳輸特性。當儲能系統(tǒng)并網點出現(xiàn)功率缺口時，儲能電池將通過放電彌補電力不足；當并網點出現(xiàn)功率盈余時，盈余功率將供給儲能電池進行充電。在荷電狀態(tài)允許范圍內，儲能雙向充放電運行下的無功功率支撐潛力將由視在功率與有功功率決定，具體表示為：

[Qmaxt=S2ESS-P2tQmint=-S2ESS-P2t] （1）

式中：[Qmaxt]、[Qmint]——[t]時刻儲能的無功功率上下限，kVar；[SESS]——儲能系統(tǒng)視在功率，kVA；[Pt]——[t]時刻儲能系統(tǒng)有功功率，kW。

儲能系統(tǒng)運行在充電和放電條件下，輸出有功功率和無功功率的范圍如圖2所示。

當儲能電池以[P1]功率充電或以[P2]功率放電時，能為電網提供無功功率的容量限值可由式（1）計算。如圖2所示，儲能的有功功率越低，其無功功率剩余容量越高，該時刻下儲能可為并網點電壓跌落提供無功支撐的潛力越大。

2 考慮儲能雙向運行下自適應Q-V特性的暫態(tài)電壓支撐控制策略

如何充分利用儲能系統(tǒng)參與暫態(tài)電壓支撐的無功容量是儲能逆變器控制策略優(yōu)化的首要問題。傳統(tǒng)的儲能并網逆變器下垂控制多采用固定的無功-電壓比例系數(shù)，并未考慮系統(tǒng)動態(tài)運行中產生的無功支撐剩余價值，這導致當儲能并網系統(tǒng)面臨故障或擾動時，缺乏充裕的無功容量支援暫態(tài)電壓回升，進而導致儲能并網側電壓可能產生較大跌落，影響其自身穩(wěn)定運行。

為解決該問題，本文在儲能逆變器雙環(huán)控制中的功率外環(huán)添設無功-電壓比例系數(shù)自適應調整器，其作用是基于儲能雙向功率的實時數(shù)據(jù)，自適應調整儲能系統(tǒng)用于暫態(tài)電壓支撐的最大無功容量，與無功限值比較后校正無功-電壓比例系數(shù)，而不局限于某一固定值，在面臨故障或擾動而產生的電壓跌落時，在保證儲能有功功率正常輸出的同時充分調動可控的無功容量，支撐系統(tǒng)電壓穩(wěn)步恢復至安全范圍內，保障儲能并網系統(tǒng)運行的安全性和可靠性。

2.1 傳統(tǒng)下垂控制策略分析

為了維持儲能并網系統(tǒng)故障或擾動下暫態(tài)電壓的穩(wěn)定性，儲能并網逆變器的控制策略多采用下垂控制，常用的下垂控制策略主要基于無功-電壓下垂控制，可通過式（2）描述：

[ΔQ=-kQ（U-Uref）] （2）

式中：[kQ]——無功-電壓下垂系數(shù)；[U]——電壓幅值，kV；[Uref]——電壓幅值參考值，kV。傳統(tǒng)Q-V下垂控制結構模型如圖3所示。

如圖3所示，在傳統(tǒng)的儲能逆變器無功-電壓下垂控制策略中，當系統(tǒng)電壓幅值受故障或擾動影響而出現(xiàn)波動時，電壓變化量[ΔU]經Q-V下垂系數(shù)[kQ]增益后產生無功功率參考值[Qref]，結合當前無功出力[Qt]，經PI控制后形成電流內環(huán)控制的參考輸入量。然而，傳統(tǒng)下垂控制中的下垂系數(shù)[kQ]多為固定值。文獻［16］將下垂系數(shù)固定為6.6，對應的固定Q-V特性的無功容量修正值如圖4所示。

當儲能系統(tǒng)工作在不同工況下，其有功功率出力將以滿足系統(tǒng)功率平衡為目的而實時波動，隨之帶來的是儲能的無功容量實時變化。在儲能無功容量充裕時下垂系數(shù)增大，進而增大無功功率參考值，從而使儲能為電網提供更多的無功支撐。因此，圖4所示的基于固定Q-V下垂系數(shù)的傳統(tǒng)下垂控制策略很難充分利用儲能并網系統(tǒng)的無功支撐潛力。

2.2 考慮儲能雙向運行下自適應Q-V特性的暫態(tài)電壓支撐控制策略

由于傳統(tǒng)的固定無功-電壓下垂控制策略下儲能參與電壓支撐的無功容量存在浪費，因此為充分發(fā)揮故障下儲能并網系統(tǒng)的無功支撐潛力，將儲能任意時刻下的無功容量引入自適應無功-電壓比例系數(shù)中，目的在于根據(jù)儲能運行狀態(tài)快速調整其無功功率輸出，進而提升儲能并網系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性。

考慮儲能雙向運行特性下無功容量修正的自適應無功-電壓比例系數(shù)[kQ]表達式如式（3）所示，無功-電壓比例系數(shù)[kQ]自適應調節(jié)器框圖如圖5所示。

[kQ，t=1ΔUmax（Qmaxt-Qmint）] （3）

式中：[ΔUmax]——并網點電壓允許波動的最大范圍，此處取0.1 pu。

如圖5所示，無功-電壓比例系數(shù)自適應調整器的作用在于根據(jù)考慮儲能雙向運行特性下有功出力更新無功容量，進而自適應校正功率外環(huán)控制中的無功-電壓比例系數(shù)。據(jù)此，在不同工況下儲能的有功功率出力存在差距，根據(jù)式（3）和圖5計算不同工況下的自適應Q-V下垂系數(shù)，分析結果如圖6所示。

如圖6所示，當儲能系統(tǒng)的有功出力分別為[P1、P2]和[P3]時，該系統(tǒng)能為電網提供的無功功率容量并不相同。在以上3種工況中，有功功率[P1]較小，該時刻下的無功容量較大；反之，有功功率[P3]較小，該時刻下的無功容量較小。

自適應Q-V下垂控制結構如圖7所示。

根據(jù)圖7，當儲能系統(tǒng)處于不同有功輸出條件時，系統(tǒng)的無功容量將產生自適應變化，進而改變Q-V下垂控制系數(shù)，在儲能并網逆變器的功率外環(huán)控制中改進內環(huán)輸入參考值，實現(xiàn)逆變器的自適應控制。

2.3 儲能并網逆變器自適應Q-V控制器設計

儲能并網系統(tǒng)采用DC/DC變換和DC/AC變換的功率變換結構。其中，DC/DC模塊以控制儲能系統(tǒng)直流側電壓為目的，根據(jù)電網功率缺額情況和儲能充放電狀態(tài)，采用相應的恒流控制、恒壓控制及恒功率控制，DC/AC逆變器模塊采用下垂控制，該控制主要分為功率外環(huán)和電流內環(huán)控制結構，功率外環(huán)實現(xiàn)了有功功率和無功功率的解耦控制，其中d軸采用定直流電壓控制策略，[q]軸采用本文所提考慮儲能雙向傳輸無功容量波動的自適應Q-V下垂控制策略。儲能并網系統(tǒng)控制器結構如圖8所示。

3 仿 真

為驗證所提自適應Q-V控制策略在慶云儲能電站并網系統(tǒng)實際運行中對暫態(tài)電壓支撐的可行性與有效性，本文基于慶云儲能電站實際結構和區(qū)域電網運行數(shù)據(jù)，利用PSCAD電磁暫態(tài)仿真平臺搭建慶云儲能電站等效并網模型，如圖9所示。其中，區(qū)域電網內負荷數(shù)據(jù)統(tǒng)計時間截止至2023年3月1日，儲能系統(tǒng)經DC/DC變流器和DC/AC逆變器變換后并入220 kV交流母線，考慮到儲能電站實際運行的容量投入情況，設置三峽慶云儲能電站并網容量為100 MWh，具體參數(shù)見表1。

基于上述儲能并網仿真系統(tǒng)，分別搭建所提自適應Q-V下垂控制、固定Q-V下垂控制和無控制3種控制模式下的儲能電站并網模型，同時分別模擬三相接地故障和無功負荷擾動兩種情況，對比3種控制策略下儲能并網系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐效果，從而驗證所提策略的可行性與有效性。

3.1 仿真1：三相接地故障下系統(tǒng)電壓支撐效果分析

為驗證所提自適應Q-V控制策略的可行性，本文模擬該策略下儲能并網系統(tǒng)故障時的運行情況。設置儲能并網短路容量為5，故障發(fā)生時刻為2.0 s，持續(xù)時間為0.2 s，接地點為儲能系統(tǒng)并網變壓器的儲能側，接地電阻為12 kΩ。儲能系統(tǒng)有功功率和無功功率的參考值與實際值如圖10所示。

如圖10所示，儲能系統(tǒng)在2.0～2.2 s內存在有功功率和無功功率的波動，儲能系統(tǒng)注入了大量無功功率，為并網點由于三相接地故障出現(xiàn)的電壓暫降提供暫態(tài)支撐，并在所提控制策略下，無功功率能快速跟蹤無功功率參考值的變化，因此，本文所提控制策略能保證儲能系統(tǒng)在三相接地故障下正常運行，具備可行性。

為驗證本文所提自適應Q-V控制策略在三相接地故障下支撐電壓暫降的有效性，分別對無控制、固定Q-V控制和自適應Q-V控制3種控制策略下的運行情況進行仿真，并網點電壓波形如圖11所示，儲能系統(tǒng)無功功率波形如圖12所示。

如圖11所示，故障發(fā)生后無控制下并網點電壓下降至0.811 pu，固定Q-V控制策略下并網點電壓下降至0.814 pu，相較之下，所提自適應Q-V控制策略下并網點電壓下降至0.822 pu，有效縮減并網點電壓的暫態(tài)跌落水平。

如圖12所示，在無控制和固定Q-V控制系統(tǒng)中儲能提供的無功功率需要穩(wěn)定在某一固定的參考值，無法根據(jù)儲能的實際運行情況調整無功出力的限值。相較之下，本文所提自適應Q-V控制系統(tǒng)中，當有功功率波動時，儲能系統(tǒng)用以支撐電壓暫降的無功容量隨之改變，根據(jù)儲能系統(tǒng)當前的功

率出力情況與剩余容量計算當前最大無功功率支撐容量，當故障發(fā)生后，本文所提策略能及時快速地跟蹤最大無功容量的變化，進而根據(jù)無功容量最大程度地提供無功支撐，在限值范圍內充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)的暫態(tài)支撐潛力，從而有力保障故障下的暫態(tài)電壓支撐。

3.2 仿真2：無功負荷擾動下系統(tǒng)電壓支撐效果分析

為對比不同控制策略下儲能并網系統(tǒng)無功負荷擾動的運行情況，設置擾動發(fā)生時刻為2.0 s，持續(xù)時間為0.2 s，該時段內在并網點接入15 Mvar的無功負荷，儲能系統(tǒng)的有功功率和無功功率波動情況如圖13所示。

由圖13可知，在2.0～2.2 s內，無功負荷接入的擾動未導致有功功率的大幅波動，但系統(tǒng)的無功功率不足，進而引起儲能為電網注入大量無功功率。

為驗證本文所提自適應Q-V控制策略在無功負荷擾動下支撐電壓暫降的有效性，分別對無控制、固定Q-V控制和自適應Q-V控制3種控制策略下的運行情況進行仿真，并網點電壓波形如圖14所示，儲能系統(tǒng)無功功率波形如圖15所示。

如圖14所示，擾動發(fā)生后無控制和固定Q-V控制下的并網點電壓跌落至約0.960 pu，而本文所提自適應Q-V控制下的并網點電壓跌落至0.975 pu，由此可看出本文所提控制策略能有效支撐儲能并網系統(tǒng)在無功負荷擾動下的暫態(tài)電壓跌落。

由圖15所示，無功負荷擾動并未明顯干擾有功功率波動，因此對儲能系統(tǒng)無功容量影響較小。無功負荷擾動發(fā)生后，相較于傳統(tǒng)的無控制和固定下垂系數(shù)控制策略，所提考慮儲能雙向傳輸特性的自適應控制策略具備較高的無功功率輸出，實現(xiàn)了儲能系統(tǒng)無功容量的高效利用。

3.3 仿真3：無功容量限值對電壓支撐效果影響分析

為深入分析所提考慮儲能雙向傳輸特性的自適應Q-V控制策略受儲能系統(tǒng)自身無功容量限值的影響情況，進一步搭建存在最大無功功率容量限值的儲能并網系統(tǒng)。設置最大無功功率容量限值為0.6 pu，分別對該系統(tǒng)在所提自適應控制策略下應對三相接地故障和無功負荷擾動的運行情況進行仿真。另外，在未設置固定的無功容量限值情況下，儲能系統(tǒng)的無功容量根據(jù)所提控制策略下儲能系統(tǒng)有功功率自適應調整。

在2.0 s時刻，儲能系統(tǒng)并網點發(fā)生接地電阻為12 kΩ的三相接地故障。設置最大無功功率限值為0.6 pu前后的并網點節(jié)點電壓波動仿真結果如圖16所示，儲能系統(tǒng)無功功率波形如圖17所示。

如圖17所示，當儲能系統(tǒng)自身存在最大無功容量限值時，根據(jù)儲能控制器中自適應功率外環(huán)輸出的無功功率參考值受限，當其大于最大無功容量時，將保持在最大限值不變，隨之帶來無功功率出力值跟蹤在最大無功容量限值附近。此時，相較于無限值情況，儲能系統(tǒng)為暫態(tài)電壓支撐提供的無功功率減少，進而導致電壓抬升效果減弱，如圖16所示。

在2.0 s時刻，儲能系統(tǒng)并網點接入15 Mvar無功負荷擾動。設置最大無功功率限值為0.6 pu前后的并網點節(jié)點電壓波動仿真結果如圖18所示，儲能系統(tǒng)無功功率波形如圖19所示。

如圖19所示，由于設置最大無功功率容量限值前，儲能系統(tǒng)所提供的無功容量均為超過限值0.6 pu，因此增設無功限值對15 Mvar無功負荷擾動下儲能系統(tǒng)運行的影響并不顯著，因此，如圖18所示，增設無功限值前后儲能并網系統(tǒng)電壓暫降情況相似。

4 結 論

本文針對新能源系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐不足問題，提出一種考慮儲能無功容量修正下自適應Q-V特性的儲能逆變器控制策略，主要工作如下：

1）針對儲能并網系統(tǒng)基本結構，分析大規(guī)模儲能電站雙向傳輸特性，提出一種基于儲能無功容量修正的儲能逆變器Q-V下垂系數(shù)自適應調節(jié)方法，根據(jù)儲能運行狀態(tài)自適應調整儲能的暫態(tài)響應特性。

2）基于自適應Q-V下垂系數(shù)，提出一種考慮儲能自適應Q-V特性的大容量儲能系統(tǒng)逆變器控制策略，并設計儲能并網逆變器自適應Q-V控制器結構，在嚴重的故障或擾動等情況下，引入自適應Q-V下垂系數(shù)，充分挖掘儲能電站在電網暫態(tài)電壓支撐方面的潛在價值，實現(xiàn)系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的同時提升對新能源的消納水平。

3）結合山東省慶云儲能電站實際運行數(shù)據(jù)及等效并網結構，驗證了相較于無控制和固定下垂系數(shù)的Q-V控制策略，當儲能并網系統(tǒng)出現(xiàn)三相接地故障和無功負荷擾動時，所提自適應Q-V控制策略能夠根據(jù)有功功率出力調整無功功率容量，進而自動調節(jié)Q-V下垂系數(shù)，使得大規(guī)模儲能電站在其無功容量范圍內更大程度地為系統(tǒng)提供無功支撐，有效解決故障點或擾動點的電壓暫降問題，保障大規(guī)模儲能電站暫態(tài)穩(wěn)定運行，顯著提升系統(tǒng)運行的可靠性。此外，對儲能電站存在最大無功容量限值下的故障和擾動等工況進行仿真分析，結果表明，增設無功限值僅在嚴重三相接地故障等惡劣工況下才對儲能暫態(tài)支撐效果存在削弱作用。

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RESEARCH ON CONTROL STRATEGY OF ESS TRANSIENT VOLTAGE SUPPORT BASED ON ADAPTIVE Q-V CHARACTERISTIC

Li Dawei，Tang Shouyuan，Zhu Wanlu，Qi Teng，Dong Jinming

（Three Gorges Renewables （Qingyun） Co.，Ltd.， Dezhou 253700， China）

Abstract：To address the problem of lack of transient voltage support capability of the energy storage systems （ESS）， an ESS control strategy considering the adaptive Q-V characteristic of ESS bi-directional operation is proposed. Firstly， the relationship between active power output and adaptive change of reactive power capacity under bi-directional operation of ESS is analyzed theoretically； secondly， an ESS control strategy based on adaptive Q-V characteristic is proposed， which adjusts the reactive power capacity in real time according to the active power output under bi-directional operation of ESS， determines the adaptive Q-V coefficient from the reactive power capacity， and the voltage fluctuation amount of PCC is increased by the adaptive Q-V coefficient. Finally， based on simulation analysis of a practical energy storage project in Shandong Province and PSCAD environment， the proposed strategy was verified. The results indicate that this strategy can effectively reduce the voltage transient level under three-phase ground fault and reactive load disturbance， significantly improve the transient voltage support capability of the system， and then improve the transient stability of the energy storage distribution system to ensure safe and reliable operation of the system.

Keywords：energy storage； transient support； voltage control； adaptive control； droop control