大规模储能系统在风电接入电网中的优化配置研究

大规模储能系统在风电接入电网中的优化配置研究

0风电场储能系统到2009年底，中国的风速发展非常迅速，拥有25.1gw的电网。但是随着风电规模占全网容量比例的激增,原有常规电源对电网运行的调整与控制能力被削弱。由于风能具有随机性、间歇性的特点,因此风电场输出有功功率存在着很大的波动性,无法满足电网对于电源调峰调频的要求。并且风资源丰富的地方大都位于电网末端,电网基础较为薄弱,因此风电场接入电网后会对区域系统的电能质量带来显著影响。近年来为大型风力发电场添加储能设备来平滑风电场输出有功功率以及提高风电场的调峰能力成为了人们的共识。目前储能技术分为物理储能、电磁储能、电化学储能和相变储能4类。物理储能主要包含飞轮储能、抽水蓄能和压缩空气等方式;电磁储能主要有超导储能;电化学储能主要有电池储能和超级电容器储能;相变储能主要有冰蓄冷储能等。其中电池储能系统目前发展迅速,包括磷酸铁锂、钠硫、全钒液流电池随着制备技术的发展,成本的降低以及技术指标的进一步提高,均开始了初步的示范应用,展现出了巨大的应用前景。日本已经出现带有储能系统的风力发电场示范工程,因此我国也计划开展储能系统和可再生能源结合的工程研究。其中确定储能系统的容量是一个关键问题,会直接影响储能系统的工程造价,进而影响到储能系统在风力发电领域内的推广和应用。因此为风电场储能系统容量进行优化配置成为了建设风力发电系统储能装置的关键步骤。本文主要介绍大型风电场用储能装置容量的优化配置。1风电场储能单元图1是典型的含有储能系统的双馈感应式风力发电系统拓扑结构图,双馈感应式风力发电机由背靠背变流器控制,将吸收到的风能Pw通过定子绕组和与转子绕组连接的变流器共同通过升压变压器送到风电场中的交流母线上。风电场中的储能系统(输出功率Pb)通过升压变压器直接连接到交流母线处,储能系统包含有储能单元以及功率变换单元两部分,储能单元根据低通平滑滤波器(lowpassfilter,LPF)的计算结果通过功率变换单元通过向交流母线注入和抽取能量来平抑整个风电场输出有功功率Pout的波动,起到改善风电场接入友好性的作用。因此储能单元的容量大小以及变流器额定输出功率直接决定了整套储能系统对风电场输出功率波动补偿能力的强弱。如何在经济性和储能系统的调节能力之间取得平衡成为了一个急需解决的问题[18,19,20,21,22,23]。2风电场输出无功功率曲线浙江省作为我国经济较为发达的一个沿海省区,对于能源有着巨大的需求。因此在发展常规能源的基础上积极发展可再生能源,建成了众多大型风力发电场。本文选取位于浙江省天台山地区的一个大型风电场进行统计分析。风电场共有780kW额定功率的失速定桨距型风力发电机14台。功率统计数据时间跨度为2009-08—2009-12,数据采样时间间隔为1min。风电场额定输出功率为11MW。由于风电场输出功率统计时间长达4个月并且功率数据采样时间间隔很短,因此可以更加真实地反映出风力发电系统在长时间尺度下输出有功功率的变化情况,为制定相应的储能系统平滑策略提供参考。图2、3是#1单台风力机和#1~#6多台风力机输出有功功率的曲线。曲线显示风电场风力资源较为丰富,在10月初和11月中旬时风电场输出功率达到甚至超过了额定功率。图中曲线出现负的输出功率是由于浙江天台山风力发电场发电机的类型是失速型风力发电机,这种风力发电机在无风状态下部分风力机仍然会同电网保持连接,因此可能会导致发电机从电网中吸收有功功率,从而造成输出负有功功率的情况。此外图2、3显示无论是单台还是多台机组的有功功率输出曲线均存在着很大的波动,尤其是10月初和11月中旬期间。因此为了满足国家标准GB/T15945—2008对风电场输出有功功率单位时间内波动的规定,为风电场添加大规模储能系统对输出功率进行平滑是必要的。3soc模糊控制单元图4为风电场储能系统控制器结构图。首先风电场输出有功功率Pw经过低通滤波器LPF得到初步的有功功率目标曲线,进而电池单元充电状态(stateofcharge,SOC)模糊控制单元根据SOC来修正LPF中的平滑时间常数,同时SOC模糊控制单元还会根据得到的储能系统输出功率Pb的正负符号结合SOC数值来修正最终发送到蓄电池能量管理系统(BESS)中的输出功率参考值。蓄电池能量管理系统(batteryenergystoragesystem,BESS)会将总的输出功率Pb拆分为多个功率给定值Pcn,再根据监测到的所有电池模块的具体情况来对蓄电池组进行功率分配,在确保输出目标功率Pb的基础上尽量减小各个蓄电池组的充放电次数来延长蓄电池组的使用寿命。3.17系统稳定性分析图5~图7是储能系统对#1机组进行平滑处理的结果,平滑时间常数设为100min。图5是风电场输出有功功率平滑前后的对比,细实线是平滑前风电场输出有功功率,粗实线是平滑后风电场输出有功功率,显示对于单台机组而言,具有储能系统的风力发电场输出功率的波动明显小于不具备储能系统的风力发电场。图6显示储能系统在对#1机组进行平滑时系统能量的上限未超过95%,下限维持在50%左右,因此电池系统能够保持在有一定安全裕量的范围内运行。同时图7显示储能系统对#1机组进行平滑处理后总系统输出有功功率波动率在绝大部分时间内低于±30kW/min,即低于10%额定功率每分钟的设定值(78kW/min),因此可以认为满足接入电网的条件。并且由于绝大部分时间内功率波动<30kW/min(即5%额定功率每分钟),系统容量上存在着一定的裕量可以用于实现更多的功能,例如每日的削峰填谷,改善电网电能质量等功能。3.27储能系统剩余能量运行图8~10是储能系统对#1~#4机组进行平滑处理后的结果,平滑时间常数设为30min。图8是风电场输出有功功率平滑前后的对比,细实线是平滑前风电场输出有功功率,粗实线是平滑后风电场输出有功功率。显示对于4台机组,储能系统能够抑制风力发电场输出功率的瞬间波动。图9显示储能系统的剩余能量在运行过程中保持在5%~95%的安全区间内,剩余能量的上下限值为93.4%和14.9%,满足安全运行的要求。图10显示平滑后系统的波动幅度由于系统总容量增加而有所增加,波动幅度超过额定功率10%的次数与单台机组的情况相比有明显的增加,但是仍然基本满足接入电网的条件。3.37风电场平滑仿真结果图11~13是储能系统对#1~#5机组进行平滑处理的结果,平滑时间常数设为30min。图11是风电场输出有功功率平滑前后的对比,细实线是平滑前风电场输出有功功率,粗实线是平滑后风电场输出有功功率。显示对于5台机组,储能系统的作用仍主要体现在抑制风力发电场输出功率的瞬间波动。图12显示储能系统剩余能量在运行过程中已经超出了0~100%的安全区间,剩余能量的上下限值为105.6%和5.5%,不满足安全运行的要求。图13显示平滑后系统的波动幅度由于系统总容量增加继续有所增加,波动幅度超过额定功率10%的情况更为严重,不能满足接入电网的条件,因此750kW/4h的储能系统不能够满足1~5台机组构成的风电场对有功功率进行平滑处理的要求。图5~13的仿真结果说明储能系统选取为750kW/4h时基本能够满足1~4台风力发电机规模风电场的平滑要求。平滑后风电场输出有功功率每分钟变化量小于额定功率的10%。但是当风电场规模增加到5~6台风力机时(3.9~4.68MW),储能系统对风电场输出功率进行平滑后仍无法达到国家规定的风电场接入电网的要求。同时,750kW/4h的储能系统对单台机组进行平滑的结果显示储能系统具有一定的调节裕量,因此可以对储能系统功率平滑以外的功能展开研究,进一步提升储能系统的经济性。图14显示当风电场规模达到5~6台风力机(3900~4680kW)规模时系统越限次数会急剧提高,超过了100次,这是由于750kW/4h储能系统在风电场规模增加时容量出现了明显不足,无法维持30min的平滑时间常数,而选取较小的时间常数后系统越限情况会更加恶劣。因此说明750kW/4h的储能系统无法满足5~6台风力机(3900~4680kW)规模的风电场平滑要求。图15是风电场经过储能系统平滑后输出有功功率每分钟功率波动的最大值。图15显示随着风电场规模增大每分钟功率波动最大值出现了明显上升,尤其是由1台风力机增加到2台风力机时,这是由于这个阶段风电场总规模增加最为明显,并且2台风力机的数据会明显增加系统极限值的数值。图16是风电场规模不同时750kW/4h储能系统电池剩余电量上下限曲线。曲线显示当风电场规模达到5~6台风力机时,储能系统电池剩余能量SOC出现了明显的越界,无法达到安全运行的要求。并且此时风电场输出功率瞬时变化经常会越过10%额定功率的限制。无法进一步加大平滑时间常数,说明750kW/4h的储能系统容量仅能够满足1~4台规模的风电场平滑运行要求。4风电场输出平滑1)储能系统的输出功率限制和容量限制对平滑结果均有明显的影响。在储能系统输出容量为750kW/4h风力发电机单机容量为780kW时储能系统可以满足绝大多数时间内将1~4台规模的风电场系统输出功率每分钟波动限制在装机容量的10%以内。无法满足5台以上规模的风电场输出平滑要求。2)结果显示针对大型风电场进行统一平滑处理可以达到更佳的经济性,因为随着风电场规模的增加,对储能系统容量的增加并不是线性增加的。因为多台