CN106374516A - 一种广义聚合分布式储能系统的构建方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，包括：发电侧，在所述发电侧设置储能单元，所述储能单元通过电源接口与机组连接；电网侧，根据仿真计算，得到储能系统配置的容量；根据储能系统配置容量计算储能单元的数量；用户侧，在所述用户侧设置储能单元，所述储能单元通过分布式接口与分布式能源连接；所述发电侧、电网侧、用户侧之间通过信息通信网进行数据交互；电力交易与运营中心通过数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互。本发明通过互联网通信技术，实现应用于电厂调频、大用户调峰，同时提高电网的设备利用效率，降低电网的投资。
Description
技术领域
本发明涉及电力技术领域，具体涉及一种广义聚合分布式储能系统的构建方法。
背景技术
储能技术作为建设能源互联网的重要技术支撑，逐渐成为多个国家能源科技创新和产业支持的焦点。储能通过给能量增加时间变量的方式，促进电网发展模式的根本性变革。
储能技术可以广泛应用在电力系统的发电侧、电网侧和用户侧，为充分消纳清洁能源、保障电网安全、平抑负荷波动和分布式电源并网等提供支撑。一是在发电侧，储能与传统发电技术结合，可以提高燃煤机组的调频能力，提高燃煤机组的经济运行水平，平滑新能源的波动性。二是在电网侧，电力储能可以丰富电网调峰调控手段，提高电网供电可靠性，改善电能质量，延缓电网投资，提高电网设备利用率。利用功率型储能系统可以快速支撑负荷对电源出力的需求。三是在用户侧，储能系统有利于电力用户主动参与电网运行，促进用能成本的降低。
在众多电池中，锂离子电池储能是目前转换效率最高的储能方式，其中钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和钛酸锂电池，均能保证其能量效率在95％以上，而其他诸如铅酸电池、液流电池、钠硫电池能量效率只能达到90％、75％、85％。
由于动力电池需求带动锂离子产业，并摊销了锂离子电池技术开发成本，锂离子电池已经形成规模的产业链，而液流电池和钠硫电池目前还是少数几家垄断技术局面。就目前而言锂离子电池性能仍然具有巨大的进步空间，其循环寿命、动态响应能力、倍率特性、成组规模均在不断提高中。新型锂离子电池研究技术储备较强，由于锂资源丰富，锂离子电池成本具有巨大下降空间，且锂离子电池材料和成品制造过程不高耗能，也不借助于贵重金属，属于环保类产品。储能技术的核心是电池技术，长久以来，受制于电池技术的瓶颈，储能无法实现大容量级的应用。
公开号为CN 20240579的实用新型专利公开了一种风电厂用优化储能单元，包括储能电池组、配电装置、电力保障装置、监控系统、加热电源、电热装置和交流母线，所述配电装置由逆变模块和整流模块组成，其与监控系统连接，所述储能电池组设有扩容接口和通信接口，其通过配电装置连接在交流母线上，所述加热电源和电热装置连接在储能电池组上。公开号为CN 10518654的发明专利公开了一种电网终端储能系统，包括外电网、并网控制开关、负载、逆变器、充放电控制模块和储电池，外电网连接并网控制开关，并网控制开关连接负载和逆变器，逆变器连接充放电控制模块，所述的储电池至少有两组，所有储电池并联到一个切换开关上。该系统具有多组储电池，在低电价时，可以通过将外电网对所有储电池充电，当到高电价时，可以开启任一个储电池给负载供电。当其中一储电池电量耗尽时或者其中一个储电池出现故障时，仍然还可以利用其它的储电池对负载供电。这些系统仅从发电侧或电网侧进行储能，不能综合发电侧、电网侧和用户侧的需求，进行全局的调度和储能分配管理。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的是针对现有技术的不足，提供一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，电力交易与运营中心通过数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互，实现全局储能系统的调度和分析。
为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下：
一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其中，包括：
发电侧，在所述发电侧设置储能单元，所述储能单元通过电源接口与机组连接；
电网侧，根据仿真计算，得到储能系统配置的容量；根据储能系统配置容量计算储能单元的数量；
用户侧，在所述用户侧设置储能单元，所述储能单元通过分布式接口与分布式能源连接；所述分布式能源包括小型光伏发电站；
所述发电侧、电网侧、用户侧之间通过信息通信网进行数据交互；电力交易与运营中心通过数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互。
优选的，所述电网侧的储能配置在直流近区、受电区域与500千伏断面输送能力有限的区域优先进行配置。
优选的，所述电网侧的每个500kV系统由64个2.5MW的10kV配电单元组成，每个2.5MW单元含4台630kW-63kWh集装箱储能和1套2.5MW0.4kV/10kV升压系统。
优选的，所述电网侧的储能系统采用分布式储能单元。
优选的，所述储能系统容量按照配电设备或变压器容量的20％配置，充放电时间2小时。
优选的，所述储能系统容量按照所在电网最高负荷的5％配置，充放电2－3小时。
优选的，所述储能系统在用电高峰、尖峰时段使用；所述储能单元置容量不大于所在区域变电容量的30％。
优选的，所述发电侧的储能单元包括：
按照机组容量10％配置的第一储能单元；
参与电厂AGC调频辅助服务，按照机组容量2％-5％配置的第二储能单元；
以及，按照机组容量10％配置的第三储能单元。
优选的，所述用户侧的储能单元按最大负荷的30％配置。
本发明的有益效果是：
本发明实现了储能规模化应用，交易与运营中心承担建设和运管主体地位，通过储能调度系统、数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互。交易与运营中心通过数据和信息管理系统，统筹管理全局信息，并根据所收集到的众多分布式的储能单元开展系统仿真和分析；通过储能调度系统实时管理并灵活从全局到局部进行调度，这两个系统可独立运行，也可进行功能融合。
储能单元通过信息通信网实现与电源、电网、分布式电源和用户的本地系统进行互联。在本地接口(即本地管理与运行系统)可对本地储能单元进行管理，也可接受上级的调度指令，通过负荷管理策略、经济运行策略、储能运行策略、确保储能系统安全可靠实现各种功能。
通过交易与运营中心，可实现集中与分布相结合的高效能量管理和调控，并且在与电源、电网，用户满足需求与价格规则的双向约束下达成协议，满足供需互动，通过储能调度与支持系统实现灵活的能量管理，从系统和全局的角度满足系统出力和负荷的动态平衡。
本发明通过互联网通信技术，实现应用于电厂调频、大用户调峰，同时提高电网的设备利用效率，降低电网的投资。
附图说明
图1是本发明广义聚合分布式储能系统的构建方法的原理框图。
图2是基于变电站和配变的储能系统应用拓扑示意图。
图3是储能调度系统网络示意图。
具体实施方式
下面结合附图对发明技术方案进一步说明：
实施例1：
如图1所示，本发明提供一种广义聚合分布式储能系统的构建方法包括：
发电侧，在所述发电侧设置储能单元，所述储能单元通过电源接口与机组连接；
电网侧，根据仿真计算，得到储能系统配置的容量；根据储能系统配置容量计算储能单元的数量；
用户侧，在所述用户侧设置储能单元，所述储能单元通过分布式接口与分布式能源连接；
所述发电侧、电网侧、用户侧之间通过信息通信网进行数据交互；电力交易与运营中心通过数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互。
优选的，所述电网侧的储能配置在直流近区、受电区域与500千伏断面输送能力有限的区域优先进行配置。
电网侧的储能系统采用分布式储能单元。在电网侧的每个500kV系统由64个2.5MW的10kV配电单元组成，每个2.5MW单元含4台630kW-63kWh集装箱储能和1套2.5MW 0.4kV/10kV升压系统。电网侧的储能系统容量按照配电设备或变压器容量的20％配置，充放电时间2小时。或者，储能系统容量按照所在电网最高负荷的5％配置，充放电2－3小时。储能系统在用电高峰、尖峰时段使用；储能单元置容量不大于所在区域变电容量的30％。
发电侧的储能单元包括：按照机组容量10％配置的第一储能单元；参与电厂AGC调频辅助服务，按照机组容量2％-5％配置的第二储能单元；以及，按照机组容量10％配置的第三储能单元。
用户侧的储能单元按最大负荷的30％配置。
如图3所示，主网调度与储能调度系统之间采用光纤通信，储能调度系统与各个储能单元之间也采用光纤通信。储能调度系统是整个储能系统的高级控制中枢，一方面负责监控整个储能系统的运行情况，另一方面接收电网调度指令并下达到储能单元。在电网调度不参与储能调度的情况下，储能调度自主地对各个储能单元进行调度与控制。
储能调度系统主要包括：监控单元、电池管理系统、变流装置就地控制器等，监控储能单元的运行状态信息(PCS、电池堆、并网开关、升压变等)，并将相关信息上传至电网调度系统。电网正常运行时储能系统的调度策略：①根据预制策略实现电网调峰；②根据计划曲线参与电网调频；③根据需求参与电网调压。电网发生故障时储能系统的调度策略：根据电网调度在电网故障时提供功率支撑。
实施例2：
本实施例以天中直流储能项目为例。
(1)天中直流单极闭锁对储能需求的仿真计算结果
根据仿真计算，若天中直流发生单极闭锁，不考虑直流调制、切负荷等稳定措施，则需要约260万千瓦的储能系统提供短时功率支撑，稳控系统响应速度不大于100ms。
在天中直流受电800万千瓦的情况下，省内各断面的流向基本以郑州为中心，向豫北、豫南、豫东及豫西输送；在天中直流双极闭锁的情况下，省内的功率缺额主要由南阳特高压及鄂豫四回提供，省内潮流流向发生急剧逆转。根据省内各主要断面的潮流变化，天中双极闭锁后，省内各区域机组均需参与一次调频，增加出力，而现有的火电机组是无法如此的快速响应，因此，储能的配置仅考虑天中直流近区是远远不够的。省内配置大容量的储能作为天中直流的事故备用，首先可以大幅缩减长南线、鄂豫四回等省际的潮流变化量，同时也可以减轻省内各断面的潮流变化量。
按照优先配置哈郑直流近区、优先配置受电区域、优先配置500千伏断面输送能力有限的区域的原则。共需在16个500千伏系统配置260万千瓦的储能。
(2)工程项目方案总体设计
实现装机容量2600MW，通过电网调度，快速大功率投切，解决天中特高压直流单极闭锁事故。建设规模：包括16套160MW/16MWh储能系统，及相应的配套并网设施。项目总体布置方案/占地面积：项目总体分布于16个500千伏系统；单个储能单元占地面积6000平方米。
(3)储能系统配置
本技术方案中有16个500千伏系统，每个500千伏系统由64个2.5MW的10kV配电单元组成，每个2.5MW单元含4台630kW-63kWh(40ft)集装箱储能和1套2.5MW 0.4kV/10kV升压系统。
(4)500千伏储能系统建设案例
表1 500千伏官渡系统储能配置方案
如上表所示，作为天中直流储能备用的16个500千伏系统之一的500千伏官渡系统，其下属6个220千伏变电站，所属共有110千伏变电站32个，将储能单元分散布置在30个110千伏变电站中。根据初步投资估算，每个500千伏储能系统投资约4550万元。
配网中应用的分布式储能单元，储能系统容量按照供电设备或变压器容量的20％左右配置，充放电时间2小时；规模化储能设备的容量按照所在电网最高负荷的5％配置，充放电2-3小时。
(2)初步选定淮滨县110千伏荷花变的供电区域，该区域具有以下特点：
110千伏荷花变供电区域，主供芦集、邓湾、新里、防胡、张里、三空桥、马集7个乡镇，122个行政村，供电户数达70351户，户均容量1.01。
①该区域110千伏变电容量短缺，现有110千伏变电站1座，容量31.5兆伏安，2014年最大负荷51.7MW，下灌电量1.03亿千瓦时，全年最大负荷利用小时数仅1992小时；
②该区域35千伏布点不足，7个乡镇仅4座35千伏变电站，主变6台，容量34.75兆伏安。
③该区域10千伏供电半径较长，10千伏线路主干线路22条，长164.299千米。主干线超过8千米的8条，线路全长超过20千米的15条次，部分线路全长达75公里。
④该区域10千伏变电容量不足，重过载现象较为严重。10千伏公变721台，容量71.285兆伏安。专变153台，容量22.463兆伏安。2014年重过载公用配变104台。
⑤该区域低电压现象严重，2014年，低电压台区147个，低电压户数8100户。
(3)示范项目建设，如图2所示。
①配网的供电模式以配变为主，储能单元仅在高峰、尖锋时段使用，储能单元的配置容量不大于所在区域变电容量的30％，所配置储能的类型以功率型为主。
②在110千伏荷花变、35千伏防胡变、卢集变、吴寨变、三孔桥变配置5套2MVA储能单元。
③在147个低电压台区中，选择重载的配电台区，新建100个100kVA储能单元，建成后解决8100户低电压用户。
储能单元在发电侧的应用配置：为提高发电机组经济运行效率，按照机组容量10％配置，容量性储能(即充放电时间)1-2小时；储能参与电厂AGC调频辅助服务，按照机组容量的2％-5％配置，容量性储能15-30分钟；传统机组的增容，按照机组容量10％配置，容量性储能15-30分钟。
储能在用户侧的应用配置：按最大负荷的30％配置，容量性储能2-3小时。
本发明通过设置储能单元具有以下优点：储能提高发电机组经济运行效率；储能参与电厂AGC调节辅助服务；储能系统作为电厂的备用容量；储能为用户提供储能服务。
系统扰动(切机或甩负荷、直流闭锁)导致电网出现频率偏差。当频率偏差超过发电机组一次调频死区(2转/min)时，发电机组调速系统将自动调整有功出力。通过仿真计算研究电池储能对发电机组一次调频影响。
发电机组一次调频响应系统频率变化自动调节。若无储能单元，直流闭锁后，系统频率跌落较大，发电机组一次调频增发出力效果响应较显著。考虑储能单元作用，直流闭锁后，系统频率跌落较小，发电机组一次调频增发出力响应减小。储能单元快速响应特性，可在一定程度上替代发电机组一次调频作用，减小系统频率暂态波动。
电网AGC控制目标为维持系统频率及联络线功率稳定，通常通过AGC发电机组二次调频实现。然而发电机组调节过程具有一定延时，难以保障故障初期频率及联络线功率控制效果。由于本发明具备快速有功调节能力，当功率、容量足够大时，分布式电池储能系统可用于扰动初期电网AGC控制，进一步提高电网频率、联络线功率调节效果。仿真可知，考虑电池储能作用后，故障初期基本可维持电网频率、联络线功率不变，进一步提高AGC控制效果。
基于全关断换流元件(IGBT)的电压源换流器通常采用PWM调制方式，具有独立解耦地控制有功和无功功率的特性。电压源换流器输出等效于一个可控交流电压源，换流器有功功率输出主要取决于可控电压源与系统电压的相位差Δδ，换流器无功功率输出主要取决于可控电压源与系统电压幅值差ΔU。而PWM技术的核心就是可以通过控制脉冲的宽度实现对调制比M的控制，从而控制可控电压源幅值Uc及传输的无功；通过控制脉冲调制波触发的移相角度实现对可控电压源相位δ的控制，从而控制传输的有功。
作为动态无功补偿设备逐步应用于电力系统的静止同步补偿器(STATCOM)即是基于电压源换流器的并联无功补偿装置，通过PWM调制实现对逆变器输出交流电压的控制，为系统提供容性或感性的注入电流。响应时间小于10ms,故障后40～100ms输出无功即可达到峰值。
电池储能单元同样采用基于IGBT的电压源换流器、采用PWM调制方式，可实现独立解耦控制有功、无功，在保障基本有功控制基础上实现对系统的动态无功调节。仅需对储能单元系统级控制方面加入无功电压环节，并应考虑对有功、无功独立控制的同时，换流元件不过负荷。
通常并联型无功补偿装置以安装点系统电压作为控制参考电压，因此暂态期间电池储能单元动态无功支持能力与其在电网中的安装位置相关。当安装于低压配网时，对临近配电网络具有无功支撑能力；而对于主网，由于距离较远，储能单元难以充分发挥无功支撑能力。
本实施例中的储能单元采用电池储能，电池储能具有有功功率快速响应能力，降低天中直流闭锁后长南线功率幅值，可用于天中直流闭锁后电网稳定控制。电池储能有功快速响应特性，可在一定程度上替代发电机组一次调频作用，减小系统频率暂态波动，在故障初期可基本维持电网频率、联络线功率不变，进一步提高电网AGC控制效果。电池储能单元对电网无功电压动态支撑效果与其在电网中安装位置相关。安装于配电网时，对临近配电网络具有无功支撑能力。
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其他修改或者等同替换，只要不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (9)
1.一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：包括：
发电侧，在所述发电侧设置储能单元，所述储能单元通过电源接口与机组连接；
电网侧，根据仿真计算，得到储能系统配置的容量；根据储能系统配置容量计算储能单元的数量；
用户侧，在所述用户侧设置储能单元，所述储能单元通过分布式接口与分布式能源连接；所述分布式能源包括小型光伏发电站；
所述发电侧、电网侧、用户侧之间通过信息通信网进行数据交互；电力交易与运营中心通过数据和信息管理系统对储能单元进行双向交互。
2.权利要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述电网侧的储能配置在直流近区、受电区域与500千伏断面输送能力有限的区域优先进行配置。
3.权利要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述电网侧的每个500kV系统由64个2.5MW的10kV配电单元组成，每个2.5MW单元含4台630kW-63kWh集装箱储能和1套2.5MW 0.4kV/10kV升压系统。
4.权利要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述电网侧的储能系统采用分布式储能单元。
5.权利要求4所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述储能系统容量按照配电设备或变压器容量的20％配置，充放电时间2小时。
6.权利要求4所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述储能系统容量按照所在电网最高负荷的5％配置，充放电2－3小时。
7.权利要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述储能系统在用电高峰、尖峰时段使用；所述储能单元置容量不大于所在区域变电容量的30％。
8.利要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述发电侧的储能单元包括：
按照机组容量10％配置的第一储能单元；
参与电厂AGC调频辅助服务，按照机组容量2％-5％配置的第二储能单元；
以及，按照机组容量10％配置的第三储能单元。
9.要求1所述的一种广义聚合分布式储能系统的构建方法，其特征在于：所述用户侧的储能单元按最大负荷的30％配置。
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