CN112260324A - 利用储能消弭新能源并网风险的调频方法 - Google Patents
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Abstract
一种利用储能消弭新能源并网风险的调频方法，当区域电力系统的电网频率发生变化时，包括通信通道、远程终端单元和数据采集与监控装置的自动发电控制AGC控制系统采集实时数据，计算得到需要调节的功率，将应调节的功率作为二次调频功率指令下发给火电机组和储能系统等调频资源。火电机组接收到二次调频指令后，控制火电机组的出力跟踪调度指令，储能系统实时监测火电机组的功率。当储能系统收到二次调频指令后，根据风电计划出力与风电实际出力的差值引起的功率偏差，计算出储能系统的出力，然后快速响应。随着火电机组出力对二次调频指令的响应，储能系统逐渐完成二次调频响应并退出，完成二次调频的一次响应过程。
Description
技术领域
本发明涉及一种含储能的电力系统调频方法。
背景技术
电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。电网的频率调整通过调整发电机组的出力进行，其中自动发电控制(AGC)系统是维持系统的频率稳定、保证电能质量的重要工具之一。随着可再生能源技术进步和产业快速发展，我国可再生能源进入全面、快速、规模化发展阶段。中国的新能源发展已经走在了世界前列，截至2016年年底，风电、太阳能发电装机规模均居世界第一。风电等可再生能源发电的一个主要特点是具言不确定性，输出功率会随机的发生大范围波动。当风电机组接入系统后，在制定发电计划时，如果只考虑负荷波动而没有考虑风电的出力波动，那么当风电出力波动和负荷波动叠加时，会出现以下两种情况：1)负荷波动与风电出力波动方向一致，风电波动可以抵消部分负荷波动；2)负荷波动与风电出力波动方向相反，加剧了系统中的功率不平衡情况，增加了调频机组的调节功率，在调节过程中很可能会出现调节容量不足的情况，导致系统频率偏离。
国内外学者对新能源接入电力系统后的调频进行了诸多研究。例如，为改善新能源出力的波动增加常规机组的备用容量，会增加电厂一定的经济压力；利用风电机组的不同状态进行风电主动调频；利用风储联合系统平滑风电出力等等，但都未能从根本上解决新能源消纳困难的问题。
发明内容
为了改善风电的并网特性、促进风电消纳，本发明提出一种利用储能消弭新能源并网风险的调频方法。本发明通过调动储能参与，构建风储联合发电系统进行电力系统调频。储能系统与风电场联合运行，不但可以有效减小风电场的弃风量，还可参与电网的辅助调频服务，具有一定的经济性。在风电接入的背景下，传统调频机组不足以满足调频需求，而储能系统具有快速的响应能力和高效的能量转换效率，能够弥补传统调频机组的不足，因此可以将储能系统作为性能更优的电源，应用于电力系统调频中。本发明通过储能和火电机组平抑新能源预测出力和实际出力的偏差，可以从根本上解决新能源消纳困难的问题。
本发明风储联合发电系统的储能系统安装于风力发电机侧，使储能系统与火电机组共同作为自动发电控制(AGC)控制系统的二次调频机组。
本发明采用电源侧储能参与电力系统二次调频。当区域电力系统的电网频率发生变化时，包括通信通道、远程终端单元和数据采集与监控装置的自动发电控制(AGC)系统采集实时数据，形成区域控制误差ACE，将计算得到的应调节功率作为二次调频功率指令下发给火电机组和储能系统等调频资源。火电机组接收到二次调频指令后，控制火电机组的出力跟踪调度指令，储能系统实时监测火电机组的功率。当储能系统收到二次调频指令后，根据风电计划出力与风电实际出力的差值引起的功率偏差，该功率偏差记作风电机组运行风险功率，随后计算出储能系统的出力，然后快速响应。随着火电机组出力对二次调频指令的响应，储能系统逐渐完成二次调频响应并退出，完成二次调频的一次响应过程。
利用储能消弭新能源并网风险的调频方法步骤具体如下：
1)根据风电场预测得到次日每隔15min的96点随时间变化的风电出力曲线；
2)根据风电场申报给调度中心的风电机组出力值，由调度中心向风储联合调频系统下发次日风电计划出力曲线；
3)调度中心下发电力系统实时频率偏差，储能系统优先调节前日预测与当日实时的风电功率偏差，火电机组作为响应二次调频中的其他功率偏差的补偿调频机组。
设调频机组动作期间Δt内，风电机组调度计划出力PWD，实际出力值PWP，风电机组运行风险功率为ΔPw，储能系统的出力值为ΔPB,二次调频功率指令为ΔPA，火电机组的出力指令功率为ΔPG。
ΔPW＝PWD-PWP (1)
ΔPA＝ΔPB+ΔPG (2)
风电机组运行风险功率ΔPW＞0，风电计划出力大于实际出力，储能系统放电；反之，储能系统充电。
不同情况下功率分配具体如下：
下述式中，EBESS为储能系统总能量，η为储能系统的运行效率，SOC(0)为初始时刻的储能系统的SOC值，SOCmin、SOCmax分别为储能系统的SOC最小值、最大值，ΔPB，max为储能最大允许增加功率；
当风电机组运行风险功率ΔPw＞0时：
(1)当ΔPw≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≥SOCmin,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值不低于储能系统SOC最小值SOCmin，此时，储能系统按风电并网风险功率指令放电，
ΔPB＝ΔPW，ΔPG＝ΔPA-ΔPw；
(2)当ΔPw≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＜SOCmin,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值低于储能系统SOC最小值SOCmin，则风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
(3)当ΔPw＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≥SOCmin,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值不低于储能系统SOC最小值SOCmin，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，储能按照最大允许增加功率放电，ΔPB＝ΔPB，max，ΔPG＝ΔPA-ΔPB；
(4)当ΔPw＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＜SOCmin,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值低于储能系统SOC最小值SOCmin，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
当风电机组运行风险功率ΔPw＜0时：
(1)当|ΔPw|≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≤SOCmax,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值不高于储能系统SOC最大值SOCmax，此时，储能系统按风电并网风险功率的大小放电，
ΔPB＝ΔPW，ΔPG＝ΔPA-|ΔPw|；
(2)当|ΔPw|≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＞SOCmax,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值高于储能系统SOC最大值SOCmax，则风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
(3)当|ΔPw|＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≤SOCmax,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值不高于储能系统SOC最大值SOCmax，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，储能按照最大允许增加功率放电，
ΔPB＝-ΔPB，max，ΔPG＝ΔPA-ΔPB；
(4)当|ΔPw|＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＞SOCmax,二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值高于储能系统SOC最大值SOCmax，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
附图说明
图1二次调频控制结构图；
图2储能放电控制流程图；
图3储能充电控制流程图。
具体实施方式
如图1所示，本发明采用电源侧储能参与电力系统二次调频，区域电力系统的电网频率发生变化时，包括通信通道、远程终端单元和数据采集与监控装置的AGC控制系统采集实时数据，形成区域控制误差ACE，将计算得到的应调节功率作为二次调频指令下发给火电机组和储能系统等调频资源。火电机组接收到二次调频指令后控制火电机组的出力跟踪调度指令，储能系统实时监测火电机组的功率。当储能系统收到二次调频指令后，根据风电计划出力与风电实际出力的差值引起的功率偏差，计算出储能系统的出力，然后快速响应。随着火电机组出力对二次调频指令的响应，储能系统逐渐完成二次调频响应并退出，完成二次调频的一次响应过程。
利用储能消弭新能源并网风险的调频方法步骤如下：
1)根据风电场预测得到次日每隔15min的96点随时间变化的风电出力曲线；
2)根据风电场申报给调度中心的风电机组出力值，由调度中心向风储联合调频系统下发次日风电计划出力曲线；
3)调度中心下发电力系统实时频率偏差，储能系统优先调节前日预测与当日实时的风电功率偏差，火电机组作为响应二次调频中的其他功率偏差的补偿调频机组。
其中，步骤3)所述功率分配原则中的储能放电过程发生在风电机组运行风险功率ΔPw＞0时的情况下，如图2所示；储能充电控制流程发生在风电机组运行风险功率ΔPw＜0时的情况下，如图3所示。
Claims (3)
1.一种利用储能消弭新能源并网风险的调频方法，储能系统安装于风力发电机侧，储能系统与火电机组共同作为自动发电控制(AGC)控制系统的二次调频机组，其特征在于，所述的调频方法步骤如下：
1)根据风电场预测得到次日每隔15min的96点随时间变化的风电出力曲线；
2)根据风电场申报给调度中心的风电机组出力值，由调度中心向风储联合调频系统下发次日风电计划出力曲线；
3)调度中心下发电力系统实时频率偏差，储能系统优先调节前日预测与当日实时的风电功率偏差，火电机组作为响应二次调频中的其他功率偏差的补偿调频机组。
2.根据权利要求1所述的利用储能消弭新能源并网风险的调频方法，其特征在于，所述步骤3中，当区域电力系统的电网频率发生变化时，包括通信通道、远程终端单元和数据采集与监控装置的自动发电控制(AGC)控制系统采集实时数据，形成区域控制误差ACE，将计算得到的应调节功率作为二次调频指令下发给火电机组和储能系统等调频资源；火电机组接收到二次调频指令后控制火电机组的出力跟踪调度指令，储能系统实时监测火电机组的功率；当储能系统收到二次调频指令后，根据风电计划出力与风电实际出力的差值引起的功率偏差，计算出储能系统的出力，然后快速响应；随着火电机组出力对二次调频指令的响应，储能系统逐渐完成二次调频响应并退出，完成二次调频的一次响应过程。
3.根据权利要求2所述的利用储能消弭新能源并网风险的调频方法，其特征在于，所述的储能系统收到二次调频功率指令，根据风电计划出力与风电实际出力的差值引起的功率偏差，计算储能系统的出力，然后快速响应的过程如下：
1)分配二次调频功率指令
设调频机组动作期间Δt内，风电机组调度计划出力PWD，实际出力值PWP，风电机组运行风险功率为ΔPw，储能系统的出力值为ΔPB，二次调频功率指令为ΔPA，火电机组的出力指令功率为ΔPG：
ΔPW＝PWD-PWP (1)
ΔPA＝ΔPB+ΔPG (2)
风电机组运行风险功率ΔPW＞0，风电计划出力大于实际出力，储能系统放电；反之，储能系统充电；
2)不同情况下功率分配具体如下：
下述式中，EBESS为储能系统总能量，η为储能系统的运行效率，ΔPB，max为储能最大允许增加功率，SOC(0)为初始时刻的储能系统的SOC值，SOCmin、SOCmax分别为储能系统的SOC最小值、最大值，ΔPB，max为储能最大允许增加功率；
当风电机组运行风险功率ΔPw＞0时：
(1)当ΔPw≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≥SOCmin，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值不低于储能系统SOC最小值SOCmin，此时，储能系统按风电并网风险功率指令放电，ΔPB＝ΔPW，ΔPG＝ΔPA-ΔPw；
(2)当ΔPw≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＜SOCmin，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值低于储能系统SOC最小值SOCmin，则风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
(3)当ΔPw＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≥SOCmin，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值不低于储能系统SOC最小值SOCmin，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，储能按照最大允许增加功率放电，
ΔPB＝ΔPB，max，ΔPG＝ΔPA-ΔPB；
(4)当ΔPw＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＜SOCmin，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统放电Δt秒后，储能系统的SOC值低于储能系统SOC最小值，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
当风电机组运行风险功率ΔPw＜0时：
(1)当|ΔPw|≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≤SOCmax，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值不高于储能系统SOC最大值SOCmax，此时，储能系统按风电并网风险功率的大小放电，
ΔPB＝ΔPW，ΔPG＝ΔPA-|ΔPw|；
(2)当|ΔPw|≤ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＞SOCmax，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率不大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值高于储能系统SOC最大值SOCmax，则风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
(3)当|ΔPw|＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt≤SOCmax，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值不高于储能系统SOC最大值SOCmax，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，储能按照最大允许增加功率放电，
ΔPB＝-ΔPB，max，ΔPG＝ΔPA-ΔPB；
(4)当|ΔPw|＞ΔPB，max，且SOC(0)-ΔPw·Δt＞SOCmax，二次调频功率指令中的风电机组运行风险功率大于储能最大允许增加功率ΔPB，max，并且按照风电机组运行风险功率储能系统充电Δt秒后，储能系统的SOC值高于储能系统SOC最大值SOCmax，则此时风电风险功率由储能和火电机组同时响应，
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| 曲彤 等: "基于分频原理和区域控制的风储火联合调频策略", 《电测与仪表》, no. 2018, 25 October 2018 (2018-10-25), pages 128 - 135 * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113126546A (zh) * | 2021-04-19 | 2021-07-16 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种分散式储能系统频率支撑控制器及控制方法 |
| CN113452041A (zh) * | 2021-08-19 | 2021-09-28 | 云南电网有限责任公司电力科学研究院 | 一种新能源场站的调频方法及系统 |
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| CN112260324B (zh) | 2024-04-09 |
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