基于虛擬電廠的儲能電站設計研究與應用

0引言

隨著化石能源資源的日益緊張和全球環境問題的突出,全球各國都在尋求可持續的能源發展道路。在政策支持下,風電、光伏等清潔能源快速發展,但其間歇性和波動性對電網的安全穩定運行造成了重大影響,各地都出現了不同程度的棄風棄光。虛擬電廠(VirtualPowerPlant,VPP)是推進高比例可再生能源發展的重要措施之一。我國“十四五”現代能源體系規劃中指出,建立“源-網-荷-儲”一體化以及多能互補項目協調運營和利益共享機制。虛擬電廠可在不改變每個分布式電源并網方式的前提下,聚合分布式電源、儲能、可控負荷等不同類型的分布式能源,并通過控制策略實現多個分布式能源的協調優化運行,有利于資源的合理優化配置及利用。2021年12月21日,能源局發布的新版《電力輔助務管理辦法》和《電力并網運行管理規定》更是明確了虛服擬電廠的并網主體地位,鼓勵虛擬電廠、新型儲能、可調節負荷等并網主體參與電力輔助服務。

儲能因其功率雙向流動、響應調節速度快等特點,通過虛擬電廠的優化配置和協同控制,

可實現能量專業和快速功率控制,在系統調峰、調頻、調壓、緊急控制等方面發揮作用,與源、荷側靈活調節資源形成調節能力,對支撐新型電力系統,提高電網運行安全水平等具有積極意義。

本文針對以集中式儲能為主體的虛擬電廠,首先分析了其組成結構和調度模型;然后以實際工程為例,研究了集中式儲能的設計,從儲能技術路線選擇到儲能系統集成設計方面,保證集中式儲能可以滿足虛擬電廠運行要求。虛擬電廠以集中式儲能作為主體,一方面可以為區域提供平穩可控的出力,另一方面可以通過儲能的雙向功率調節作用,增加區域內新能源的消納,減少棄風棄光現象,使得電網運行更加安全。

1以集中式儲能為主體的虛擬電廠模型

1.1虛擬電廠結構

虛擬電廠將分布式能源(DistributedEnergyResource,DER)、可控負荷(InterruptibleLoad,IL)和儲能設備進行有機結合,通過控制技術和通信技術對其區域內各類分布式能源和負荷進行整體優化調控,不影響各能源并網方式,可多點接入電網,也可將其區域內所有能源整合作為整體參與電力市場。如圖1所示,虛擬電廠可以根據其控制策略,通過調整分布式電源出力、儲能設備充放電以及切除可控負荷等手段,協調優化其內部各分布式能源和負荷間的能量流動,從而作為整體參與電力市場交易行為,進行電能售賣與購買。以集中式儲能電站為主體構建虛擬電廠,可充分發揮集中式儲能電站大容量出力、大范圍調節、寬時域支撐的宏觀作用,同時輻射周邊其他靈活調節資源,形成“以點帶面、以大聚小”的整體運行模式,可有效提升虛擬電廠確定性、置信度、可靠性和支撐力,實現對大量分布式、小容量、多類型、高分散資源真正有效控制,強化虛擬電廠的可觀、可測、可控,同時兼顧電網安全穩定運行與電力市場,以高可靠性、高靈活性、多商業模式的方式運行。

1.2虛擬電廠調度模型

虛擬電廠控制作為以儲能電站為主體的新型虛擬電廠的總控,可以把區域范圍內的儲能電站、分布式電源、可調節負荷等資源接入該系統。基于該控制,虛擬電廠可參與主能量和輔助服務的電力交易市場,充分發揮集中式儲能電站的出力特性,提高分布式電源、可調節負荷的使用效率,提升虛擬電廠可靠性。虛擬電廠中的儲能可以運行在兩種模式:一是單獨參與電網調度;二是與分布式電源、負荷聯合參與調度運行。

儲能電站單獨參與電網調度時,只調整儲能的充放電,不影響其他分布式能源或負荷。儲能參與調峰輔助服務,代替電網傳統調峰手段(燃煤火電機組),提高整個電網的經濟性;參與調頻輔助服務,支持自動發電控制(AGC)功能,即實時響應上層調度系統下發的儲能系統調頻功率需求命令,實時滿足上層調度下發的支持AGC計劃相對應的功率命令值;參與現貨市場,支持自動發電控制(AGC)功能,即實時響應上層調度系統下發的儲能系統日前/實時調峰功率需求命令。

儲能電站與分布式電源、負荷聯合參與調度運行,需要通過控制執行相應控制策略,協調不同能源和負荷的功率流動。考慮儲能、風電、分布式光伏作為一個虛擬電廠主體,項目內部優化,整體預測出力計劃上報調度,調度命令僅下達至虛擬電廠總控。總控對風、光、儲電站進行實時信息采集并統一調度。此運行模式下,儲能系統運行的主要目標為彌補風光發電實際出力與預測出力的偏差,提升虛擬電廠整體的出力精度。儲

能電站能量管理系統依據上層調度下發的當日虛擬電廠調度計劃,通過控制儲能電站的充放電功率,實現跟蹤發電計劃的功能,控制虛擬電廠聯合功率輸出滿足計劃跟蹤要求。

在電網負荷低谷和高峰時段啟動儲能裝置進行充放電,儲能系統削峰填谷功能實時響應虛擬電廠總控下發的儲能系統功率需求命令,即實時滿足上層下發的削峰填谷計劃對應的功率命令值,以保證削峰填谷的應用效果。

1.3以集中式儲能為主體的虛擬電廠的作用

1.3.1提升調峰能力,保障用電

隨著社會經濟的發展,社會用電需求日益增長,區域內用電峰谷差也在不斷增大。2016年以來,浙江電網日峰谷差從2355萬 kW 增大至3436萬 kW,是峰谷差省份之一。傳統發電機組的調峰能力有限,已無法彌補日益擴大的調峰缺口;而且,受風電、光伏等新能源滲透率不斷提高的影響,區域內電網調峰難度增加,電力靈活性調節需求不斷增加。

儲能作為新型電力系統的重要構成要素,發揮著越來越重要的保供作用。以集中式儲能為主體的虛擬電廠,通過對區域內可控負荷進行調節,對儲能充放電進行控制,可以保障重要負荷的供電,減少電力匱乏對生產生活的影響。有大量案例證明,通過虛擬電廠,可以提高用電保障能力。2021年6月21日,平湖市縣域虛擬電廠,通過負荷預測,實現了負荷緊張異常預警;通過對域內負荷的調控,在成本和影響的前提下,避免了平湖110kV永興變2號主變的負荷緊張異常事件。2021年8月29日,廣州市虛擬電廠在廣東電網廣州調控指令下,對公交充電公司下達調控指令,調整充電計劃,完成負荷資源的調節,保障了高溫條件下2000戶家庭的空調用電。

1.3.2提升調頻能力,保障電網安全運行

相比傳統同步機電源,新能源缺乏轉動慣量上的支撐。而隨著新能源滲透率的不斷提高,電力系統的轉動慣量水平降低,系統頻率穩定性降低。根據發電機動能等值換算分析,通過對浙江省內發電機慣性常數進行評估后可知當新能源裝機占比超過25%時,系統將出現慣量缺額,系統調頻能力也隨之逐步降低。傳統的調頻電源主要為火力發電機組,傳統機組響應速度較慢,爬坡速度一般為每分鐘約1%~3%;同時,機組參與調頻會造成煤耗增加、設備損耗等問題。因此,傳統機組已無法滿足日益增長的調頻要求。

儲能系統響應速度快、調節速率高,可在1s內以99%以上的精度完成規定功率的輸出,其綜合AGC調節性能遠超常規燃煤機組,因此規模化儲能為系統提供的慣量支撐和一次調頻能力可有效降低大功率缺額下電網頻率失穩風險和系統安全運行風險。而且儲能設備從零功率到滿功率僅需數秒,可以在電網故障情況下,提供緊急調頻支撐作用,提高交直流混聯系統的穩定性。

1.3.3促進新能源消納

新能源出力具有隨機性、間歇性的特征,儲能具有能量吞吐和時空轉移能力,結合新能源出力預測及調度日前計劃進行有序充放,可以有效解決新能源波動性大、置信出力不足的問題,提高電力與電量平衡的協同度。

隨著新能源占比的不斷提高,新能源的消納壓力日益增大。要保持較好的新能源利用水平,需綜合采取火電靈活性改造、擴大需求側響應規模以及增加儲能裝機規模等措施。

以國內某示范工程為例,對該工程風儲系統運行在VPP模式和一般模式以風電、儲能分別單獨運行的模式進行對比。采用VPP運行模式的風儲系統可以緩解風力發電廠并網帶來的備用容量增加問題,同時充分利用電池儲能系統和風力發電廠的容量,顯著提高經濟收益。

1.3.4提升電網運行靈活性

隨著電力體制改革和能源結構革命推進,貨市我國電力現場和售電市場開始啟動和開放,電網不斷向智能化和柔性化發展。儲能電站作為智能電網的關鍵組成部分,運行靈活、啟動快、動態效益顯著,而且儲能可按四象限運行,可為區域內提供無功電壓調節,減少電網無功設備的投資。例如一個100MW/200MWh的儲能電站接入500kV電網后,可提供調相容量±20萬kvar。儲能對優化電網電源結構、改善電網電壓水平、提高供電質量、提升電網運行靈活性、保證電網的安全穩定運行有很大作用。

2儲能系統設計

2.1儲能技術路線選擇

儲能能系技統術可路以線應選用擇于電力系統調頻、調峰、緊急功率支撐等不同場景。不同應用場景下,對儲能系統的容量、功率、響應時間、調節速度等的要求所有區別。不同類型的儲能都有其優勢,使其適用于某個應用場景,因此儲能技術的發展呈現多元化,存在著電化學、機械、儲熱等技術種類繁多、特性各異的技術路線,新型儲能技術,如超級電容、壓縮空氣、液流、鋰離子電池等也得到了不同程度的發展應用。

以集中式儲能為主體的虛擬電廠要求儲能既要具備較大容量以提供區域內用電支撐,又可以滿足調頻、調峰等輔助服務的需求,具備較快的響應速度和較高的調節速率,因此虛擬電廠中的集中式儲能需要滿足不同時間尺度、不同大小的調節需求。本文從技術特性、經濟性、安全性三個維度綜合考慮不同類型儲能在虛擬電廠的應用情況。

技術特性方面,主要關注集成規模與可靠性、響應速度、能量轉換效率等因素。目前,電化學儲能集成規模可達百兆瓦級,響應速度可達百毫秒級,其中鋰離子電池儲能轉換效率可達85%~90%,鉛碳電池為70%~80%,液流電池一般低于65%,而機械儲能和儲熱技術可集成規模為兆瓦級至百兆瓦級,響應速度為毫秒至分鐘級。

經濟性方面,主要關注建設成本、使用壽命、運維投入等因素。近來,鋰離子電池儲能建設成本快速下降至1800~2500元/(kWh)、循環壽命為6000~8000次(10~15年);鉛炭電池儲能的建設成本與鋰離子電池相當,但壽命僅為鋰離子電池的1/3;液流電池儲能循環壽命大于10000次,但建設成本為鋰離子電池的2倍以上,且維護成本較高。

安全性方面,各類新型儲能均有不同安全風險。鋰離子電池存在熱失控以及由此引發的燃爆風險,液流電池存在酸性有毒電解液的泄漏風險,壓縮空氣儲能存在氣體的高壓力存儲安全風險。從應用現狀來看,鋰離子電池儲能占我國電化學儲能裝機規模的91%,安全風險隨著多類型安全防護手段的應用將得到進一步控制。

根據項目需求,虛擬電廠中的集中式儲能以調峰輔助服務為主,調峰需求時常集中于2~3h。綜上,鋰離子電池系統轉換效率高、響應速度快、成本合理、安全風險可進一步控制,具備大規模建設的條件,符合虛擬電廠需求,因此可采用鋰離子電池儲能系統。

2.2儲能系統集成設計要點

電化學儲能集成應用方式直接影響電池運行一致性、使用壽命、安全特性,是電化學儲能規模化安全可靠應用的基礎。在設計儲能電站時,一般可以從交直流電壓等級、電池系統熱管理方式和廠站結構等方面考慮。

2.2.1交直流電壓等級

根據交直流電壓等級不同,儲能電站的集成方式可分為低壓集成、高壓集成和級聯直掛,參數對比見表1。低壓集成一般是直流600~900V、交流380V經變壓器升壓10kV(35kV)并網方案,目前該方案成熟度高、應用規模廣。該電壓等級下,單個電池簇中電芯數量相對較少,電芯一致性問題對系統的影響相對較小,具有更高的可靠性,但相對于高壓集成方案,該方案能量密度與轉換效率偏低。

隨著技術的發展,高壓集成方案日益成熟。高壓集成一般是直流1000~1500V、交流550V或690V經變壓器升壓10kV(35kV)并網。該電壓等級下,電池簇中電池數量增加,功率密度有效提升,相同容量占地更少,同時輔助系統設備成本降低,但隨著電芯數量的增加,一致性問題突出,對單芯電池、電池模組、電池簇的均壓、均流以及熱量管理提出了更高的要求,對系統設計也有更高要求。

另外,為了提升儲能能量轉換效率,部分商家研發并推出級聯高壓直掛儲能集成方案,儲能系統經變流器輸出后,可不需變壓器直接接入10kV或35kV電網。該方案具備能量密度大、轉換效率高等特點,可用于大容量、高電壓接入儲能系統的實現,但存在相間直流側儲能單元容量不均衡、直流鏈紋波分量、電池及附屬器件的高壓絕緣等問題,尚不具備規模化推廣條件。

根據集中式儲能的定位和應用場景,考慮電站全壽命周期可靠運行以及經濟收益,通過對比不同電壓等級集成方案的技術成熟度、安全性、轉換效率、占地面積和成本,高壓集成應用在虛擬電廠的集中式儲能中具有一定的技術優勢。

2.2.2電池系統熱管理方式

電池系統的熱管理技術,主要是根據電池佳工作溫度范圍,通過對電池的排列方式、冷卻方式以及控制系統進行設計來有效地對電池系統進行溫度調節、保證電池的適宜工作溫度、降低電池組中電池間的溫度差異以及對有害的氣體及時通風等,以提高系統的運行效率、安全性能。其中,冷卻方式的選擇對電池溫升和溫差具有較大影響,目前儲能系統常用冷卻技術主要有風冷、液冷以及特殊應用場景下的相變材料冷卻等。

風冷結構簡單、成本低及易于維護,是目前應用廣泛的冷卻方法,但存在效率較低、噪聲較大等問題。隨著電池系統向高能量密度方向發展,電池組內電池間距越來越小,風冷的弊端越來越明顯。相較于風冷,液冷具有更高的冷卻效率,可以有效降低電池的高溫度,改善電池組溫度的一致性。而液冷成本較高、功耗較大,目前在動力電池領域應用較多。

相變材料冷卻可以很好地控制電池系統溫度場的均一性,但目前還處于實驗室驗證階段,大規模工業化應用體系尚不成熟。

從技術成熟度、安全性、Pack防護等級、電池溫差、電池一致性、輔助運行功耗、運行效率、能量密度、維護難度、經濟性等角度對電池系統熱管理方式進行對比分析。風冷系統應用時間長、案列多,并且在安全性、單體電池溫度分布以及電池電場分布方面具有優勢,但是液冷方案在電池一致性、輔助運行功耗、運行效率、能量密度等方面具有優勢,同時液冷方案也是儲能的未來發展趨勢之一。綜合考慮項目的經濟性、安全性以及科技示范性,液冷方案具有一定的技術優勢。

2.2.3廠站結構

為保障儲能系統良好的運行環境和維護條件,國內外電化學儲能電站建設主要采用廠房式或預制艙式兩種形式。廠房式集成存在建設周期長、地理位置不靈活、建設所需基礎設施較多等問題,在新建儲能電站中的應用越來較少,因此一般采用預制艙式集成。

預制艙式集成分為步入式和非步入式兩種。步入式方案采用雙列面對面方式布置電池簇,預留人員通道,人員可進入預制艙內部進行日常運維巡檢。預制艙系統整體的防水防腐性能較好,日常運維時環境對設備的安全性影響較小;但人員通道占用艙內空間,系統能量密度較低。非步入式方案采用雙列背靠背的方式布置電池簇,預制艙體側墻板采取對外開門的方式,人員在箱體外部進行維護工作。運維人員安全風險低但由于采用多門設計,艙體密閉性不好,且外部維修通道較艙內通道占地增加,整站空間利用率降低。

在分析站址地形、地址、廠區面積、施工周期的情況下,綜合考慮儲能能量密度和整站空間利用率,對廠站結構進行設計。本項目的集中式儲能采用非步入式預制艙方案具有一定的優勢。

2.2.4小結

儲能系統的集成設計關系到儲能系統的安全穩定運行。虛擬電廠中的集中式儲能具有規模大、輔助服務要求高、調節頻繁的特點,在儲能系統集成設計時應根據項目情況對電壓等級、熱管理方式以及場站結構等方面進行技術分析,選擇具有優勢的方案。綜合考慮本項目場地條件及經濟性需求,建議項目選擇效率更高、能量密度更大的高壓液冷系統非步入式預制艙集成。

3安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統

3.1概述

Acrel-2000MG儲能能量管理系統是安科瑞專門針對工商業儲能電站研制的本地化能量管理系統，可實現了儲能電站的數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢與分析、可視化監控、報警管理、統計報表、策略管理、歷史曲線等功能。其中策略管理，支持多種控制策略選擇，包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、防逆流等。該系統不僅可以實現下級各儲能單元的統一監控和管理，還可以實現與上級調度系統和云平臺的數據通訊與交互，既能接受上級調度指令，又可以滿足遠程監控與運維，確保儲能系統安全、穩定、可靠、經濟運行。

3.2應用場景

適用于工商業儲能電站、新能源配儲電站。

3.3系統結構

3.4系統功能

3.4.1實時監管

對微電網的運行進行實時監管，包含市電、光伏、風電、儲能、充電樁及用電負荷，同時也包括收益數據、天氣狀況、節能減排等信息。

3.4.2優化控制

通過分析歷史用電數據、天氣條件對負荷進行功率預測，并結合分布式電源出力與儲能狀態，實現經濟優化調度，以降低尖峰或者高峰時刻的用電量，降低企業綜合用電成本。

3.4.3收益分析

用戶可以查看光伏、儲能、充電樁三部分的每天電量和收益數據，同時可以切換年報查看每個月的電量和收益。

3.4.4能源分析

通過分析光伏、風電、儲能設備的發電效率、轉化效率，用于評估設備性能與狀態。

3.4.5策略配置

微電網配置主要對微電網系統組成、基礎參數、運行策略及統計值進行設置。其中策略包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、新能源消納、逆功率控制等。

4硬件及其配套產品

5結語

以集中式儲能為主體,聚合周邊分布式資源形成的虛擬電廠,通過資源的整合和調控,促進電網從“源隨荷動”轉化為“源荷互動”。以集中式儲能為主體的虛擬電廠可以直接接收電網調度或者作為三方獨立主體參與輔助服務。大規模儲能可以提供大量實時可調的平穩出力,有效緩解電力供應短缺問題,提供電網調峰、調頻、緊急功率支撐等服務,并增強新能源消納能力,為高比例新能源的接入提供安全保障,為實現“碳達峰·碳中和”戰略目標提供支撐。針對虛擬電廠集中式儲能電站的集成設計,可以通過綜合分析,選擇交直流電壓等級、電池系統熱管理方式和廠站結構,使得儲能系統集成設計滿足項目定位和應用場景要求。

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