国网冀北电力科学研究院刘辉2019年4月15日风光储协调控制研究及应用CONTENTS01风光储输示范电站运行情况目录02动力电池梯次利用研究工作03储能在新能源主动支撑方面的应用风光储输示范电站运行情况1风电、集中式储能VSG建成投运1、国家风光储输示范电站——发展历程p风光储工程：利用风光资源互补优势，引入储能提高出力品质，提升电网对新能源的接纳能力；p虚拟同步发电机工程：新能源发电占比增加，电网调节能力下降稳定风险提高，新能源需具备主动支撑能力；p梯次利用工程：电动汽车普及，如何提升海量退役电池的利用价值；确定工程技术实施方案220kV智能变电站倒送电成功国家风光储输示范工程（一期）投产国家科技支撑计划七大课题启动二期工程投产100MW风电、40MW光伏、20MW储能220kV智能变电站500MW风电、400MW光伏42012年12月2014年12月2011年4月2011年2月2011年8月2016年12月2017年11月光伏虚拟同步发电机全部建成投运12MW光伏VSG118MW风电、10MW储能VGS发挥了示范引领作用！梯次利用电池投运3MW3h梯次电池系统1、国家风光储输示范电站——发展历程p示范应用5种类型、5种跟踪及固定式光伏100MW；p示范应用了7种型号风机共446.5MW。;p2018年发电量突破10亿kWh5l示范应用国内最典型的7种型号风机l示范应用了5种类型、5种跟踪方式以及固定式的光伏发电技术1、国家风光储输示范电站——发展历程磷酸铁锂电池超级电容液流电池铅酸电池铅碳电池钛酸锂电池p对7类共33MW/95.5MWh的电化学储能技术进行运行研究和实证评价，其中包括：Ø锂电池储能系统24MW/66MWhØ铅酸电池储能系统2MW/12MWhØ钛酸锂电池储能系统1MW/0.5MWhØ液流电池2MW/8MWhØ超级电容储能系统1MW15sØ梯次利用动力电池系统3MW/9MWh主要技术参数国家风光储示范工程储能系统能量转换效率>90%整站响应速度<900ms单机响应速度<100ms整体出力偏差<1.5%组间一致性偏差＜8%联合监控功率平滑<5%/10min计划跟踪偏差<3%1、国家风光储输示范电站——运行性能p目前，风光储储能电站已实现不间断参与联合发电条件，能在“平滑波动”和“削峰填谷”模式间切换，实现了长周期风、光发电波动尺度控制；p跟踪计划能力Ø储能参与断面控制后，平均均方根误差降低为原来的50.4%，计划值容许范围内点由原来的60%提升至90%，计划跟踪效果显著提升。051015202530405060708090100110时间/(小时)有功功率（MW)风机总出力风光总出力风光储总出力计划值1、国家风光储输示范电站——运行性能p跟踪计划出力运行数据分析Ø统计2月份储能用于风电场跟踪计划，月可用率100%，20MW储能系统共吸收电能310.96MWh，放出电能285.35MWh，最大支撑功率14.34MW，最大吸收功率17.81MW，通过减少弃风实现盈利16万元。2月份储能用于风电场跟踪计划出力风/储出力曲线风电功率储能功率计划出力风储总出力1、国家风光储输示范电站——运行性能p平滑出力波动Ø储能参与平滑以后风光储出力的波动性显著降低。以1min长度的滑动窗统计各个时段内平滑效果，平滑系数在0~0.8区间内均匀分布。6.86.977.17.27.37.47.57.6x104510152025303540时间/点有功功率/Mw风光出力风光储出力00.10.20.30.40.50.60.70.80.9100.050.1储能平滑效果分布图平滑效果概率储能平滑风光出力波动曲线平滑出力后平滑系数分布1、国家风光储输示范电站——运行性能p平滑波动运行数据分析Ø采用储能用于平滑出力波动后，电站出力波动明显变小；4月18日全天共充电22.48MWh，放电26.35MWh。储能平滑前后输出功率对比4月18日风/光/储分别出力1、国家风光储输示范电站——运行性能p储能设备运行性能监测Ø电科院每年会对各类型电池的容量保持率、转换效率、充放电响应时间、运行故障分析等主要项目进行检测，对比研究各类电池衰退趋势及技术性能，为其他项目作参考。1、国家风光储输示范电站——运行性能p电池模组/单体运维Ø通过分析运行中各电池单体电压标准差/标准差系数、电压极值位置统计、阻抗差异等方法对劣化电池单体或模组进行定位，有针对性的进行运维。电压极值位置统计电池运行电压标准差/标准差系数动力电池梯次利用研究工作22、动力电池梯次利用p冀北电科院从2015年起依托①风光储梯次利用储能工程；②风光储联合发电运行技术国家电网重点实验室；③各层级科技项目，不间断地对梯次利用动力电池进行研究。Ø完成梯次利用电池单体、模组1500次（0.3C）实验室循环性能测试；Ø搭建了储能变流器多机并联半实物仿真平台，对储能控制技术进行深入研究；Ø开展储能在新能源电站、高压输电网、配电网等不同应用场景下容量优化配置。梯次利用储能系统储能电池检测与半实物仿真平台2、动力电池梯次利用——三项能力p衰退特性和寿命预测技术Ø深入研究了退役动力电池与模组性能衰退规律，基于抽样电池进行1500次储能工况循环试验明确了电池内阻、电压等关键参数剩余容量关系，为筛选配组集成提供了技术支撑。Ø设计了退役界面容量分段、欧姆内阻增长率作为修正因子的退役电池容量衰退规律预测函数，填补了梯次利用电池寿命预测的研究空白。单体电池各循环阶段性能差异对比单体电池内阻与容量的变化曲线寿命预测模型2、动力电池梯次利用——三项成果p工程化运维关键技术Ø提出一种基于抽检试验的梯次利用电池储能系统不一致性维护关键指标的确定方法，可显著缩短维护时间。Ø研制出适用于梯次利用电池储能系统的现场诊断装置，并在风光储进行试验。电池模块状态评估指标体系储能容量检测与缺陷诊断系统现场诊断装置2、动力电池梯次利用——三项成果p技术经济性分析Ø提出了考虑梯次利用电池运行特性和寿命特征的净现值分析方法，建立了梯次利用电池储能平准化模型。Ø建立了梯次利用电池储能系统详细成本模型，在冀北电价体系下建立收益模型，建立了储能电站全寿命周期总投资成本的现值与寿命期总发电量年值的比值的平准化模型，准确计算了梯次利用储能度电成本水平。01111(1)(1)(1)(1)outNNNnnnnnnNnnnoutNnnnOCMCEFCDICpiiiLCOEEi(1)36501365(1)11(1)365365(1)1(1)(1)(1)(1)(1)(1)tNnlNnnmnnnNntlnntnlmntlnOCMCQFCDICpiiiQi储能在新能源主动支撑方面的应用33、储能在新能源主动支撑方面的应用p随着国家能源转型推进，高比例新能源成为新一代电力系统重要特征。p新能源对电网的弱支撑性与低抗扰性是造成消纳受阻和影响电网安全的本质原因。通过新能源机组故障穿越能力改造等手段，低抗扰性问题已得到部分解决，弱支撑性问题依然突出。193、储能在新能源主动支撑方面的应用p主动调频能力不足，导致系统频率特性发生显著恶化；9.19锦苏直流闭锁p主动调压能力不足，电压波动引发的大规模脱网事件频发：5.14冀北沽源风电脱网p机组阻尼不足导致振荡问题频发：冀北沽源地区振荡&新疆哈密山北地区次同步振荡20锦苏直流闭锁，3.55%功率缺额沽源谐振过程伴随大量风机脱网义缘站3#主变220kV侧各相电压变化情况3、储能在新能源主动支撑方面的应用p虚拟同步发电机技术是基于电力电子设备灵活可调优势，通过模拟同步机电气方程与转子运动方程，使新能源机组具备惯量、一次调频、阻尼和主动调压等主动支撑电网的能力，使新能源由“被动调节”转为“主动支撑”。21虚拟同步发电机技术原理示意图模拟3、储能在新能源主动支撑方面的应用p探索新能源发电主动支撑技术、填补虚拟同步发电机在大电网应用的空白，2016年，依托风光储电站启动新能源虚拟同步机示范工程建设。p共建设投运三大类6种虚拟同步发电机示范工程；对不同储能类型、不同储能方案、不同风机调频方案进行深入对比研究。223、储能在新能源主动支撑方面的应用p风电虚拟同步发电机Ø成功研制2MW单元式光伏虚拟同步发电机；Ø实现方案：刷新程序或更换风机主控，均同时采用预留备用和转子惯量支撑两种技术路线；233、储能在新能源主动支撑方面的应用p基于桨距角控制：Ø即预留备用，是通过控制让风电机组实时预留出一定比例的备用功率，风机可实现与火电机组相当的调频特性；经济性较差，更适用于在常年限电地区。p转子惯量支撑：Ø当频率下降时，风机释放转子动能增大电磁功率输出以功率支撑；当频率上升，风机适度收桨减小电磁功率。仅修改风机控制程序，不增加硬件成本，且对机组发电量影响较小；但在转速恢复阶段，会给电网频率带来二次跌落的问题。24预留备用方式实测曲线转子动能释放方式实测曲线3、储能在新能源主动支撑方面的应用p光伏虚拟同步发电机Ø研制分别装配50kW30min锂电池和超级电容的500kW单元式光伏虚拟同步发电机。25光伏虚拟同步发电机拓扑结构3、储能在新能源主动支撑方面的应用p光储协调：Ø提出了考虑光伏MPPT运行与储能容量的光伏虚拟同步发电机综合调频控制策略，解决了光照捕获效率和储能支撑裕度难以兼顾的难题。p电池特性兼容：Ø针对超级电容和锂电池两种储能单元在充放电倍率和循环寿命方面的不同，分别提出了主-从和对等光储协调控制方案。26超级电容ü储能仅增发功率，光伏仅降低功率。锂电池ü优先储能充放电，若储能吸收功率最大值不足以支撑调频，光伏降低功率。3、储能在新能源主动支撑方面的应用p集中式储能虚拟同步发电机Ø项目建设了2台单机容量5MW20min集中式具备虚拟同步功能的储能电站，具备一次调频、调压、黑启动、次同步震荡抑制功能，为世界首次；Ø承担100MW风电机组一次调频任务；27电站VSG拓扑结构现场照片（电池系统+变流器）3、储能在新能源主动支撑方面的应用Ø采用电压源型控制方案，快速响应并网点频率和电压变化，提供场站级惯量/阻尼和调压调频能力；Ø提出了主控-模块分层控制结构，突破电力电子功率器件物理耐压约束，同时防止了功率单元并联引起环流、振荡。28电压源性控制框图分层控制拓扑结构3、储能在新能源主动支撑方面的应用Ø提出了电池组低压双级拓扑结构，使得系统中电池单体可运行于宽电压范围，对电池不一致性容忍度增高；解决了高压穿越工况下单体电池电压过高影响电池运行寿命的问题；Ø提出了基于储能电池SOC主动均衡和容量保持控制策略，对系统中劣化的SOC异常的功率单元进行主动均衡，并动态保持SOC于适宜状态，使得电池系统能长期保持较高的功率与容单体量备用。29电池组低压双级拓扑结构基于SOC主动均衡和容量保持控制策略3、储能在新能源主动支撑方面的应用Ø集中式储能系统调频/调压性能优异，惯量响应时间50ms，一次调频响应时间100ms，功率精度0.5%；Ø以5MW电站式VSG为启动电源，构建了风光储站内孤网运行环境，首次实现了全电力电子系统黑启动实验；实现50km外500kV变电站的零起升压。30集中式储能调频/调压实测曲线零起升压电压电压曲线3、储能在新能源主动支撑方面的应用31储能类型对比锂电池VS超级电容储能建设方案对比分布式储能VS集中式储能风电调频方案对比仅储能支撑VS仅风机转子动能VS风储协同p通过对虚拟同步发电机示范工程以下三方面对比研究，可输出几点结论以供参考。3、储能在新能源主动支撑方面的应用32p储能类型对比：锂电池的调频效果更优Ø运行效果：（1）锂电池与光伏变流器为对等控制，可全天候调频备用；（2）储能系统功率响应速度主要取决于变流器，超级电容响应速度并未占优。Ø经济性：相同投资成本下，锂电池容量为50kW30min，超级电容为50kW15s（1）锂电池了持续调频（2）超级电容1h内需充电20min两种电池参数对比3、储能在新能源主动支撑方面的应用33p储能建设方案对比：集中式储能更具经济性预留备用光伏+分布式储能控制方式：通过光伏逆变器预留10%Pn备用容量，支撑系统一次调频。电站式VSG控制方式：直流母线并联10%Pn30min储能锂电池单元，以响应电网一次调频。控制方式：基于集中式储能系统的调频能力，支撑系统调频。3、储能在新能源主动支撑方面的应用34应用模式技术性经济性（100MW风电场）预留10%Pn备用容量优于火电机组年经济损失约1982万元配置10%调频储能单元年均投资300-400万元电站式虚拟同步发电机年均投资100-200万元p储能建设方案对比：集中式储能更具经济性Ø技术方面：模拟新能源装机占比20%，系统功率缺额5%电网场景下，三种方案一次调频效果相当，由于其功率响应速度快，调频效果均优于火电机组；Ø经济方面：以冀北地区100MW光伏电站为例，对比分析三种调频方案的经济性，电站式VSG经济型最好，改造成本不超过建设投资的2.5%（基于当前储能价格、按常规火电厂6%-10%调频支撑能力测算）35预留备用转子惯量控制方式：通过主控系统提前变桨，使风电机组在原有功率特性曲线下方运行。加装储能控制方式：调节电磁转矩，降低或升高发电机转速来达到有功功率支撑。控制方式：基于集中式储能系统的调频能力，支撑系统调频。3、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频36风电参与系统一次调频应用模式——预留备用备用容量风场限电损失电量/发电量%年损失（万元）10%不限电18.57%250050%出力以上限电11.76%1600注：依据冀北某风电场实际出力数据测算技术方面：调频特性与火电机组相当。基于现场实测的风机VSG模型进行仿真，风机采用留备用方式参与系统调频时，调频特性与火电机组相当。经济方面：以容量为100MW的风电场为例，每年经济损失最高可达2500万元。风机采用预留备用模式参与系统一次调频曲线3、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频37风电参与系统一次调频应用模式——基于转子动能技术方面：频率二次跌落问题严重，即使最好情况下频率二次跌落的深度也和一次跌落相同；风机退出调频时会对系统造成严重扰动，恶化系统频率动态。经济方面：仅需风机软件升级，改造难度小、实施容易，成本低。风机采用基于转子动能参与系统一次调频曲线最好情况3、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频38风电参与系统一次调频应用模式——集中式储能具有一定经济性技术方面：储能系统响应速度快，调频性能优于火电机组，但调频容量需求大，增加了风场一次成本；仿真得到新能源占比20%的电力系统发生4%功率缺后储能系统最大支撑功率为8%P.n.。经济方面：以容量为100MW的风电场配置8%储能为例，总投资额2130万元，若锂电池按照8年折旧，其他设备按照20年折旧计算，平均每年投资约为150万元，相比备用容量方案有较强的经济优势。储能电站参与风电场一次调频功率、频率曲线储能功率储能支撑时间储能能量（kW·h）投资总额（万元）10MW30min500021303、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频39风电参与系统一次调频应用模式——提出风储协调l一次调频所需虚拟惯量具有尖峰特征，若仅由储能提供一次调频附加功率，储能峰值功率利用时间短，功率利用率低。l技术方面：提出一种风电转子惯量释放和储能稳态支撑的协调控制策略，其中虚拟惯量等短时功率尖峰由风电承担，一次调频所需要的稳态功率由储能承担。风储协调控制方式下调频功率分配风储协调控制方式控制流程图3、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频40风电参与系统一次调频应用模式——风储协调l经济方面：模拟在风电装机容量占比20%的电力系统中发生5%功率缺额事件后，不同风速下储能需求量，发现当风速11.2m/s时储能容量需求最多，为风电场装机容量的5.9%，储能容量相比8%减少26%.风储协调控制方式一次调频曲线风机转子惯量承担储能承担总出力0.0593、储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频欢迎交流个人信息：n姓名：刘辉n电话：13439879578n邮箱：liuhtj@163.com