储能电源参与电网调频的需求评估方法.pdf

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第37卷第8期电力建设V01.37,No.82016年8月ElectricPowerConstructionAug.,2016储能电源参与电网调频的需求评估方法周婷婷1,李欣然2,姜学皎3(1.国网福州供电公司,福州市350009;2.湖南大学电气与信息工程学院,长沙市410000;3.国网常德供电公司,湖南省常德市415000)摘要:基于风电功率波动特征,定量研究了大规模风电并网对电鼹频率的彰响。定义了考察风电并弼对电阿频率影响的量化指标。构建了电网等效区域模型和储能电源参与一次调频的仿真模型;傍真分析了风电并网环境下,传统机组-次调频和储能电源参与一次调频2种情形下的电网频率波动特征。研究结果表明,利用储能电源的快速吞吐能力辅助电网一次调频.能有效抑制风电功率中、高频波动分量对电网频率的影响,显著减小电网频率波动,大幅度减小风电并网环境下传统机组的二次调频压力和容量需求,从而论证了大规模风电并网条件下,储能电源参与电网调频的技术必要性。关键词:风电功率波动;调频;储能电源;需求分析DemandsAssessmentMethodofEnergyStoragePowerSourcesinGridFrequencyRegulationZHOUTingtin91,LIXinran2,JIANGXuejia03(1.StateGridFuzhouElectricPowerSuppyCompanny,China;2.CollegeofElectricalInformationandEngineering,HunanUniversity,Changsha410000,China;3.StateGridChangdePowerSupplyCompany,Changde415000,HunanProvince,China)ABSTRACT:Basedonwindpowerfluctuationcharacteristics,thispaperresearchestheimpactof—largescalewindpowerintegrationonpowergridfrequency.Wedefinedthequantitativeindicatorstostudytheimpactofwindpowerintegrationongridfrequency;constructedanequivalentmodelofregionalgridandthesimulationmodelofenergystoragepowersourcesparticipatingin面dprimaryfrequencyregulation;andanalyzedthegridfrequencyfluctuationcharacteristicswithwindpowerintegrationbysimulationundertwoconditions:thetraditionalgridprimaryfrequencyregulationandtheenergystoragesourcesparticipatinginthat.Theresultsshowthatbyutilizingthepropertyoffastpowerinputandoutputofenergystoragetoassistinprimaryfrequencyregulation,theimpactofwindpowermedium-andhigh-frequencyfluctuationcomponentsongridfrequencyCanbeeffectivelyreduced,thegridfrequencyfluctuationcanbesignificantlysuppressed,andthecapacitydemandsandtheplL络sureoftraditionalunitstoperform鲥dsecondaryfrequencyregulationCanbealsogreatlyreduced,thusdemonstratingthetechnicalnecessityofenergystoragesourcesparticipatingin鲥dfrequencyregulationundertheconditionsoflarge・scalewindpowerintegration.KEYWORDS:windpowerfluctuation;frequencyregulation;energystoragepowersources;demandanalysis中圈分类号:TM614;TM76文献标志码:A——文章绩号:10007229(2016108一006507—IX)I:10.39ss/j.issn.10007229.2016.08.0100引言“”风电并网运行对传统机组产生的替代效应会随着风电并网容量的增加而产生更大的负面影响.显基金项目:国家重点基础研究发展计划(973计划)(2012CB215106);国家自然科学基金项目(51477043)国家自然科学基金优秀青年基金项目(51522605)ProjectsupportedbytheNationalBasicResearchProgramofChina(973Program)(2012CB215106);NationalNaturalScienceFoundationofChina(51477043)著增大系统的运行风险[1]。因此,我国虽为全球风电装机容量第一的大国,却存在约28%的风电不能上网,其中调频弃风电量占全年弃风电量的近30%[2-3]。大规模风电并网稳定运行问题成为制约我国风力发电快速发展的主要原因。频率作为决定供电质量的关键因素。是反映电力系统安全稳定运行的重要指标[4]。随机波动的大规模风电并网迫使电力系统为调频提供全容量备用,即使系统具备足够旋转容量以平衡风电波动,系统频率控制器反应时间较长http://www.cepc.com.cn困万方数据而导致的频率偏移也会对系统的安全稳定运行带来影响。利用储能技术改善风电系统动态响应特性.成为提高电力系统稳定性和电能质量,优化经济运行的‘有效途径5|。目前,有文献从风电本身波动特征出发.研究大规模风电并网后对电网频率的影响。如文献『6-9]依据常规机组的调频机理.研究并计算在频率偏移允许情况下,相应电网允许接人的最大渗透风电功率;为应对—高渗透率的风电功率对电网频率的影响,文献[1011]针对孤立的含风电或光伏的发电系统,分别在阶跃负荷扰动和连续负荷扰动下,研究利用电池储能系统参与辅助调频,提高系统频率稳定性:为了提高储能系统参与频率调整服务的效率.也有研究储能系统的混合组合形式如文献[12],通过功率流的分配以做到对不同类型储能优势的合理利用。纵观已有研究成果可以发现,对于大规模风电并网条件下.储能电源参与电网调频的必要性研究鲜见报道。本文为了系统研究风电并网对电网频率的影响,构建电网等效区域模型和储能电源参与一次调频的仿真模型:定义一套考察电网频率波动特征的量化指标;通过仿真分析,系统研究大规模风电并网条件下传统机组一次调频和储能电源参与一次调频2种情形的电网频率波动特征,进而论证大规模风电并网条件下,储能电源参与电网调频的技术必要性。1风电功率波动特征分析1.1风电功率波动特征指标定义随着风电接人量的增加,其带来的波动性影响进…一步增加],引发并网系统的频率偏移,因而风电波动的特征分析是解决电网频率稳定问题的基础研究。描述风电功率波动的指标定义如下。风电功率波动量AP。:AP。(t)=P。ref(t)一P。ref(t一1)(1)式中Pw,ef为给定时间段内风电功率的实际值。风电渗透率::半生×100%P(2)=了×LzJ式中:Pw。。为风电装机容量;P。为所并电网总装机容量。风功率谐波含量尺FH。,用以量化除平均风电功率外的各频段风电的波动幅度[9]:‰≮。(耻焦堕(3)式中:R眦(F)代表在频率集合区间F内功率谐波含量;P(.厂)为在风电功率波动频率下对应风电功率值;固http://www.cepccom.cn…“P。。为尸(,)平均值,通常称之为风电功率的直流”分量[14]:以上定义指标同样可以用于连续功率波动对电网频率影响的分析研究。1.2结合日负荷曲线的波动指标计算本文采用额定装机容量为50Mw的某风电场1日风电出力数据。以并网系统装机容量100MW为基准值,采样时间为1min,并设定1rain内的风电出力保持不变。结合相应日负荷P.数据曲线,与风电功率相抵.剩余波动分量作为原平衡电力系统的波动“功率P(t)。参考风电波动分析指标,计算该综合扰”动曲线的各项指标。P(t)=PL(£)一P。ref(£)(4)“”风电、相应日负荷、综合扰动曲线如图1所示,负荷基本保持平稳变化,而风电变化随机,出力主要集中在凌晨段。时刻图1风电、负荷、综合扰动日出力曲线Fig.1Dailyoutputcurvesofwindpower,loadandcomprehensivedisturbance“”根据式(3)计算综合扰动P(f)的尺眦,如表l所示,P(f)在中频段(0.01~0.20Hz)谐波的波动最大。“”表1综合扰动功率在各频段的谐波量(足,。。)Table1RFHcofcomprehensivedisturbanceatdifferentfrequencyregions“”综合扰动的累积概率分布、功率波动量统计概“”率分布直方图如图2所示。根据式(1),综合扰动波动量最大值为0.14“pu,同时,由直方图知综合扰”动波动量以93%的概率分布在一0.02~0.02pu之间。根据式(2)计算得到风电并网的渗透率为50%。弱∞巧加¨m∞c答00000OOjd/料17士fh墨万方数据,墼。幅值/pu“”(a)综合扰动累积概率分布波动最/pu(b)功率波动最概率分布直方图故由功率波动所引起的系统频率偏差如式(6)所刁弋。‰越㈣=面篙告㈤5式中G(S)为机组调速器的传递函数,表达式为G(S)=1/(1+Jst)(1+ST,)(7)△而P。,则通过图4的二次调频模型输出。通过模型传递函数的推导得式(8)。“”图2综合扰动的概率分布曲线及其波动量概率直方图Fig.2Probabilitydistributioncurveandfluctuationprobabilityhistogram“ofcomprehensive”disturbance“”2综合扰动对电网频率影响电网频率是衡量电能质量的关键指标.保持电网频率稳定是保证大规模风电安全上网的主要因素之一。本节从常规调频手段的调频机理出发,分析风电并网后对电网频率的影响。2.1基于系统调频模型的理论分析忽略系统中各个发电机组的摇摆行为,则电力系统可等效为等值单机单负荷系统,其频率调节模型可以简化为图3,调速器的调节特性可用一个静态反馈环在积分环节上来实现。图3单机系统频率响应模型Fig.3Frequencyresponsemodelofsinglegenerator△图中AP。为机械功率;P。为汽门偏差;AP。为负荷扰动;AP。为风电功率波动量;正为汽容时间常数,取0.2S;L为调速器时间常数,取0.3S;R为转速调节率,取为0.05;忽略负荷调节系数D,惯性系数H=5S;APrcf为二次调频输出值[14]。由风电功率波动及负荷波动联合引起的系统频率偏差的传递函数如式(5)所示。垒竺!!!!一!AP。(S)+APL(S)(2Hs+D)+(1/R)AP。。(.s)G(.s)(5)叫嘉愕景pB琶馨传递甬散驱区延时环节f}迎圈敢输山参考值图4二次调频模型Fig.4ModelofsecondfrequencyregulafionAP,。,(S)=G。c。(S)P。c。(S)’=惫(K+等M.s)@令G,(s)=面奸可可高沤丽求取机组能允许的最大功率波动,则有≤≤峨㈣瑚舶,锵等品㈩式中G,(S)的幅值计算如式(10)。面i辟表再『(10)式中:/3为频率偏差系数,10MW/0.1Hz;L。。为汽容时间常数,取0.2S;比例积分(proportionintegration,PI)控制器的系数中K取为一0.94,Ki取为一0.06。(火电机组一次调频死区为0.033Hz.二次调频死区为0.066Hz㈣。)绘制G,(s)的波特图,如图5所示,其对应的最大幅值为0.07。设定系统额定频率50Hz.当允许频率偏差1%时,依据式(9)计算出功率波动的最大允“许幅值为系统额定装机容量的23.3%。上文中综”合扰动最大值占系统额定装机容量的28%.在理论上电网频率将会超过最大允许频偏,达到0.602Hz。2.2风电对系统频率影响的仿真分析基于上述的理论计算分析.本小节通过算例仿真检测风电并网后对系统频率的影响。定义频率变化评估指标如下:(1)最大动态频率偏差(绝对值)瓴。。;(2)频率偏差平均值(绝对值)馘,。;(3)频率偏差标准值觚小反映系统频率偏移的波动程度:http://www.cepc.corn.cn固万方数据●翟蜀囝匿重弱葺置霍翻竺!兰兰兰::!兰兰昱O10・0=e0.0蜒磐0.0●●l-rII¨●●n'o●oLUU.II¨●●jo●o●●¨-’rn.to^oO。●-¨-.●●¨-●-¨●■1.一・●-¨tIl¨●●’intoi●●●..-t¨OIULI-●●●oil●●●oil●●¨●”}^IllI-¨●●.●●¨●●●●I.■TH一●●¨●●I¨●●●¨II101102频率IHz图5G,(S)的波特图Fig.5BodediagramofG3(S)也验证了电网频率偏差主要集中于中、高频段。’表2无储能参与的系统频率指标Table2Systemfrequencyindexes(withoutstorage)(4)电网频率的波动频率谐波含量尺,H。,反映系统频偏的谐波频率所占比例:…(5)频率偏差范围概率P,。,该指标用于统计系统频率偏差大于一、二次调频死区的时间比,即b=0.033,0.066Hz;…(6)超过定值b频率的最长持续时间丁、。。本文拟构建再热火电机组类型的等效单区域电网的仿真模型。设置火电机组的爬坡率为10%/min,仿真后系统输出频率曲线如图6所示。N士j:1】j堡料蟥图6风电并网系统频率偏差输出曲线Fig.6Frequencydeviationoutputcurveofwindpowerintegrationsystem对频率数据进行傅里叶分解,利用上文定义的调频效果指标,计算结果如表2(频率划分区间同表1)所示。系统的最大频率偏差平衡值达到0.541Hz,超出最大允许频偏。频率输出超出一次调频死区频率0.033Hz的所占时间比例为81.9%,其中,超过该频率的最长持续时间达到102min。超过二次调频死区的所占时间比例较小为2.42%,持续时间为27.5“”min。基于R阳,指标,可知综合扰动中高比例的中高频谐波含量引发等效单区域电网频率的波动也主要集中在中、高频段。通过低通滤波器将电网频率偏差按低、中、高频分解,滤波时间常数分别为100.5S,分解后的局部曲线如图7所示。仿真图形母http://wwwcepc.com.cn指标数值TIn>6/min△疋ld/HzA厂m。/Hz甑,。/Hz低频中频高频b=0.033Hzb=0.066Hzb=0.033Hz占=O.066Hz图7风电并网系统频率分频曲线Fig.7Frequencydividercurveofwindpowerintegrationsystem由于火电机组一次调频中的机械惯性导致的延时及其本身出力的爬坡率限制,因而不能实现无差调节。即火电机组的实际出力与理论出力存在一定的差值,如图8所示。时刻图8火电机组一次调频实际、理论出力曲线Fig.8Actualandtheoreticalpowercurveofprimaryfrequencyregulationofthermalpowerunits,9OO)Ⅲ心忱嘶川m㈣批㈣那2幢●』。一~82K2..:...;.;_k:m;.~]Z●●●●●}.l{It¨¨¨廿¨¨¨¨^¨¨¨■¨¨¨:.¨¨¨¨^¨¨¨H●●●●●●●●●II.,H‘-●●●...--...1...q●●●rI}t●●L_.-●.●●●●●●●●●●●it-憎......●●●OOOOOOOO11d/脚督一一一万方数据3储能电源参与调频根据第2节的理论计算及其仿真研究,可知大规模的风电并网后,由于传统调频机组的爬坡限制以及惯性响应时长的影响,系统频率超过允许最大频偏,且在一次调频的过程中不能实现无差调节。本小节考虑利用快速响应的电池储能系统辅助参与风电并网后的电网调频。由于电池储能系统的高成本特质.故在电池储能建模中需考虑到储能系统的损耗,将电池的荷电状态Q。o。控制在允许范围内(0.2。0.8),防止过充过放,以尽量延长电池寿命,降低经济损耗。3.1电池储能模型构建电池储能系统的控制框图如图9所示,其中包括平衡充放电的控制回路、频率偏差的回馈支路以及DC/AC转化的一阶延时环节。平衡充电回路系数中的‰充电时间常数为瓦哑。,增益均作为优化参数,以频率偏差绝对值最小为目标.通过粒子群优化得到瓦哑。=108≮s,。=一0.042,电池延时取瓦ESs=2s。11|。图9电池储能模型Fig.9Modelofbatteryenergystorage设置电池储能荷电状态初始值Q。Oc。为0.5,规定电池功率AP。放电为正。忽略储能运行过程中的充放电效率以及DC/AC的转换效率,储能电源的额定功率P。麟取充、放电序列中的最大值,表达式如式(11)。△PBEss=max{lPBJ}(11)则储能电源的额定容量E。麟的表达式如式(12)。≥E啷。maxfmax(』。k耵eiBdt)一min(f:67piBdt)’Qsocma。一QsoC0Qsoc0一Qsoc。i。(12)3.2储能参与调频后的系统频率特性电池储能参与调频后的仿真频率曲线如图10所示。对频率数据进行傅里叶分解,同样利用上文调频指标,计算如表3所示。通过对系统输出频率的指标计算,结果显示储能对风电谐波分量引发的电网频率波动中的谐波分量OON翥堡婪一。一0-0时刻图10风电并网系统频率输出曲线Fig.10Frequencyoutputcurveofwindpowerintegrationsystem表3有储能参与的系统频率指标Table3Systemfrequencyindexes(withpowerstorage)指标数值低频中频高频Ⅳ0/HzA厂m。/Hz甑。/Hzb=0.033Hz|PL九,b/%b=0.066Hzb=0.033HzT+p》Jminb=0.066Hz进行了大幅削减。频率输出超出一次调频死区频率0.033Hz的所占时间比例降至2.19%,最长持续时间则发生在因机械惯性调频初始时刻的2.5min内;超过二次调频死区的所占时间比例较小为0.0694%.持续时间为10S。储能参与调频后能保持电网频率基本在调频死区范围内。通过低通滤波器将电网频率按低、中,高频分解,分解结果如图ll所示。对比图7仿真图形也验证了储能对电网频率中、高频段谐波分量的削减。此时,调频所需理论出力、电池储能联合火电机组的实际出力、火电机组出力如图12所示,基本能实现系统功率缺额的实时补偿。本文通过合理的平衡充放电的控制回路可有效控制电池Q㈨变化范围在±0.5附近,降低电池的寿命损耗。4调频容量需求对比根据2.2节、3.2节,在有、无储能电源参与调频下,通过仿真输出火电机组一次调频实时出力,最大http://www.cepc.COll].cn皿9O204:2扒“H拍M∞神姒蛳!三蚴㈨~~~~一一一●:mmc;互m2O万方数据0.0050.0040.003N0.002藕0.001堡0婪-o.ool-0.002—0.003—0.004—0.005时刻图ll风电并网系统频率分频曲线Fig.11Frequencydividercurveofwindpowersystemintegration0.020r——联合出力’融0。..曩?|麓拙7“.’?『|rr1-|l7时刻图12一次调频实际出力、理论出力曲线Fig.12Actualandtheoreticalpowercurvesofprimaryfrequencyregulation值为APG,出力曲线积分计算得到一次调频电量△AEG。火电机组二次调频输出的最大值P:,积分得△到相应的电量磁,其中,火电机组二次调频过程中的功率输出如图13所示。根据式(11)、(12)分别计算得到储能电源的额定功率P眦。、额定容量E眦。。=eR・尊骚曝≤图13有、无储能参与调频的二次调频功率输出Fig.13Secondaryfrequencypoweroutputwithorwithoutenergystorageparticipatinginfrequencyregulation圃http://www.cepc.com.cn有、无储能参与调频情况下的容量需求结果如表4所示。表4有、无储能参与调频的容量需求Table4Capacityrequirementwithorwithoutenergystorageparticipatinginfrequencyregulation火电机组在无储能参与调频下的一次调频容量0.272pu减去有储能参与调频时的一次调频容量0.0172pu即为仅有储能参与一次调频时其所能替代的容量0.2548pu。同理,也可计算储能参与二次调频时其所能替代的容量为0.42pu,用于二次调频能力的对比分析。故2MW储能电源提供的一次调频能力大于25.48MW火电机组的调节能力,即储能电源的一次调频效果大于燃煤机组的12.6倍:2MW储能电源提供的二次调频能力大于42MW火电机组的调节能力.即储能电源的调节功率替代效果是燃煤机组的21倍;储能电源参与调频在减小火电机组调频容量需求的同时也显著改善了调频效果。5结论本文基于单区域等效电网特定工况下的仿真模型,分别对风电并入等效电网后有无储能参与辅助调频的2种工况进行了分析,得到结论如下。(1)为考察大规模风电并网对系统频率的影响,从时域、频域两方面建立了一套描述频率波动特征的指标体系,该指标体系能客观、准确地量化分析大规模风电并网条件下电网的频率变化特点。(2)具备双向快速功率响应能力的储能电源参与大规模风电并网辅助调频后,可以大幅削减频偏“”谐波中的中、高频分量,系统最大频率偏差afm一■平均值A显著减小,频率偏差超过一次调频死区的最长持续时间及总时间也均大幅缩减.同时系统频率偏差超过二次调频死区的最长持续时间及总时间缩至S级,进而大大减小了传统机组二次调频的压力和容量需求。(3)基于本文工作,可进一步展开对储能参与大规模风电并网系统辅助调频的容量配置及经济性分析的研究。6参考文献[1]胡国伟,别朝红,王锡凡.考虑运行可靠性的含风电电力系统优化万方数据调度[J].电工技术学报,2013,28(5):58-65.HUGuowei,BIEZhaohong,WANGXifan.Optimaldispatchinwindintegratedsystemconsideringoperationreliability[J].TransactionsofChinaElectrotechnicalSociety,2013,28(5):58-65.『2]田书欣,程浩忠,曾平良,等.基于调频层面的风电弃风分析[J].电工技术学报,2015,30(7):18-26.TIANShuxin,CHENHaozhong,ZENGPingliang,eta1.Analysisonwindpowercurtailmentatfrequencyadjustmentlevel[J].TransactionsofChinaElectrotechnicalSociety,2015,30(7):18-26.[3]秦睿,刘海燕,杨萍,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