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江苏电网侧百兆瓦级电池储能电站控制与运行分析

   日期:2020-01-06     来源:电力系统自动化    浏览:430    评论:0    
江苏百兆瓦级储能电站投运一年以来,为当地电网提供了调峰、调频、紧急备用等多种辅助服务,详实的数据、可靠的运行记录,无不验证了这一城市“充电宝”的有效性,8个分散接入的储能电站遥相呼应,统一汇聚,为共享储能的技术可行性做了有益尝试。加以用户侧百兆瓦级别的储能电站,在需求响应这一指挥棒激励下,储能用户积极参与主动削减尖峰负荷的大军中。高达40倍的电价差,极大刺激了储能参与电网互动的积极性,促进了用户自身电能精细化管理水平,既保障了企业生产,又确保了大电网安全,对优化资源配置起到了积极作用。

近日,江苏能源监管办下发《江苏省分布式发电市场化交易规则(征求意见稿)》和《关于进一步促进新能源并网消纳有关意见的通知》中明确指出,支持储能项目参与电力辅助服务市场,推动储能系统与新能源协调运行,进一步提升系统调节能力。这一系列有力措施,为低迷的储能市场倒春寒点亮了一席曙光。

1


储能电站基本组成与特点

镇江百兆瓦级储能电站总容量101 MW/202 MW·h,由8个分布式储能电站组成,8个电站配置容量各不相同,但储能电站的系统组成、基本单元、预制舱规格以及内部结构基本相同,电站由电池舱、储能变流器(PCS) 升压舱、汇流舱、静止无功发生器(SVG)舱以及总控舱等部分组成。电池舱为40呎标准预制舱、内部配置有1 MW/2 MW·h电池组、电池管理系统(BMS)、汇流柜、消防及空调等设备设施。

2

储能电站运行模式与控制


储能电站通过站控层网关与调度数据网连接,同省调、地调、互联电网安稳控制系统、营销系统连接,实现源网荷互动、自动发电控制(AGC)、一次调频、自动电压控制(AVC)等功能。

2.1

源网荷互动

源网荷切负荷互动是储能电站配合调度实现负荷的紧急控制的功能。


源网荷控制架构图

2.2

自动发电控制(AGC)

电网AGC 调节的主要目标是在保证电网频率质量和区域间功率交换计划的前提下按最优分配的原则协调出力。


储能电站AGC功能控制架构

2.3

一次调频

储能电站参与一次调频是当储能系统检测到并网点频率异常,主动做出功率调整,使频率恢复到正常范围内的功能。

储能辅助电网一次调频的控制原理如图4所示。设储能系统充电功率为正,放电功率为负。当负荷增加,负荷功频特性曲线由L1(f)移至L2(f),运行点由稳定运行点a移至b点,频率从额定频率fn下降至f1。此时,根据下垂特性曲线,储能系统放电,出力为PE,运行点由b点移至c点,则频率回升至f2。


一次调频控制原理图


3

结论


本文以镇江百兆瓦级电池储能电站为例,分析了大规模电网侧电池储能电站的建设特点与站内架构,研究了储能系统参与调度的运行模式与控制策略,并对储能电站的响应情况进行了测试。

电网侧储能主要实现的功能包括源网荷控制、AGC调频、一次调频、系统调压等功能。储能电站源网荷控制由华东协控中心下发切负荷指令,储能PCS设备直接响应调度指令并满功率输出,响应时间在100 ms内,EMS接管时间在3 s内,响应迅速,可满足调度控制指标要求。

储能电站AGC控制通过省调下达有功控制指令实现,经测试储能系统AGC调节精度达1%,平均响应时间小于1.5 s,平均调节时间1.6 s,体现了电池储能的响应快速精准的特点,性能远优于传统的调节电源。

电网侧储能电站,显著提高了镇江东部电网毫秒级控制能力,验证了电池储能系统在电网侧的应用价值,为电池储能系统的规模化应用树立了标杆。

4

展望


储能在发电侧,一是与火电厂一起参与调频辅助服务降低被考核损失,二是与新能源场站配合减少弃电损失;在用户侧,基本通过峰谷套利模式获取收益;储能在电力系统中可以发挥调峰、调频以及事故备用的作用,还可以延缓部分输配电设备投资,甚至发电设备投资。储能在技术上是刚需,只要有需求的驱动,这个行业就势必会健康、持续、稳定地往前走。

 
 

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