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图1 火电机组搭配储能前后AGC跟踪曲线图
随着电力市场化改革进一步深入,一系列宏观政策鼓励储能参与辅助服务市场,以提升电力系统的灵活性和调节能力。广东作为能源消费大省,其能源自给率较低,为满足社会经济发展和民生需要,加快能源绿色低碳转型,大批量的海上风电接入,西电东送占比逐年增大,使得广东电网的规模和负荷日益复杂。因此,广东电网对优质调频资源存在迫切需求,并于2018年9月启动了广东调频辅助服务市场。截至2021年年底,广东地区已有28个储能调频项目投入运行或试运行,为保障广东地区电网稳定性提供了有力支持。其中有23个项目使用了低压并联集成方式,5个项目使用了高压级联集成方式。两种集成方式的主要区别在于其储能变流器(power conversion system,PCS)不同引起的拓扑结构差异。随着电池行业与电力电子技术的不断发展,对储能变流器的研究也不断深入。但截至目前,对实际投运中两种技术路线的储能项目性能差异研究较少。文献[17-20]对PCS的拓扑结构进行了研究,对比拓扑结构对PCS性能的影响,根据优缺点对拓扑结构进行优化并通过仿真进一步证实,但缺少实际运行数据的支撑。因此,通过并网性能测试这种实证化的分析手段来研究实际投运中不同拓扑结构的储能系统性能具有非常重要的实用价值。
本工作结合广东区域内火储联合调频项目的开展情况,选取几个分别采用高压级联式储能系统和低压并联式储能系统的火储联合调频项目,借助实证化的测试手段,研究了两种拓扑结构的储能项目性能差异,为后续火储联合调频项目的研究提供了实证化的研究方法。结合研究结果,在目前国内规模最大的火储联合调频项目采用了高压级联拓扑结构,项目总规模60 MW/60 MWh,用于提高国能粤电台山发电有限公司综合调频性能指标,提升区域电网调频资源的灵活性,为后续建设安全性高、性能优异的火储联合调频项目提供借鉴。
1 火储联合调频系统拓扑结构
目前,广东地区火储联合调频的低压并联储能系统采用的都是单级式的PCS拓扑结构,具体拓扑结构如图2所示。储能电池直接连接到DC/AC变换器的直流侧,再通过升压变压器转成高压输入电网。这种拓扑结构简单,DC/AC变换器损耗小,易于控制。但是该结构不利于储能单元容量的扩大。尽管通过并联足够多的电池簇可以增加储能系统的容量,但在使用过程中,由于电池单体存在一致性、充放电电流、运行环境等差异,在长期使用的过程中会导致储能系统不一致性愈发凸显,进而导致电池寿命缩短、储能系统可放电能量下降等问题。加上直流侧电池的电压限制,交流侧出口电压一般在400 V左右,目前新的1500 V PCS尽管能够支持直流侧电压升至1500 V,相应的交流侧电压在700 V左右,但仍需要经过升压变压器才能接入中高压电网,而并联多台升压变压器会进一步增加系统的损耗以及整个储能电站设备的成本与占地面积。因此,通过并联多个变压器隔离的储能单元来扩大储能系统的容量也会造成系统效率低下及稳定性问题。除此之外,由于并联多个储能系统,并联的多组PCS之间的相互协调会占用部分系统资源,并联的PCS越多,系统的响应时间越长。
图2 低压并联系统拓扑结构图
在高压级联储能单元中,级联储能PCS的每个H桥单元由一个电池组和与之并联的滤波电容及H桥逆变电路组成,输出相电压电平m=2N+1(N为功率变换单元数),输出线电压为4N+1电平;随着功率变换单元的增加,会使得并网电流波形更加平滑。多个H桥单元交流侧串联作为级联储能PCS的一相,三相采用星形接线方式。相较于低压并联,高压级联系统拓扑结构较为复杂,如图3所示。低压并联和高压级联储能系统性能对比如表1所示,高压级联储能系统能够直接输出6 kV/10 kV,无需经过变压器,不仅减小系统损耗,提高效率,还减少了储能系统的占地面积,降低了土地建设施工成本,提高了单位建设面积的能量密度。此外,在这种拓扑结构下,储能系统能够最大限度地减少或消除电池簇的并联情况,使得各个电池簇之间相互独立,减少或消除电池单体和电池簇的环流现象,削弱了储能系统中电池一致性导致的问题,提高电池系统的循环寿命、降低了生产运行的安全风险。高压级联储能系统每三相为一组控制单元,储能系统不需要根据并联储能单元性能的差异进行协调后再响应指令,缩短了储能系统的响应时间。高压级联的拓扑结构在低压直流侧可以减少开关损耗,进一步提高系统效率;而且低压侧的电子元件所需电流及高压侧的电力元件所需耐压等级均明显降低,有利于提高系统的稳定性。
图3 高压级联系统拓扑结构图
表1 低压并联和高压级联储能系统性能对比
2 不同拓扑结构的并网性能
在机组投入AGC模式下,调度向机组远程终端单元(remote terminal unit,RTU)发送AGC调频指令,RTU接收指令后,迅速将信号传递至机组分散控制系统(distributed control system,DCS),DCS控制机组向目标值出力,同时将信号传送至储能控制系统。储能控制系统根据调频机组实时负荷与AGC指令目标负荷之间的差值,控制储能单元出力大小弥补差值,并向RTU和DCS反馈相应信号,RTU接收储能和机组的反馈信号后,整合机组和储能的出力情况并向相关数据上送调度,完成一个调频周期。火储联合调频系统的控制逻辑拓扑结构图如图4所示。
图4 火储联合AGC调频系统二次系统拓扑结构图
根据南方区域调频辅助服务市场交易规则,综合调频性能指标k是用于衡量发电单元响应AGC指令综合性能表现的参数,包括调节速率kⅠ、响应时间kⅡ和调节精度kⅢ三个因子,k的计算公式为:
其中,调节速率kⅠ指发电单元响应AGC指令的速率;响应时间kⅡ指发电单元响应AGC指令的时间延时;调节精度kⅢ指发电单元响应AGC指令的精准度;λⅠ、λⅡ、λⅢ为对应的调频性能指标kⅠ、kⅡ、kⅢ在综合调频指标k的权重系数,目前,λⅠ为0.5,λⅡ和λⅢ为0.25。对于电厂来说,综合调频性能指标越高,其参加调频辅助服务市场的收益就越高。因此储能系统的调节速率、响应时间和调节精度是火储联合调频中较为重要的性能指标。
PCS作为电网与电池之间交直流转换的接口,充放电和功率控制是其最基本的功能,充放电的响应时间、有功功率的控制精度、无功功率的控制范围都是衡量PCS性能的重要参数。响应时间会影响kⅠ和kⅡ,响应精度会影响kⅢ,从而影响火储联调项目的综合调频性能指标。无功功率控制能力则能够表现储能系统对功率因数调节的灵活性。
能量转换效率是评价储能电站性能优劣的重要指标,它体现了储能系统的能源利用效率。储能系统的能量转换效率越高,说明系统在充放电过程中能量的损耗就越少。从火储联合调频项目的经济效益方面衡量,越高的能量转换效率意味着更低的运维成本。
综上所述,在火储联合调频项目中,储能系统的功率控制、充放电响应时间以及能量转换效率性能是衡量火储联调项目储能系统集成效果的重要技术性指标。考虑到试验样本的一致性,以广东省内火电机组容量相近、储能规模类似的4个火储联合调频项目作为研究对象(项目具体参数见表2),通过设计试验方案对火储联合调频项目中低压并联和高压级联的储能系统进行有功和无功功率控制、充放电响应性能以及能量转换效率对比分析,研究不同拓扑结构的储能系统并网性能。
表2 研究对象具体参数
3 实验方案
3.1 有功功率控制测试
将储能系统与公共电网相连进行有功功率调节能力升降测试,根据GB/T 36548—2018《电化学储能系统接入电网测试规范》,步骤如下:
(1)设置储能系统有功功率为0;
(2)逐级调节有功功率至-0.25PN、0.25PN、 -0.5PN、0.5PN、-0.75PN、0.75PN、-PN、PN,各个功率点保持至少30 s,在储能系统并网点测量时序功率,以每0.2 s有功功率平均值为一点,记录实测数据;
(3)以每次有功功率变化后的第二个15 s计算15 s有功功率平均值;
(4)计算步骤(2)各点有功功率的控制精度、响应时间和调节时间;
(5)设置储能系统有功功率为PN;
(6)逐级调节有功功率至-PN、0.75PN、-0.75PN、0.5PN、-0.5PN、0.25PN、-0.25PN、0,各个功率点保持至少30 s,在储能系统并网点测量时序功率,以每0.2 s有功功率平均值为一点,记录实测数据;
(7)以每次有功功率变化后的第二个15 s计算15 s有功功率平均值;
(8)计算步骤(6)各点有功功率的控制精度、响应时间和调节时间。
3.2 无功功率控制测试
在功率控制方面,电化学储能系统在其变流器额定功率运行范围内应具备四象限控制功能,有功功率和无功功率应在图5所示的阴影区域内动态可调。根据GB/T 36548—2018《电化学储能系统接入电网测试规范》,测试方法如下:
图5 有功-无功功率包络图
注:PN为电化学储能系统的额定功率,P和Q分别为电化学储能系统当前运行的有功功率和无功功率。
将储能系统与公共电网相连,所有参数调至正常工作条件,进行无功功率调节能力充/放电模式测试,测试时指令从EMS下发,步骤如下:
(1)设置储能系统充/放电有功功率为PN;
(2)调节储能系统运行在输出最大感性无功功率工作模式;
(3)在储能系统并网点测量时序功率,至少记录30 s有功功率和无功功率,以每0.2 s功率平均值为一点,计算第二个15 s内有功功率和无功功率的平均值;
(4)分别调节储能系统充电有功功率为0.9PN、0.8PN、0.7PN、0.6PN、0.5PN、0.4PN、0.3PN、0.2PN、0.1PN、0,重复步骤(2)~(3);
(5)调节储能系统运行在输出最大容性无功功率工作模式,重复步骤(3)~(4);
(6)以有功功率为横坐标,无功功率为纵坐标,绘制储能系统功率包络图。
3.3 充放电响应性能测试
测试过程中,储能系统受到信号控制至充放电功率首次达到90%额定功率的时刻定义为充放电响应时间,储能系统受到信号控制至充放电功率首次达到额定功率的时间定义为充放电调节时间。
测试过程中,储能系统受到信号控制至充放电功率首次达到90%额定功率的时刻定义为充放电响应时间,储能系统受到信号控制至充放电功率首次达到额定功率的时间定义为充放电调节时间。测试方法如下:
(1)在额定功率充放电条件下,记录储能系统收到控制信号的时刻t1,记录储能充/放电功率首次达到90%额定功率的时刻,记为t2,t2减去t1即为充/放电响应时间RTc,重复3次,充/放电响应时间取3次结果中的最大值;
(2)在额定功率充放电条件下,记录储能系统收到控制信号的时刻t3,记录储能充/放电功率的偏差维持在额定功率±2%以内的起始时刻,记为t4,t4减去t3即为充/放电调节时间ATc,重复3次,充/放电调节时间取3次结果中的最大值。
3.4 能量转换效率测试
根据国标GB/T 36548—2018《电化学储能系统接入电网测试规范》,储能系统额定功率转换效率是指储能系统额定功率放电时输出能量与同循环过程中额定功率充电时输入能量的比值。测试方法如下:
(1)在稳定运行状态下,储能系统在额定功率充放电条件下,以额定功率放电至放电终止条件时停止放电,再以额定功率充电至充电终止条件时停止充电。记录本次充电过程中储能系统充电的能量Ec和辅助能耗Wc;
(2)以额定功率放电至放电终止条件时停止放电。记录本次放电过程中储能系统放电的能量En和辅助能耗Wn;
(3)重复以上步骤3次,记录每次充放电能量Ec、En和辅助能耗Wc、Wn,按照以下公式计算能量转换效率η:
4 实验结果
各项测试结果如表3~表8和图6所示。
表3 项目A 升功率控制测试结果表
①控制精度=×100%。
表4 项目B 升功率控制测试结果表
表5 项目C 升功率控制测试结果表
表6 项目D 升功率控制测试结果表
表7 充放电响应/调节时间表
表8 2 C充放电下能量转换效率
图6 项目A和C有功-无功功率包络图
(1)有功功率测试结果
对4个项目进行有功功率控制测试,选取升功率结果进行分析,通过表3~表6的对比,总体上看,在有功控制性能测试方面,项目A、B的控制精度均值分别为0.51%和0.62%、响应时间的均值分别为0.578 s和0.340 s、调节时间均值分别为0.625 s和0.356 s;项目C和项目D的控制精度均值分别为1.13%和0.78%、响应时间的均值分别为1.499 s和0.642 s、调节时间均值分别为1.718 s和0.926 s;可以看出,高压级联储能系统对功率的控制精度及控制时间较优于低压并联储能系统。在低压并联储能系统中,以5 MW储能单元为例,储能管理系统在接收到指令后需要将指令下发到储能单元,每个储能单元通过8台PCS控制电池出力,完成相应指令。而在高压级联储能系统中,储能单元只需要通过控制1台PCS便可完成对电池的控制,因此缩短了响应时间和调节时间。
(2)无功功率测试结果
根据项目A和项目C的有功-无功功率包络图(图6)分析,配置了高压级联储能系统的项目A的无功功率控制范围大于配置了低压并联储能系统的项目C。这是由于低压并联储能系统需要经过变压器升压再接入电网,由于变压器本身能够在充放电过程中吸收或释放非常大的无功,会对整个储能系统的无功控制造成非常大的影响,而许多EMS系统在无功控制方面缺少对于变压器无功影响的补偿调整,导致低压并联方案一方面无功控制能力受限,另一方面无功功率的控制精度较差。而高压级联方案不受升压变的影响,能够实现无功功率的四象限控制,无论控制范围还是控制精度明显更具优势。
(3)充放电响应/调节时间测试结果
对4个项目进行充放电响应及调节时间测试,根据表7可得,配置了高压级联储能系统的项目A和项目B的充放电响应时间均明显优于配置了低压并联储能系统的项目C和D。这是由于为了达到高电压及大容量的需求,低压并联储能系统需要采用更多的PCS等器件串并联,以10 MW左右的这4个储能项目为例,高压级联系统只需要控制2台5 MW PCS同时出力,而低压并联方案需要控制16台PCS同时出力,这样增加整个系统控制复杂度,影响储能系统充放电响应和调节速率,因此高压级联储能系统的响应和调节时间较短。
(4)能量转换效率测试结果
对项目A和项目C进行2 C倍率充放电下的能量转换效率测试,根据表8分析,项目A在2 C充放电倍率下的能量转换效率为84.45%,高于项目C的82.32%。由于高压级联技术通过逆变级联后直接接入电网,没有经过升压变压器,从而减少了系统的损耗;其次,通过串联电池簇作为PCS的一相,能够实现每个电池簇的独立控制,实现簇间均衡,从而降低整个储能系统直流侧的损耗;再加上每个H桥单元的低载波频率又降低了开关损耗,使得配置了高压级联储能系统的项目A的能量转换效率较高。
通过以上数据分析,在火储联合调频项目中,由于高压级联储能系统的PCS数量较少,降低了系统的复杂程度,提高了系统的协调控制能力,因此其响应时间更短,功率控制的精度更高;此外,大部分EMS缺少对于变压器无功影响的补偿调整,导致了低压并联储能系统的无功功率控制能力较差,加上升压变压器的损耗,使得高压级联储能系统在能量转换效率方面更具有优势。
5 高压级联式储能系统在国能集团的应用实践
目前,伴随南方地区调频辅助服务市场逐渐成熟,广东地区的火电厂已逐渐完成火储联合调频的改造。为了提升机组辅助调频的能力,为电网输送高质量的调频资源,国能粤电台山发电有限公司对自身机组展开灵活性(辅助调频)技术改造。基于火电机组的容量、当地电网调频需求以及保障机组的安全稳定运行,该项目共配置了60 MW/60 MWh的电池系统。考虑到提升机组综合调频性能指标k和大容量的电池系统,为了减少能量损耗以及降低储能单元并联导致电池系统一致性的安全风险,选择了高压级联PCS的拓扑结构,设计了国内最大的火储联合调频项目,项目于2022年4月份开始建设,计划2022年底实现正式投运。
项目计划在1、2号机组和6、7号机组6 kV厂用电系统分别加装一套25 MW/25 MWh和35 MW/35 MWh的磷酸铁锂电化学储能辅助调频系统,分别接入1、2、6、7号机组6 kV母线,1、2号机组储能单元系统拓扑结构如图7所示。储能电池系统共计12套5 MW/5 MWh级联储能单元,储能系统单元采取级联H桥的拓扑结构,一次电路采用星形连接,每相由13个链节串联组成;每个链节由1个功率单元和1个电池柜组成,如图8所示。每个电池柜的额定直流电压为716.8 V,容量为129.024 kWh,每个电池柜由14个51.2 V/9.216 kWh电池箱串联组成。该项目技术路线具有以下特点:
图7 国能粤电台山发电有限公司1、2号机组储能单元系统拓扑图
图8 国能粤电台山发电有限公司高压级联储能单元拓扑图
(1)该项目采用级联型H桥拓扑结构的逆变器,一次电路采用星形连接,每相由13个链节串联组成;每个链节由1个功率单元和1个电池柜组成,除此之外,该项目配备的PCS具有簇间主动均衡功能,减小簇间SOC偏差,提高电池寿命;
(2)该项目采用无电池簇并联方式,直接与电网连接,不仅解决储能电池大规模串并联导致的木桶短板效应,还提高了系统的安全性;
(3)为了进一步降低安全风险,该项目还采用了“四级”安全消防系统,实现安全可靠、高效准确的消防预警和火灾抑制。
通过上述特点,在项目建设及后期运行中,结合机组实际调频情况,将对高压级联功率转换器的控制策略以及“四级”消防系统对火储联合调频项目安全性的保障两方面开展深入研究,为其他火储联调项目提供技术经验。
6 结论
(1)广东地区火储联合调频项目中的储能系统主要以低压并联的单级PCS拓扑结构和高压级联PCS拓扑结构为主。本工作通过并网性能测试对广东地区投运中的储能项目进行试验,以实证化的手段研究了不同拓扑结构的储能系统在火储联合调频项目中的性能差异:由于高压级联拓扑结构所需要的PCS数量较少,系统复杂程度低,因此协调控制能力高于低压并联拓扑结构的储能系统,响应时间更短,响应精度更高;而且高压级联系统无需经过升压变压器,降低了损耗,消除升压变压器对无功功率的影响,提高了系统的能量转换效率,也提高了系统对无功功率控制的能力。
(2)国能粤电台山发电有限公司基于自身机组情况和调频需求,有针对性地选择了高压级联储能系统,设计了国内目前最大的火储联合调频项目。该项目搭配了60 MW/60 MWh磷酸铁锂电池系统,结合“四级”消防系统,以便后续开展高压级联PCS控制策略和消防安全策略的研究,为其他火储联调项目提供技术经验。
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4月23日,由中国能建中电工程投资、江苏院参股,江苏院、辽宁院EPC总承包,江苏电建一公司施工总承包,西北电力工程监理有限公司监理的国家第二批大型风电光伏基地项目——中能建共和100万千瓦光伏光热项目开工建设。该工程是青海省能源领域重点项目,位于青海省海南州共和县绿色产业发展园区光伏园区
北极星氢能网获悉,4月19日,中船海装风电有限公司以5.5亿元预中标内蒙古华电孪井滩60万千瓦风光制氢一体化项目配套风电设备采购。规划建设40万千瓦风电、20万千瓦光伏、90Mw/90Mmh电化学储能及4.5万标方/小时电解水制氢设施。
作为支撑新能源大规模、高比例消纳的重要手段,服务新型电力系统和新型能源体系构建的重要装备,以及融入电力“源网荷储”和能源产供储销体系的重要环节,储能产业发展已迈入“快车道”。截至2024年底,我国抽水蓄能在运装机规模达5869万千瓦,新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时,同比分别增
4月22日,云南省武定县禄金200MW/400MWh电化学储能电站示范项目在禄金新型工业片区开工建设。据悉,该项目占地约54.79亩,总投资达10.3亿元,建设总装机容量为200MW/400MWh的储能电站1座及其它配套设施建设。该项目建设周期为4个月,计划8月30日投产,采用先进的“磷酸铁锂”电化学储能技术,年放电量
北极星储能网获悉,4月21日,山东省能源局印发《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》,明确提出要开展新型储能提振行动,其中完善储能市场交易机制方面,适当放开现货市场限价,拉大充放电价差。支持储能自主参与实时电能量市场和调频、爬坡、备用等辅助服务市场,建立“一体多用、分时复用”交易
北极星储能网获悉,4月21日,乐山电力在投资者互动平台上表示,截至目前,公司已建成用户侧和台区侧储能示范项目7个,涵盖酒店、纸业、纺织行业;公司在建的龙泉驿区100MW/200MWh电化学储能电站项目正按计划有序推进。
4月21日,华东能源监管局关于征求《关于实施电力本质安全提升工程的工作方案》《关于实施电化学储能电站本质安全提升工程的工作方案》意见的通知。其中指出,实施老旧配电设备升级改造。适应分布式光伏、储能、电动汽车发展,加快配电网发展规划研究,打造“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”
4月21日,山东省能源局印发山东省2025年新能源高水平消纳行动方案。文件明确,2025年,完成煤电灵活性改造2000万千瓦左右,建成新型储能300万千瓦,全省新能源利用率保持较高水平。重点任务方面,新能源结构优化行动:1.加快发展风电。快速提升风电装机规模,减少电力系统调节压力。海上风电建成华能半
北极星售电网获悉,4月21日,山东省能源局发布山东省2025年新能源高水平消纳行动方案。文件明确,2025年,完成煤电灵活性改造2000万千瓦左右,建成新型储能300万千瓦,全省新能源利用率保持较高水平。文件提出,大力推动源网荷储一体化试点。支持采用就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用
北极星储能网获悉,4月18日,华电新疆发布1.5GW/6GWh储能系统中标候选人,中车株洲所、华电科工、平高集团、特变电工、易事特、许继集团分别为六个标段第一名,比亚迪为六个标段第二名。从报价情况来看,此前开标信息显示,6个标段共吸引57家企业参与投标,整体报价范围为0.398-0.565元/Wh,均价0.4452
北极星储能网讯:4月17日,衢州市乡村振兴发展有限公司发布衢州市柯城区80MW/160MWh储能电站项目工程设计招标,项目总投资约2.1119亿元,约合1.32元/Wh。据了解,该项目位于浙江省衢州市柯城区石梁镇白云村南部,为建设一座独立电化学储能电站,定位为电网侧储能,采用磷酸铁锂电池储能系统。本储能电
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