全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望北大核心CSCD

可再生能源正逐渐由辅助能源变为主导能源,建立“新能源+储能”为主体的新型电力系统对大功率、大容量、长时储能技术提出了新的要求,全钒液流电池储能技术具有本征安全、充放电循环寿命长、电解液可循环使用、生命周期经济性好及环境友好等特点,近年来受到学术界、产业界的广泛关注。本工作回顾了液流电池的发展历程,介绍了全钒液流电池储能技术的基本原理、性能特点、技术和产业化发展现状,结合多年高功率、大容量全钒液流电池储能系统工程实际设计经验,阐明了大规模储能电站的模块化设计方法,实施的5 MW/10 MWh全钒液流电池储能系统产业化项目已安全稳定运行了9年多,能量转换效率和储能容量无明显衰减。实际应用结果充分验证了全钒液流电池储能系统的安全性和可靠性,已满足产业化应用的要求。根据全球全钒液流电池储能装备领军企业2021年第三季度兆瓦级储能系统实际价格,分析了不同储能时长全钒液流电池储能系统的价格及生命周期的经济性,指出了今后的研究开发重点。     

多种调度模式下的光储电站经济性最优储能容量配置分析

光储联合发电系统是促进大容量光伏电站集中并网的解决方案之一。因现阶段储能造价较高,所以合理配置储能容量是提高光储电站经济性的重要前提。该文对光储电站不同调度模式进行分析,从发电企业的角度出发以净收益最优为目标建立储能容量优化模型。模型中,结合电池循环寿命数据,建立电池损耗成本函数,定量计算储能实际运行成本,同时计及售电收益、考核费用,利用粒子群算法求解净收益最优时的储能容量,并通过多种方案对比,仿真验证模型有效性。最后对影响光储电站经济性的敏感因素进行分析,为光储电站在不同调度模式、不同市场环境下的储能容量选择提供参考信息。     

Control strategies for a photovoltaic--Energy storage hybrid system

受光照,温度等自然条件影响,光伏电源输出有功功率具有较大的波动性.因此,本身既非恒压源又非恒流源的光伏电源并网运行时会产生一系列问题,如对电网冲击性大,需增加旋转备用容量,难以参与电网调度等.利用电池储能系统来控制有功功率输出,可以使平滑光伏电源功率波动成为可能.研究了光储联合发电系统的运行模式,提出了适用于光储联合发电系统的拓扑结构和控制策略,并对储能用功率转换系统(PCS)进行了分析和设计,最后基于某光伏电站的实际历史运行数据,对所提出的方案进行仿真研究,仿真结果验证了光储联合发电系统控制策略的有效性和可行性,为光储联合运行示范工程提供了一定的理论依据和有力借鉴.     

风电机组和全钒液流电池联合特性建模与分析

随着可再生能源渗透率的不断增加,电力储能技术已成为电网安全、稳定、高效运行必不可少的技术支撑。根据全钒液流电池的瞬时变化,结合其参数和变化规律,给出全钒液流电池的等效电路,由此建立全钒液流电池的动态数学模型和仿真模型。接入单机3 kW风机,建立风电机组和全钒液流电池的联合系统模型,研究联合系统的功率特性,分析联合系统模型分别在变风速恒负载和变负载恒风速的情况下,负载、风机与全钒液流电池之间的功率特性。仿真测试结果表明,风电机组和全钒液流电池联合系统模型能够模拟整个系统的工作特性。     

全钒液流电池健康状态(SOH)特性北大核心CSCD

电池系统健康状态(SOH)特性的准确掌握和评估对于提高电池储能系统的可调度特性和运行的经济性具有重要意义,是新型储能系统大规模应用非常重要的一个指标。本研究基于自主开发的全钒液流电池系统测试平台,模拟全钒液流电池系统实际运行工况开展了近2年的充放电实验。本文对全钒液流电池测试平台2年内的容量、能量效率,平均价态及电池内阻变化进行了总结和分析。实验数据表明,在本研究运行工况下全钒液流电池系统年度SOH降低幅度大约为4%,能量效率保持基本稳定。分析发现,平均价态变化使得放电末期浓差极化内阻快速增加是导致全钒液流电池系统容量衰减的主要原因,同时全钒液流电池系统SOH表现出与其他固态电池非常明显的差异性,即全钒液流电池的SOH是可100%恢复的。     

The world's largest all-vanadium redox flow battery energy storage system for a wind farm

风力发电具有明显的随机性,间歇性,不可控性和反调峰特性,风力发电的大规模并网给电网调峰和稳定,安全运行带来了巨大压力,造成弃风限电现象愈加严重,严重影响了风力资源的有效利用和经济效益.全钒液流电池储能电站在能量管理系统的调度下,对风力发电输出功率进行平滑,配合风电场功率预报系统,提高风电场跟踪计划发电能力,改善了风电场并网电能质量,降低了对电网的冲击与影响,同时也提高了风电场输出功率可控性,有利于提高电网对风电的接纳能力.国电龙源卧牛石风电场配套的5 MW/10 MW∙h全钒液流电池储能系统为目前世界上最大规模的全钒液流电池储能系统.本文介绍了该全钒液流电池技术特点和储能系统的设计,成组方案及功能,并对储能技术在可再生能源发展中的作用进行了展望.     

光伏系统液流电池储能优化配置北大核心CSCD

液流电池具有长时储能成本低、系统安全性高等特点,适用于大规模长时储能的应用场景,通过对液流电池系统进行合理的规划配置,可以平抑新能源发电系统的间歇性和波动性,对于保障电网安全稳定运行具有重要意义。目前缺乏基于液流电池技术特性和运行特性展开的新能源系统与液流电池优化配置方法研究,随着我国能源快速转型,充分发挥液流电池技术及运行特点,优化配置新能源系统中液流电池容量,对建立新型电力系统有着积极作用。本工作以光伏与液流电池联合发电的局域网为研究对象,提出了适用于光伏系统的液流电池储能优化配置方法,通过对液流电池系统中各个模块系统的运行特性、系统初投资和全寿期运维成本进行了深入地研究分析,基于液流电池系统具有功率与容量模块相分离的特点,对大规模液流电池系统的功率和容量配比进行了优化设计。综合液流电池系统模块优化设计的结果,对光伏与液流电池联合发电的局域网系统进行运行策略优化,在保证局域网供电稳定运行的同时,以液流电池系统初投资与全寿期运行成本之和最小为目标函数,求解得到优化液流电池优化配置方案。算例应用表明,大规模液流电池系统功率和容量配置为1 MW/8 MWh时为经济性最优的兆瓦级液流电池模块设计,25年运行期LCOE为0.292元/kWh;在本工作应用的局域网中储能优化配置的目标函数在储能配置为20 MW/160 MWh方案达到最优解。     

全钒液流电池储能仿真模型及荷电状态监测方法研究

作为电化学储能技术之一的全钒液流电池(VRB),因其具有寿命长、安全性高、布置灵活等特点,是未来最有潜力实现长寿命、低成本的大规模储能技术.本文总结了电路模型和电化学模型两类全钒液流电池储能仿真模型:电路模型多是以固定的电路元件模拟电池回路串并联而成,电化学模型则是描述电池内部参数变化的数学模型.同时,本文总结了全钒液流电池常用的荷电状态(SOC)监测方法:开路电压法、电流积分法与卡尔曼滤波算法的基本原理及使用方法.SOC监测方法是对部分仿真模型的补充,以期构建更为完善的全钒液流电池储能系统.     

全钒液流电池电气模型建模与验证

为准确把握全钒液流电池的实际应用特性,基于全钒液流电池原理,采用建模与仿真软件建立了全钒液流电池的电气模型,并结合5kW全钒液流电池样机系统将仿真与试验充放电电压结果进行比较。结果表明,该模型能较好地模拟线性情况下全钒液流电池的充放电电压特性和暂态特性,验证了模型的准确性和适用范围。     

储能电站作为系统辅助启动电源的建模研究

随着储能技术的发展和储能电站规模的不断增加,系统大停电后可考虑储能电站作为系统辅助启动电源以协助系统的恢复,考虑铅蓄电池、磷酸铁锂电池、全钒液流电池和钠硫电池为主要储能电站电池类型,根据蓄电池组放电功率和放电持续时间的幂次函数关系建立不同电池类型储能电站放电模型,储能电站放电模型和经济模型一起构成系统辅助启动电源模型,进而在系统辅助启动电源模型的基础上,以给定恢复时间内系统恢复的功率最大为目标函数,提出了考虑系统辅助启动电源的黑启动方案优化模型,并通过savnw23节点系统算例验证了储能电站作为系统辅助启动电源的可行性和黑启动方案优化模型的正确性。     

光伏电站复合储能电压波动抑制双层优化控制方法

大规模光伏电站的不断接入为电力系统的安全稳定运行带来了巨大挑战。为解决光伏电站出力不确定性所造成的功率波动问题,提高光伏电站在并网点处电压的稳定性,文章采用由蓄电池与超级电容组成的复合储能一体化控制方法,提高光伏并网点电压稳定水平。首先研究由光伏电源、复合储能构成的典型复合储能系统拓扑结构下储能双层优化控制策略;其次,在不同储能介质的荷电状态与充放电特性模型基础上,研究基于不同光伏并网点电压波动场景的多储能介质组合电压波动抑制优化控制模型及其求解算法;最后,以并网光伏电站数据为基础,建立光伏复合储能电压波动优化控制仿真模型。仿真结果及其分析表明,文章所提出的基于复合储能的并网点电压波动抑制模型能够有效提升并网点电压稳定性能。     

Optimal configuration for photovoltaic storage system capacity in 5G base station microgrids

Base station operators deploy a large number of distributed photovoltaics to solve the problems of high energy consumption and high electricity costs of 5G base stations. In this study, the idle space of the base station’s energy storage is used to stabilize the photovoltaic output, and a photovoltaic storage system microgrid of a 5G base station is constructed. Aiming at the capacity planning problem of photovoltaic storage systems, a two-layer optimal configuration method is proposed. The inner layer optimization considers the energy sharing among the base station microgrids, combines the communication characteristics of the 5G base station and the backup power demand of the energy storage battery, and determines an economic scheduling strategy for each photovoltaic storage system with the goal of minimizing the daily operation cost of the base station microgrid. The outer model aims to minimize the annual average comprehensive revenue of the 5G base station microgrid, while considering peak clipping and valley filling, to optimize the photovoltaic storage system capacity. The CPLEX solver and a genetic algorithm were used to solve the two-layer models. Considering the construction of the 5G base station in a certain area as an example, the results showed that the proposed model can not only reduce the cost of the 5G base station operators, but also reduce the peak load of the power grid and promote the local digestion of photovoltaic power.     

Operation control of photovoltaic/diesel hybrid generating system considering fluctuation of solar radiation

The exhaust gas emission from marine diesel engines is one of the major environmental issues. The authors have been studying the use of photovoltaic energy for the electric power system on ships. This paper proposes an operation control of a photovoltaic/diesel hybrid generating system for a small ship in consideration of the fluctuating photovoltaic power due to solar radiation. The aim of the control is to minimize the fuel consumption and storage capacity of the battery. The validity of the proposed control method is shown by the numerical simulation based on the experimental data of a photovoltaic system.     

Operation strategy of distributed energy storage system with multi-battery under output smoothing scenario

随着光伏发电在电网中渗透率的不断增加,光伏发电功率的不确定性和间歇性引起的光伏并网和弃电问题已引起关注。而采用"光伏+储能"的模式,却能有效缓解这一问题。在考虑储能电池容量衰退和光伏弃电率下,通过对不同光伏子阵配备的不同类型储能电池系统的运行进行仿真模拟,以消除光伏发电随机波动特性对电网的冲击为目的,研究平滑输出场景下分布式储能系统的电池的操作策略,优化储能系统中各储能电池子阵的运行。最后,采用共和地区20 MW （峰值）储能实证基地项目多电池储能系统实际案例对本模拟方法进行了验证。     

基于改进支持向量机的多能源电力系统中储能容量规划及运行模型

研究多能源电力系统中储能装置的定容及运行,有利于减小功率波动,降低对电网的冲击,提高电能质量。以青海省海西千万瓦级可再生能源基地为例,首先根据光伏电站和风电场的历史数据分析了两种新能源发电系统的出力特性,在此基础上建立了支持向量机模型,对新能源电站的输出功率进行了短期预测。根据光伏电站和风电场的出力预测误差,建立了ARMA误差预测模型,进一步修正了光伏电站和风电场的预测曲线,最后根据出力预测曲线的功率谱确定了储能系统的容量及出力曲线。研究成果可为新能源并网提供技术支持。     

多场景下光伏-双单元储能系统协同平抑功率波动控制策略

光伏发电的间歇性和随机性是制约其大规模发展的主要因素,由此文章提出一种适用于多场景的光伏-双单元储能系统协同平抑功率波动控制策略。首先,针对光伏电站多个典型出力场景,并结合并网限制要求,对光伏原始功率信号进行变分模态分解,求得并网目标功率和储能需求功率,并利用阈值补偿方法缩短计算时长;然后,通过协调互补的双单元储能系统对储能需求功率进行消纳,使得各储能单元能够在标准充、放循环深度内独立承担任务;最后,在Matlab平台上对所提信号分析算法的平抑效果,以及光伏-双单元储能系统协同平抑功率波动控制策略的普适性进行仿真验证。仿真结果表明,在多个典型场景下,所测得的并网目标功率均满足并网限制要求,所选的分析算法可有效平抑光伏出力的波动,该协同控制策略能够保证双单元储能系统的长期稳定运行,大幅度提高了光伏并网的可靠性。     

基于KF-MPC的光储系统双调节反馈优化控制方法

利用储能技术能够有效平抑光伏功率波动,提高光伏输出功率的稳定性。该文提出一种基于卡尔曼滤波-模型预测控制(KF-MPC)的光储系统双调节反馈优化控制方法,即将卡尔曼滤波和模型预测控制相结合,采用双调节反馈控制实现光储系统的优化控制。在卡尔曼滤波器中引入滤波调节因子,通过自适应调节卡尔曼滤波增益使储能系统在不同工况下有效平抑光伏功率波动。在模型预测控制器中以储能出力最小、荷电状态最优以及光伏波动率最低为目标,通过模型预测控制滚动优化得到储能系统最优出力和最佳荷电状态。通过对某光储电站实际运行数据分析可知,该文所提出的控制策略在平抑光伏功率波动的同时还可有效延长储能系统使用寿命,具有工程应用前景。     

基于滑模变功率跟踪的PV-VSG控制技术

针对含储能装置的传统光伏虚拟同步发电机（PV-VSG）不仅投资成本高且未考虑光伏阵列输出特性的问题,提出一种基于滑模变功率点跟踪（SM-VPT）的PV-VSG控制策略。该方法在滑模控制的基础上引入直流母线电压偏差控制,调整光伏阵列的功率跟踪轨迹,实现光伏出力自适应匹配负载需求,即当光伏容量充足时,只提供与负载相匹配的功率;光伏功率不足时,可实现传统的MPPT控制以减少电力短缺,同时防止直流电压骤降,保证系统稳定运行。该方法使PV-VSG能够按需向负载供电,无需增加额外的储能设备,可实现光伏发电系统直接以VSG形式接入并网,仿真结果验证了所提控制方法的有效性。     

考虑复合储能电站接入的电网日前-日内两阶段滚动优化调度

为提高电力系统对光伏的接纳能力,降低光伏波动对电力系统运行的影响,提出一种考虑电池储能-抽水蓄能复合储能的电力系统日前-日内两阶段“源-储-荷”协调优化调度策略。首先,在日前调度模型中,以最小化系统总运行经济成本为目标,综合复合储能资源和负荷侧各类需求响应资源对电网进行双端协调优化。然后,在日内短时间尺度上,供需双端协调优化机组出力与需求侧响应,充分发挥抽水蓄能的调峰能力以及电池储能对光伏波动的抑制作用。所提模型通过CPLEX软件求解,算例结果验证了该模型能协调优化系统内各类可调节资源,有效降低系统弃光率。     

A dual mode distributed economic control for a fuel cell– photovoltaic-battery hybrid power generation system based on marginal cost

Proton exchange membrane fuel cell system (PEMFCS) combining with photovoltaic and battery is now considered to be a promising alternative power generation. This paper presents a dual mode distributed economic control for a fuel cell-photovoltaic-battery hybrid power generation system (HPGS), which selects free control mode in normal situation, and the cooperative control mode is adopted when control precision declines or large state of charge (SoC) differences of battery energy storage devices (BESDs) appears. The droop control based on power generation cost by combining droop coefficient and marginal cost function considering line loss together is employed to minimize system power generation cost under free control mode. The system average voltage obtained by consensus algorithm is added to compensate bus voltage and reference power based on average marginal cost function considering line loss is calculated to correct output power under cooperative control mode. The challenge of further balancing SoCs of BESDs is implemented by internal control among BESDs. Results conducted on RT-LAB simulation platform verify effectiveness of the proposed method, indicating that cooperative control mode as a complementary way of free control mode can achieve economical operation of the studied HPGS, while maintaining bus voltage in reasonable range and balancing SoC.