一种适用于黑启动的光储联合发电系统协调控制策略

为研究光储联合发电系统的黑启动能力,采用孤岛运行条件下光储系统启动厂用异步电动机的方法模拟电网黑启动过程,建立了光储联合发电系统模型及其控制系统。选择储能作为主电源,采用恒压恒频控制平抑光伏系统出力波动,为系统提供电压与频率支撑。考虑到因储能剩余充电容量不足将引起黑启动失败的情况,基于常规MPPT(maximum power point tracking)算法,提出一种负荷跟踪与MPPT相结合的方法,使光伏系统出力充足时有效跟踪负荷变化,无多余功率向储能充电;出力不足时实现最大功率跟踪,联合储能共同为负荷供电,从而减小所需储能容量。仿真结果验证了所提协调控制策略的可行性和有效性,同时验证了光储联合发电系统能够为大电网的恢复提供黑启动电源,具备快速黑启动能力。     

基于成本最优的含储热光热电站与火电机组联合出力日前调度

含储热光热发电的优势体现为良好的出力可控性和可调度性,合理调度光热发电能够有效降低系统运行成本。以成本最优为目标,从光热电站的光电转换特性分析角度出发,在计及各项运行约束的基础上,提出含储热光热电站与火电机组联合出力调度策略。该策略综合考虑火电机组发电成本、光热发电并网消纳的环境效益和运行维护成本、系统旋转备用成本以及电网安全运行约束等因素,从而确定光热电站在既定储热容量下的最优出力调度策略。基于遗传算法,通过IEEE 30节点算例验证了所提方法的可行性与有效性。     

基于碳交易的含大规模光伏发电系统复合储能优化调度

为提高电力系统对光伏发电的接纳能力,提出一种基于碳交易的含大规模光伏发电的电池储能—抽水蓄能电力系统复合储能优化调度模型。基于低碳经济理念,将阶梯型碳交易机制引入电力系统经济调度中。采用基于最大最小距离准则的改进K均值聚类算法对光伏发电的出力场景进行有效聚类,在保证光伏发电出力分布特征的前提下削减场景数量;以系统综合运行成本最低为目标,兼顾系统的运行经济性和低碳性,利用电池储能作为功率型储能以平滑光伏电站出力波动,抽水蓄能作为能量型储能参与接入光伏发电后系统的调峰平衡。以改进的IEEE-RTS96系统对所提模型进行仿真分析,算例结果验证了模型的合理性和有效性。     

大规模电池储能在电力系统中的应用

正风电和太阳能光伏发电等具有间歇性和随机波动性的清洁可再生能源发电大规模并网,导致电网面临诸如调峰和调频压力增大、电压波动频繁、日常调度计划管理困难等一些列问题,严重威胁电网的安全稳定运行,也由于旋转备用增大等原因影响电网运行的经济性。在某些运行方式下,电网为保证其安全稳定运行,不得不限制风电场和光伏电站的出力,造成弃风、弃光,严重制约了风电、光伏发电的消纳能力。具有快速、精准调节能力的电池储能相对其他类型     

基于相关机会目标规划的风光储联合发电系统储能调度策略

为改善风电、光伏发电出力的不确定性,使风光储联合发电系统具有可调度性,将风电和光伏发电的出力表示为确定性的出力和具有模糊性的误差之和。利用相关机会目标规划方法,以风光储调度出力曲线与计划出力曲线匹配程度最大,储能电池充放电功率最平缓和储能电池可持续工作性最佳为目标,建立了风光储联合发电系统储能调度模型。利用将模糊模拟、神经网络与改进粒子群算法嵌套结合形成新型混合智能算法对模型进行了求解,给出了联合发电系统日前储能调度计划。算例分析表明,新算法能够较好地求解高维数不确定规划问题,其收敛速度快,全局和局部搜索能力强。     

光储联合发电系统中混合储能的功率协调控制

针对光储联合发电系统中的混合储能,基于频率协调,给出了一种电池和超级电容的功率分配控制方法,记及储能的荷电状态(State of Charge,SOC),提出了多储能单元的出力分摊方法。基于频率协调控制,利用电池和超级电容平抑光伏出力的中频和高频分量,控制光储联合系统输出功率的带宽,降低光伏对电网的冲击。基于SOC的功率协调控制,分配光储联合发电系统中多个储能单元,按照其可用容量合理分担出力。使光储联合发电系统工作于电网调度模式和光伏平抑模式,利用PSCAD/EMTDC验证了所提协调控制方法的有效性和可行性。     

风光储联合发电系统运行特性的研究

基于国家风光储输示范工程,分析张北地区风电、光伏发电等新能源资源状况和出力特性,探讨如何发挥化学储能系统的出力特性和调节作用,得出风光储联合发电系统的出力特性和联合发电组合方式。     

基于多元储能型微网的能源枢纽经济调度优化

当前迫切需要研究实现可再生能源与电网统一协调发展的能源互联网系统提供技术支撑.通过提出扩展的能源枢纽模型,基于考虑了太阳能光伏发电和可再生能源发电储能技术的参与.分析日常负载需求(例如电、热和冷却)和使用时间能源价格来设置优化问题.为了优化总能源成本,构建了一个数学模型,其中包括一些约束,例如能源枢纽的输入输出能量平衡,电价,系统的容量限制以及可再生能源发电技术的储能效率.比较了基于不同能源枢纽结构的运营案例,以评估太阳能应用和电池储能系统、可再生能源发电技术对运营效率的影响.结果表明,所提出的模型预测了电力和天然气的所需量的重大变化,从而导致总成本降低.     

光伏与光热发电发展前景对比分析

太阳能发电分为光伏发电和光热发电,两种发电方式有着诸多的不同之处。从发电方式、应用领域、储能方式、发电可调度性以及经济性等方面对两种发电方式展开对比研究,找出两者的优缺点,分析两种发电方式的发展前景。     

基于机会约束规划的储能系统跟踪光伏发电计划出力控制方法

为最大程度提高光伏系统跟踪计划出力能力,基于短期光伏发电预测功率及预测误差的随机性,提出采用机会约束规划的储能系统控制方法。该方法以光储联合出力在调度计划上下限范围内为目标,考虑储能充放电功率与荷电状态(state of charge,SOC)约束条件,并采用基于蒙特卡罗(Monte Carlo)模拟的改进自适应粒子群优化算法(particle swarm optimization algorithm,PSO)进行求解,进而获得日前各时刻储能的充放电功率值。以典型光伏电站出力为例进行仿真,对比分析了固定系数和变化系数情况下光储跟踪计划出力效果与储能情况,结果验证了该控制策略的有效性与灵活性,并为日前储能充放电控制提供了参考方案。     

Analysis of possible introduction of PV systems considering output power fluctuations and battery technology,employing an optimal power generation mix model

This paper presents an evaluation of the impact of extensive introduction of photovoltaic (PV) systems and stationary battery technology into the optimal power generation mix in the Kanto and Kinki regions. The introduction of solar PV systems is expected to be extensively deployed in the Japanese household sector and utility companies in order to address the concerns of energy security and climate change. Considering this expected large‐scale deployment of PV systems in electric power systems, it is necessary to investigate the optimal power generation mix which is technologically capable of controlling and accommodating the intermittent output‐power fluctuations inherent in PV systems. Against this background, we develop both a solar photovoltaic power generation model and an optimal power generation mix model, including stationary battery technology, which can be used to explicitly analyze the impact of PV output fluctuations at a detailed time interval resolution such as 10 minutes for 365 consecutive days. Simulation results reveal that PV introduction does not necessarily increase battery technology due to the cost competitiveness of thermal power plants in the load‐following requirement caused by PV systems. Additionally, on the basis of sensitivity analysis on PV system cost, dramatic cost reduction proves to be indispensable for PV to supply bulk electricity similarly to thermal and nuclear power plants. © 2012 Wiley Periodicals, Inc. Electr Eng Jpn, 182(2): 9–19, 2013; Published online in Wiley Online Library ( wileyonlinelibrary.com ). DOI 10.1002/eej.22329     

考虑光热发电的集中充电站有序充电决策

光热发电（concentrating solar power, CSP）作为一种重要的可再生能源发电技术, 通过聚光集热器、储热设备和汽轮机组等设备发电。相比光伏发电, CSP利用储热设备（thermal storage system, TSS）实现了类似传统燃汽轮机的调节性能好、爬坡能力强等出力特性, 并可在夜间或无光照时段持续放热发电。因此, 考虑CSP可为集中充电站提供可控、持续、稳定出力和良好的辅助服务, 利用其与集中充电站联合运行, 提出了考虑CSP的集中充电站有序充电策略, 构建了以集中充电站日购电成本和向电网缴纳的系统负荷波动惩罚费用综合最优为目标的有序充电模型。算例表明, 考虑CSP的集中充电站有序充电策略可有效降低购电成本和平抑系统负荷波动。此外, 对比分析了光伏发电和CSP对运行结果的影响, 对不同储热设备容量配置下的运行结果作了比较分析。     

光伏光热联合发电基地并网优化调度模型

太阳能能源基地建设正在从单一光伏发电向光伏光热等多种太阳能能源利用形式方向发展。借助光热电站的大容量储热装置和具备快速爬坡速率的汽轮机组,光伏光热联合发电基地的并网运行的可调度性和可控性大大提升。从光伏光热联合发电基地的运行机理出发,建立了基于改进粒子群算法的光伏光热两阶段优化调度模型,第一阶段以削减等效负荷峰谷差、改善负荷曲线为优化目标,第二阶段以发电总成本最小为优化目标。该模型满足光伏光热电站的主要运行约束和传统机组组合安全约束,适用于光伏光热联合发电基地并网调度运行。对10机系统的仿真表明,在完全接纳太阳能发电的前提下,光伏光热发电基地在削减等效峰谷差、提高新能源消纳和降低发电总煤耗效益显著,同时对于光热电站的灵敏度分析表明,在规划建设光热电站时可根据单位峰谷差削减量以及建设成本来选择合适的装机容量和储热装置容量。     

Economic evaluation of a photovoltaic power generation introduced into an electric power system with electricity storage

Renewable energy utilization and electricity storage will soon be introduced into the conventional electric power system. This study assumes that a photovoltaic (PV) power generation system, a set of the PV units, is installed into the electric power system with electricity storage; moreover, the effects of uncertain variation characteristics of the PV system output on the operations of the conventional power generation system and the storage units are evaluated by simulations, with cost a major consideration. According to the simulation results, it is clearly demonstrated that the costs of the PV system are influence sharply by the prediction accuracy of their output.     

光伏组件超配的经济性分析

太阳能资源的特点造成光伏组件出力基本达不到标称功率,电气设备利用率低;改变光伏组件和电气设备的容配比以提高电气设备利用率,可有效降低光伏度电成本。以太阳能资源较好格尔木市和较差的南京市的太阳能资源为基础,通过计算不同容配比光伏组件出力经折减后到达逆变器时的功率,分析了不同容配比下的功率限制比,从而计算出不同容配比下的发电量增加;对不同容配比下的初始投资、年运营成本增加进行了计算;对增加部分投资的收益率进行了分析。     

基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略

光伏渗透率的不断提高降低了新型电力系统的转动惯量,给系统频率稳定性带来了新的挑战,储能出力灵活且迅速,将储能与光伏结合构成光储电站参与电网调频能够提高新型电力系统频率稳定性。光储电站参与系统调频的有功出力受到光照强度、储能荷电系数等多因素的影响,然而现有的与光储电站调频控制有关的研究大多对这些多约束的处理能力较差。在此背景下,提出一种基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略。该控制策略以最小化系统频率偏差与频率变化率之和为目标,计及光储电站有功出力及总发电量约束,优化光储电站有功出力,并通过控制光储电站有功输出参与系统频率调节。最后,通过仿真算例说明了所提方法相比传统控制策略调频效果更优,能够在考虑多约束的情况下快速精准确定光储电站出力,提高系统频率稳定性。     

基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略

光伏渗透率的不断提高降低了新型电力系统的转动惯量,给系统频率稳定性带来了新的挑战,储能出力灵活且迅速,将储能与光伏结合构成光储电站参与电网调频能够提高新型电力系统频率稳定性。光储电站参与系统调频的有功出力受到光照强度、储能荷电系数等多因素的影响,然而现有的与光储电站调频控制有关的研究大多对这些多约束的处理能力较差。在此背景下,提出一种基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略。该控制策略以最小化系统频率偏差与频率变化率之和为目标,计及光储电站有功出力及总发电量约束,优化光储电站有功出力,并通过控制光储电站有功输出参与系统频率调节。最后,通过仿真算例说明了所提方法相比传统控制策略调频效果更优,能够在考虑多约束的情况下快速精准确定光储电站出力,提高系统频率稳定性。     

光伏电站输出功率影响因素分析

光伏发电系统的发电量取决于太阳辐照强度和温度等因素,其输出功率的变化具有间歇性和不可控性,大规模的光伏并网应用将对大电网的稳定运行造成冲击。光储联合应用将有助于降低光伏电源的负面影响,为了协调配置光伏系统与储能系统,需要深入了解光伏发电系统的输出特性。首先分析了大规模光伏发电系统并网应用对电网带来的影响,进而介绍了光伏发电原理和影响光伏组件输出的因素;然后依托某100 kWp光伏电站的实际历史运行数据,基于统计学方法,从气象因素如日类型、太阳辐射强度和温度等影响光伏出力的角度,对光伏发电系统的输出特性作了定性、定量的分析,从而归纳了光伏输出特性,最后据此提出了光伏电站输出功率的评价指标。     

计及动态响应特征的农村综合能源系统分层调控

针对农村综合能源系统中平抑间歇式可再生能源波动造成的生态养殖热电联产系统大范围出力波动问题,提出了一种计及储能和热电联产快慢协同的农村综合能源系统分层控制框架.首先,分析了生态养殖过程中的废弃物和沼气发电的多能耦合特征及其典型结构.进而,建立考虑光伏发电、沼气热电联产、生物质储能等的生态综合能源系统模型,提出基于饱和滤...     

Economic analysis of solar energy development in North Africa

The economic analysis of solar energy development is the basis of promoting the solar energy planning in north Africa and realizing the clean energy power transmission among continents. In this paper, the cost development trend of photovoltaic(PV) power and concentrating solar power(CSP) generation is analyzed, and the levelized cost of energy(LCOE) of solar power generation is forecasted. Then, taking the development of Tunisian solar energy as an example in the context of transcontinental transmission, PV power with energy storage and PV-CSP power generation are given as two kinds of development plan respectively. The installed capacity configurations of the two schemes are given with production simulation method, and comprehensive LCOE are calculated. The studies show that based on the LCOE forecast value, the LCOE of PV-CSP combined power generation will decrease when the annual utilization hours of transmission channel is increased. It can be chosen as one of important mode of the North Africa solar energy development.