风光储联合发电系统中的储能系统调度策略研究

随着风力、光伏发电,以及储能技术的发展与应用,构建大规模风光储联合发电系统接入电网已成为可能.其中,储能设备的调节控制对联合发电系统尤为重要.基于修正计划出力的方法,提出一种储能系统充放电控制策略,使得联合发电系统供给电网的有功功率波动尽可能最小;通过仿真说明控制策略有效性,利用风光储联合系统供电可靠性指标,分析指标与系统容量配置的关系,提出容量配置优化方法.     

平抑出力波动的风光储联合发电系统容量优化配置方法

利用风能和太阳能在时间和地域上的天然互补性以及储能装置对于电能的可存储性,合理配置风光储联合发电系统各组件容量,可使系统输出功率保持平稳,提高电能质量,降低对电网的冲击。针对大规模风光储联合发电系统,基于风速和太阳能资源历史数据,采用峰谷斜率总和,输出功率波动率和有功功率偏差率为评价指标,以评估期所有数据片段内各指标值的概率分布情况和各指标在波动阈值范围内的概率变化率评价系统出力波动性。并提出了一种以不同容量配置方案下的风光出力波动性分析为基础,以系统出力变化率满足要求的概率最大为目标的风光储联合发电系统容量优化配置方法,并通过具体算例验证了本文所提方法的可行性。     

平抑风光互补系统短时复合功率波动的 储能容量配置研究

针对风光互补系统日内局部功率波动平抑问题,提出了一种风光储共建系统的储能容量匹配方法。在分析影响配置储能容量的相关因素基础上,建立了反映风光储共建系统发电效益与相关约束的指标,并提出一种配置储能容量的计算方法。所提方法通过构建风光复合功率波动量的概率密度函数,设定储能设备额定充放电功率,进而得到储能系统的额定容量。以甘肃某风光互补电站为例,对风光储发电系统的相关指标进行计算分析,验证了所提方法的有效性。     

计及储能容量优化的含风光储配电网可靠性评估

采用改进准序贯蒙特卡洛法进行配电网可靠性评估,提出2个衡量储能平抑风光储联合发电系统有功功率波动的指标进行储能容量优化。结合储能容量优化结果,对比分析不同的风光储协调运行策略以及系统孤岛划分方案对配电网可靠性评估的影响。改造的IEEE RBTS BUS6算例分析表明:合理选择储能容量可以很好地平抑风光储联合发电系统的有功功率波动,同时减少能源浪费;风光储协调运行策略中,相比容量跟踪策略,负荷跟随策略可以提高系统的供电可靠性;不同的孤岛划分方案中,相比优先切除负荷量小的分散用电负荷,优先切除负荷量大的集中用电负荷,系统具有更高的供电可靠性。     

风光储系统的结构

风光储联合发电系统是在风电场及光伏电站配置一定容量的储能系统,通过储能系统的充放电来平滑输出功率的波动,实现对风、光并网功率波动的平滑控制。     

平滑光伏功率波动的储能系统充放电控制策略研究

在光伏发电系统中配备一定的储能装置可以平滑光伏发电的功率波动,提高系统的供电可靠性,增强电网的调控能力。以光储联合发电系统为研究对象,在滤波原理的基础上,设计了一种计及电池充放电深度的储能系统充放电控制策略。该策略计及储能电池荷电状态,防止过度充放电加快其寿命老损,通过调节储能系统输出有功功率,对光伏出力波动进行动态补偿。以无锡市某屋顶光伏电站为例进行了仿真研究,仿真结果表明,所提策略能够充分考虑储能系统容量配置,最大程度的动态平滑光伏发电系统输出功率波动,有效延长储能电池使用寿命。     

风光储联合发电系统有功功率评价指标和控制策略

（1）有功功率评价指标 衡量风光储联合系统总输出的有功功率波动的指标包括：     

风光储联合发电系统调频控制策略研究

针对风光储联合发电系统的运行特点,基于分段调频控制的理念,提出了一种风光储联合发电系统参与电力系统二次调频的控制策略。该控制策略根据区域控制偏差ACE就调频控制的紧急程度进行划分,在不同控制区域使用不同的有功控制方式,实现对联合发电系统出力的精细化控制,最大程度利用风电及光伏发电,保障储能电池SOC运行在合理范围。仿真分析验证了所提调频控制策略的可行性、有效性及经济性。     

风光储系统储能容量优化配置策略

储能容量的优化配置是风光储系统的重要问题。针对该问题,提出一种储能优化配置方法。首先建立储能容量配置的双层决策模型,外层规划模型的决策变量为储能的功率和容量配置,目标为储能的初始投资与联络线波动惩罚最低,内层规划模型的决策变量为储能在运行过程中的充放电功率,目标为系统联络线功率波动最低;然后基于动态规划方法进行求解;最后对含风电、光伏、电池储能以及负荷的联合发电系统进行算例分析,分别选取春、夏、秋季典型日数据进行仿真,仿真结果表明储能配置策略的有效性。     

基于变权值自适应滤波的风光储协调优化控制

针对平抑风光储联合发电系统输出功率波动问题,提出一种具有变权值自适应滤波的风光储协调优化控制策略。在传统的加权移动滤波算法基础上,分析了储能出力、波动率以及滤波带宽的关系,以储能系统的荷电状态(state of charge,SOC)平衡度指标和并网功率波动率作为约束条件实时调整加权移动滤波算法的权值与滤波带宽。在给定的波动率约束下,实现风光储联合发电系统协调优化控制。算例表明,所提出的变权值自适应滤波算法优于传统的一阶低通滤波风光功率平滑效果,在保证SOC合理水平前提下,有效平抑了风光联合输出功率的波动,降低了储能系统充放电次数,提高了储能系统的使用寿命。     

基于UPFC/BESS的大电网新能源系统功率波动柔性跟踪控制研究

随着新能源发电技术的快速发展,对大电网新能源系统灵活交流输电技术提出了新的要求。为了解决大电网新能源发电波动性、间歇性及负荷突变等引起的功率波动和电网稳定问题,提出了一种新型基于蓄电池储能系统(battery energy storage system,BESS)接入的统一潮流控制器(unified power flow controller,UPFC)装置。建立了含风电、光伏发电和UPFC/BESS的大电网新能源系统数学模型,基于广域测量系统(wide area measurement system,WAM S)技术设计出UPFC/BESS关于抑制新能源电力功率波动的柔性跟踪控制方法,该方法使储能装置柔性交换系统的有功功率和无功功率,消除了有功波动对节点电压的影响。基于PSCAD/EMTDC平台的仿真结果表明,UPFC/BESS具有较强的有功调节控制能力,能够快速抑制大电网新能源接入系统的负荷与电源功率波动。     

带储能的双馈风力发电系统控制策略

提出了一种将储能装置接入传统双馈风力发电系统背靠背变换器直流侧的新型双馈风力发电系统,通过对已有的背靠背变换器实施功率控制策略,可以有效地抑制风速随机化引起的风力发电系统并网点输出功率的波动。在分析系统构成及功能的基础上,提出了背靠背变换器相应的功率控制策略,并根据所建立的新型双馈风力发电系统的控制模型,在EMTDC/PSCAD仿真环境以及3kW双馈风力发电系统实验平台下进行了详细的研究和分析。研究结果表明,在风速波动的情况下该系统能够按照优化控制策略得到平滑的功率输出,实现风速的去随机化过程。     

基于改进NSGA-II算法的水-光-蓄发电系统多目标规划方法

水-光-蓄联合发电系统是指利用水电和光伏发电互补性,用水电弥补光伏发电间歇性,并配备一定容量的抽水蓄能电站,利用储能手段平抑光伏出力波动性,同时提高光伏电能消纳能力的联合发电系统。水-光-蓄联合发电系统是一种有效的新能源开发利用新形势,而对联合系统的分布式光伏电站的选址定容以及抽水蓄能电站的容量配置问题是一个高维、非线性的规划问题。首先,构建了水-光-蓄联合发电系统的数学模型;其次,针对规划问题的多目标性,利用了改进的NSGA-Ⅱ算法得到帕累托最优解集;最后,通过TOPSIS法完成了规划方案决策,并结合算例验证了方法的合理性。     

大规模风光互补发电系统建模与运行特性研究

建立了大规模并网风光互补发电系统动态分析模型,提出了基于功率变化率改进扰动观察最大功率跟踪算法。风电及光伏系统均采用有功、无功解耦双环电流控制策略。应用静止同步补偿器分析模型的暂态故障电压。含风电、光伏及风光互补运行的电力系统仿真计算验证了该模型的有效性及其功率波动特性和母线电压的暂态影响。仿真结果表明,该风光互补发电系统模型有效降低了输出功率波动,实现了风光系统低电压穿越,确保故障情况下风光系统不脱网运行以及电网安全稳定运行。     

基于分布式光伏/飞轮储能联合发电系统的并网点电压主动调控技术研究

为改善配电网末端电能质量,提高并网点电压稳定性,提出了一种基于分布式光伏/飞轮储能联合发电系统的并网点电压主动支撑控制策略.相比于传统电压调节控制方式,该控制策略能够充分发挥飞轮储能高频次充放电特性,根据电压偏差大小自适应调整联合发电系统有功/无功输出,稳定并网点电压.同时该控制策略将并网点功率因数作为考虑因素,引入控...     

不同时间尺度下新能源联合发电特性及最优配比

针对由可再生新能源的间歇性和波动性造成的能源弃用问题,亟需准确地分析新能源输出特性,构建用于新能源发电特性的相关系数、波动率和互补系数等评价指标,并通过对比利时新能源基地历史数据进行分析,得到不同时间尺度下风电和光伏及其联合发电特性。通过固定风电容量逐渐增加光伏容量比重,观察不同风电-光伏装机容量比对评价指标的影响,得到满足评价标准的风电-光伏发电配比区间。研究结果表明,在风电容量和光伏容量配比区为1∶1至1∶1.68时能够满足评价指标。风光联合发电方式能够减缓单一间歇性新能源发电波动,提高电力系统稳定性。     

风储交流微电网自动功率平衡控制策略

风储交流微电网主要包含风力发电设备、储能系统和交流负荷。在风储微电网中,需要建立发电、储能和负荷间的协同功率调控机制,以确保风能得以高效利用;同时尽可能避免储能系统发生过度充电与放电。为此,提出了一种适用于风储交流微电网在离网运行模式下的自动功率平衡控制策略。在负荷轻载下,通过储能系统主动改变微电网频率,由风机主动降功率,放弃部分风能,使得电池不易过度充电;在负荷重载下,微电网频率主动上升,主动切除部分负荷,使得电池不易过度放电。暂态数值仿真说明了该控制策略可实现交流微电网的功率自动平衡,同时有效避免了储能系统的过度充电与放电。     

风-光-抽蓄零碳电力系统多时间尺度协调调度模型

高比例新能源并网带来的波动性影响和新能源消纳水平不足已成为新型电力系统中亟须解决的问题。为此,基于风、光、负荷预测精度随时间尺度缩短而逐级提高的特点和抽蓄机组日内灵活调节特性,建立风-光-抽蓄零碳电力系统多时间尺度协调调度模型。以运行成本最小为目标,建立日前24 h发电计划、日内1 h发电计划和实时15 min发电计划。通过多时间尺度的协调配合,保证风、光、抽蓄出力良好跟踪负荷,逐级修正发电计划。以含6台抽蓄机组的风-光-抽蓄零碳电力系统为例开展仿真分析,结果表明所提多时间尺度协调调度模型有利于减少系统弃风、弃光量,且系统消纳风光的能力与抽蓄电站装机容量有关。     

大规模新能源经张北柔直孤岛送出的虚拟频率研究

大规模新能源经柔性直流送出为解决新能源并网消纳提供了一种新的思路,但是在不加任何附加控制的情况下,新能源的有功波动会经过柔直全部传递到受端电网。为了解决新能源经柔直并网的有功波动问题,文中针对张家口地区的大规模新能源发电经张北柔直换流站孤岛送出系统的风电运行数据进行分析,得出该地的风电短时波动特性。同时在孤岛换流站的电压-频率(VF)控制基础上,设计换流站虚拟频率控制策略,与新能源发电一次调频(PFR)控制一起实现孤岛换流站的功率波动自主抑制功能。最后搭建大规模风电经单端柔性直流孤岛送出系统仿真平台,仿真结果证明,在风机运行状态正常的前提下设计的虚拟频率及一次调频控制方案可以,较好地实现孤岛换流站功率波动抑制。