风能作为一种清洁的可再生能源,越来越受到世界各国的*视。但风能随机波动的特点,造成风电出力的频繁波动,使电网的调频、调峰压力加大,成为长期困扰风电并网的主要难题。
我国的弃风限电*次出现于2010年,此后弃风从零星现象快速扩散,2012年的情况*为严*,弃风率达17%。之后随着出台一系列政策鼓励风电并网消纳,我国弃风率2013年上半年降至13.5%，2014年上半年进一步降至8.5%。2015年7月,能源局发布数据显示,上半年全国平均弃风率为15.2%,风电弃电量达175亿kW·h,同比增加101亿kw·h,造成经济损失接近87亿元,创3年来同期新高。2015年上半年弃风限电主要集中在蒙西(弃风率20%)、甘肃(弃风率31%)和新疆(弃风率28.82%)。
将电池储能系统与风电结合,可以平滑机组输出、提高风电输出与预测的置信度、提高风电可调度性及实现峰值转移,有效改善风电对电网的影响国内外对电池储能技术在风电上的应用均十分关注。
国内,2011年电网在张北投运的20MW电池储能站(一期)主要定位于配合风电和光伏接人。2013年在国电龙源卧牛石风电场投运的5MW/10(MW·h)全钒液流电池储能设计实现配合风电接人的功能。国外储能技术与风电的配合应用更早。2005年日本住友电工开发的4MW/6(MW·h)全钒液流储能电池系统安装在北海道的30MW风电场示范运行。2008年日本风电开发公司在Rokksasho5lMw风电场安装了34MW/1169.6(MW·h)的钠硫电池以平抑风电场输出功率。挪威石油公司自2009年开始测试锂电池配合离岸风电,2015年公布将于2018年在苏格兰彼得岬外海,为15台6MW漂浮式离岸风电场安装15MW/15(MW·h)的锂电池储能系统。2016年美国圣地亚哥电力公司实施2MW/8(MW·h)全钒液流电池储能项目,以响应加利福尼亚州提出的2020年要导人高达33%可再生能源的目标。
储能技术与风电的配合方式有集中式和分布式2种,上述储能电站均属于集中式储能,集中采取温度控制措施、方便管理和维护。但集中式储能占地大,需要规划集中的建设场地,其建设涉及征地和审批方面的工作。
分布式储能则可以在风机旁就地布置,联会协调控制,具有控制灵活的优点,同时在一定程度上克服了集中储能需要征地和审批的不足。目前相关的研究和示范工作多针对集中式储能展开,对分布式储能的应用及其应用中的问题则鲜见论述。本文针对分布式储能工程应用中对可用性影响的因素进行分析探讨,供相关应用设计参考。
1.分布式风电-电池储能系统
分布式风电-电池储能系统是1台风机配置1套储能系统,或者几台风机配置1套储能系统,单套储能系统容量相对要求较小,从物理位置上讲属于分布式储能。
分布式风电-电池储能系统以单台或几台风机为直接控制对象,以风电场整体优化为目标,其配置安装和控制方式较为灵活,通过多系统间的协调控制可以*大程度降低风电场内部线损,在单台风机或单台储能系统发生故障时可以进行协调逻辑的重组，以继续实现*优运行,但其协调控制较为复杂,整体协调控制要求高。由于每台储能系统均需独立的测量和控制系统,单位容量成本较高。
从原理上讲,1机1储配置的电气连接既可采用交流侧并联,也可采用直流侧并联。交流侧并联时，风机与储能系统之间的控制系统相互解耦,实现方便,也是目前技术上较为成熟的方式。1机1储的分布式储能系统的安装既可以采用集装箱形式在风机旁就近安置,也可以将储能系统置于风机塔筒内部。其中前者更具有模块化思路,工程实施方便;后者需要风机厂商与储能厂商的配会,目前尚未见实用。
在内蒙古某49.5MW风电场选取1台风机实施的分布式1机1储项目即采用交流690V侧并联,单台风机容量为1.5MW,储能集装箱在风机旁就近安装,容量为500kWx2h。项目于2015年5月成功投运。在实施过程中曾遇到因控制策略对实际系统功率损耗考虑不足导致电池荷电状态(stateofchargeS0C)不断降低以致于*终无法运行,控制周期设计不合理反致整个系统功率波动增加,温度控制(简称温控)系统气流路径设计不合理造成电池温差过大等问题,这些控制和设计因素直接影响到风储系统的可用性,值得相关技术人员加以关注。
2.风储能量管理系统控制策略对可用性的影响
能量管理系统(energymanagementsystem,EMS)实时采集电网信息并从电池管理系统(battenmanagementsystem，BMs)获取电池信息以实现风储系统的顶层控制功能。控制策略包括5个控制策略和电池保护部分,即削峰填谷、计划跟踪、平滑功率、调压、调频和电池保护。图1为风储EMS就地挖制结构框图。无论风储EMS的控制目标如何,其通过指令直接调节的仅是功率转换系统(powerconversionsystem，PCs)的有功功率和无功功率，直接改变的是风电机组低压侧的有功、无功功率和频率。
在EMS就地控制系统中,将汇流点三相电压、电流进行P/Q分解,得到风电机组和储能系统整体输出的有功和无功功率,其中测量计算得到的有功功率作为功率平滑,削峰填谷,计划跟踪控制的主要依据,无功功率作为无功补偿(电压调整)的主要依据。将三相电压信号进行频率提取,作为紧急调频情况下有功功率输出控制的主要依据。其控制策略框图如图2所示。
上述控制策略原理简单,但根据理想情况设计的控制策略在实际应用中却无法正常运行。在各种理想的控制策略中,设计目标是使得交流侧并网点的充放电能量保持平衡,即能量积分为0。而储能系统充放电运行过程中,电池、BMS.PCS.EMS,温控系统和消防系统等均有能量损耗,上述能量损耗均发生在并网点以下(直流侧或者PCS上),能量的损耗体现为内耗。仅考虑理想条件的控制策略无法使得能量的损失从电网得到补充,结果导致随着运行时间的增加,电池SOC不断下降。SOC下降速度与电池充放电效率和PS效率直接相关。
项目实施中发现,如控制策略不考虑储能系统的功率损耗,运行24h后2台储能集装箱内的电池SOC均下降了20%左右。
为确保风电-电池储能系统能够长期可靠地运行,同时考虑到SOC估算误差通常较大的实际情况中,本文采取辅助措施将SOC的运行范围限制在一个以50%为的较窄区间内以避免电池SOC上下越限。采取的措施如下详述。
（1） 在理想控制策略输出指令的基础上选择件地附加功率偏置。由于电池充放电和PCS运行的能量损耗对电池SOC大小的影响是单方向的(使得SOC减小),因此当电池SOC在50%以上时,直接将理想控制策略的输出指令作为控制PCS的指令。此时利用电池和PCS本身的功率损耗使得储能系统SOC向着50%运行。当电池SOC低于50时,在理想控制策略输出指令的基础上附加使电池SOC向上的充电功率偏置,此功率偏置应大于电池和PCS的损耗,以保证SOC向着50%运行。
（2） 对偏置功率大小设置限值。为保证附加的偏置功率不会对原控制策略指令产生严重影响,对偏置功率设置了上限值。
3.功率转换系统响应速度对可用性的影响
PCS接受来自EMS的功率指令并执行,储能系统的功率输人输出均通过PCS进行。EMS系统的控制速度由采样速度、EMS控制算法速度和PCS的指令响应速度共同决定。在实际工程中,PCS的指令响应速度低于前两者,对风储系统控制策略的运行效果有着至关重要的影响。
PCS指令响应时间由EMS与PCS之间的通讯延迟时间、PCS功率控制环执行时间构成。后者通常为几到几十ms,EMS与PCS之间的通讯延迟时间远远大于后者。
为掌握PCS的响应情况,本文对PCS进行了功率指令跟踪测试。测试中以通信指令的形式按照正弦变化规律给定有功功率,正弦变化周期为15,3060,90和120s。指令功率的正弦变化周期为30s时,指令功率和测得的PCS实际输出功率的曲线如图3所示。
由图3可知,PCS对EMS的功率指令的响应存在明显的滞后,滞后时间约为1s左右,且存在一定的抖动。上述滞后导致风储系统对快速的功率波动无法有效平抑,严重时甚至会导致风储系统总功率波动的增加。在内蒙古某风电场风储系统调试阶段实测得到的风机功率波动情况即是如此。实测得到的风机功率波形和风-储总功率波动如图4所示。
图4中,功率方向以风-储吸收电能为正,以风-储向外放出电能为负,故图中显示风机输出功率为负值。图4对应的测试中,平滑功率控制算法按照滤波时间常数为10min计算出对PCS的功率指令百接发送给PCS,电压、电流等信号的采样速率为0kbit/s,时间窗口长度为900s。图中对比可见运行平滑功率策略后功率波动更加严重。
为解决上述不但无法平抑风功率波动反而造成总波动增加的问题,在后续调试过程中,将功率平控制算法的控制周期增加到约PCS响应时间的2倍,约2s,即控制算法的功率指令每间隔2s给PCS发送1次,得到功率平滑效果如图5所示。
结束语
在设计和实现风电-电池储能系统的过程中,除了着眼于基本的控制策略功能实现以外,还需对其他影响系统可用性的因素加以关注。
(1)为避免电池、PCS、BMS、EMS、温控系统和消防系统的能量损耗导致储能系统的能量持续降低,在风储能量管理系统的设计中需要对上述损耗加以补偿,选择性功率偏置可以起到良好的效果。
(2)PCS的指令响应速度对风储系统控制策略的运行效果有着至关*要的影响。PCS响应速度较低时,功率平滑效果将受到影响,如果与EMS指令周期配合不当甚至会适得其反。EMS指令周期需大于PCS的响应时间。
(3)风电-电池储能系统采用集装箱式设计方便了储能系统运输、施工和维护。储能系统的温控管理设计需要对散热气流和加热气流路径分别加以考虑方可起到良好的热管理效果。
参考文献
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[2］吕靖峰．我国风能产业发展及政策研究[D]．北京：民族大学，2013
[3] 企业微电网设计与应用手册2022.05版.