储能系统参与风电机组调频应用分析

付 尧,王志伟,巩晓伟,齐 全,李明珠

(国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院,辽宁 沈阳 110006)

0 引言

随着高比例新能源发电机组接入电力系统,新能源的随机性、间歇性和波动性使电力系统旋转备用容量、惯量下降,抗干扰能力降低,导致电力系统应对失衡事件频发[1]。如2019年8月9日英国出现的大停电,Little Barford 燃气电站停机引发系统频率下降,继而霍恩海的海上风电出力下降,进而引发低频减载动作导致大规模停电事故[2]。然而英国在2019年的风电、光伏装机占比仅33%[3],基于中国的实际情况,实现碳中和目标风电、光伏的占比将远超33%,新能源的装机占比将高达80%左右,电力系统对灵活性需求会进一步扩大。为配合新能源发电的快速发展,保障高比例新能源场站接入电力系统安全运行,电力系统对新能源场站主动支撑电网能力的要求将会越来越高,储能系统以其快速响应能力和较高的能量转换效率,能够有效解决新能源消纳问题,改善系统调峰调频效果[4]。因此具备惯量响应、一次调频、快速调压等调节能力的储能电网支撑型新能源发电将是大势所趋。

1 风电机组调频模式

1.1 惯量控制

惯性控制是在风电机组运行过程中,通过改变机组转子侧变流器的电流给定,控制转子速度发生临时性变化情况下短时释放/吸收风电机组旋转质体所存储的部分动能,以快速响应系统频率的暂态变化,提供转动惯量[5]。

1.2 超速控制

超速控制是控制风电机组转子超速运行,使其运行于非最大功率捕获的次优点,保留一部分有功功率备用,用于惯量响应和一次调频。

1.3 变桨控制

风电机组变桨控制是通过控制风电机组的桨距角,改变桨叶迎风角度,使其处于最大功率点下的某一运行点,从而留出一定的备用容量。在风况一定的情况下,桨距角越大,机组留有的有功备用也就越大。

2 储能系统参与调频应用分析

2.1 判定策略

一次调频判定策略通过比例控制频差响应,如式(1)所示[6]。

P1=Kpf(fgrid-fref)=KpfΔf

(1)

惯量判定策略通过dΔf/dt比例控制频差响应,如式(2)所示。

P2=KdfdΔf/dt

(2)

由此通过频率监测系统监测频率变化,改变飞轮储能系统动能而改变有功输出,判定策略如图1所示。其中,fgrid为实测频率;fref为额定频率。

图1 频率判定策略

2.2 控制方案

通过系统减载备用方案,得到正常运行时的转速、桨距角及转载后的有功功率输入到调频模块[7],如图2所示。

图2 转速、桨距角获取

调频模块由风电机组功率备用模块、调频需求功率判定单元与调频功率分配模块组成,根据系统频率状态,确定储能系统有功功率输出。图3中d%为设定的风机容量百分比,Δf为频率差值,Pwind.deload、βwind.deload、ωwind.deload分别为经过转载后有功功率、桨距角和对应的转子转速。

图3 储能系统参与风电机组调频控制方案

当检测到系统频率变化时,首先通过惯性控制,释放储备在风电机组转子中的超速备用容量,进行惯性响应。随之,风电机组通过减载控制进行调频,包括超速控制及变桨控制。超速控制方法可以减小频繁变桨造成的机械磨损,控制速度快,其调节效能优于变桨控制。然而,当风速较高时,由于风电机组转子的转速限制,无法进行超速运行,需要采用变桨控制;当风速过低时(如接近切入风速),由于风电机组通过超速或变桨提供的调频能力有限,储能系统可以补充一定的调频容量[8]。

2.3 功率分配策略

当检测到系统频率低于额定频率时,需要风储系统提供一定的有功功率参与频率向上调节。此时,优先释放出系统减载备用的能量,当风电机组调节能力达到极限后,剩余部分由储能提供。当检测到系统频率高于额定频率时,需要风机吸收一定的有功功率以参与频率向下调节[9],此时可通过调节风电机组转速及桨距角减少风电机组输出功率,同时储能可充电以吸收一定的有功功率,从而起到调频作用,如图4所示。

图4 功率分配策略

3 实测分析

实测案例采取飞轮储能风电机组,测试现场为大唐阜新风电场A5号风机,风机为明阳MY1.5Se型1.5 MW双馈异步风力发电机组,飞轮为沈阳微控4台REGEN 125飞轮储能单元,容量为0.3 MW/7.46 MJ,控制系统为北京鸿普惠。拓扑结构如图5所示。

3.1 测试方案

频率阶跃扰动测试。频率阶跃扰动试验分为频率阶跃上扰动测试和频率阶跃下扰动测试,设定值如表1所示。

表1 频率阶跃扰动设定值

频率连续变化扰动测试。频率连续变化扰动分为先升后降和先降后升,设定值如表2所示。

表2 频率连续扰动设定值

虚拟惯量响应测试。设定值如表3所示。

表3 虚拟惯量响应设定值

3.2 数据分析

测试时风速变化为11.8～12.4 m/s,采用变桨控制模式[10]。频率阶跃扰动曲线如图6所示。频率下扰时,βdeload=4.8°,β1=0°,Pwind.deload<ΔPβ1,ΔP=PESS+Pwind.deload,即功率上升至7.9%Pn时,储能系统释放功率为1.5%Pn。频率上扰,βdeload=5.5°,β1=16.3°,Pwind.deload=ΔPβ1,P=Pwind.deload。

图6 频率阶跃扰动曲线

频率连续变化扰动曲线如图7所示,频率先升后降,βdeload=9.8°,β1=0°,Pwind.deload=ΔPβ1。频率上扰,βdeload=3.8°,β1=18.3°,Pwind.deload=ΔPβ1。

图7 频率连续变化扰动曲线

虚拟惯量响应曲线如图8所示。频率下扰至48 Hz时,βdeload=1.8°,β1=0°,Pwind.deload

图8 虚拟惯量响应曲线

4 结论

基于对储能系统参与风电机组调频性能研究,通过试验验证了储能系统参与风电机组调频,储能系统可以发挥以下几个关键作用。

a. 平抑频率波动。风电机组输出受到风速影响,导致输出功率波动较大,这会对电网频率稳定性产生影响。通过将储能系统与风电机组结合,储能系统可以在风电机组输出功率波动较大时吸收多余功率并在需要时释放能量,从而减少电网频率波动,提高频率稳定性。

b. 调频特性。储能系统具有快速响应和较高的调节精度,可以在短时间内提供或吸收大量功率,使得风电机组能够更好地响应系统频率变化。这种快速调节特性使得储能系统在风电机组参与调频中能够起到灵活且高效的作用。

c. 增强系统灵活性。储能系统的参与使得风电机组可以在不同的运行模式下更加灵活地响应系统需求。例如,在频率过低时,储能系统可以向电网输出电能,帮助提高频率;而在频率过高时,储能系统可以吸收多余电能,从而平抑频率波动。

d. 提高电网可靠性。通过储能系统的参与,风电机组可以更好地应对电网故障或突发情况,提高电网的稳定性和可靠性。

综上所述,储能系统参与风电机组调频确实能够有效平抑频率波动,并具有良好的调频特性,这对于促进可再生能源的大规模应用和电网稳定运行具有重要意义。不过需要注意的是,不同的储能系统技术和控制策略会对调频性能产生影响,因此在实际应用中需要综合考虑各种因素来优化储能系统的参与调频效果。