摘要:随着能源危机和环境问题的日益突出,我国正在大力推进能源结构转型,构建新型电力系统。虚拟电厂可对分布式能源和可控负荷进行整合调控,是实现“源-网-荷-储”一体化和多能互补的重要手段之一。储能因其功率双向流动、响应调节速度快等特点,成为虚拟电厂不可或缺的组成部分,对于虚拟电厂内新能源消纳、参加电网辅助服务、提高电网运行安全水平等具有积极意义。目前已有学者针对虚拟电厂的运行机制和调度优化进行研究,对虚拟电厂中的储能容量配置进行优化。为此,首先介绍了以集中型储能为主的虚拟电厂模型,包括其组成结构和调度模型。然后,以实际工程为例,研究以虚拟电厂为背景的储能电站的集成设计,对其他储能工程的设计具有一定的参考意义。
关键词:虚拟电厂;储能电站;集成设计
0引言
随着化石能源资源的日益紧张和全球环境问题的突出,全球各国都在寻求可持续的能源发展道路。在国家政策支持下,风电、光伏等清洁能源快速发展,但其间歇性和波动性对电网的安全稳定运行造成了重大影响,各地都出现了不同程度的弃风弃光。虚拟电厂(VirtualPowerPlant,VPP)是推进高比例可再生能源发展的重要措施之一。我国“十四五”现代能源体系规划中指出,建立“源-网-荷-储”一体化以及多能互补项目协调运营和利益共享机制。虚拟电厂可在不改变每个分布式电源并网方式的前提下,聚合分布式电源、储能、可控负荷等不同类型的分布式能源,并通过先进的控制策略实现多个分布式能源的协调优化运行,有利于资源的合理优化配置及利用，2021年12月21日,国家能源局发布的新版《电力辅助服务管理办法》和《电力并网运行管理规定》更是明确了虚拟电厂的并网主体地位,鼓励虚拟电厂、新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。
储能因其功率双向流动、响应调节速度快等特点,通过虚拟电厂的优化配置和协同控制,可实现能量专*和快速精准的功率控制,在系统调峰、调频、调压、紧急控制等方面发挥作用,与源、荷侧灵活调节资源形成调节能力,对支撑新型电力系统,提高电网运行安全水平等具有积极意义。
目前,已有学者对虚拟电厂的运行机制和调度优化进行研究。文献[1]将风电机组和常规水、火电机组以及储能纳入虚拟电厂调度区域,在电力系统实时调度的模式下,通过有效的功率控制,实现大规模风电场并网调度,减少风电的不确定性对电网安全稳定运行造成的重大影响。文献[2]考虑风电和光伏出力的不确定性,建立了以虚拟发电厂净收益*大为目标函数的虚拟电厂*优经济调度的鲁棒优化模型,并验证了模型对于制定电厂运行计划具有经济优势。针对含电动汽车充电站的虚拟电厂,文献[3]提出了虚拟电厂日前调度优化模型,验证了虚拟电厂可促进新能源消纳,减少电动汽车充电无序性对电网运行的影响。
针对虚拟电厂中的储能配置优化,文献[4]考虑到虚拟电厂对分布式光伏的管理,以经济收益、网供功率和电压质量为目标,建立了储能系统容量配置优化模型。文献[5]中的虚拟电厂引入超级电容器、蓄电池以及可入网电动汽车等储能设备,建立以AGC调频效果和净收益*高为目标的虚拟电厂参与AGC调频决策模型,实现对混合储能系统容量配置的优化,以及虚拟电厂各单元的出力优化。
本文针对以集中式储能为主体的虚拟电厂,首先分析了其组成结构和调度模型;然后以实际工程为例,研究了集中式储能的设计,从储能技术路线选择到储能系统集成设计方面,保证集中式储能可以满足虚拟电厂运行要求。虚拟电厂以集中式储能作为主体,一方面可以为区域提供平稳可控的出力,另一方面可以通过储能的双向功率调节作用,增加区域内新能源的消纳,减少弃风弃光现象,使得电网运行更加安全。
1以集中式储能为主体的虚拟电厂模型
1.1虚拟电厂结构
虚拟电厂将分布式能源(DistributedEnergyResource,DER)、可控负荷(InterruptibleLoad,IL)和储能设备进行有机结合,通过先进的控制技术和通信技术对其区域内各类分布式能源和负荷进行整体优化调控,不影响各能源并网方式,可多点接入电网,也可将其区域内所有能源整合作为整体参与电力市场。
如图1所示,虚拟电厂可以根据其控制策略,通过调整分布式电源出力、储能设备充放电以及切除可控负荷等手段,协调优化其内部各分布式能源和负荷间的能量流动,从而作为整体参与电力市场交易行为,进行电能售卖与购买。
以集中式储能电站为主体构建虚拟电厂,可充分发挥集中式储能电站大容量出力、大范围调节、宽时域支撑的宏观作用,同时辐射周边其他灵活调节资源,形成“以点带面、以大聚小”的整体运行模式,可有效提升虚拟电厂确定性、置信度、可靠性和支撑力,实现对大量分布式、小容量、多类型、高分散资源真正有效控制,强化虚拟电厂的可观、可测、可控,同时兼顾电网安全稳定运行与电力市场,以高可靠性、高灵活性、多商业模式的方式运行。
图1虚拟电厂组成示意图
1.2虚拟电厂调度模型
虚拟电厂控制中心作为以储能电站为主体的新型虚拟电厂的总控中心,可以把区域范围内的储能电站、分布式电源、可调节负荷等资源接入该系统。基于该控制中心,虚拟电厂可参与主能量和辅助服务的电力交易市场,充分发挥集中式储能电站的出力特性,提高分布式电源、可调节负荷的使用效率,提升虚拟电厂可靠性。虚拟电厂中的储能可以运行在两种模式:一是单独参与电网调度;二是与分布式电源、负荷联合参与调度运行。
储能电站单独参与电网调度时,只调整储能的充放电,不影响其他分布式能源或负荷。储能参与调峰辅助服务,代替电网传统调峰手段(燃煤火电机组),提高整个电网的经济性;参与调频辅助服务,支持自动发电控制(AGC)功能,即实时响应上层调度系统下发的储能系统调频功率需求命令,实时满足上层调度下发的支持AGC计划相对应的功率命令值;参与现货市场,支持自动发电控制(AGC)功能,即实时响应上层调度系统下发的储能系统日前/实时调峰功率需求命令。
储能电站与分布式电源、负荷联合参与调度运行,需要通过控制中心执行相应控制策略,协调不同能源和负荷的功率流动。考虑储能、风电、分布式光伏作为一个虚拟电厂主体,项目内部优化,整体预测出力计划上报调度中心,调度中心命令仅下达至虚拟电厂总控中心。总控中心对风、光、储电站进行实时信息采集并统一调度。此运行模式下,储能系统运行的主要目标为弥补风光发电实际出力与预测出力的偏差,提升虚拟电厂整体的出力精度。储能电站能量管理系统依据上层调度下发的当日虚拟电厂调度计划,通过控制储能电站的充放电功率,实现跟踪发电计划的功能,控制虚拟电厂联合功率输出满足计划跟踪要求。
在电网负荷低谷和高峰时段启动储能装置进行充放电,储能系统削峰填谷功能实时响应虚拟电厂总控中心下发的储能系统功率需求命令,即实时满足上层下发的削峰填谷计划对应的功率命令值,以保证削峰填谷的应用效果。
1.3以集中式储能为主体的虚拟电厂的作用
1.3.1提升调峰能力,保障用电
随着社会经济的发展,社会用电需求日益增长,区域内用电峰谷差也在不断增大。2016年以来,浙江电网*大日峰谷差从2355万kW增大至3436万kW,是峰谷差*大省份之一。传统发电机组的调峰能力有限,已无法弥补日益扩大的调峰缺口;而且,受风电、光伏等新能源渗透率不断提高的影响,区域内电网调峰难度增加,电力灵活性调节需求不断增加。
储能作为新型电力系统的重要构成要素,发挥着越来越重要的保供作用。以集中式储能为主体的虚拟电厂,通过对区域内可控负荷进行调节,对储能充放电进行控制,可以保障重要负荷的供电,减少电力匮乏对生产生活的影响。有大量案例证明,通过虚拟电厂,可以提高用电保障能力。2021年6月21日,平湖市县域虚拟电厂,通过负荷预测,实现了负荷紧张异常预警;通过对域内负荷的精准调控,在*小成本和影响的前提下,避免了平湖110kV永兴变2号主变的负荷紧张异常事件。2021年8月29日,广州市虚拟电厂在广东电网广州供电局调控中心的指令下,对公交充电公司下达调控指令,调整充电计划,完成负荷资源的精准调节,保障了高温条件下2000户家庭的空调用电。
1.3.2提升调频能力,保障电网安全运行
相比传统同步机电源,新能源缺乏转动惯量上的支撑。而随着新能源渗透率的不断提高,电力系统的转动惯量水平降低,系统频率稳定性降低。根据发电机动能等值换算分析,通过对浙江省内发电机惯性常数进行评估后可知当新能源装机占比超过25%时,系统将出现惯量缺额,系统调频能力也随之逐步降低。传统的调频电源主要为火力发电机组,传统机组响应速度较慢,爬坡速度一般为每分钟约1%~3%;同时,机组参与调频会造成煤耗增加、设备损耗等问题。因此,传统机组已无法满足日益增长的调频要求。
储能系统响应速度快、调节速率高,可在1s内以99%以上的精度完成指定功率的输出,其综合AGC调节性能远超常规燃煤机组,因此规模化储能为系统提供的惯量支撑和一次调频能力可有效降低大功率缺额下电网频率失稳风险和系统安全运行风险。而且储能设备从零功率到满功率仅需数秒,可以在电网故障情况下,提供紧急调频支撑作用,提高交直流混联系统的稳定性。
1.3.3促进新能源消纳
新能源出力具有随机性、间歇性的特征,储能具有能量吞吐和时空转移能力,结合新能源出力预测及调度日前计划进行有序充放,可以有效解决新能源波动性大、置信出力不足的问题,提高电力与电量平衡的协同度。
随着新能源占比的不断提高,新能源的消纳压力日益增大。要保持较好的新能源利用水平,需综合采取火电灵活性改造、扩大需求侧响应规模以及增加储能装机规模等措施。
以国内某示范工程为例,对该工程风储系统运行在VPP模式和一般模式以及风电、储能分别单独运行的模式进行对比。采用VPP运行模式的风储系统可以缓解风力发电厂并网带来的备用容量增加问题,同时充分利用电池储能系统和风力发电厂的容量,显著提高经济收益。
1.3.4提升电网运行灵活性
随着电力体制改革和能源结构革命推进,我国电力现货市场和售电市场开始启动和开放,电网不断向智能化和柔性化发展。储能电站作为智能电网的关键组成部分,运行灵活、启动快、动态效益显著,而且储能可按四象限运行,可为区域内提供无功电压调节,减少电网无功设备的投资。例如一个100MW/200MWh的储能电站接入500kV电网后,可提供调相容量±20万kvar。储能对优化电网电源结构、改善电网电压水平、提高供电质量、提升电网运行灵活性、保证电网的安全稳定运行有很大作用。
2储能系统设计
2.1储能技术路线选择
储能系统可以应用于电力系统调频、调峰、紧急功率支撑等不同场景。不同应用场景下,对储能系统的容量、功率、响应时间、调节速度等的要求所有区别。不同类型的储能都有其优势,使其适用于某个应用场景,因此储能技术的发展呈现多元化,存在着电化学、机械、储热等技术种类繁多、特性各异的技术路线,新型储能技术,如超级电容、压缩空气、液流、锂离子电池等也得到了不同程度的发展应用。
以集中式储能为主体的虚拟电厂要求储能既要具备较大容量以提供区域内用电支撑,又可以满足调频、调峰等辅助服务的需求,具备较快的响应速度和较高的调节速率,因此虚拟电厂中的集中式储能需要满足不同时间尺度、不同大小的调节需求。本文从技术特性、经济性、安全性三个维度综合考虑不同类型储能在虚拟电厂的应用情况。
技术特性方面,主要关注集成规模与可靠性、响应速度、能量转换效率等因素。目前,电化学储能集成规模可达百兆瓦级,响应速度可达百毫秒级,其中锂离子电池储能转换效率可达85%~90%,铅碳电池为70%~80%,液流电池一般低于65%,而机械储能和储热技术可集成规模为兆瓦级至百兆瓦级,响应速度为毫秒至分钟级。
经济性方面,主要关注建设成本、使用寿命、运维投入等因素。近来,锂离子电池储能建设成本快速下降至1800~2500元/(kWh)、循环寿命为6000~8000次(10~15年);铅炭电池储能的建设成本与锂离子电池相当,但寿命仅为锂离子电池的1/3;液流电池储能循环寿命大于10000次,但建设成本为锂离子电池的2倍以上,且
维护成本较高。
安全性方面,各类新型储能均有不同安全风险。锂离子电池存在热失控以及由此引发的燃爆风险,液流电池存在酸性有毒电解液的泄漏风险,压缩空气储能存在气体的高压力存储安全风险。从应用现状来看,锂离子电池储能占我国电化学储能装机规模的91%,安全风险随着多类型安全防护手段的应用将得到进一步控制。
根据项目需求,虚拟电厂中的集中式储能以调峰辅助服务为主,调峰需求时常集中于2~3h。综上,锂离子电池系统转换效率高、响应速度快、成本合理、安全风险可进一步控制,具备大规模建设的条件,符合虚拟电厂需求,因此可采用锂离子电池储能系统。
2.2储能系统集成设计要点
电化学储能集成应用方式直接影响电池运行一致性、使用寿命、安全特性,是电化学储能规模化安全可靠应用的基础。在设计储能电站时,一般可以从交直流电压等级、电池系统热管理方式和厂站结构等方面考虑。
2.2.1交直流电压等级
根据交直流电压等级不同,储能电站的集成方式可分为低压集成、高压集成和级联直挂,参数对比见表1。低压集成一般是直流600~900V、交流380V经变压器升压10kV(35kV)并网方案,目前该方案成熟度*高、应用规模*广。该电压等级下,单个电池簇中电芯数量相对较少,电芯一致性问题对系统的影响相对较小,具有更高的可靠性,但相对于高压集成方案,该方案能量密度与转换效率偏低。
随着技术的发展,高压集成方案日益成熟。高压集成一般是直流1000~1500V、交流550V或690V经变压器升压10
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