規(guī)模化儲能分區(qū)聚合有功調度控制技術研究

陳兵,徐瑞,徐春雷,仇晨光,張琦兵,張小白

(1. 國網江蘇省電力有限公司鎮(zhèn)江供電分公司,江蘇 鎮(zhèn)江 212050；2. 南瑞集團有限公司(國網 電力科學研究院),江蘇 南京 211106；3. 國網江蘇省電力有限公司,江蘇 南京 210024)

0 引言

隨著工業(yè)結構的調整和節(jié)能減排方針政策的實施,電網逐步淘汰落后產能、關停老舊火電機組。電化學儲能以技術成熟、建設周期短的特點成為替代電源的首選。通過儲能電站建設,可彌補火電機組退役后的供電緊張局面[1—3]。

電網調度機構依據地域將電網劃分為若干子區(qū)域以降低調度控制的復雜度,形成由1個或多個500 kV變電站為中心,帶動220 kV地區(qū)負荷分片運行的網絡格局[4—5]。近年來清潔能源迅速發(fā)展,其出力不確定性和不同于常規(guī)電源的調峰特性引發(fā)潮流倒送和輸變電設備過載,加大了電網分區(qū)內輸變電潮流的控制難度[6—8]。通過儲能資源的集中管理,可實現(xiàn)削峰填谷和電能量時移,解決分布式電源的就近消納和并網問題,提升電網的運行安全。儲能電站單站容量小難以形成有效的調控資源,因此電網分區(qū)的平衡分析和調度控制應關注整個分區(qū)或斷面下多電站聚合后整體的充放電特性。目前尚缺乏有效的可為調度機構提供輔助決策的儲能資源聚合監(jiān)測手段,因此如何融合多儲能電站的電力和電量信息,擬合儲能資源整體的充放電能力,成為規(guī)模化儲能調度控制中亟需解決的問題。

規(guī)?；瘍δ艿膬?yōu)化控制技術在國內外學術領域已有廣泛而深入的研究。文獻[9—11]中的混合能源系統(tǒng)利用儲能平滑風電、光伏功率波動,提升清潔能源的并網接入能力和市場交易的可行性。文獻[12—13]中的聯(lián)網型微電網利用負荷和清潔能源預測優(yōu)化儲能系統(tǒng)的充放電行為,促進了本地電力市場交易,節(jié)約了購電成本。文獻[14—15]通過日前和實時兩階段優(yōu)化、可變充放電功率控制,減小了峰谷差,實現(xiàn)了平滑負荷的目的。文獻[16—17]分析了儲能在不同調度應用場景下參與大功率缺失故障的快速調頻及與負荷協(xié)同的需求側響應,并提出了容量配置方法。

文中針對規(guī)?；瘍δ茈娬窘尤氲碾娋W分區(qū),利用聚合分析算法,從電力和電量2個維度分析多儲能電站的充放電能力,為調度主站端的儲能電站集群的快速功率控制、負荷趨勢跟蹤提供決策依據；在歸納電網分區(qū)控制目標的基礎上,提出儲能電站參與分區(qū)控制的分配策略,以滿足電網分區(qū)正常情況下的發(fā)用電平衡、緊急情況下的斷面安全要求。

1 規(guī)?；瘍δ芫酆咸匦苑治?/h2>

電池單體以荷電狀態(tài)(state of charge,SOC)和健康度(state of health,SOH)評估電池的潛在電能,衡量儲存和輸送電能的能力。電池管理系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)對站內電池和電池組進行測量分量和充放電管理控制。調度主站從儲能電站上進行信息抽取和建模,其上傳信息包括：有功功率、SOC量測、SOC上/下限、最大充/放電功率、充/放電閉鎖等。調度主站自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)控制建模的接入信息,如表1所示。遙測量約定充電功率為負,放電功率為正。

表1 調度主站AGC控制接入儲能電站信息Table 1 Energy storage station information for AGC of dispatching center

差異化儲能電站的聚合并非電力和電量的簡單累加,取決于各電站的運行約束和電站間的功率分配策略。因此,以電能量最大化利用為目標,將儲能聚合后的電力和電量屬性轉換為功率與時間特性,并擬合特性曲線。

1.1 功率與可用時間特性

功率與可用時間特性可描述滿足某一有功功率的最大持續(xù)可用時間,該特性主要取決于分配策略下可用時間最短的儲能電站。通過站間動態(tài)聚合和分解協(xié)調計算,可提高計算效率且減少分配策略導致的調節(jié)資源浪費。計算流程如圖1所示。

圖1 多儲能電站聚合功率與可用時間特性計算流程Fig. 1 Computing flow of power and available time characteristics for energy storage stations cluster

多儲能電站聚合功率與可用時間特性計算步驟為：

(1) 計算電站集群聚合后在設定功率Pset下的理論可用時間t0。

(1)

式中：Pcap, j為電站j的容量,MW·h；Sj,Smin, j,Smax, j分別為電站j的SOC實測、SOC上限和SOC下限；n為集群C的電站數量。

(2) 計算儲能電站的理論功率Pj。

(2)

(3)Pj與最大充/放電功率校驗。

(3)

式中：Pcmx, j,Pdmx, j分別為電站j的最大充、放電功率。

當PjPdmx, j時,Pj分別降低充放電功率為Pcmx, j或Pdmx, j,儲能電站j在當前SOC條件下,降低充放電功率延長可用時間。電站j退出初始化集群并更新設定功率Pset(k)為：

Pset(k)=Pset(k-1)-Pj

(4)

式中：k為設定功率Pset的迭代次數,為更新后集群的設定功率,其中Pset(0)=Pset。

(4) 返回(1)迭代直到滿足各電站運行約束。更新后集群的理論可用時間為Pset的可用時間。

計算覆蓋多電站聚合后不同充/放電功率之間的可用時間如圖2所示。

圖2 多儲能電站聚合功率與可用時間特性Fig.2 Power and available time characteristics of energy storage stations cluster

功率與可用時間特性可應用在斷面越限、不平衡功率的調整中,根據確定的功率調節(jié)需求預估電能量支撐時間。

1.2 時間與可用功率特性

時間與可用功率,描述滿足某一時間要求的最大可用充放電功率,由儲能電站根據時間反推理論充放電功率校驗后得到。

電站j滿足時間tset的最大可用充放電功率分別為：

(5)

式中：Pc, j為電站j的最大可用充電功率,取負值；Pd, j為電站j的最大可用放電功率,取正值。

儲能電站集群聚合后的最大可用充電和放電功率則分別由各電站的Pc, j和Pd, j累加得到：

(6)

聚合儲能資源在不同時計算聚合后的最大可用充放電功率,如圖3所示。

圖3 多儲能電站聚合時間與可用功率特性Fig.3 Time and charging/discharging power cha- racteristics of energy storage stations cluster

時間與可用功率特性可用在已知負荷高峰或低谷持續(xù)時間,用于評估儲能資源的削峰填谷能力或調峰深度。

2 儲能分區(qū)聚合控制

在電網分區(qū)電力平衡緊張狀態(tài)下,省級電網實時調度運行可通過分區(qū)間負荷快速轉移等預控措施維持分區(qū)內發(fā)用電平衡,避免穩(wěn)態(tài)及N-1故障下主變或輸電斷面潮流越限,確保電網安全運行。

直調機組、清潔能源、需求側響應負荷和儲能電站是電網分區(qū)內的主要調度控制手段。規(guī)?；瘍δ芗薪尤氲碾娋W分區(qū),可在分區(qū)負荷高峰和低谷、清潔能源大發(fā)且火電機組深度調峰、清潔能源出力波動及火電調節(jié)能力不足等時段,通過規(guī)模化儲能的集中控制,實施合理的電能量調度,解決輸電線路阻塞、變壓器峰值負荷與潮流控制問題。

2.1 分區(qū)控制目標

根據電網分區(qū)發(fā)用電平衡、輸變電潮流控制需求,分區(qū)內儲能資源聚合調度控制的目標可歸納為：越限主變或輸電線路的潮流調整、計劃平衡的削峰填谷和清潔能源波動平抑。

2.1.1 輸變電潮流控制

根據分區(qū)內的網絡拓撲建立儲能電站與輸變電斷面的關聯(lián)模型,分解分區(qū)內受電斷面實時潮流的發(fā)電和負荷成分,并將斷面潮流控制在限值范圍以內,相關關系可表示為：

PT=PLd-PTg-PSt

(7)

式中：PT為分區(qū)斷面實時潮流；PLd為分區(qū)負荷；PTg為分區(qū)內除儲能外的電源總有功功率；PSt為分區(qū)內儲能參與輸變電潮流控制的目標。當PT>PT,max時,有：

PSt=PLd-PTg-PT,max

(8)

式中：PT,max為分區(qū)斷面限額。

2.1.2 計劃削峰填谷

在非越限時段,各儲能電站可自行決策跟蹤日前或日內發(fā)電計劃,或由分區(qū)統(tǒng)一調配執(zhí)行調度削峰填谷發(fā)電計劃,并提前預留充足的電量,以備發(fā)用電平衡緊張時段使用。削峰填谷計劃編制方法可見文獻[14—15],此處不再贅述。

PSs=PSplan

(9)

式中：PSs為分區(qū)內儲能參與計劃削峰填谷的目標；PSplan為儲能分區(qū)削峰填谷計劃。

2.1.3 清潔能源波動平抑

利用多儲能電站聚合可形成可觀的調節(jié)資源,其用于風光平滑控制,緩解分區(qū)內清潔能源出力大幅度波動引起的電能質量持續(xù)惡化。

利用清潔能源出力的濾波結果[9]或計劃值作為控制目標參考值,計算平抑分區(qū)內清潔能源出力的儲能調節(jié)容量需求。

PSr=PRef-PCs

(10)

式中：PSr為分區(qū)內儲能參與清潔能源波動平抑的目標；PRef為分區(qū)清潔能源出力目標參考值；PCs為分區(qū)清潔能源有功出力。

2.2 儲能電站控制目標

分區(qū)控制目標的分配考慮各儲能電站的運行狀態(tài)和運行約束,兼顧充放電狀態(tài)和SOC一致性要求,計算滿足分區(qū)控制目標的最小調整容量。為避免電池充放電效率和性能衰減等因素引起SOC變化不一致的問題,實時滾動更新各儲能電站控制目標,實現(xiàn)聚合后分區(qū)控制目標的閉環(huán)調整。

2.2.1 儲能電站間功率分配流程

分區(qū)內儲能電站的功率分配流程如圖4所示。

圖4 電網分區(qū)儲能電站功率分配數據流程Fig.4 Data flow of power dispatching among energy storage stations in power subarea division

(1) 統(tǒng)計分區(qū)內不可控儲能電站的總有功功率,并計算可控儲能資源的調節(jié)目標,計算公式為：

(11)

式中：P′Ss為分區(qū)內可控儲能的調節(jié)目標；l為分區(qū)內不可控儲能電站數；Pgen,j為電站j的實際出力。

(2) 根據可控儲能資源的調節(jié)目標,按充放電狀態(tài)轉換、功率調整的原則依次調用可控儲能電站,計算電站控制目標,以確?？煽貎δ茈娬境隽φ{整方向一致且控制目標處于相同的充放電狀態(tài)。

狀態(tài)轉換：篩選出儲能電站實際出力與可控儲能資源的調節(jié)目標方向反向的儲能電站,按照實際出力幅值遞減的順序依次調用,直到調節(jié)目標分配結束為止。若調節(jié)目標為正,將處于充電狀態(tài)的儲能電站依次轉為靜止(即0功率)；反之,若調節(jié)目標為負,將處于放電狀態(tài)的儲能電站轉為依次靜止。

儲能電站j控制目標Pdes,j為：

(12)

式中：u為與P′Ss反向的儲能電站j按照實際出力幅值由大到小排序的調用序號；P′Ss(0)=P′Ss；P′Ss(u)=P′Ss(u-1)+Pgen,u-1(u≥1)。

功率調整：若狀態(tài)轉換無法滿足調節(jié)目標要求,則在各可控儲能電站間采用可用電量比例或SOC裕度優(yōu)先級的原則分配剩余的調節(jié)目標。

2.2.2 儲能電站間功率分配策略

儲能電站間功率分配考慮電站間SOC的差異化分布,提出了可用電量比例和SOC裕度優(yōu)先級2種分配策略,以確保分區(qū)內儲能電站SOC趨于一致和提升分區(qū)內儲能資源的利用效率。

(1) 可用電量比例?？捎秒娏慷x為：

(13)

式中：γj為儲能電站j的可用電量；P″Ss為經狀態(tài)轉換后剩余的待分配容量。

儲能電站控制目標的初始分配結果為：

(14)

式中：Pdes,j為儲能電站j的控制目標；n為可控儲能電站總數。

對初始分配結果與儲能電站最大充/放電功率進行校驗,對初始分配結果迭代修正：

① 當分配結果Pdes, j≤Pcmx, j或Pdes, j≥Pdmx, j時,則Pdes, j分別修正為Pcmx, j或Pdmx, j。

② 當分配結果Pdes, j>Pcmx, j或Pdes, j

(15)

式中：P′des, j為電站j的控制目標；m為有可調裕度的電站總數；n-m為已修正電站總數。

(2) SOC裕度優(yōu)先級。SOC裕度定義為：

(16)

式中：ηj為儲能電站j的SOC裕度。

按照SOC裕度從大到小的順序依次調用,儲能電站控制目標為：

(17)

式中：m為SOC裕度從大到小排序的序號。

3 算例分析

文中所提的方法已應用于國內某省電力調度控制中心,目前運行情況良好,能夠充分發(fā)揮儲能資源的規(guī)模聚合特性,解決分區(qū)發(fā)用電平衡和斷面安全問題。儲能電站分區(qū)聚合控制,除具備輸變電潮流控制、計劃削峰填谷功能外,增加了調度人工干預的“一鍵充電”、“一鍵放電”和“設定目標”,實現(xiàn)分區(qū)內可控儲能電站一鍵滿功率充電或放電,設定目標的快速跟蹤調節(jié),以適應突發(fā)情況的調度緊急控制需求。某時段電網分區(qū)內的4個可控儲能電站的運行信息如表2所示。

表2 可控儲能電站的運行信息Table 2 Operational information of controllable energy storage station

利用第1章儲能聚合特性分析方法,考慮SOC上限和下限、充放電功率約束,計算繪制其功功率與可用時間、時間與可用功率的特性曲線見圖5。

圖5 電網分區(qū)儲能聚合特性Fig.5 Aggregation characteristic of energy storage stations cluster in power subarea division

由圖5可知,聚合電源60 MW放電功率可維持89 min,由于各儲能電站SOC處于高位,60 MW充電功率可維持21 min。在1 h的調峰時段,最大可提供22 MW的充電功率或62 MW的放電功率。

某個時段儲能參與電網分區(qū)的輸變電潮流控制,斷面限額、負荷預測趨勢和實時潮流曲線見圖6。

圖6 分區(qū)斷面潮流歷史Fig.6 Section power flowin power subarea division

由圖6可知,2個越限時段持續(xù)時間分別為1 h和20 min左右,預測峰值負荷的越限容量分別為60 MW和35 MW,為順利支撐2個越限時段的功率調整,2個時段之間各儲能電站跟蹤發(fā)電計劃,充電蓄能使SOC恢復。在斷面越限時段,則以輸電潮流的越限調整量作為儲能聚合的控制目標。

采用可用電量比例分配策略,各儲能電站的有功出力在最大充放電功率范圍內調整如圖7所示,根據越限斷面的調節(jié)需求,各儲能電站出力同增同減并處于同一充放電狀態(tài),以配合解除斷面越限。

圖7 儲能電站有功出力Fig.7 Active power of energy storage stations

可用電量比例和SOC裕度優(yōu)先級策略均可在實時調節(jié)過程中縮小站間SOC差異,2種方法在不同聚合功率控制目標下各儲能電站的SOC與SOC平均值(不考慮儲能電站的裝機容量權重)的平均絕對誤差隨時間變化曲線,如圖8所示。

圖8 儲能電站間SOC平均絕對誤差Fig.8 Mean absolute error of SOC among energy storage stations

圖8(a)反映SOC裕度優(yōu)先級策略在充放電功率大于最大充放電功率的90%時,SOC均衡作用減弱,這主要是由于儲能電站接近滿功率運行,策略對出力的調整空間有限。圖8(b)反映可用電量比例策略的SOC均衡作用,隨著充放電功率的增大,功率分配的差異化愈加明顯而增強。在SOC均衡效果上,SOC裕度優(yōu)先級策略優(yōu)于可用電量比例策略,這是由于后者基于分配系數同步調用各儲能電站會導致儲能電站SOC同向變化,SOC變化趨于一致對收斂性要求較高。因此,在電站間SOC差異過大時,建議優(yōu)先采用SOC裕度優(yōu)先級分配,以快速縮小電站間SOC差異；在電網分區(qū)斷面越限調整或快速功率控制時,宜采用可用電量比例分配,以充分發(fā)揮多儲能電站協(xié)同的快速功率調節(jié)優(yōu)勢。

4 結語

針對電網分區(qū)的大規(guī)模清潔能源接入,文中從電網調度角度探討了多儲能電站聚合后用于平衡控制的資源特性和電站間的功率分配策略。與常規(guī)能源機組相比,儲能電量空間有限且與充放電行為密切相關。參與電網調節(jié)的過程將涉及復雜的能量轉化和功率自變量與電量因變量交互影響的過程,通過擬合儲能的功率與時間特性可動態(tài)提取其可調度能力信息。調度人員根據當前電網運行工況決定分區(qū)內儲能電源聚合的控制目標,站間功率分配則在策略層面規(guī)避了多儲能電站充放電狀態(tài)不一致和SOC過于分散化的問題。由于儲能電站調度控制涉及調度計劃優(yōu)化、調頻和調峰輔助服務等一系列課題,未來將在儲能調度控制行為優(yōu)化和頻率協(xié)調控制等方面展開進一步的研究。

本文得到國網江蘇省電力有限公司科技項目“規(guī)模化儲能電站有功功率廣域協(xié)調控制技術”資助,謹此致謝！