風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站功率特性研究

張 磊， 郭 語(yǔ)， 石嘉豪， 孫恩慧， 張 倩， 李永毅

(1．華北電力大學(xué) 動(dòng)力工程系，河北保定 071003;2.華北電力大學(xué) 河北省低碳高效發(fā)電技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北保定 071003)

風(fēng)力發(fā)電是最具有發(fā)展前景的可再生能源之一，但其具有出力波動(dòng)大和不可控的弊端[1-3]。隨著能源系統(tǒng)向清潔化轉(zhuǎn)型，風(fēng)力發(fā)電進(jìn)入大規(guī)模并網(wǎng)階段，因此提高電力系統(tǒng)整體的靈活性是保證電力供需平衡穩(wěn)定的關(guān)鍵因素[4-5]。

風(fēng)電機(jī)組的出力會(huì)隨著風(fēng)速的變化而發(fā)生改變，并網(wǎng)后可能致使電網(wǎng)頻率出現(xiàn)較大的波動(dòng)。目前，我國(guó)發(fā)電形式仍以火力發(fā)電為主，主要調(diào)頻策略是通過火電機(jī)組一次調(diào)頻粗調(diào)后，輔以自動(dòng)發(fā)電控制(AGC)進(jìn)行二次調(diào)頻平抑波動(dòng)[6]。眾多學(xué)者在火電靈活性改造方面開展了研究[7]。徐浩等[8]通過構(gòu)建運(yùn)行靈活性不足風(fēng)險(xiǎn)模型和綜合隨機(jī)優(yōu)化模型，分析了機(jī)組靈活性改造對(duì)促進(jìn)風(fēng)電消納、解決靈活性供需匹配的影響。楊寅平等[9]提出基于區(qū)間優(yōu)化的火電機(jī)組靈活性改造規(guī)劃模型，以改造費(fèi)用和年綜合費(fèi)用為優(yōu)化目標(biāo)，并通過全場(chǎng)景優(yōu)化方法實(shí)現(xiàn)了多個(gè)場(chǎng)景的運(yùn)行費(fèi)用優(yōu)化，得到綜合經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的火電機(jī)組靈活性改造方案。但常規(guī)火電機(jī)組由于固有的旋轉(zhuǎn)慣性、機(jī)械結(jié)構(gòu)等問題，導(dǎo)致爬坡速率較低，無法大規(guī)模消納風(fēng)力發(fā)電的功率波動(dòng)[10-13]。儲(chǔ)能電池裝置靈活性強(qiáng)、調(diào)節(jié)精度高、響應(yīng)速度快，可以很好地匹配風(fēng)電特性，兩者耦合形成的風(fēng)儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)可有效緩解風(fēng)力發(fā)電對(duì)電網(wǎng)的沖擊，提高風(fēng)電的利用率[14-15]。Lin等[16]通過配置的雙儲(chǔ)能電池分別執(zhí)行充放電任務(wù)，并基于雙蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的實(shí)時(shí)運(yùn)行狀況和風(fēng)電波動(dòng)提出自適應(yīng)微調(diào)一階低通濾波時(shí)間常數(shù)的控制策略。趙紅陽(yáng)等[17]提出大型風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)的網(wǎng)儲(chǔ)規(guī)劃模型，在有效降低棄風(fēng)率和實(shí)際運(yùn)行成本的同時(shí)兼顧了電網(wǎng)穩(wěn)定性。李軍徽等[18]提出利用儲(chǔ)能協(xié)助風(fēng)電跟蹤日前調(diào)度計(jì)劃、共同參與調(diào)頻的策略，并以風(fēng)儲(chǔ)電站最大利潤(rùn)為目標(biāo)建立風(fēng)儲(chǔ)運(yùn)行模型。陳厚合等[19]提出一種風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)分布式日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，通過負(fù)荷轉(zhuǎn)移實(shí)現(xiàn)削峰填谷，促進(jìn)風(fēng)電消納。但目前儲(chǔ)能電池的成本較高，有限的電池容量無法持續(xù)放電來緩解長(zhǎng)時(shí)間低風(fēng)速下風(fēng)力發(fā)電不滿足AGC負(fù)荷指令的情況。趙書強(qiáng)等[20]建立了儲(chǔ)能輔助火電機(jī)組調(diào)峰模型，緩解了火電廠調(diào)峰壓力，提升了風(fēng)、光、電消納能力。

筆者提出包含燃煤機(jī)組、儲(chǔ)能電池以及風(fēng)電機(jī)組3種不同類型電源的新型風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站，規(guī)劃了相應(yīng)的優(yōu)化調(diào)度策略，并提出電力波動(dòng)率、棄電率和電力缺額率3個(gè)功率特性參數(shù)，最后通過Matlab仿真分析了燃煤機(jī)組在達(dá)到無慣性負(fù)荷響應(yīng)和儲(chǔ)能電池可秒級(jí)切換充放電狀態(tài)的理想條件下，燃煤機(jī)組和儲(chǔ)能電池通過該策略協(xié)同風(fēng)電響應(yīng)AGC負(fù)荷指令的優(yōu)勢(shì)。

1 系統(tǒng)描述

風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電源系統(tǒng)包含風(fēng)電機(jī)組、燃煤機(jī)組和儲(chǔ)能電池3種不同類型的電源。由于風(fēng)力發(fā)電出力具有隨機(jī)性，因此風(fēng)機(jī)的輸出功率難以精確匹配AGC負(fù)荷指令，存在嚴(yán)重的并網(wǎng)消納問題。當(dāng)高比例風(fēng)電入網(wǎng)時(shí)，由于燃煤電站調(diào)節(jié)深度較低，無法進(jìn)一步滿足風(fēng)電消納需求，因此本系統(tǒng)選用一定容量的鋰離子儲(chǔ)能電池。該類型儲(chǔ)能可以更加迅速有效地彌補(bǔ)傳統(tǒng)煤電短時(shí)間內(nèi)出力和精度不足的問題[21-22]。三電源互補(bǔ)共同滿足電力需求，圖1給出了包含風(fēng)電場(chǎng)、燃煤電廠的區(qū)域獨(dú)立電站以及配置了儲(chǔ)能電池的風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的布局圖，其中DCS表示集散控制系統(tǒng)。

(a) 區(qū)域獨(dú)立電站

(b) 風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站圖1 區(qū)域獨(dú)立電站和風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站布局圖Fig.1 Layout diagram of regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站在跟蹤AGC負(fù)荷指令出力模式下運(yùn)行，能量管理系統(tǒng)將AGC負(fù)荷指令下發(fā)到風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站，由電站的DCS接收AGC負(fù)荷指令，對(duì)其進(jìn)行計(jì)算分析，并分別控制各電源的出力。

相較于區(qū)域內(nèi)傳統(tǒng)風(fēng)電場(chǎng)、燃煤電廠獨(dú)立運(yùn)營(yíng)的電力布局和以分布式調(diào)控為主的虛擬電廠，該風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的優(yōu)勢(shì)在于集中管控，大大降低了電力調(diào)度中心的計(jì)算和通信壓力。電力調(diào)度中心僅需針對(duì)風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站下達(dá)AGC負(fù)荷指令，無需分別統(tǒng)籌下屬的風(fēng)電場(chǎng)和燃煤電廠，也無需協(xié)調(diào)區(qū)域內(nèi)的可控負(fù)荷、搭建復(fù)雜的集控平臺(tái)和電力市場(chǎng)。而對(duì)于風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站內(nèi)部， 3種不同電源之間的互補(bǔ)性得到加強(qiáng)，提高了通信效率和自主調(diào)控的靈活性，使得整個(gè)電力系統(tǒng)具備大比例接入風(fēng)力發(fā)電的潛力。

2 風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的優(yōu)化調(diào)度策略

筆者構(gòu)建的優(yōu)化調(diào)度策略以優(yōu)先消納風(fēng)力發(fā)電和響應(yīng)AGC負(fù)荷指令為目的，在保證儲(chǔ)能處于合適工作區(qū)間的同時(shí)并未對(duì)燃煤機(jī)組的有功輸出產(chǎn)生較大的影響。

2.1 約束條件

燃煤機(jī)組的功率約束條件為0.2×Pe≤Pc(t)≤Pe，儲(chǔ)能電池荷電狀態(tài)(SoC)約束條件為(ESoC,min±1%)≤ESoC(t)≤(ESoC,max±1%)。其中Pc(t)為燃煤機(jī)組當(dāng)前有功功率，Pe為該機(jī)組的額定負(fù)荷，ESoC(t)為t時(shí)刻儲(chǔ)能電池的荷電狀態(tài)，ESoC,max和ESoC,min分別為儲(chǔ)能電池荷電狀態(tài)的上、下限。為防止過充或過放電對(duì)儲(chǔ)能電池造成損傷，當(dāng)充放電深度超過荷電狀態(tài)限制時(shí)，儲(chǔ)能電池單向閉鎖，無法進(jìn)一步充電或放電。ESoC,min、ESoC,max分別取值為20%和80%，考慮計(jì)算誤差以及ESoC(t)實(shí)際估算誤差，允許其有±1%的浮動(dòng)范圍。

2.2 優(yōu)化調(diào)度流程

風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站接收到AGC負(fù)荷指令后，按照DCS內(nèi)置的相應(yīng)優(yōu)化調(diào)度方案分析該指令信號(hào)，并分別通過控制負(fù)責(zé)各電源的控制器從而調(diào)節(jié)電源出力，優(yōu)化調(diào)度策略流程見圖2。

圖2 風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站優(yōu)化調(diào)度流程圖Fig.2 Optimal dispatching flow chart of wind-coal-battery coupling integrated power station

DCS需實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)儲(chǔ)能電池當(dāng)前荷電狀態(tài)是否處于設(shè)定的工作區(qū)間內(nèi)，并進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。當(dāng)DCS接收AGC負(fù)荷指令時(shí)，如果儲(chǔ)能電池荷電狀態(tài)低于20%±1%，則只允許儲(chǔ)能電池充電，如果高于80%±1%，則只允許儲(chǔ)能電池放電，即ESoC(t)處于工作區(qū)間之外時(shí)，AGC負(fù)荷指令和電站出力造成的供需偏差僅依靠煤電和單向閉鎖的儲(chǔ)能電池調(diào)節(jié)。如果儲(chǔ)能電池荷電狀態(tài)在設(shè)定的工作區(qū)間內(nèi)，則根據(jù)當(dāng)前儲(chǔ)能電池的運(yùn)行狀態(tài)，按照調(diào)度流程調(diào)節(jié)火電機(jī)組和儲(chǔ)能運(yùn)行的優(yōu)先級(jí)。此調(diào)度策略既可盡量保證儲(chǔ)能電池在每個(gè)充放電周期內(nèi)盡可能處于淺充、淺放的使用狀態(tài)，且相較于之前獨(dú)立運(yùn)行方式，并未對(duì)燃煤機(jī)組的有功輸出產(chǎn)生較大影響。

3 仿真分析

3.1 算例介紹

以某地區(qū)300 MW燃煤電廠以及49.5 MW風(fēng)電場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)作為仿真對(duì)象，采用兩電廠實(shí)際AGC負(fù)荷指令疊加作為區(qū)域獨(dú)立電站和風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的AGC負(fù)荷指令，以對(duì)比兩者的功率特性。根據(jù)實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，儲(chǔ)能電池額定功率選取為煤電機(jī)組額定負(fù)荷的3%，即額定功率為9 MW，容量為18 MW·h，儲(chǔ)能電池初始荷電狀態(tài)為50%；燃煤機(jī)組爬坡速率為其額定功率的1.5% min-1，具體配置參數(shù)見表1。

表1 風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站配置參數(shù)Tab.1 Configure parameters of wind-coal-battery coupling integrated power station

圖3和圖4分別給出了燃煤電廠、風(fēng)電場(chǎng)實(shí)測(cè)AGC負(fù)荷指令及有功功率的變化。其中，PAGC,c、PAGC,w分別為燃煤電廠和風(fēng)電場(chǎng)接收到來自電力調(diào)度中心的AGC負(fù)荷指令，Pc、Pw分別為燃煤電廠和風(fēng)電場(chǎng)輸出的有功功率。

圖3 燃煤電廠實(shí)測(cè)AGC負(fù)荷指令及有功功率的變化Fig.3 Variation of actual AGC load command and active power in coal-fired power plant

圖4 風(fēng)電場(chǎng)實(shí)測(cè)AGC負(fù)荷指令及有功功率的變化Fig.4 Variation of actual AGC load command and active power in wind farm

對(duì)比圖3和圖4可以發(fā)現(xiàn)，由于燃煤電廠可控的燃料供應(yīng)，加之成熟的調(diào)度和調(diào)控，在24 h內(nèi)火電出力可以較好地匹配給定AGC負(fù)荷指令，而該風(fēng)電場(chǎng)雖然采用備用容量和啟停機(jī)組等調(diào)節(jié)方法，但不可預(yù)測(cè)的出力偏差使得其輸出的有功功率與AGC負(fù)荷指令仍有較大的偏差。經(jīng)計(jì)算，24 h內(nèi)給定燃煤電廠AGC負(fù)荷指令與當(dāng)天總有功輸出偏差總計(jì)約為46.267 MW·h，該偏差占當(dāng)天燃煤電廠總有功輸出的1.019%，而風(fēng)電場(chǎng)AGC負(fù)荷指令與其有功輸出偏差總計(jì)約為46.074 MW·h，占當(dāng)天風(fēng)電場(chǎng)總有功輸出的5.892%，進(jìn)一步表明與燃煤發(fā)電相比，風(fēng)力發(fā)電無法很好地響應(yīng)AGC負(fù)荷指令。

3.2 風(fēng)火儲(chǔ)優(yōu)化調(diào)度算法

目前，國(guó)內(nèi)還未建設(shè)風(fēng)力發(fā)電、燃煤發(fā)電與儲(chǔ)能電池聯(lián)合運(yùn)行的一體化發(fā)電廠，因此并無風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的實(shí)測(cè)AGC負(fù)荷指令數(shù)據(jù)。為保證AGC負(fù)荷指令的對(duì)比基準(zhǔn)相同，通過將所采用區(qū)域內(nèi)獨(dú)立風(fēng)電場(chǎng)和燃煤電廠的AGC負(fù)荷指令進(jìn)行疊加獲得風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的AGC負(fù)荷指令PAGC,s。

PAGC,s=PAGC,w+PAGC,c

(1)

由于該燃煤電廠的采集數(shù)據(jù)為秒級(jí)，而風(fēng)電場(chǎng)的采集數(shù)據(jù)為分鐘級(jí)，采用線性插值的方法使風(fēng)電場(chǎng)輸出的有功功率達(dá)到與燃煤電廠輸出的有功功率同等量級(jí)的秒級(jí)數(shù)據(jù)，插值后風(fēng)電場(chǎng)有功功率數(shù)據(jù)見圖5。

圖5 風(fēng)電場(chǎng)AGC負(fù)荷指令及有功功率(線性插值)Fig.5 Variation of AGC load command and active power in wind farm (linear interpolation)

采用該優(yōu)化調(diào)度流程進(jìn)行計(jì)算，AGC負(fù)荷指令以及風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站、區(qū)域獨(dú)立電站有功功率的變化見圖6。由圖6可知，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的有功功率Pwcb在貼合AGC負(fù)荷指令曲線方面明顯優(yōu)于區(qū)域獨(dú)立電站，尤其在00：20～06：30時(shí)間段內(nèi)，區(qū)域獨(dú)立電站的有功功率Pwc出現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)間、小幅度偏離AGC負(fù)荷指令曲線的現(xiàn)象。

圖6 AGC負(fù)荷指令及風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站、區(qū)域獨(dú)立電站的有功功率Fig.6 Variation of AGC load command and active power in wind-coal-battery coupling integrated power station and regional independent power station

為對(duì)比風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站和區(qū)域獨(dú)立電站2種發(fā)電方式對(duì)AGC負(fù)荷指令的響應(yīng)能力，定義電力波動(dòng)率以表征兩者輸出的有功功率偏離AGC負(fù)荷指令的程度。風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站和區(qū)域獨(dú)立電站的電力波動(dòng)率RVOL，wcb和RVOL，wc分別為：

(2)

(3)

式中：t為計(jì)算時(shí)間，s；n取值為86 400。

通過計(jì)算，RVOL,wc和RVOL,wcb分別為1.306%和0.178%。由此可知，當(dāng)儲(chǔ)能電池和燃煤機(jī)組達(dá)到理想調(diào)節(jié)速率時(shí)，與區(qū)域獨(dú)立電站相比，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站輸出的有功功率可以更好地貼合AGC負(fù)荷指令曲線。值得注意的是，對(duì)于電力調(diào)度中心給定的不同AGC負(fù)荷指令，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站和區(qū)域獨(dú)立電站的電力波動(dòng)率則會(huì)產(chǎn)生不同的變動(dòng)。因此，選取多組AGC負(fù)荷指令，計(jì)算風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電力波動(dòng)率，并與區(qū)域獨(dú)立電站進(jìn)行對(duì)比，見表2。由表2可以看出，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電力波動(dòng)率遠(yuǎn)小于區(qū)域獨(dú)立電站，說明在該調(diào)控策略下風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站在響應(yīng)AGC負(fù)荷指令方面表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢(shì)。

表2 不同AGC負(fù)荷指令下的電力波動(dòng)率Tab.2 Variation of power volatility rate under different AGC load commands %

定義棄電率RPA和電力缺額率RPS分別表征發(fā)電廠輸出的有功功率的過剩和不足，公式如下：

(4)

(5)

式中：PPA(t)為t時(shí)刻下當(dāng)前計(jì)算電站輸出功率高于PAGC,s(t)時(shí)該電站輸出的有功功率，MW；PPA,AGC,s(t)為t時(shí)刻下該電站PPA(t)高于PAGC,s(t)時(shí)的AGC負(fù)荷指令，MW；P(t)為t時(shí)刻該電站的有功功率，MW；PPS(t)為該電站輸出功率低于PAGC,s(t)時(shí)輸出的有功功率，MW；PPS,AGC,s(t)為t時(shí)刻下該電站PPS(t)低于PAGC,s(t)時(shí)的AGC負(fù)荷指令，MW。

通過計(jì)算可知，區(qū)域獨(dú)立電站和風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的棄電率RPA,wc、RPA,wcb分別為0.667%和0.145%。當(dāng)日區(qū)域獨(dú)立電站的棄電率整體處于較低水平，而風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的棄電率大幅降低。區(qū)域獨(dú)立電站和風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電力缺額率RPS,wc、RPS,wcb分別為0.643%和0.010%，相比于風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站，區(qū)域獨(dú)立電站有功功率仍處于相對(duì)較高的缺額水平，而在三電源耦合發(fā)電后同樣大幅降低了電力缺額率。

在風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站運(yùn)行過程中，ESoC,min和ESoC,max分別為49.844%和80.011%，表明該儲(chǔ)能電池始終處于合理的工作范圍內(nèi)。區(qū)域獨(dú)立電站內(nèi)燃煤機(jī)組平均有功功率為201.533 MW，當(dāng)天總有功輸出為4.837×103MW·h；風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站內(nèi)燃煤機(jī)組平均有功功率為201.946 MW，總有功輸出為4.847×103MW·h。兩燃煤機(jī)組的平均有功功率和總有功輸出前后相差較小，可以認(rèn)定為計(jì)算誤差，表明通過該優(yōu)化調(diào)度策略和儲(chǔ)能電池的輔助，在降低電力波動(dòng)率且使風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站更好地跟蹤AGC負(fù)荷指令的同時(shí)，并未對(duì)該燃煤機(jī)組的運(yùn)行造成過多的影響。

3.3 不同儲(chǔ)能規(guī)格的風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站功率特性

根據(jù)相關(guān)規(guī)定，儲(chǔ)能設(shè)施的成本費(fèi)用需要與傳統(tǒng)電源一樣參與電力市場(chǎng)交易，但由于我國(guó)電力市場(chǎng)缺乏完善的電價(jià)應(yīng)用體系和補(bǔ)償機(jī)制，且儲(chǔ)能電池單位裝機(jī)容量成本仍較高，因此研究配置不同儲(chǔ)能電池規(guī)格的風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的功率特性具有重要意義。由于目前主流政策傾向于配置超過2 h時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能電池，因此選用18組不同規(guī)格、額定工況下工作時(shí)長(zhǎng)為2 h的儲(chǔ)能電池，具體參數(shù)見表3。采用優(yōu)化調(diào)度策略計(jì)算不同儲(chǔ)能規(guī)格下風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電力波動(dòng)率，見圖7。

表3 18組儲(chǔ)能電池參數(shù)Tab.3 Parameters of 18 sets of energy storage batteries

圖7 區(qū)域獨(dú)立電站與風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站電力波動(dòng)率的對(duì)比Fig.7 Comparison of power volatility rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

從圖7可以看出，在配置0.5 MW/1 MW·h儲(chǔ)能時(shí)，對(duì)比區(qū)域獨(dú)立電站，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站有效降低了電力波動(dòng)率，很好地響應(yīng)了電網(wǎng)調(diào)度需求，說明即使配置小功率的儲(chǔ)能電池即可有效提高響應(yīng)AGC負(fù)荷指令的能力。隨著儲(chǔ)能電池額定功率的增大，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的電力波動(dòng)率整體呈下降趨勢(shì)，并在額定功率超過5 MW時(shí)電力波動(dòng)率下降趨于平緩。這表明選用更高額定功率的儲(chǔ)能電池可使電站電力輸出更貼合用電需求，但當(dāng)其增至一定程度時(shí)，響應(yīng)AGC負(fù)荷指令能力的提升幅度將減緩。

配置不同儲(chǔ)能電池規(guī)格的風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站的棄電率和電力缺額率分別見圖8和圖9。隨著儲(chǔ)能電池額定功率的不斷增大，棄電率和電力缺額率均呈現(xiàn)出與電力波動(dòng)率相似的下降趨勢(shì)，并未出現(xiàn)儲(chǔ)能電池長(zhǎng)時(shí)間單向閉鎖，從而發(fā)生棄電率或電力缺額率僅有其中一項(xiàng)下降的現(xiàn)象。結(jié)合圖7可知，從跟蹤AGC負(fù)荷指令調(diào)控電力輸出的角度分析，按照所選用的風(fēng)電場(chǎng)和燃煤電廠，耦合配置小于5 MW/10 MW·h的儲(chǔ)能電池較為合理。

圖8 區(qū)域獨(dú)立電站與風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站棄電率的對(duì)比Fig.8 Comparison of power abandonment rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

圖9 區(qū)域獨(dú)立電站與風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站電力缺額率的對(duì)比Fig.9 Comparison of power shortage rate between regional independent power station and wind-coal-battery coupling integrated power station

4 結(jié) 論

(1) 在假設(shè)燃煤機(jī)組無慣性延遲響應(yīng)以及儲(chǔ)能電池可秒級(jí)切換充放電狀態(tài)的理想情況下，與區(qū)域獨(dú)立電站相比，配置規(guī)格為9 MW/18 MW·h儲(chǔ)能電池的風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站大幅提高了響應(yīng)AGC負(fù)荷指令的能力，同時(shí)降低了棄電率和電力缺額率。風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站在耦合風(fēng)、火、儲(chǔ)3種電源后并未對(duì)原燃煤機(jī)組的運(yùn)行產(chǎn)生較大影響。

(2) 當(dāng)風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站配置較小規(guī)格的儲(chǔ)能電池時(shí)，電站整體響應(yīng)AGC負(fù)荷指令依然有所提升。但當(dāng)儲(chǔ)能電池額定功率增至一定程度時(shí)，風(fēng)火儲(chǔ)一體化電站對(duì)電力波動(dòng)率、棄電率和電力缺額率的改善效果逐漸變緩。按照所選用的風(fēng)電場(chǎng)和燃煤電廠，配置小于5 MW/10 MW·h的儲(chǔ)能電池時(shí)較為合理。