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1、国电南京自动化股份有限公司/邹宇2023.5.24/杭州目录1研究背景5思考与展望3关键技术4工程应用方案2源网友好技术路线研究背景014光伏发电主要趋势在实施“双碳政策”的大背景下,光伏发电装机容量将持续扩大,预计2025年将增至434GW,预 计2060年光伏装机容量占比将达到47.4%(全球能源互联网发展合作组织预测数据)未来大规模集中式光伏基地将仍以三北地区为主,大型光伏发电基地将越来越偏远,与主网电气距离也越来越远。光伏发电在偏远地区持续以跟网模式接入的电网将呈现弱电网特征,引发一系列问题,限制光伏发电的消纳5光伏并网要求概况要求名称要求内容要求来源备注功率预测短期功率预测(72小时
2、)的均方根误差不大于15%、超短期功率预测(4小时)的均方根误差不大于10%NB/T 32011-2013 光伏发电站功率预测系统技术要求功率控制有功限制控制模式下,有功实际值与指令值之差不大于电站额定功率的1%GB/T 40289-2021 光伏发电站功率控制系统技术要求一次调频一次调频上调幅度不低于6%运行功率,下调幅度不低于10%运行功率,上升时间不大于5sGB/T 40595-2021 并网电源一次调频技术规定及试验导则配套储能保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目,可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后,由电网企业予以并网国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设
3、有关事项的通知惯量响应新能源电站宜具备惯量响应功能,惯量响应功率不低于10%额定功率,惯量功率响应时间不大于1s云南电网新能源场站接入系统技术原则只在部分地区试点,暂未全面推广阻尼控制系统发生低频振荡时提供阻尼功率,阻尼功率不低于10%额定功率,响应时间不大于500msDL/T 2246.12246.9-2021 电化学储能电站并网运行与控制技术规范暂时只对储能系统提出了要求弱电网并网新能源场站应提供短路容量支撑(通过配置调相机),使短路比在要求范围内,并要求新能源发电能在短路比1.5以上的系统内稳定运行GB/T 40594-2021 电力系统网源协调技术导则除了弱电网问题,近年来,能源局和电
4、网公司对新能源并网还不断提出了各种要求,对新能源发电企业带来了不少困扰。因此有必要从源头进行梳理,从根本上解决问题。6源网友好需求的提出1.配合储能提供准确的日前发电计划2.提高有功无功调节精度3.全面辅助电网调峰4.长时间参与二次调频1.能够广泛适应各种并网环境的控制结构和控制参数2.具备稳定运行能力,不出现振荡问题3.具备抑制振荡的能力1.主动瞬时响应负荷变化2.具有一定能量储备,维持短时频率稳定3.主动维持并网电压稳定4.具备广域自动同步能力5.故障期间,具备一定电压源模式持续运行的能力源网友好技术路线028技术路线分析采用预留有功备用的构网型光伏逆变器1配套独立的构网型储能电站2采用构
5、网型光储直流耦合发电系统3三种构网型光伏电站技术路线9采用预留有功备用的构网型光伏逆变器一个光伏子阵通常由两台集中式逆变器接入分裂变压器。一台逆变器始终运行在MPPT状态,实时获取光伏子阵的最大功率值;一台逆变器始终运行在限功率状态,利用光伏备用功率实现构网模式并网。不依赖储能实现构网功能对现有光伏电站改造简单光伏发电量减少光伏组件变压器电网跟网型变流器最大功率跟踪发电光伏组件构网型变流器预留备用构网发电光伏子阵光伏子阵10配套独立的构网型储能电站对于目前已经建成的大量光伏电站,为避免对光伏发电本体进行大规模改造,可以通过配套建设构网型独立储能电站实现源网友好。电压源特性由构网型储能系统提供,
6、频率响应由构网型储能和跟网型光伏协同实现电池组电网储能变流器光伏逆变器变压器变压器11采用构网型光储直流耦合发电系统构网型光储直流耦合发电系统(光伏发电机)是在光伏发电的直流侧配置储能系统,支撑直流母线电压,并且在并网逆变器中采用构网型控制模式,从而使一个光储发电单元具备类似同步发电机的并网特性功率可快速灵活地调节,可参与电网调频调峰,可结合功率预测结果和储能充放电容量制定准确的、可兑现的发电计划采用电压源模式并网,为电网提供组网电压,提高电网电压强度,抑制弱电网环境下的各种振荡问题光伏的多余电量可直接通过直流母线给储能充电,充电路径更短,充电效率更高结合调控需求配套不同容量储能电池,满足一次
7、调频要求配套6%-8%半小时容量,满足电网调峰需求配套10%-20%两小时容量的电池光伏组件光伏组件DC/DC变换器DC/DC变换器电池堆变压器电网DC/AC变流器光伏发电机光伏发电机 12技术路线对比对比项目预留备用独立储能电站光伏发电机构网能力中,构网能力来源于部分预留光伏出力变流器,且光照过低时无法构网中,构网容量仅为配套储能变流器容量强,构网能力来源于光储耦合系统,构网容量为整站并网容量运行效率低,光伏无法实现MPPT中,光伏可实现MPPT,储能充电效率稍低高,光伏可实现MPPT,储能充电效率高改造难度中,只需对光伏逆变器的软件控制程序进行改造小,光伏部分无需改造,直接增加独立储能系统
8、即可大,需要将光储进行深度耦合,需要在电站建设前统筹设计建设成本少,无需增加储能多,需增加储能间隔,包括开关、变压器等设备中,需增加储能系统,但相比独立储能系统可减少变压器、开关、变流器等部分成本总的来说,预留备用方案只适合弃光量较多的应用场景;随着储能逐渐成为光伏电站的标配,在新建光伏电站/基地项目中,光伏发电机方案是较优的技术路线;对于已经建成的光伏电站/基地,为了使其具备源网友好的特性,配套独立构网型储能电站是最具可行性的技术路线。13两种技术路线成本对比100MW光伏电站1GW光伏基地储能比例技术路线高压间隔储能单元建设成本 投资差额10%0.5C容量独立储能电站9个4个2.778亿元
9、770万元(2.77%)光伏发电机8个0个2.701亿元20%0.5C容量独立储能电站10个8个3.120亿元1540万元(4.94%)光伏发电机8个0个2.996亿元注:计算范围为35kV汇集线开关间隔及以下,不包括总升压站建设费用储能比例技术路线220kV间隔220kV升压站建设成本投资差额10%0.5C容量独立储能电站11个11个29.1亿元8900万元(3.06%)光伏发电机10个10个28.21亿元20%0.5C容量独立储能电站12个12个32.64亿元14800万元(4.53%)光伏发电机10个10个31.16亿元注:计算范围为220kV升压站开关间隔及以下,不包括升压站送出线路的
10、建设费用光伏发电机技术路线的建设成本比配套独立储能电站的建设成本低,且电站规模越大、储能配建比例越高,节省的建设成本越多。关键技术0315关键技术01构网控制技术02光储直流耦合技术03建模与仿真验证技术16构网控制技术研究光伏发电机自同步控制技术,实现光伏发电机以构网模式并网运行,解决弱电网环境下光伏发电易谐振脱网的问题;研究光伏发电机高、低压穿越控制技术和高、低频穿越控制技术,研究不同电网故障场景下光伏发电机多环路控制的暂态可控边界及快速动态协同控制方法,实现光伏发电机在电网故障过程中快速动态响应,同时持续为电网提供电压支撑,解决弱电网环境下光伏发电的暂态过电压问题。以同一套控制算法适应不
11、同的强、弱电 网环境,并且应尽量通过软件算法 实 现,避免附加较大的实体电抗器暂态过程中光伏发电机安全运行边界的控制,以及提高暂态响应时间与保证稳态运行之间矛盾的调和稳 态运 行暂 态运 行技 术 难 点Df2/s电压电流双环控制P实时P参考+-+f参考PWMf1/Js2/s电压电流双环控制P实时P参考+-+f参考PWMfD+-Vf下垂控制虚拟同步机控制17光储直流耦合技术研究光储直流耦合最优拓扑结构,利用储能系统为光伏发电机提供直流电压支撑,同时实现光伏发电机运行效率、系统可靠性和投资成本的优化;研究光储直流耦合的最优配置方案,实现以尽量少的储能容量支撑更多的光伏发电机以构网模式运行。需 要
12、 综 合 考 虑 光伏发 电效 率、储能充电效率、系 统 可 靠 性、设备成本之 间 的 矛 盾,寻找综合最优的拓扑方案减少储能容量配置可以降低新增成本,但是会增大储能运行功率的倍率,导致储能寿命损耗的增加。需要综合考虑以上两方面的矛盾,寻找最优的储能配置方案直流耦合拓扑储能优化配置技 术 难 点光伏组件DCDCDC/DC变换器DCACDC/AC变换器变压器电池簇DCDCDCAC交流汇流箱 组串式光储耦合光伏组件DCDCDC/DC变换器DCACDC/AC变换器变压器电池堆DCDC 集散式光储耦合ABCANPC拓扑FC Boost拓扑18建模与仿真验证技术研究构网型逆变器的稳态模型、短路计算模型
13、、机电暂态模型、电磁暂态模型,为构网控制算法的持续改进以及电网调度的故障分析提供准确可靠的计算模型技 术难 点构网型逆变器是一个多变量、非线性、强耦合的离散控制系统,而数学模型通常采用的是连续数学模型,利用连续的数学模型准确描述复杂离散控制系统具有较大的难度离散控制系统非线性强耦合多变量稳态模型机电暂态模型.短路计算模型电磁暂态模型工程应用方案04工程应用方案光伏组件光伏组件DC/DC变换器DC/DC变换器电池堆变压器电网DC/AC变流器集散式光伏发电机集散式光伏发电机 21新能源电站一体化能量管理解决方案公用数据网气象数据服务器防火墙反向隔离光纤环网环网交换机环网交换机环网交换机光纤环网变压
14、器保测光储协调逆变器电池管理系统环网交换机光储发电单元环网交换机环网交换机环网交换机光伏气象站中心交换机气象中心光伏区交换机功率预测服务器防火墙功率控制服务器快速测频装置调度主站调度数据网发电计划服务器变压器保测光储协调逆变器电池管理系统环网交换机光储发电单元充分发挥储能价值 充分利用储能的电量时间迁移能力和控制响应速度快等特性 在日前和小时级时间尺度提升光伏电站计划准确性 在分钟级时间尺度,为电网提供调峰资源 在秒级时间尺度,提高光伏电站功率控制精度能量管理一体化设计 基于电网调度的诸多要求进行统一规划 构建集成化数据信息平台,融合多种功能 能够减少应用服务器硬件配置数量 工程调试对点工作不
15、要重复进行避免了繁琐的沟通协调 有效减少项目重复投资缩短工程建设周期,同时便于系统功能升级扩展提升发电可控性 协调光伏发电系统和储能系统 制定准确的日前发电计划 准确响应调度的有功控制指令和电压无功控制指令 为电网提供灵活调峰资源22构网型储能电站解决方案A电压源模式友好并网通过控制内电势幅值和相角,实现功率自同步控制,呈电压源特性,能够改善新能源电站的外特性,增强新能源电站对电网的支撑能力,提高新能源电站的电网友好性B控制响度速度快构网型储能变流器的电压源特性,能够瞬时响应外部负荷变化需求,就地主动实现一次调频、惯量支撑和动态无功补偿等功能,不再需要被动等待能量管理系统的控制指令C设备配置简
16、洁不再依赖快速通信网络实现一次调频、转动惯量支撑和动态无功补偿等功能,减少了储能协调控制装置和通信网络设备的配置需求储能电站监控及能量管理系统时间同步装置(选配)通信网关机(选配)调控中心主站汇流舱A CD CA CD C电池舱PCS升压舱A CD CA CD C电池舱PCS升压舱总控舱A CD CA CD C电池舱PCS升压舱保护测控装置保护测控装置储能协调控制装置(选配)交直流屏(选配)快速通信监控网稳定控制装置(源荷控制终端)(选配)稳控上级主站通过硬接点控制PCS 核心设备包括构网型储能变流器和能量管理系统 构网型储能变流器主动进行电网频率-有功、电压-无功的响应控制 能量管理系统只需
17、要进行二次优化调节 不需要构建快速通信网络23集散式光伏发电机解决方案ABCDC/AC变流器工作在交流侧控制模式,实现交流侧频率电压或功率控制DC/DC变换器工作在最大功率跟踪模式,实现光伏组件最大功率跟踪电池直接为DC/AC变流器提供稳定的直流电压光伏组件光伏组件DC/DC变换器DC/DC变换器电池堆变压器电网DC/AC变流器集散式光伏发电机集散式光伏发电机 光伏组件MPPT效率高、发电时间长通过多路MPPT精细化管理,最大程度减小组串间的失配影响,提高了MPPT效率,提升了系统发电量DC/DC变换器拓宽了MPPT的范围,使光伏组件在早晚、阴雨天、雾天等弱光环境下也能发电,增加了发电时长故障
18、影响范围小运维难度低系统建设成本适中DC/DC变换器采用分布式设计,在单个DC/DC变换器或者单串光伏组件出现故障时可退出系统,单独维护,不影响系统内其它设备正常运行,降低了故障影响范围单个DC/DC设备体积小、重量轻,现场更换便捷,降低了运维难度系统内DC/AC变流器采用集中式设备形式,单机功率大,单位成本低,同等功率下设备成本要低于组串式24集散式光伏发电机解决方案组件阵列DC/AC变流器DC/DC变换器电池堆变压器线缆和地沟645678910场地布局 每一组光伏阵列靠近通道配置一台DC/DC变换器,就近进行组件最大功率跟踪 DC/DC变换器采用
19、组串式设备形式,其体积小、重量轻、防护等级高,安装采用壁挂式安装,挂装于光伏组件支架上 20台DC/DC变换器输出汇接至DC/AC变流器 在DC/AC变流器附近配置相应容量的电池堆和变压器 防护等级均达到IP65,支持户外直接安装,不再需要机房和集装箱思考与展望0526思考标准技术政策光伏发电机中储能和光伏是分散耦合的,无法独立计量,而目前电力市场中对光伏和储能的辅助服务分别设置了补偿细则,需要单独计量才能结算现有技术标准的功能和性能要求均是基于普通光伏逆变器和跟网型储能提出的,还没有针对光伏发电机和构网型储能的相关标准对于故障点附近的构网型电源采用低电压穿越对于距离故障点较远的构网型电源,具备在一定电压范围内以构网控制模式持续运行的能力构网型储能系统理论上能提升新能源并网点的等效短路比,但目前没有合适的计算方法构网型储能系统的稳态构网能力强,但暂态构网能力弱,套用现有短路比指标并不合适技术构网型逆变器暂态控制标准光伏发电机和构网型储能需要创建新的标准技术构网型储能电站能提升多少短路比政策光伏发电机需要配套相关政策展望27源网友好型光储电站解决了传统光伏发电可控性差、受电气距离和新能源渗透率制约等问题,能够改善弱电网环境,实现光伏发电在无常规电源支撑的情况下大规模建设发展,为构建以新能源为主体的新型电力系统提供了新的发展方向。