規模化儲能在風、光發電項目中的應用探索

盧成志， 高林濤， 李 憶

(華電電力科學研究院有限公司，杭州 310007)

0 引 言

目前，全球可再生能源開發利用規模不斷擴大，應用成本快速下降，發展可再生能源已成為全球推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑，也是中國推進能源生產和消費革命、推動能源轉型的重要措施。風力發電和光伏發電具有無能源消耗、無排放和無污染的優良特性，是可再生能源發展的重要方向，但同時存在顯著的間歇性、波動性與不確定性等問題。隨著風、光電容量和滲透率的不斷提高，大規模風電和光伏在帶來巨大經濟和社會效益的同時，對電力系統的安全、穩定、可靠運行產生巨大影響，參與調峰調頻也對電場的運行調度提出更高的要求[1-5]。

將規模化的儲能技術應用在風、光等新能源發電領域，能夠有效提高發電的可控性和系統穩定水平，改善電能質量。儲能和風、光發電相結合對電網調峰、調頻，提高供電可靠性和主動參與電力市場服務等方面具有重要作用。開展電能存儲在風、光發電系統中的關鍵技術和應用研究，實現風、光發電由“剛性、不可控”向“柔性、可控”的轉變，是積極應對風、光發電并網問題的重要舉措，對提高風、光發電利用水平與促進風、光發電產業的全面協調發展具有重要意義[6-8]。

1 儲能技術研究與產業發展現狀

1.1 儲能技術發展與研究現狀

1.1.1 儲能技術發展現狀

目前全球儲能技術主要有物理儲能、電化學儲能和電磁儲能三大類。這些儲能方式各具特點和優勢，相應技術發展成熟度也有所不同，其發展現狀如表1所示。

1)物理儲能。物理儲能是儲能技術中發展最成熟的一類，相比于化學及電磁儲能技術，物理儲能技術具有一定的技術和成本優勢。其中，抽水蓄能和壓縮空氣儲能系統可實現大功率、大容量電能儲存，但是受地理環境和地質條件的限制，對場址要求高；而飛輪儲能具有功率控制響應速度快、運行壽命長、維護成本低、安全性高和綠色環保等優勢，與風、光發電相結合能夠實現超發電量的高效存儲，對降低棄電率、平抑負荷波動、緩解電站調峰、調頻壓力等有著顯著的作用。

2)電化學儲能。各類電化學儲能由于使用方便、響應時間快、選址配置靈活而成為現階段最受關注的儲能技術，在大規模儲能領域中具有廣泛的應用前景。目前可用于大型儲能電站的電池主要有鈉硫電池、液流電池、鉛碳電池和鋰離子電池等。化學儲能具有效率高和功率特性好等優勢，以運行穩定、成本可控的儲能技術，應用于平滑出力曲線及提升發電有效利用小時數為目標。進一步提高儲能穩定性、延長使用壽命、降低儲能價格是化學儲能技術未來的發展方向。此外，在傳統技術基礎上發展新的儲能體系，如混合型超級電容器和液態金屬電池值得期待。

3)電磁儲能。電磁儲能主要分為超導電磁儲能和超級電容器。超導儲能系統反應快、功率密度高，在電力系統中具有良好的應用前景，但超導磁體繞制工藝、系統保護和運行經濟性等因素都制約了超導電磁儲能的發展。超級電容器具有比功率高、充放快、循環壽命長、使用方便等優勢，但成本較高，不利于在大規模儲能領域應用。目前超級電容器和超導電磁儲能兩種類型電磁儲能還處于小規模示范應用和實驗室研究階段，距商業化仍需較長的發展周期。

表1 儲能技術發展現狀

1.1.2 儲能技術研究現狀

目前，國內外對風、光發電儲能系統的研究主要集中在以下幾個方面[9-14]：

1)風、光儲系統集成的研究。綜合考慮復合儲能系統的技術和經濟性能，建立了反映復合儲能系統特性參數和成本特征的數學模型，相比于單純的發電系統模型更為經濟可靠。

2)發電與儲能容量配置的研究。從系統供電可靠性，風、光互補特性，發電功率波動大小以及系統成本等角度出發，致力于提出合理配置復合儲能容量的方法。該研究不僅可以保證資源的合理有效利用，還可降低電網建設和運營等成本。

3)儲能系統平抑能力的研究。針對風、光發電存在不穩定性的問題，基于超短期功率預測，采用了超前控制策略對發電功率波動進行平滑，實現了對短期發電功率的平抑。

4)風、光儲系統能量優化控制。風、光儲系統能量優化控制的相關研究致力于優化控制算法，提出了聯合控制和場站控制等優化模式，改善風、光儲聯合系統功率輸出波動特性。

5)風、光儲系統監測研究。通過在風、光互補發電儲能系統中嵌入多種信息采集傳感器、信號采集硬件和PC 機，組成精度高、穩定性好的數據采集監測系統，將采集的系統數據直觀化顯示，使系統控制過程更加易于監測、記錄和分析。

1.2 儲能產業發展現狀

近年來，儲能技術已從實驗室和小規模、小容量的示范應用階段，進入到大容量、大系統的商業應用階段。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統計，截至2018年底，全球新增投運的電化學儲能項目主要分布在39個國家和地區，裝機規模排名前十位的國家分別是韓國、中國、英國、美國、澳大利亞、德國、日本、比利時、瑞士和加拿大，規模合計占2018年全球新增總規模的95.8%。國內方面，已投運儲能項目累計裝機規模31.3 GW，同比增長8.3%，占全球市場總規模的17.3%。各省的電網側儲能規劃累計規模超過1.4 GW，電網側將是中國儲能市場最為熱門的應用領域。

為加強中國電力儲能行業的儲能技術研發和智能技術制造升級，2017年國家發展改革委等五部門聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，明確“十三五”為儲能技術的商業化初期階段，到“十四五”，儲能行業將進入大規模發展階段。2019年7月，國家財政部等部門聯合發布《2019—2020年儲能行動計劃》，為推進“十四五”儲能行業發展制定具體行動計劃。2019年7月，新疆發展改革委發布《新疆第一批發電側光儲聯合運行試點項目清單》，項目總規模為221 MW/446 MW·h。目前，中國已有超過40個儲能示范項目，如國家電網公司在張北建成的張北風光儲蓄輸電項目，遼寧電網在臥牛石風電場建成的5 MW×2 h全釩液流電池儲能示范電站，中能智慧能源在甘肅瓜州建設的720 MW·h網域大規模儲能電站等。

2 關鍵技術及實施方案

風、光儲系統以提高風、光發電出力平穩性、運行效率和資產利用率為總體目標，重點開展電能存儲在風力發電和光伏發電系統中的關鍵技術研究和應用，以解決風、光儲系統聯合優化運行方面存在的關鍵技術問題，如不同類型儲能方式及不同配置水平對風、光發電系統中的互補能力不確定性，儲能單元充放電控制及協調困難以及風、光儲聯合發電系統協調運行控制目標不明確等，以實現通過儲能系統進行合理的風、光發電系統能量控制。

2.1 關鍵技術

1)風、光儲系統的建模與物理平臺建設及儲能單元的優化配置。

2)儲能系統的剩余電量(State of Charge,SOC)估算及充放電優化管理控制方法。

3)風、光發電系統儲能單元能量管理控制優化策略。

2.2 實施方案

2.2.1 風力發電系統、光伏發電系統和儲能系統等效模型的建立

通過分析風電機組、光伏陣列和儲能系統的結構類型、發電原理和能量轉換過程，基于Matlab/Simulink仿真平臺，在分別建立風力發電、光伏發電和儲能系統的功率輸出等效仿真模型的基礎上，建立風、光儲聯合發電系統等效仿真模型，研究風力和光伏發電及儲能系統的不同配置方案，建立多目標聯合優化模型。

風光儲聯合發電系統的建模方案可采用間接組合建模的思路，通過對各發電和儲能單元的動態特性分析，分別建立風力發電機組、光伏發電單元和儲能裝置的特征模型。然后通過一定的等值方法將單元級的模型應用于風電場、光伏電站和儲能電站的聚合建模當中，即得到若干臺“機”集聚后的場/電站模型。最終，風電場、光伏電站和儲能電站在公共連接點(Point of Common Coupling，PCC)匯集在一起實現并網，并且在PCC點對電網表現出整個風光儲聯合發電系統的動態特性，實現風光儲聯合發電系統的建模[15]。

2.2.1.1 風力發電機組的建模

風力發電機組建模主要針對目前應用最廣泛的雙饋風機。雙饋風機(Doubly-Fed Induction Generator,DFIG)的系統結構和等值電路如圖1所示。

2.2.1.2 光伏發電單元的建模

光伏發電單元的建模主要包括光伏陣列模型、DC/AC逆變器模型以及各部分之間的數據接口。大型并網光伏電站發電單元的總體結構圖如圖2所示。

2.2.1.3 儲能單元的建模

儲能單元的建模主要包括儲能電池組模型、DC/AC換流器模型以及各部分之間的數據接口，其結構和光伏發電單元的總體結構比較相似。大型儲能電站的儲能單元的總體結構如圖3所示。

2.2.1.4 等值方法

1)主變壓器。風電場、光伏電站和儲能電站都是由風電機組、光伏發電單元和儲能單元等單個裝置積聚形成的綜合電站。在大型電力系統的暫態穩定分析中，針對每個單元建立模型來進行仿真計算是煩瑣的，也是沒必要的，這就需要建立風電場、光伏電站和儲能電站的等值模型。

圖1 雙饋風機系統框圖

圖2 光伏發電單元框圖

圖3 儲能單元框圖

目前，對風電場、光伏電站、儲能電站并網特性影響較大的主要因素有機組、單元變壓器、集電線路和主變壓器，因此，等值方法[16-19]也主要考慮對這4個部分進行研究，下文以風電場等值為例介紹所提出的等值方法。

實際工程中，風電場一般通過1臺或2臺主變壓器并網，因此，可以直接采用目前廣泛應用的變壓器模型，如圖4所示。

圖4 變壓器等值模型

2)集電線路。對于大規模風電場來說，場內的集電線路具有一定的規模，這對風電場的并網特性是有影響的，特別是風電場內的無功平衡方面，因此，在風電場的建模中必須考慮風電場內集電線路的等值。

對只有2臺風機的簡單集電線路進行分析，如圖5所示。等值方法基于2點假設：

①由于兩風電機組之間的連接饋線較短(一般不超過1 000 m) ，饋線上的電壓跌落很小，假設風電機組的機端電壓幅值相等。

②由于機端并聯電容器組或風電機組本身的勵磁能力，假設各風電機組的功率因數相同。

利用以上假設可以得到集電線路的總損耗。當線路長度為l時，線路每相的總電阻、總電抗、總電導、總電納為

R=r1l(Ω)

X=x1l(Ω)

G=g1l(Ω)

B=b1l(Ω)

式中：R為總電阻；X為總電抗；G為總電導；B為總電納；l為線路長度。

當新線路長度較短，線路電壓在35 kV及以下時，天氣晴朗時不發生電暈，線路電納的影響不大，可令b1=0。正常情況時，絕緣子泄露很小，可令g1=0。

圖5 集電線路等值模型

3)機組和單元變壓器。對單元變壓器和機組的等效采用倍乘的方法實現。單元變壓器的等效模型通過n臺變壓器的并聯得到，機組的等值模型通過n臺機組的線性倍乘得到。光伏電站和儲能電站的等效方法與風電場的等效方法類似。

通過考慮影響并網特性主要因素的等效(機組、單元變壓器、集電線路和主變壓器[20-23]) ，得到場/電站的等效模型，如圖6所示。

圖6 風電場、光伏電站和儲能電站等值模型

2.2.2 對風電、光伏發電功率波動特性有效的平抑策略的制定

根據風電場多年大量實際運行數據，采用概率統計分析和時間序列分析等方法，對有功功率波動特性進行分析，結合風力、光伏發電能量轉換過程，選取容量系數及出力變動率等指標，對其在不同風速、光照水平下輸出功率的波動特性和最大功率追蹤能力進行量化評價，制定對風電、光伏發電功率波動特性有效的平抑策略，通過確定合理的平抑目標來減小所需儲能容量，優化成本。采用上述建模方法，對新疆某20 MWp光伏電站進行建模，通過系統仿真可得出如圖7、圖8所示的曲線。

圖7 儲能系統削峰填谷曲線

圖8 儲能系統平衡電站出力曲線

2.2.3 儲能系統容量配置方案和預測功率優化方法的研究

根據儲能技術的功率范圍、持續響應時間、效率、技術特性等，結合風、光發電自身出力特性，以裝置成本最低、功率匹配最佳、電能輸出功率平滑度最好為目標，以就近平衡為原則，系統地研究儲能系統的容量配置方案。分別從風電、光伏預測數據實時調整和儲能電池充放電策略兩部分對風、光儲聯合發電系統的功率預測進行優化，讀取次日風電、光伏預測功率，根據濾波器幅頻特性對波動性較大的功率預測數據進行平滑處理，根據預測數據適時調整參數，平滑離散點之間的功率走勢，根據儲能電池充放電策略，進一步調整平滑效果。

2.2.4 風、光儲聯合發電系統運行控制在不同模式下的能量控制策略的實現

考慮儲能裝置的功率出力和電量約束條件，將風、光功率預測技術引入儲能系統的控制過程，以輸出功率平滑、可控為目標，以風、光儲聯合發電系統總出力與計劃出力的匹配程度為量化指標，通過構建遞進區間控制的優化目標函數，并考慮實際條件約束，建立儲能優化控制的數學模型，通過物理模擬和仿真手段相結合實現儲能電站的動態控制優化。

2.3 工程實踐

以新疆哈密某20 MWp光伏電站增加儲能裝置為例，增加儲能裝置后可平滑光伏發電輸出功率的波動，使電站并網輸出的有功功率滿足在給定的時間段內波動率小于設定值。此外，通過儲能系統的調節，改善光伏電站的發電計劃跟蹤能力，使其滿足跟蹤電網調度部門下達的發電出力曲線的要求，同時減少棄光電量。項目的建設可提高光伏發電功率輸出的穩定性，并提高場站的可利用小時數。

該項目采用性能穩定、經濟性較好的電化學儲能系統，實現電能遷移，降低光伏電站反調峰性，減少棄電。在光伏電站附近安裝3 MW·h儲能系統設備，采用35 kV電壓等級接入光伏電站35 kV發電母線。儲能電站主要由電池簇、BMS電池管理系統、儲能變流器、升壓變壓器及儲能控制系統組成。儲能變流器可實現電能的雙向轉換：在充電狀態時，儲能變流器作為整流器將電能從交流變成直流，存儲到儲能裝置中；在放電狀態時，儲能變流器作為逆變器將電池中的電能從直流變為交流，輸送到電網中。

3 效益分析

3.1 經濟效益分析

通過對新疆哈密某20 MWp光伏電站2018年的理論發電量、AGC計劃電量以及實際發電量進行統計分析發現，該電站主要高峰負荷集中在5月～10月，各月理論發電量與AGC電量計劃間存在一定差距，如圖9所示。月理論發電量與AGC計劃電量偏差值如圖10所示。

圖9 光伏電站理論與AGC月發電量統計

圖10 月理論發電量與AGC計劃電量偏差

在發電量高的月份，每日的AGC與理論發電差值最大約10 MW·h；發電量較低的月份，每日的AGC與理論發電量差值最大約4 MW·h。若按電站20 MWp，儲能系統3 MW/6 MW·h配置(儲能系統功率為總裝機容量的15%)，取放電深度90%，電價0.98元/kW·h。項目建設的3 MW/6 MW·h儲能裝置可實現每日增發電量約5.5 MW·h，全年增發電量1 650 MW·h，即全年發電收益新增161.7萬元，增加全年可利用小時數約82.5 h，項目的靜態投資回收期約5.7年。目前西北電網對一次調頻服務按照一次調頻月度動作積分電量15元/kW·h進行補償。儲能電站可以積極參與一次調頻服務，這樣可以進一步提高項目收益。

3.2 社會效益分析

隨著工業化、城鎮化進程的加快和消費結構持續升級，中國能源需求剛性增長，資源環境問題仍是制約中國經濟社會發展的瓶頸之一。風、光儲聯合發電是風、光發電領域的一個重要探索，儲能系統通過對電能的存儲和釋放，可以有效緩解風、光發電單獨運行輸出功率波動給電網帶來的不利影響，提高電網安全性，進而提高電網接納風、光發電的能力。平滑風力發電和光伏發電的功率輸出，解決風、光發電平穩控制和并網問題。規模化儲能必將為節能減排做出不容忽視的貢獻，成為支撐能源革命、建設中國綠色低碳生態系統的新生力量，為風、光發電提供一條新的可持續發展之路。

4 結 語

采用單元級-電站級-聯合發電系統間接組合建模思路，再經一定的等值方法將單元級的模型應用于光伏電站和儲能電站的聚合建模當中。通過工程實踐驗證光儲聯合發電系統機電模型的正確性,可知規模化儲能的應用有利于提高風、光發電場能源利用率和電量收益。在發電端，儲能系統可以快速響應調頻服務及相對可控的持續供電，有效規避了其間斷性、不確定性等缺點。通過儲能手段平抑波動，使風、光發電輸出功率平穩，并實現風、光發電的削峰填谷。在負荷較低、電網無法消納的情況下，把場站所發電能儲存起來，按照實際需要有計劃地送出，有效提高能源利用率。在發電端有調峰電價的情況下結合電力市場現貨交易，提高電站的電量收益。