计及不确定性的风储联合系统多时间尺度市场参与策略

风电出力的强不确定性严重阻碍了电力市场上报计划的精准执行,由此产生的偏差功率可能使风储联合系统背负高额的偏差惩罚和弃风损失。为了减小投标决策失误导致的经济亏损,建立了一种风储联合系统多时间尺度市场投标模型。借鉴美国现有的市场机制,建立风储联合系统参与能量市场和调频辅助服务市场的收益、成本模型;为了提升风储联合系统投标策略的准确性,基于Copula函数对风电出力不确定性进行量化建模,以此为基础预留部分储能出力能力,从而降低由偏差功率产生的经济性风险;以风储联合系统的预期净收益最大为目标,制定能量市场和调频辅助服务市场的日前投标策略,并在日内阶段根据超短期风电预测数据修正投标决策,提出一种考虑风电出力不确定性的风储联合系统多时间尺度市场参与策略。基于我国某实际风储联合系统进行算例分析,结果表明所提策略能够有效提高风储联合系统的经济收益,避免资源浪费。

风储联合系统频率主动支撑策略实测与分析

针对高比例新能源并网后电力系统频率稳定性不足的问题,基于半直驱风机和电化学储能联合系统,提出了风机优先、储能优先、风储联合三种参与电网调频的控制策略。以某600 MW风电机组、115 MW/345 MWh储能系统联合电站为试验对象,分析了三种控制策略参与频率调节的动态特性,开展了风储联合系统对电网频率支撑能力的验证试验。结果显示,三种控制策略均能够提升风储联合系统的频率支撑能力,实现调频功率的合理分配;当有功功率调节量未达储能额定功率时,储能优先模式下的风储联合系统在对有功功率的调节上速度更快、精度更高。

考虑储能充放电均衡度的风储联合调频控制策略

针对储能分组调频的充放电不均衡问题,提出一种考虑储能均衡度的风储联合一次调频控制策略。基于充放电任务分组执行的储能调频原理,建立了最佳放电深度下的储能分组调频充放电数学模型。为改善储能充放电不均衡问题,以储能均衡度构建2组储能的充放电综合下垂控制系数,并设计风储协同控制策略,在储能均衡度偏差较大时通过风机转子动能调频弥补储能功率不足,提升一次调频效果。最后以频率差偏移量及储能均衡度偏移量等作为评价指标进行仿真分析,结果表明所提风储联合调频控制策略有效改善了储能均衡度,降低了其对储能使用寿命的损害程度,同时提升了调频效果。

考虑内–外生双重不确定性的风储系统联合规划方法

风电场配置储能设备提供了良好的并网特性,但传统风储联合规划中,仅考虑不受决策结果影响的外生不确定性,受决策影响的内生不确定性被忽视,无法给出兼具经济性和鲁棒性的规划方案。为此,首先从不确定优化理论的角度梳理风储联合规划的模型演化路径,给出对应优化模型的拓扑表示。引入随机过程中的鞅理论,针对不确定性的外生与内生问题进行严格数学定义加以区分,并采用散度对风储联合规划中的内生与外生不确定性进行数学建模,同时设计参考分布修正过程使内生不确定性的参考分布逼近真实分布。构建改进分布鲁棒优化模型,设计对应的求解流程。最后,以改进IEEE 30节点系统和中国蒙西某区域电网验证所提模型的有效性和通用性,分析储能配置与内生不确定性间的相互影响,为该类规划问题提供先验信息支撑。

避免频率二次跌落的风储联合调频控制策略

风电高渗透电力系统中,风机释放转子动能参与频率响应改善系统频率稳定性,但存在欠响应支撑效果不足或过响应导致系统频率二次跌落现象。储能响应不受时空因素影响,通过整定储能响应参数,可提升风电频率响应的有效性。该文首先基于统一结构模型分析系统频率二次跌落与风机控制策略之间的作用机理。其次,整定充分利用风机频率响应能力及避免系统频率二次跌落的风电机组频率响应系数。然后,引入频率稳定裕度概念,并基于关系矩阵整定的储能最小出力,等效扩展系统频率稳定裕度。基于以上分析,综合考虑时空因素对系统频率响应影响,提出一种多时间尺度下避免频率二次跌落的风储联合调频控制策略。最后,基于DIgSILENT搭建风电高渗透4机4区系统进行仿真验证。结果表明,所提控制策略在不同风速下兼顾风机频率响应能力,同时避免频率二次跌落,提高全网频率安全稳定裕度。

基于风储联合系统的受端电网黑启动技术及协调恢复策略

受端电网发生故障停电时要求送端电源具备黑启动能力,目前中国具有黑启动电源的主要为火电厂及水电厂。随着高比例的风电大量接入,电网要求风电机组具有一定的黑启动能力,但风能由于其不确定性和波动性导致风电机组很难单独参与黑启动。为使得风电机组具备较好的黑启动能力参与电网恢复,本文针对双馈风电场,提出了一种基于风储联合系统的受端电网3阶段协调恢复策略。初始阶段,通过储能装置建立交流频率和电压辅助风机顺利并网;中期阶段,切换储能装置控制模式并在风机转子侧设计虚拟同步控制为系统提供频率和电压支撑,并完成部分发电机组及负荷的恢复;后期阶段,在储能侧设计了基于H_(2)/H_(∞)的附加鲁棒控制器抑制多机组并网的低频振荡,实现受端电网平稳恢复。在PSCAD/EMTDC平台搭建了风储联合系统模型,并进行黑启动和电网恢复过程仿真。结果表明:提出的风储联合启动能够实现风机顺利并网;在厂用负荷和机组并网过程中采用切换储能控制方式能维持电压和频率在稳定范围内;在受端电网恢复及后期阶段,设计的鲁棒控制器对低频振荡有很好的抑制效果;相比常规控制,在系统启动恢复过程中采用的虚拟同步控制对系统的支撑能力更强。从而验证了本文所提风储联合系统参与受端电网黑启动的协调恢复策略的有效性和可行性。

风储联合发电系统建模与协调控制策略研究

风储联合发电系统能够有效解决风电大规模并网过程中存在的"并网难"和"弃风"等问题,如何建立风电机组和储能单元之间的协调控制策略是实现风储联合发电系统稳定运行的关键。为研究风储联合发电系统的运行特性,首先建立直驱永磁风力发电机组、储能单元的数学模型;其次,根据建立的各模块数学模型,提出直驱永磁同步风电机组机侧整流器采用转速外环和电流内环、网侧逆变器采用电压外环和电流内环以及储能单元逆变器采用间接功率控制的控制策略,并在各模块控制策略的基础上建立风电机组与储能单元之间的有功协调控制;最后,基于MATLAB/Simulink仿真结果表明,所建立的模型以及协调控制策略的正确性和有效性,为风储联合运行系统的进一步研究提供参考。

风储联合发电系统中锂电池寿命评估

利用电池储能构建大规模风储联合并网发电系统,改善风电的波动性,成为目前研究的热点。然而在此运行方式下,电池处于频繁的充放电运行状态,为了优化电池的控制并提高其使用寿命,如何对其寿命进行评估十分重要。本文以锂电池为研究对象,分析其实验条件下的寿命特性,考虑不规则充放电循环深度和充放电次数的影响,构建了风储联合运行方式下锂电池的寿命评估方法,并设计了电池储能平抑风电功率波动控制策略和评价指标。基于实测风电数据,对此控制策略下风储联合发电系统的运行性能和锂电池的寿命进行评估。

考虑储能电站恢复能力的风储联合黑启动协调控制策略

储能电站与风电场联合参与系统黑启动,可减少负荷停电时间和加速系统恢复。文章针对大型风储联合发电系统,提出了考虑储能电站恢复能力的黑启动协调控制策略。风电场采用最大功率跟踪控制方式,储能电站采用恒频恒压控制方式,二者联合构成黑启动电源;储能电站采用软启动技术自启动,先恢复部分重要负荷,再启动风电机组,提高了风电并网的稳定性。提出了考虑储能电站恢复能力的负荷恢复量估算方法,基于被启动火电厂辅机负荷需求和风功率预测,对黑启动过程中储能电站的荷电状态进行预估,进而考虑储能电站的功率和荷电状态约束,确定重要负荷的恢复量,从而在确保启动火电机组的前提下,尽可能恢复重要负荷。基于PSCAD/EMTDC的暂态仿真结果验证了所提策略的有效性。

计及冷负荷效应时变特性的含风储联合系统负荷恢复策略

随着风电大规模接入电力系统,风电与储能结合构成的风储联合系统成为提高风电消纳能力的重要措施之一。在电力系统恢复阶段,如何构建合理的风储联合系统调度策略以加快系统恢复速度成为当前的研究热点。为此,提出了一种计及冷负荷效应时变特性的含风储联合系统负荷恢复策略。介绍了输电系统恢复后期的负荷恢复优化方案;提出了考虑冷负荷效应时变特性和风储联合系统运行约束的输电系统负荷恢复模型,将冷负荷效应描述为关于停电时间的函数,并在风储联合系统的运行约束中考虑了储能系统的寿命约束。为了提高模型的求解效率,提出了基于Benders分解的求解框架,所构建的主问题模型和子问题模型均为混合整数线性规划模型,可调用商业求解器进行高效求解。以IEEE 39节点系统为算例验证了所提模型和方法的有效性。

基于区间二型模糊TOPSIS的风储联合发电系统协同决策研究

基于风电―储能协同角度,从复杂系统维、运营节点维、主体能效维和外部环境维对风储联合发电系统的协同影响因素进行梳理和分析,形成风储联合发电系统协同评价指标体系。鉴于指标属性和协同决策的复杂性和不确定性,在TOPSIS基础上引入区间二型模糊数对指标权重和指标值的语义值进行处理,构建基于区间二型模糊TOPSIS的风储联合发电系统协同决策模型。结合案例分析,证明所建模型方法的有效性和可行性。

基于模型预测控制的风储联合电场参与电网二次调频策略

随着风力发电在电网中渗透率不断增加,需要风储联合电场参与电网调频服务,维持电网的频率稳定.针对中高风速下的风储联合电场,通过分析风力发电机的机械特性和储能系统的运行特性,确定了减载运行方式下风力发电机桨距角的控制方式,提出一种基于模型预测控制的风储联合电场参与电网二次调频的控制策略.建立风电场桨距角控制的预测模型和电化学储能系统的预测模型,优化风力发电机和储能系统的有功功率输出,在调频基础上更好地减少了风能损失.根据上级系统的有功功率指令值和风力发电机实际输出功率之间的差值对桨距角控制进行进一步修正,使得风力发电机在二次调频期间能够更好地追踪到上级系统的功率指令值,迅速响应频率变化值,减小动态频率偏差,完成二次调频任务.仿真结果表明,该控制策略综合考虑了风力发电机可控的二次调频能力和电化学储能系统响应快速、跟踪精确的特性,使风储联合电场能够主动响应系统频率的变化,更好地跟踪上级系统下发的有功功率指令值,参与电网二次调频.

基于多变量模糊逻辑控制的风储联合系统一次调频策略

在风电场中配置储能系统构成风储联合系统可有效提高对电网主动支撑能力,在满足电网一次调频需求的同时还可以提高风电利用率,增加风电场的经济效益。以双馈风机(double fed induction generator,DFIG)与超级电容储能为例,基于不同风速下DFIG参与调频能力,提出了一种风储联合系统参与电网一次调频的控制策略。考虑风速、频差变化率和频率偏差3个因素设计多变量模糊逻辑控制器,实现风储功率的合理调配,根据储能系统的荷电状态(state of charge,SOC)动态设置DFIG调频备用容量,提升不同风况下风储联合系统的一次调频能力。最后,在MATLAB/Simulink仿真平台对所提策略有效性进行验证,结果表明,所提策略在提升风储联合系统一次调频能力的同时,实现了风储调频功率的合理分配,减少了弃风及风机出力振荡风险,改善了系统的频率稳定性。

风储联合发电系统运行性能研究

构建大规模风储联合并网运行系统,提高风电的可调度性,成为目前研究重点。以风储联合发电系统为研究对象,给出了系统结构图,建立了储能系统数学模型,在此基础上,考虑调度计划制定了储能系统控制策略,实现了风储联合发电系统跟踪计划出力运行模式,并构建了此运行模式下的评价指标,对风储联合发电系统的功率输出特性进行分析。基于实际风电场数据,对配置不同储能容量以及适应不同调度时间窗时系统的输出特性进行分析,为储能系统容量选取提供参考。

基于两阶段优化的风储联合发电系统日前发电计划模式

考虑风电日波动性对常规机组启停的影响,为准确刻画系统运行经济性与风电消纳能力的关系,设计了风电最大出力模式、经济运行模式和运行成本控制模式3种风储联合发电系统日前发电计划模式,提出了不同模式的两阶段优化模型及快速求解算法。第1阶段通过储能系统和常规机组协调调度,实现经济性最优或弃风量最小的目标,第2阶段优化则按照经济调度和"三公"调度的原则分配常规机组和风电场的有功出力。提出快速算法削减了模型的寻优空间,大幅提高了优化模型的求解效率。基于IEEE 30节点系统进行仿真分析,验证了所述模型和算法的优越性。

基于风储联合发电系统黑启动过电压研究

传统的黑启动电源优先考虑的是水电,但对于水电资源匮乏地区缺少合适的黑启动电源。根据黑启动电源的特点,储能与风电系统组成的风储联合发电系统也同样具备黑启动机组的条件。针对风储新能源发电系统黑启动过电压进行研究,详细分析了黑启动过程中的操作过电压,建立其空充输电线路的贝瑞龙模型和变压器等效模型;以辽宁省卧牛石风储示范电站为工程背景,利用PSCAD/EMTDC进行不同方案下的空充线路过电压校验,选出了较优的空充输电线路方案,为风储黑启动路径及方案的制定提供了重要参考。

考虑日前计划的风储联合系统多目标协调调度

建立多时间尺度的风储发电系统协调调度模式,提出一种适用于风储联合发电系统的滚动协调调度方法。优化模型采用两阶段优化方法实现多目标决策和分层协调调度,第1阶段优化利用风电场储能系统和常规机组的协调调度最小化系统弃风电量和失负荷电量,第2阶段优化按照风电并网标准和系统调度需求在各风电场之间分配储能系统充放电任务和弃风功率。采用含3个实际风电场的IEEE 30节点系统进行仿真分析,结果表明:基于风电场滚动上报的超短期风电功率预测信息,提出的风储联合发电系统日内滚动协调调度方法能够有效减少弃风,降低系统运行成本。

考虑电网调峰能力限制的风储联合系统概率综合效益评价方法

目前风储联合系统综合效益评价方法多基于某一给定风电功率断面,忽略了风电出力的不确定性,导致评价结果与储能系统配置方案的局限性。为此提出一种计及风电出力不确定性与电网调峰能力限制的风储联合系统概率综合效益评价方法,利用风电功率预测误差反映风电出力的不确定性,可给出风储联合系统概率综合效益与储能系统最佳配置方案参考值。基于实际系统参数设计了算例,算例分析结果表明,风电预测出力下效益评价结果仅为给定预测误差分布下特定置信度的概率综合效益,而所提方法通过置信度量化风电出力不确定性带来的评价风险,可得到不同效益评价标准(置信度)下储能系统配置方案参考值。

集群风储联合系统广域协调优化控制

储能技术在提高间歇式电源可控性和可靠性,提升其接入友好性方面具有广阔的应用前景。然而分散独立控制风储系统的无序充放电可能带来更多的不确定性,不利于电网的安全经济运行。针对集群风储系统,构建了本地风储系统、集群控制中心以及电网调度中心广域协调互动的基本框架。提出基于超短期风功率预测的本地风储系统优化控制策略以及集群风储系统广域协调控制方法。通过仿真分析可知,提出的控制策略可充分利用集群风电出力的时空差异性,有效提高储能的利用效率,增强集群风电出力的整体可控性。

跟踪风电计划偏差的风储系统联合控制策略

风电固有的特性决定了其难以严格按合同要求出力、和传统能源直接竞争,因此,风电场必须提升相关技术以提高与合同计划出力的吻合度。以风电控制性能评价标准为准则,利用离散傅里叶变换(discrete Fourier transform,DFT)对风电场考核时间段内的输出功率偏差进行频谱分析,得出不同时间尺度的补偿功率需求,调用相应特性的储能设备分类调控风储系统的功率输出,满足市场竞争偏差要求;同时制定储能系统间的充放电规则,利用储能间互补平衡,减少能量型储能的深度放电的可能,避免储能系统过充过放。经某风电场典型日的负荷数据仿真验证,所采用的控制策略能较好地跟踪风电计划偏差,控制风电输出精度,有效减少储能系统的动作次数,提高电网对风电的接纳能力。