知识点：风光储联合发电站 01 新能源运行特性及技术需求 新能源运行特性： 新能源出力波动性大，间歇性强 ◆ 2018年冀北电网风电波动最大日的功率曲线。当日风电最大出力为670.5万千瓦，最小为25.3万千瓦，日波动幅度达645.2万千瓦，
知识点：风光储联合发电站
01
新能源运行特性及技术需求
新能源运行特性：
新能源出力波动性大，间歇性强
◆ 2018年冀北电网风电波动最大日的功率曲线。当日风电最大出力为670.5万千瓦，最小为25.3万千瓦，日波动幅度达645.2万千瓦，波动率达96%。
◇ 随着冀北电网风电装机容量的增加，日最大波动幅度随之增加，2018年风电日最大功率波动较 2014年增加88.5%。
▲ 典型日风电功率变化
▲ 2014-2018年冀北风电日最大波动变化
波动率随着时间维度增大而增大，随着空间维度增大而减小
◆ 0.95置信度时，冀北风电10min波动率为0.01，24h波动率为0.44。
◇ 0.95置信度时，祥风风电场1h波动率为0.26，冀北风电1h波动率为0.07。
主动支撑技术需求分析：
高比例新能源电力系统主动频率响应需求分析
◆暂态频率支撑：收集了2009-2017年我国发生的13次大型频率波动事件，多数为直流闭锁导致， 功率缺口大，频率恶化严重，需快速、大幅功率补充。
◇ 仿真受端电网发生5%功率缺额，若新能源机组参与一次调频，系统频率跌落幅值减少50%。
▲13次频率波动事件
▲ 5%功率缺额后频率曲线
高比例新能源电力系统暂态电压支撑需求分析
◆ 新能源机组不具备快速支撑电压的能力，出现由于电压过高或过低引起的大规模脱网事故。
▲ 电压引起新能源机组脱网事件统计
▲ 2011年4月佳鑫风电场220kV母线各相电压
高比例新能源电力系统阻尼提升需求分析
◆ 并网新能源机组增多，在传统同步电网以工频为基础的稳定问题外，出现了新的稳定问题，例如 冀北沽源振荡&新疆哈密次同步振荡。
▲ 冀北沽源地区电源机构
▲ 冀北沽源地区次同步谐振
新能源已有能力及存在的问题
◆ 现有新能源电站已具备接受AGC/AVC统一调度的能力，但不具备根据机端频率和电压 信号进行自主调节的能力，即惯量支撑、一次调频、主动调压、阻尼能力缺失。
▲ 常规电源与新能源支撑能力对比
▲ 新能源机组自主调节示意图
国家风光储输示范工程
02
发展历程：
◆ 风光储工程
利用风光资源互补优势，引入储能提高出力品质，提升电网对新能源的接纳能力。
◇ 动力电池梯次利用工程
电动汽车普及，如何提升海量退役电池的利用价值。
◆ 虚拟同步发电机工程
新能源发电占比增加，电网调节能力下降稳定风险提高，新能源需具备主动支撑能力。
主要配置：
对7类共33MW/95.5MWh的电化学储能技 术进行运行研究和实证评价，其中包括：
◆ 锂电池储能系统24MW/66MWh
◇ 铅酸电池储能系统2MW/12MWh
◆ 钛酸锂电池储能系统1MW/0.5MWh
◇ 液流电池2MW/8MWh
◆ 超级电容储能系统1MW*15s
储能功能：
◆ 跟踪计划能力
储能参与断面控制后，整站有功出力平均均方根误差降低为原来的50.4%，出力计划值合格率60%提升至90%，计划跟踪效果显著提升。
◆ 平滑出力波动
储能参与平滑以后风光储出力的波动性显著降低。以1min长度的滑动窗统计各个时段内平滑效果，平滑系数在0~0.8区间内均匀分布。
▲ 储能平滑风光出力波动曲线
▲ 平滑出力后平滑系数分布
03
新能源主动支撑技术
常规火电机组一次调频原理与启示：
虚拟同步发电机技术是基于电力电子设备灵活可调优势，通过模拟同步机电气方程与转子运动方 程，使新能源机组具备惯量、一次调频、阻尼和主动调压等主动支撑电网的能力，使新能源由 “被动调节”转为“主动支撑”。
▲ 虚拟同步发电机技术原理示意图
探索新能源发电主动支撑技术、填补虚拟同步发电机在大电网应用的空白，2016年，依托风光储电站启动新能源虚拟同步机示范工程建设。
◆工程建设投运三大类6种虚拟同步发电机示范工程；对不同储能类型（锂电VS超级电容）、不同 储能成组方案（分布式VS集中式）、不同风机调频方案进行深入对比研究。
工程方案：
◆ 风电虚拟同步发电机
1. 成功研制2MW单元式光伏虚拟同步发电机；
2.实现方案：更新主控程序或更换风机主控，均同时具备桨距角控制和转子惯量支撑两种调频模式。
▲ 风电虚拟同步机调试现场
◆ 风电虚拟同步发电机现场实测调频曲线
◆ 光伏虚拟同步发电机
研制分别装配50kW*30min锂电池和超级电容的500kW单元式光伏虚拟同步发电机。
▲ 光伏虚拟同步机工程现场
◆ 光伏虚拟同步发电机现场实测调频曲线
◆ 集中式储能虚拟同步发电机
1. 项目建设了2台单机容量5MW*20min集中式具备虚拟同步功能的储能电站，具备一次调频、 调压、黑启动、次同步振荡抑制功能；
2.承担100MW风电机组一次调频任务。
▲ 电站VSG拓扑结构
▲ 储能虚拟同步发电机工程现场
（电池系统+变流器）
3.采用电压源型控制方案，快速响应并网点频率和电压变化，提供场站级惯量/阻尼和调压调频能 力；
4.采用了主控-模块分层控制结构，突破电力电子功率器件物理耐压约束，同时防止了电压型功率 单元并联引起环流、振荡。
▲ 电压源性控制框图
▲ 分层控制拓扑结构
5.采用了电池组低压双级拓扑结构，使得系统中电池单体可运行于宽电压范围，对电池不一致性容 忍度增高；
6.采用了基于储能电池SOC主动均衡和容量保持控制策略，对系统SOC异常的功率单元进行主动 均衡，并动态保持SOC于适宜状态，使得电池系统能长期保持较高的功率与容单体量备用。
▲ 电池组低压双级拓扑结构
▲ 基于SOC主动均衡和容量保持控制策略
7. 集中式储能系统调频/调压性能优异，惯量响应时间50ms，一次调频响应时间100ms，功率精度0.5%；
8. 以5MW电站式VSG为启动电源，构建了风光储站内孤网运行环境，首次实现了全电力电子系统黑启动实验；实现50km外500kV变电站的零起升压。
▲ 集中式储能调频/调压实测曲线
▲ 零起升压电压电压曲线
▲ 实测性能纸指标
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