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国网冀北电科院宋鹏:风光储虚拟同步发电机技术与工程应用

北极星电力会展网 来源:北极星储能网 2019-08-08 09:30:57

我们国家风光储输示范工程的投产运行,也是示范了多方面的首台首套的新能源发电设备,包括了对风电、光伏、储能设备的一些运维技术进行研究,以及相应的在新能源并网问题上也是做了一些深入的探讨,随着示范工程的投产运行,也是在包括先进设备制造以及高效运维、破解新能源并网难题方面发挥了示范引领作用。

——国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏

8月7日,由华北电力大学、中国可再生能源学会主办的“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”在北京召开,会议为大力推广风能、太阳能、储能创新技术,推动风光互补、太阳能+储能、风光储技术以及智能微电网、能源互联网技术在综合能源服务领域的应用;搭建风能、太阳能与储能产业科学技术、创新应用的交流与合作平台,推进风电、太阳能发电无补贴平价上网项目技术发展,推动储能技术进步和创新。

主旨报告环节,国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏作“风光储虚拟同步发电机技术与工程应用”报告。

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国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏

各位领导,各位专家,各位同学,下午好!我是来自国网冀北电科院新能源所的宋鹏。我今天汇报的题目是“风光出虚拟同步发电机技术与工程应用”。因为之前在2017年,相当于在张北投了第一个虚拟同步发电机示范工程,这个示范工程也是第一次在虚拟同步机技术大量应用,也非常荣幸跟大家分享一下在工程开展工作当中的一些心得和体会。

我的汇报分成三个部分:

第一,国家风光储输示范工程介绍。

2011年为了破解新能源破解难题,2011年的时候甘肃、冀北、东北就是三北地区发生了多次风电机组大规模脱网事故,国家层面国网公司非常重视,为了破解新能源并网友好型的瓶颈和难题,在2011年三部位,科技部、财政部、发改委,和国家电网公司,共同启动建设世界上第一个风光储联合发电工程,这也是当时规模最大的发电工程,现在在青海等其他地方已经有更大的了。

当时规划建设风电是50万千瓦、光伏10万千瓦、多类型储能7万千瓦。风光储这些设备最重要到联合发电系统当中,进行统一的控制。

这个工程在当时示范应用了国内最典型的8种序号发电机,因为当时主流的机型基本上是1.5兆瓦机型,包括2.5兆瓦的双馈风机、2.5兆瓦直驱风级、3兆瓦双馈风机等。二期工程当中同样示范了陆上最大的5兆瓦的一个风电机组,相变的,它的叶轮直径是124米,覆盖了国内主流的制造商,建成了陆上最大的风电机组5兆瓦的相变机组。

在光伏方面,这个工程示范应用了最全的光伏组件和跟踪方式,多角度、多方位全面开展技术经济比较。类型分单晶硅、多晶硅、背接触式、非晶薄膜、高倍聚光。结合工程应用也是研究了光伏组件清洁运维的方式在示范了光伏组件自动喷淋的方式以及自动滚刷的方式,通过示范应用光伏发电量达到了3%以上。

在储能这块一共是对7类电化学储能技术进行了实证评价,包括磷酸铁锂电池、超级电容、铅酸电池、钛酸锂电池、液流、电动汽车梯次利用。相应的技术指标也是达到了国内的先进水平。

同时基于这几种类型的设备我们开发出来新能源全景联合发电监控系统,如左边这个图所示,风电、光伏、储能分别由一个系统控制,变电站有四类同时接受我们全景监控系统联合的控制,全景监控系统里面了设计了几种方式,当时实现了新能源电力的可预测、可控制。

我们通过在工程运行当中的一些长周期的运行统计数据,风光互补比风机波动性有一定的改善,加入储能控制以后,可以看到跟踪计划的误差或者说计划合格率得到了很好的提升。统计数据来看,误差比原来降低了一半,跟踪计划的合格率60%提高到了90%,效果也是得到了很好的改善。

在平滑出力这块,储能参与控制以后,风光储电站有功出力的波动性得到了明显的降低,波动性要小了很多。统计这个平滑系数等于是在0—0.8区间内是这样的情况。

这个工程,整个时间过程是在2011年开始确定示范工程的实施方案,2011年底大概风光储输示范公车的一期已经完成了投产运行,第一次投产是10万千瓦的风电、4万光伏、2万储能,后续2011年12月完成了二期投产,二期包含了35万的风电、6万光伏。依托这个工程,在2017年年底分别投产了虚拟风机示范工程以及电动汽车梯次利用工程。2014年12月,在国家风光储输示范工程目的,探索如何利用风光资源互补优势和电化学储能、提升新能源电站并网友好型。2017年11月,动力电池梯次利用示范工程建设投运,主要目的是电动汽车日趋普及的这种背景下,如何实心退役动力电池的规模化利用。2017年12月投产的新能源虚拟同步发电机的示范工程,主要目的是探索在未来高比例新能源接入电网的驱使下,如何实现新能源机组对电网的主动支撑作用。

结合着我们国家风光储输示范工程的投产运行,也是示范了多方面的首台首套的新能源发电设备,包括了对风电、光伏、储能设备的一些运维技术进行研究,以及相应的在新能源并网问题上也是做了一些深入的探讨,应该说随着示范工程的投产运行,也是在包括先进设备制造以及高效运维、破解新能源并网难题方面发挥了示范引领作用。随着工程投运以后,后边好像在青海包括东北等等这些地方也开始建立了很多风光储联合发电的工程。

第二部分,给大家汇报一下虚拟同步机发电机的技术。

近年来我们国家风电、光伏新能源实现了跨越式发展。左边这个图可以看到,大概10年时间装机容量增长了100倍。跟大家分享一个数,到2018年底我国新能源装机占比达到了18.9%,其中风电是9.7,光伏9.2,首次超越了水电,成为了我国第二大能源。预计到2035年,新能源装机会达到13.7亿千瓦,占比会进一步提升到38.3%,高比例心里新能源接入将成为未来电网的重要特征,这个趋势已经呈现出来了。

新能源机组多采用电力电子设备并网,具有低抗扰性和弱支撑性,导致新能源消纳和安全运行方面问题突出。左上角这个图是2018年全国各省区弃风率的对比,可以看到,虽然在2018年我们国家的弃风率降低了5个百分点,但是在新疆、甘肃、内蒙、极力这些地区还是超过了平均值,超过了7%,应该说在三北地区这种现象还是居高不下。

下边这两个图是实测的运行曲线,就是电压波动剧烈的曲线以及在新能源规模接入地区造成的曲线。右上角这个图是我们的仿真曲线,这个背景是华北、华中电网的联网,考虑到新能源如果不具备主动调频能力,新能源的占比分别在20%—40%的这种情况下,它频率特性恶化的程度。可以看到,如果新能源占比20%的话,如果新能源不具备主动调频能力的话,考虑4.2%,频率最低点会降到49.21赫兹,基本上触及了低频,如果新能源占比达到40%以上,这个频率恶化会更低。

前期我们国家通过新能源机组的故障穿越能力的改造,包括低穿、电网适应性的能力改造,新能源的一些低抗扰问题已经得到了部分解决,现在高穿在推,但是新能源机组的弱支撑性问题仍然突出。和常规同步机组相比,我们国家的新能源机组基本上不具备常规机组所有的这种惯量支撑、一次调频、主动调频等等电网的主动支撑能力,可以说这种情况在未来高比例新能源接入电网条件下会带来新的电网问题。下面这个图是一个示意图,新能源的并网故障越来越低以后,因为没有主动支撑能力,对电网支撑能力弱的话,这个天平,一方面发电源,可能就会失去平衡,在频率出现扰动的时候就会出现问题。新能源和常规能源相比,主动支撑能力这块,一个是惯量支撑,还有一次调频以及主动调压的能够好像都不具备。

这是两个案例,一个是大家比较了解的,2015年9月的锦苏直流闭锁导致的问题,损失的功率占比是3.55%,频率最低点是跌落到了49.56赫兹,这个过程大概持续了2—3分钟。右边这个图是应该也是在2014年,在张北地区,一个电厂投入电容支路,电压有一个跃升,然后有一个缓慢爬升,超过了1.1倍的高电压限值,造成风机的高电压脱网,电压进一步上升,一共是71.7万千瓦的风电图网。如果区域里面新能源机组具备了主动调频能力以后,这些情况都会得到改善。

在这种背景下虚拟同步发动机技术,在学术圈开展了很多学术层面的研究,主要就是在新能源机组的主控/变流器控制环节中模拟同步及的运行机制,使新能源发电设备具备主动支撑电网能力,由“被动调节”转为“主动支撑”。

虚拟同步发电机有两种技术路线:1,内禀自同步性。利用同步发电机的数学模型,生成逆变器内电势幅值和相位。2,锁相同步性。锁相测频后计算附加调频、调压功率,生成有功/无功电流参考值。也就是说右边这个框图是在不改变我们现在新能源机组的控制结构的基础上实现的一种技术路线,他也能够提供主动支撑能力,但是只能说部分模拟,还不能够完全。

调压,针对调频,火电机组的情况大家可能比较了解,火电机组是有一汽包,新能源机组如果调频需要一个额外的能量来源支撑,模拟火电汽包主要汽压力释放,备用容量是新能源机组具备主动调频支撑能力的必要条件。这个备用来源有几种:1,桨距角控制(限功率),通过限功率压低有。2,超速控制。3,单元机组配置储能。4,新能源电站集中配置储能。

虚拟同步发电机的工程应用。

2017年底,依托国家风光储输示范工程,新能源虚拟同步机示范工程建成投运,工程投运3大类6种型号虚拟同步及设备。包括单元式的光伏虚拟同步机、单元式风电虚拟同步机,还有电站式的虚拟同步机。对不同储能类型(锂电VS超级电容)、不同储能成组方案(分散式VS集中式)、不同风机调频方案进行对比分析,全方位探索新能源主动支撑技术的工程实现方案,弥补了虚拟同步发电机技术在大电网中的应用空白。这个过程中也是分批次的进行投产。

投产的风电虚拟同步机主要是2兆瓦单元式风电虚拟同步机,覆盖了转子惯量支撑和变桨距减载控制的两种调频策略。转子惯量支撑,当电网频率下降时,风机释放部分转子动能以达到功率支撑的目的。变桨距减载控制,就是限共预留备用,当电网频率下跌越过调频死区,机组可桨预留的备用释放出来。

左边这个图这是我们实测的一些曲线,左边这个就是利用踢球预留备用量10%,可以看到这个下降有功支撑、桨距角大概是在这个度数,来实现释放。游伴这个图就是采用转子惯量支撑的方式实现调频支撑。频率下降以后有功功率支撑,发动机转速下降,桨距角不变,发动机转速有一个低速,低到一定程度以后要恢复,所以在这个点,不同的机组不一样,大概在1150—1300之间,这个时候需要恢复转速,就需要把电磁转距下来,这个时候就会造成有功功率的跌落,这个有功功率的跌落,如果新能源都有这种特性的话,从这个图里可以看到,这个时候频率还没有下来,有功功率下来了,比初始的有功功率还要多,就会造成电网频率的二次跌落,甚至二次跌落的深度比一次跌落的深度还要多,一个是转速批评快,一个是成本比较低。右边是我们实测的一些指标。

针对风电虚拟同步机机组一些应用的问题提出了一些研究,提高了轴系振动的问题,这儿有一个转矩的突变,这个转矩的突变就会引起轴距的问题,需要对它的载荷进行控制。针对二次跌落的问题,这是第一次跌落,后边有支撑,支撑之后,因为有功功率的二次下降,造成电网的二次跌落。

这对这个二次跌落提出了一个风机转子转速的综合预测,这样减少了频率二次跌落的深度,达到了78%,有效改善了二次跌落,但是没有办法消除。

针对光伏,主要就是研发了500千瓦的单元式的光伏虚拟同步机,主要是在原有光伏的拓补结构里面,直流侧并联了分散式的储能装置,以及加装了一个DC/DC控制柜,涉及2个厂家,采用2种储能配置方案,一种是磷酸铁锂电池,一种是超级电容,投入的成本差不多。

这两个曲线也是针对两种储能配置方式实测的曲线,也是能够满足和优于标准的规定,现在这个标准是指国网公司的,依托这个标准,包括我们示范工程的一些指标,包括行标、国标,都在制定关于新能源一次调频的技术要求。通过测试来看,光伏虚拟同步发电机一次调频的响应时间比风电要快,大概是在百毫秒级。

同样也是针对光伏配置单元式储能在分布式应用当中的问题,也是分别提出了一种光储协调控制的方案,考虑到锂电和超级电容在充放电倍率和循环寿命方面的差异,充分发挥储能单元的优势。这是一些仿真的曲线。

在场站侧新建了两台5兆瓦电站式储能虚拟同步发电机,涉及到2个厂家,设备研发过程中提出了多模块交流并联汇集、电池低压两级接入的拓补结构,实现了多个电压源并联集成。提出主控——模块分层控制结构,避免了多个功率单元间并联运行环流和振荡问题。

通过实测,储能的一次调频响应时间更快,大概是在几十毫秒,这个是仿真平台上的预测。

结合我们的工程应用开展了一些相关的理论研究、实测的试验,还有从2018年1月份开始大概10余年的运行数据跟踪分析,结合工作建立了分、光、储虚拟同步发电机主动支撑特性指标体系。主要讲一下调频的死区,当时我们在运行分析的时候,最开始设的是0.03,0.03一天调频能达到几百次,后边考虑到电网的频率正常的变化,以及华北电网出现功率缺额的时候调频特征的一些变化需求,风电、光伏储能的赫兹,和1870的技术规范死区的设置是一样的。同时结合光伏、风电、储能的特点,分别对调频响应时间进行了差异化的设计。

说一下应用模式的技术经济性。在应用的过程当中,要达到电网需求,主动调频支撑性能的需求,但是要同时考虑到成本投入,技术指标和经济指标存在相背的问题。因为刚才也提到,我们示范了很多种技术路线,对这几种技术路线进行了对比,针对预留备用这块,在风电光伏都可以应用技术路线,因为要做预留备用,我们做了测算,我们当时用10万千瓦的风电场进行测算,如果不额外预留这10%备用,会导致每年额外的发电损失是2500万。

针对转子惯量支撑刚才也说到了,基本上只需要一个软件的升级就可以实现这种功能,但是会存在后续严重的频率二次跌落的问题。针对单元式储能在光伏上的应用,他的调频特性是优于火电机组的,可以达到百毫秒级,同样在10万千瓦的电站应用,包括建设成本、设备成本等等,年均成本按储能电池8年寿命来计算,年均成本达到600万,和在电站层面集中式的配置、场站式的储能配置应该说要远远高于它。我印象当中数据,场站式配置这个数据按照10%,10万千瓦的电站,按照10%,年均成本是100—200万期间,如果成熟的话这个成本还要进一步降低。

最终我们考虑,关于虚拟同步机光伏电站的推广模式就是集中配置储能,风电场的推广模式风处协调,与单独配置储能相比,减少储能配置容量27%,充分利用转子动能的释放,但是储能在这个过程当中承担了太多的智能,来充分发挥长时间的支撑,兼具了风和储协调的运行优势,也是能够减少投资的成本。

我的汇报就是这些,感谢大家!

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