【摘要】以内蒙古某一实际分布式风电-电池储能系统的设计和运行效果为基础,对影响其可用性的关键因素进行了分析。结果显示:能量管理系统的设计需要考虑功率补偿控制以抵消储能系统内部功率损耗;功率转换系统(powerconversionsystem,PCs)的响应时间对系统性能具有*要影响,控制算法的功率指令周期需与PCS响应时间匹配;储能系统的结构和布局也对储能系统的环境适应性有着*要影响。风电-电池储能系统可用性对其实际推广应用具有*要影响,该文对影响风电-电池储能系统应用过程中出现的问题提出了相应的解决方法,为风储系统的推广与应用提供参考。

【关键词】风储系统:能量管理系统:功率转换系统(PCS)响应时间;温度控制设计

0.引言

风能作为一种清洁的可再生能源,越来越受到世界各国的*视。但风能随机波动的特点,造成风电出力的频繁波动,使电网的调频、调峰压力加大,成为长期困扰风电并网的主要难题。

我国的弃风限电*次出现于2010年,此后弃风从零星现象快速扩散,2012年的情况*为严*,弃风率达17%。之后随着出台一系列政策鼓励风电并网消纳,我国弃风率2013年上半年降至13.5%，2014年上半年进一步降至8.5%。2015年7月,能源局发布数据显示,上半年全国平均弃风率为15.2%,风电弃电量达175亿kW·h,同比增加101亿kw·h,造成经济损失接近87亿元,创3年来同期新高。2015年上半年弃风限电主要集中在蒙西(弃风率20%)、甘肃(弃风率31%)和新疆(弃风率28.82%)。

将电池储能系统与风电结合,可以平滑机组输出、提高风电输出与预测的置信度、提高风电可调度性及实现峰值转移,有效改善风电对电网的影响国内外对电池储能技术在风电上的应用均十分关注。

国内,2011年电网在张北投运的20MW电池储能站(一期)主要定位于配合风电和光伏接人。2013年在国电龙源卧牛石风电场投运的5MW/10(MW·h)全钒液流电池储能设计实现配合风电接人的功能。国外储能技术与风电的配合应用更早。2005年日本住友电工开发的4MW/6(MW·h)全钒液流储能电池系统安装在北海道的30MW风电场示范运行。2008年日本风电开发公司在Rokksasho5lMw风电场安装了34MW/1169.6(MW·h)的钠硫电池以平抑风电场输出功率。挪威石油公司自2009年开始测试锂电池配合离岸风电,2015年公布将于2018年在苏格兰彼得岬外海,为15台6MW漂浮式离岸风电场安装15MW/15(MW·h)的锂电池储能系统。2016年美国圣地亚哥电力公司实施2MW/8(MW·h)全钒液流电池储能项目,以响应加利福尼亚州提出的2020年要导人高达33%可再生能源的目标。

储能技术与风电的配合方式有集中式和分布式2种,上述储能电站均属于集中式储能,集中采取温度控制措施、方便管理和维护。但集中式储能占地大,需要规划集中的建设场地,其建设涉及征地和审批方面的工作。

分布式储能则可以在风机旁就地布置,联会协调控制,具有控制灵活的优点,同时在一定程度上克服了集中储能需要征地和审批的不足。目前相关的研究和示范工作多针对集中式储能展开,对分布式储能的应用及其应用中的问题则鲜见论述。本文针对分布式储能工程应用中对可用性影响的因素进行分析探讨,供相关应用设计参考。

1.分布式风电-电池储能系统

分布式风电-电池储能系统是1台风机配置1套储能系统,或者几台风机配置1套储能系统,单套储能系统容量相对要求较小,从物理位置上讲属于分布式储能。

分布式风电-电池储能系统以单台或几台风机为直接控制对象,以风电场整体优化为目标,其配置安装和控制方式较为灵活,通过多系统间的协调控制可以*大程度降低风电场内部线损,在单台风机或单台储能系统发生故障时可以进行协调逻辑的重组，以继续实现*优运行,但其协调控制较为复杂,整体协调控制要求高。由于每台储能系统均需独立的测量和控制系统,单位容量成本较高。

从原理上讲,1机1储配置的电气连接既可采用交流侧并联,也可采用直流侧并联。交流侧并联时，风机与储能系统之间的控制系统相互解耦,实现方便,也是目前技术上较为成熟的方式。1机1储的分布式储能系统的安装既可以采用集装箱形式在风机旁就近安置,也可以将储能系统置于风机塔筒内部。其中前者更具有模块化思路,工程实施方便;后者需要风机厂商与储能厂商的配会,目前尚未见实用。

在内蒙古某49.5MW风电场选取1台风机实施的分布式1机1储项目即采用交流690V侧并联,单台风机容量为1.5MW,储能集装箱在风机旁就近安装,容量为500kWx2h。项目于2015年5月成功投运。在实施过程中曾遇到因控制策略对实际系统功率损耗考虑不足导致电池荷电状态(stateofchargeS0C)不断降低以致于*终无法运行,控制周期设计不合理反致整个系统功率波动增加,温度控制(简称温控)系统气流路径设计不合理造成电池温差过大等问题,这些控制和设计因素直接影响到风储系统的可用性,值得相关技术人员加以关注。

2.风储能量管理系统控制策略对可用性的影响

能量管理系统(energymanagementsystem,EMS)实时采集电网信息并从电池管理系统(battenmanagementsystem，BMs)获取电池信息以实现风储系统的顶层控制功能。控制策略包括5个控制策略和电池保护部分,即削峰填谷、计划跟踪、平滑功率、调压、调频和电池保护。图1为风储EMS就地挖制结构框图。无论风储EMS的控制目标如何,其通过指令直接调节的仅是功率转换系统(powerconversionsystem，PCs)的有功功率和无功功率，直接改变的是风电机组低压侧的有功、无功功率和频率。

在EMS就地控制系统中,将汇流点三相电压、电流进行P/Q分解,得到风电机组和储能系统整体输出的有功和无功功率,其中测量计算得到的有功功率作为功率平滑,削峰填谷,计划跟踪控制的主要依据,无功功率作为无功补偿(电压调整)的主要依据。将三相电压信号进行频率提取,作为紧急调频情况下有功功率输出控制的主要依据。其控制策略框图如图2所示。

上述控制策略原理简单,但根据理想情况设计的控制策略在实际应用中却无法正常运行。在各种理想的控制策略中,设计目标是使得交流侧并网点的充放电能量保持平衡,即能量积分为0。而储能系统充放电运行过程中,电池、BMS.PCS.EMS,温控系统和消防系统等均有能量损耗,上述能量损耗均发生在并网点以下(直流侧或者PCS上),能量的损耗体现为内耗。仅考虑理想条件的控制策略无法使得能量的损失从电网得到补充,结果导致随着运行时间的增加,电池SOC不断下降。SOC下降速度与电池充放电效率和PS效率直接相关。

项目实施中发现,如控制策略不考虑储能系统的功率损耗,运行24h后2台储能集装箱内的电池SOC均下降了20%左右。

为确保风电-电池储能系统能够长期可靠地运行,同时考虑到SOC估算误差通常较大的实际情况中,本文采取辅助措施将SOC的运行范围限制在一个以50%为的较窄区间内以避免电池SOC上下越限。采取的措施如下详述。

（1） 在理想控制策略输出指令的基础上选择件地附加功率偏置。由于电池充放电和PCS运行的能量损耗对电池SOC大小的影响是单方向的(使得SOC减小),因此当电池SOC在50%以上时,直接将理想控制策略的输出指令作为控制PCS的指令。此时利用电池和PCS本身的功率损耗使得储能系统SOC向着50%运行。当电池SOC低于50时,在理想控制策略输出指令的基础上附加使电池SOC向上的充电功率偏置,此功率偏置应大于电池和PCS的损耗,以保证SOC向着50%运行。

（2） 对偏置功率大小设置限值。为保证附加的偏置功率不会对原控制策略指令产生严重影响,对偏置功率设置了上限值。

3.功率转换系统响应速度对可用性的影响

PCS接受来自EMS的功率指令并执行,储能系统的功率输人输出均通过PCS进行。EMS系统的控制速度由采样速度、EMS控制算法速度和PCS的指令响应速度共同决定。在实际工程中,PCS的指令响应速度低于前两者,对风储系统控制策略的运行效果有着至关重要的影响。

PCS指令响应时间由EMS与PCS之间的通讯延迟时间、PCS功率控制环执行时间构成。后者通常为几到几十ms,EMS与PCS之间的通讯延迟时间远远大于后者。

为掌握PCS的响应情况,本文对PCS进行了功率指令跟踪测试。测试中以通信指令的形式按照正弦变化规律给定有功功率,正弦变化周期为15,3060,90和120s。指令功率的正弦变化周期为30s时,指令功率和测得的PCS实际输出功率的曲线如图3所示。

由图3可知,PCS对EMS的功率指令的响应存在明显的滞后,滞后时间约为1s左右,且存在一定的抖动。上述滞后导致风储系统对快速的功率波动无法有效平抑,严重时甚至会导致风储系统总功率波动的增加。在内蒙古某风电场风储系统调试阶段实测得到的风机功率波动情况即是如此。实测得到的风机功率波形和风-储总功率波动如图4所示。

图4中,功率方向以风-储吸收电能为正,以风-储向外放出电能为负,故图中显示风机输出功率为负值。图4对应的测试中,平滑功率控制算法按照滤波时间常数为10min计算出对PCS的功率指令百接发送给PCS,电压、电流等信号的采样速率为0kbit/s,时间窗口长度为900s。图中对比可见运行平滑功率策略后功率波动更加严重。

为解决上述不但无法平抑风功率波动反而造成总波动增加的问题,在后续调试过程中,将功率平控制算法的控制周期增加到约PCS响应时间的2倍,约2s,即控制算法的功率指令每间隔2s给PCS发送1次,得到功率平滑效果如图5所示。

由图5可知,风机功率波动峰值为900kw,平滑后的功率波动峰值降为425kw,消除波动达52.8%,平抑效果较为明显。控制算法周期为2s时对应控制环路带宽为0.5Hz。根据香农定理,可以分析并滤除的功率信号的频率不高于0.2H。实际工程中可以起到功率平滑效果的频率要低于该理想情况下的频率,本文实测显示,对于0.1Hz的功率波动具有平抑的效果,对于0.1以上的高频功率波动则无法消除。

储能系统应用中经常提到紧急调频和紧急调压功能,值得注意的是上述2种功能的实现需要储能系统对电网电压和频率的变化具有ms级的响应速度。以本文PCS的响应速度,显然无法实现紧急调频和紧急调压功能。根据本文调研,大多数商业化储能PCS的响应速度都无法满足上述功能的要求,这值得储能系统应用相关人员加以关注。

4.储能集装箱结构和布局对可用性的影响

对于集中式储能而言,储能系统位于建筑物内空间相对宽松,温度控制由建筑物的暖通系统实现。本文1机1储的风电-电池储能系统采用集装箱式设计,储能系统的结构和布局设计不仅影响储能集装箱的强度、系统的运输和维护,也与储能系统的温度管理密切相关。

图6所示为储能集装箱俯视图。储能电池,FCS和EMS布置于储能集装箱内。儲能电池4组并联,全部布置于集装箱右侧(以进门为正方向),左侧空间保留为走道,供巡祝和维修使用。由于储能电池是储能系统中体积*大、质量*重的部件,本文中采取的不对称布局使储能系统*心偏右、偏高,对储能系统的运输安全不利,偏右使得安装时左右地基受力不均,提高了对地基强度的要求。

内蒙古夏季温度早晚温差大,白天*高温度可达30℃,但时间短,冬季气温可低至零下40℃。为针对性地改善储能集装箱的温控效果,该风电场温度控制采取了夏季空冷,冬季加热的方式,同时对集装箱内部的散热气流路径和加热气流路径进行了不同的设计。

夏天散热模式时,集装箱侧壁上方的带风嘲可开闭出风口开启,同时电池底部带风扇可开闭挡风板关闭,强迫外部空气向上通过储能电池的间隙,起到强制散热的作用,气流路径如图7所示。

冬季加热模式时,电池下方的带风扇可开闭挡风板开启,右下侧进风口和左上侧的带风扇可开闭出风口关闭,强迫热风进行顺时针循环,起到强制均匀加热的效果,气流路径如图8所示。

除此以外,针对我国北方风沙大的特点,对储能集装箱进风口采取了多层滤网的防风沙设计。经过在内蒙古某风电场实际运行,经历了当地夏天近30℃的气温,秋天的风沙和冬天零下30℃的严寒电池温度维持在15-35℃,电池问温差不大于5℃。用,保证了电池储能系统对环境温度和条件的适应能力,同时集装箱式设计地简化了现场施工,利于设备的维护。

5.Acrel-2000ES储能柜能量管理系统

5.1系统概述

安科瑞储能能量管理系统Acrel-2000ES，专门针对工商业储能柜、储能集装箱研发的一款储能EMS，具有完善的储能监控与管理功能,涵盖了储能系统设备(PCS、BMS、电表、消防、空调等)的详细信息,实现了数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表等功能。在高级应用上支持能量调度,具备计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等控制功能。

5.2系统结构

Acrel-2000ES，可通过直采或者通过通讯管理或串口服务器将储能柜或者储能集装箱内部的设备接入系统。系统结构如下：

5.3系统功能

5.3.1实时监测

系统人机界面友好，能够显示储能柜的运行状态，实时监测PCS、BMS以及环境参数信息，如电参量、温度、湿度等。实时显示有关故障、告警、收益等信息。

5.3.2设备监控

系统能够实时监测PCS、BMS、电表、空调、消防、除湿机等设备的运行状态及运行模式。

PCS监控：满足储能变流器的参数与限值设置；运行模式设置；实现储能变流器交直流侧电压、电流、功率及充放电量参数的采集与展示；实现PCS通讯状态、启停状态、开关状态、异常告警等状态监测。

BMS监控：满足电池管理系统的参数与限值设置；实现储能电池的电芯、电池簇的温度、电压、电流的监测；实现电池充放电状态、电压、电流及温度异常状态的告警。

空调监控：满足环境温度的监测，可根据设置的阈值进行空调温度的联动调节，并实时监测空调的运行状态及温湿度数据，以曲线形式进行展示。

UPS监控：满足UPS的运行状态及相关电参量监测。

5.3.3曲线报表

系统能够对PCS充放电功率曲线、SOC变换曲线、及电压、电流、温度等历史曲线的查询与展示。

6.相关平台部署硬件选型清单

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