Assistera ny anslutning av energinät

 

Ny energiproduktion, representerad av vind- och solkraft, uppvisar betydande effektuttagsfluktuationer och osäkerheter. Både vind- och solkraftseffekter påverkas direkt av lokala väderförhållanden, benägna att uteffekten toppar eller faller, vilket innebär utmaningar för nätanslutningsfrekvensen för kraftsystemet.

På grund av effektfluktuationer och relativt komplexa nätimpedansegenskaper, under normala förhållanden med stor-centraliserad nätanslutning eller slumpmässig uteffekt, är det sannolikt att effektoscillationer uppstår, vilket leder till problem med kraftsystemets stabilitet. Detta påverkar belastningen och prestandan hos planerade nya energiproduktionssystem över ett brett område, vilket kräver tillräcklig reservkapacitet i systemet för att undvika att påverka förmågan att integrera nya energikällor, vilket är avgörande för att uppnå både planering och ekonomisk effektivitet.

Integreringen av energilagring och nya energikällor fokuserar huvudsakligen på tre aspekter: För det första, genom att frigöra belastningar på-nätnivå över korta tidsperioder, möjliggör den 10-minuters-nivåreglering av elnätet, lindrar kort-fluktuationer och fullt ut utnyttja det befintliga nätets kapacitet för att ansluta till nya energikällor. För det andra, genom att utveckla planer på minut-nivå som inkluderar nya prognoser för energiproduktion och baserat på prognoser för kort-dag-framtid för kraftgenerering, införlivar det effektivt nya energikällor i ultra-kortsiktiga-effektprognoser. Detta förbättrar den rationella driften och schemaläggningen av olika genererande enheter inom nätet, minskar efterfrågan på snabba frekvensregleringsresurser, förbättrar noggrannheten och stabiliteten i nätets prognoser och jämnar ut realtidsfluktuationer på minutnivå i nya energikällor, vilket minimerar inverkan på normal drift av konventionella genereringsenheter.

Peak Shaving och Valley Fyllning

Jämfört med konventionell kraftproduktion har förnybar energiproduktion ett relativt lågt utnyttjande av sin utrustning eller enheter. Om jag tar regionen "Three Norths" i mitt land som exempel, enligt vindresursstatistik är sannolikheten för att en vindkraftsparks totala produktion överstiger 60 % av dess totala installerade kapacitet i allmänhet mindre än 5 %. För att förbättra linjeutnyttjandet syftar linjekapacitetsplaneringen vanligtvis till att tillgodose 95 % av vindkraftsöverföringsbehoven eller 60 % av vindkraftparkernas totala installerade kapacitet. Situationen är ännu svårare för solceller. Därför kommer en viss andel av vindkraften att minskas på grund av otillräcklig överföringskapacitet, och solkraften kommer att minskas på grund av belastningsfel (anti-topp-egenskaper).

Generering av förnybar energi, med dess relativt långvariga-fluktuationer på timbasis under hela dagen, och ankomsten av hög efterfrågan på el på kvällen (vanligtvis 19–22), kommer att öka systemets uppåt- och nedåtgående kapacitetskrav. Vindkraften å andra sidan når ofta full effekt runt midnatt, då belastningen är som lägst på dygnet. För att eliminera osäkerheten i prognostiseringen av förnybar energiproduktion måste därför både elnätet och konventionella produktionsenheter bära betydande risker förknippade med djuptoppsrakning.

Topprakning och dalfyllning utnyttjar de tidsförskjutande egenskaperna hos energilagring för att maximera linjeöverföringskapaciteten, minska behovet av att matcha belastningstrender och minska efterfrågan på ökad och minskad kapacitet från konventionella generatorenheter.

Genom att summera den givna dagliga lastkurvan P_l med utgångskurvan P_{NE} för generering av förnybar energi kan vi erhålla den slutliga systemekvivalenta lastkurvan ∑P_i, dvs ∑P_i=P_l - P_{NE}. Med tanke på uteffektregleringsintervallet för konventionella kraftverk och topp-rakkraftverk, och den maximala effekten P_L som den regionala sammankopplingslinjen kan överföra eller erhålla till det externa nätet, är den maximala effektiva effekten P_{max} för de nätanslutna enheterna:

P_{max}=μ(P_f + P_b + P_L) (3-3)

Där:

det enda stället du hittar utanför hemmet

 

 

• P_f-Maximal uteffekt för topp-rakenheter;
• P_b-Minsta produktion av enheter som inte kan delta i peak shaving;
• μ-Gridnätsöverföring och driftseffektivitet.

I formeln representerar C uteffektregleringskoefficienten för topp-rakenheten. Maktförhållandena visas i figuren.

Den minsta effektiva effekten P_{min} för de nätanslutna-enheterna är:

Under den lägsta belastningsperioden t₁–t₂ är nedregleringskapaciteten reserverad av konventionella topp-rakenheter den maximala förnybara energieffekten P'_{NE} som nätet kan ta emot under denna period, dvs. P'{NE}=P{max} - P_{min} (3-5) där energiuttaget är minsta P_{min} (3-5) generering under t₁–t₂ kan endast uppnås genom vind-/solavstängning).

Det kan ses att utan energilagring kan produktionen av förnybar energi under t₁–t₂ endast begränsas; dock, med energilagring, laddning under t₁–t₂ och urladdning under t₃–t₄ förskjuter den effektiva ekvivalenta belastningskurvan ∑P_i inom intervallet P_{min} och P_{max}, vilket undviker begränsningar av förnybar energiproduktion och vind-/solkraftsminskning, förbättrar förnybar energi vilket minskar den totala kapaciteten för absorption av förnybar energi och minskar reservkapaciteten och förbättrar den totala reservkapaciteten och förbättrar reservkapaciteten. effektivitet. Effekten P_{BESS} för en BESS (Battery Energy Storage System) är:
P_{BESS}=max( P_{min} - ∑P_{min}, ∑P_{max} - ∑P_{max} ) (3-6)
Energin E_{BESS} för en BESS är:

E_{BESS}=max{ μ_c ∫{t₁}^{t₂} (P{min} - ∑P_i) dt , 1/μ_d ∫{t₃}^{t₄} (∑P_i -) ​​P{} (3)-t

Där:

 

• μ_c -- Laddningseffektivitet för energilagringssystemet;
• μ_d -- Urladdningseffektivitet för energilagringssystemet.

Ytterligare forskning i bredare bemärkelse visar att för belastningstoppar och dalar som ofta är förlängda kan konfigurering av ett energilagringssystem med en viss kapacitet effektivt minska skillnaden i topp-dalgång, som visas i figuren.

Förbättringsnivån för lasttopp-dalskillnaden är:

• Där P_imaxär den maximala förväntade belastningen;
• P_imaxär den minsta förväntade belastningen.

Konfigurationsmetoden för energilagringssystem liknar den föregående och kommer inte att upprepas.

Förbättra prediktionsnoggrannheten

Enligt NBT32011-2013 "Technical Requirements for Power Prediction System of Photovoltaic Power Station" ska rotmedelvärdefelet för kort-förutsägelse under energigenereringsperioden för ett solcellskraftverk (exklusive perioder med begränsad effekt) vara mindre än 0,15, och den månatliga genomgångsfrekvensen bör vara % högre än 80; rotmedelvärdefelet för den fjärde timmen av ultra-korttidsförutsägelse bör vara mindre än 0,1, och den månatliga genomgångsfrekvensen bör vara större än 85 %.

Enligt "Interims Measures for the Administration of Wind Farm Power Forecasting and Early Warning" ska det maximala felet för den dagliga prognoskurvan för en vindkraftspark inte överstiga 25 %, realtidsprognosfelet ska inte överstiga 15 % och det genomsnittliga kvadratiska felet för prognosen för hela dagen ska vara mindre än 20 %.

 

Både kort- och ultra-kort-prognoser ger prognosdata med 15 minuters intervall. Därför kan uteffekten av nya energikällor segmenteras och styras med 15 minuters intervall, med 96 kontrollsegment under dagen. Den tillåtna styrfelsbandbredden ΔP fastställs baserat på det maximalt tillåtna felet i de relevanta tekniska prognosspecifikationerna. Som visas i figur 3-8 är P(1) och Pe(2) de förutsagda effektvärdena för de första och andra 15-minutersintervallen, medan AP är den tillåtna felbandbredden, satt till 15 % av den installerade kapaciteten för ny energiproduktion.

Kortsiktig-variationsutjämning av ny energiproduktion

Den korta-förändringshastigheten för ny energiproduktion bör också uppfylla kraven på kraftsystemstabilitet. De aktuella kraftnätsgränserna för den aktiva effektvariationen för nya energinät-ansluten kraftgenerering visas i tabellen nedan.

I tillämpningar för utjämning av förnybar energi används BESS (Power Equipped Element System) för att lagra och frigöra kraftgenerering för förnybar energi, vilket dämpar effektfluktuationer på minutnivå i det förnybara energinätet-anslutna systemet. Detta säkerställer att den kombinerade effekten P-fluktuationen för energilagringen PBEss (Power Element System) och den förnybara energin Pv (Power V) uppfyller ovannämnda tekniska krav, med kontrolltidsintervallet mestadels satt till 1 minut. Men till skillnad från algoritmer som förbättrar prediktionsnoggrannheten, fokuserar detta tillvägagångssätt främst på effektfluktuationerna för förnybar energiproduktion. När du väljer den specifika märkeffekten för BESS kommer därför dataprovskällan för statistisk analys och sannolikhetsanalys att vara minut-nivån och 10-minutsnivåns aktiva effektförändringar av förnybar energi.

Effekt- och kapacitetsdesignen för BESS kan fortfarande baseras på sannolikhetsstatistiken för tidigare effektförändringar och de kumulativa förändringarna i energiförbrukningen, i syfte att uppfylla utjämningskraven i 80 % till 90 % av fallen. Detta kommer inte att upprepas här. För att säkerställa att effektfluktuationsområdet uppfyller ovanstående krav, används två huvudalgoritmer för BESS-effektkontroll:

• En är den punkt-för-punktsbegränsningsmetoden;
• Den andra är låg-filtreringsmetoden.

Punkt-för-punktsgränsmetoden

 

Med figuren som exempel visar figuren en stor jämförelse mellan den nya energieffekten P_ne(j) vid tidpunkten j och den kombinerade utsignalen P(J-n) under de senaste 10 minuterna. Det kan ses att vid tidpunkten (j-3), det vill säga bytet mellan P(j-3) och P_ne(j) är störst och den överstiger maxtiden på 10 minuter. Jämförelsen visar att △P₁₀.

Därför, för att möta gränsen för 10-minuters effektfluktuation, är utgångsområdet för BESS (positiv för laddning, negativ för urladdning):

Låg-filtreringsmetod

 

Baserat på filtreringsprincipen vid signalbehandling, som visas i figuren, gör låg-passfiltret utsignalen jämnare genom att addera eller subtrahera insignalens amplitud. På liknande sätt kommer tillgången till BESS också att uppnå en utjämning av fluktuationen av uteffekten från det nya energikraftverket genom dess laddnings- och urladdningskontroll, för att uppfylla de relevanta tekniska kraven.

Det förväntade värdet för den totala nätanslutna-effekten ∑P\\summa P∑P ges av:

Diskretisera data, där t är kontrollperioden, och vi tar 1 minut:

∑P(j)=(τ / (τ + t)) * ∑P(j-1) + (t / (τ + t)) * P_ne(j)

Givet ∑P(j)=P_ne(j) - P_bess(j)

P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (P_ne(j) - ∑P(j-1))

P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (∑P(j) - ∑P(j-1))

Enligt tekniska krav för fluktuationer i nät-ansluten effekt måste fluktuationsintervallet för minut-nivå för ∑P(j) uppfylla:

|∑P(j) - ∑P(j-1)| Mindre än eller lika med min(ΔP_i, 0,1 P_0)

Ersätter beräkningsformeln för P_bess(j) vi får: