2019年百兆瓦时级储能系统集成技术研究与实践.pdf

1、 1 百兆瓦时级储能系统集成百兆瓦时级储能系统集成技术研究与实践技术研究与实践2019-05Version 0.1 2 2 Contents Page目录页一 概述二 储能系统技术路线三 储能系统设计方案四 储能系统安全设计五 供货业绩 3 3 Contents Page目录页1 1 项目背景 4 第二章执行力缺失原因换流阀原理1 项目背景工程规模：电源总装机70万千瓦风电：40万千瓦光伏：20万千瓦光热：5万千瓦储能：5万千瓦风电、光伏和光热通过35kV集电线路接入110kV升压站送至330kV汇集站并网；储能电站就地升压至35kV后通过光伏电站35kV母线送至330kV汇集站。5 第二章执

2、行力缺失原因1 项目背景海西州多能互补集成优化示范工程为国家首批多能互补集成优化示范工程中第一个正式开工建设的多能互补科技创新项目国内最大的电源侧集中式电化学储能电站；国内最大的电源侧集中式电化学储能电站；国际最大的虚拟同步机电化学储能电站国际最大的虚拟同步机电化学储能电站；世界上容量最大的“风光热储调荷”虚拟同世界上容量最大的“风光热储调荷”虚拟同步机示范工程步机示范工程；首个电源侧接入的百兆瓦时级集中式电化学首个电源侧接入的百兆瓦时级集中式电化学储能电站。储能电站。6 6 Contents Page目录页2 2 储能系统技术路线 7 第二章执行力缺失原因换流阀原理2.1 储能电站运行状态分

3、析 储能电站功能分析光伏、储能、光储联合的功率变化曲线图平滑功率波动 出力波动影响系统稳定运行 制定相应的平抑控制策略跟踪计划曲线 风光、光热发电预测、负荷预测 储能电站功率及容量参与 制定最优的控制策略削峰填谷 快速下发控制策略 解决弃风弃光虚拟同步 频率控制 电压控制012345678910290300310320330340350风光储出力（MW）时间/s01234567891049.749.7549.849.8549.949.9550频率（Hz）现有技术现有技术虚拟同步发虚拟同步发电机技术电机技术电网频率电网频率 8 第二章执行力缺失原因2.2 储能容量配置分析 针对新能源出力波动的储

4、能容量配置光伏发电波动率抑制到10分钟波动率大于10%的概率为3.5%时，需配置30MW储能；光伏发电波动率抑制到10分钟波动率大于10%的概率为3%时，需要配置40MW储能光伏发电波动率抑制到10分钟波动率大于10%的概率为2%时，需要配置50MW储能。青海省光伏出力波动平滑光伏出力波动时，储能配比与波动率的关系但是配置储能功率50MW以上时，波动率抑制的效果越来越不明显。而从配置时间和平滑效果考虑，储能配置时间为储能配置时间为1分钟分钟3h，可将，可将光伏发电波动率抑制到一定范围内，即在大光伏发电波动率抑制到一定范围内，即在大部分时间段，光储联合发电的部分时间段，光储联合发电的10分钟波动

5、率分钟波动率小于小于10%。9 第二章执行力缺失原因2.2 储能容量配置分析 跟踪计划出力的储能容量配置没有配置储能时，光伏实际出力与跟踪计划出力的偏差概率分布图光伏发电实际出力偏差在10%及以上的概率为9.1%，光伏发电实际出力偏差在20%及以上的概率为3.5%。光伏发电实际出力偏差在30%及以上的概率为1.5%。可见，光伏发电在没有储能的辅助下，跟踪计划出力的能力较差。10 第二章执行力缺失原因2.2 储能容量配置分析 跟踪计划出力的储能容量配置储能配比为25%(50MW/50MWh)时，光伏实际出力与日前出力计划偏差概率分布图储能配比为25%(50MW/75MWh)时，光伏实际出力与日前

6、出力计划偏差概率分布图储能配比为25%(50MW/100MWh)时，光伏实际出力与日前出力计划偏差概率分布图储能配比为25%(50MW/125MWh)时，光伏实际出力与日前出力计划偏差概率分布图 11 第二章执行力缺失原因2.2 储能容量配置分析 储能容量配置储能容量（时间）配置比例分别为0.5h，1h，1.5h,2h,2.5h,3h时，光伏实际出力与日前出力计划偏差概率分布图储能功率配置分别为40MW、50MW、60MW时，光伏实际出力与日前出力计划偏差概率分布图综上所述，在青海海西多能互补示范工程中，储能功率配置50MW、时间为2h时，储能系统可满足一次调频、平滑新能源发电出力、跟踪计划出