Hur man stärker EMS med storskaliga energilagringssystem för att uppnå exakt schemaläggning och effektiv drift av automatisk kraftgenereringskontroll

1. Inledning

Med utvecklingen av energilagringsteknik betraktas tillämpningen av energilagringssystem (ESS) som kärntekniken i kraftsystemet, särskilt batterienergilagringssystemet (BESS) som använder storskaliga batterier, som för närvarande är i demonstrationsstadiet . Traditionellt korrigeras frekvensavvikelse genom att installera termiska kraftverk för att hålla kraftsystemets frekvens inom ett acceptabelt intervall, och frekvensreglering uppnås genom "regulatorfri" (GF) kontroll och automatisk genereringskontroll (AGC). Dessa metoder är emellertid ineffektiva och kräver att kraftverken arbetar under nominell kapacitet för att upprätthålla standbyläge.

Den här artikeln introducerar utvecklings- och testresultaten för BESS i AGC-drift. Jämfört med traditionella kraftverk presterar BESS bättre i snabb respons, men det finns problem med hur länge AGC-driften är. Därför presenterar denna artikel de experimentella resultaten av AGC-drift under olika förhållanden och analyserar resultaten baserat på KPX:s AGC-referens.

Resten av artikeln är organiserad enligt följande: Avsnitt 2 förklarar systemkonfigurationen för BESS-styrenheten som för närvarande används för FR-tjänster; Avsnitt 3 förklarar resultaten av AGC-driften; Avsnitt 4 utvärderade testresultaten och föreslog några förbättringspunkter för generering av AGC-mål; Slutligen presenteras slutsatsen i avsnitt 5.

2. Systemkonfiguration av BESS

FR-ESS-anläggningarna är anslutna till 22,9 kV samlingsskenan för varje transformatorstation genom nedtrappade transformatorer, som visas i figur 1. 22,9 kV samlingsskenan är ansluten till 440V PCS genom en nedtrappningstransformator, och PCS är också ansluten till batterisystemet (batterihanteringssystem och litiumjonbatteri) genom el- och kommunikationsledningar.

Figur 2 visar ett blockschema över den installerade 52MW BESS-styrenheten som används för frekvensregleringstjänster. PCS kommunicerar också med frekvensregleringsregulatorn (FRC), som bestämmer batterisystemets utgång som krävs för att bibehålla den önskade frekvensen på 60Hz. FRC kan ställas in på "manuellt läge" eller "automatiskt läge" via gränssnittet mellan människa och maskin (HMI), som också visar nyckelinformation såsom systemfrekvens, individuell batteriladdningsstatus (SOC) och temperatur.

Figur 3 visar ett blockschema över AGC-driftstestet kopplat till KPX:s EMS. När AGC-referensen når FRCM, delar FRCM effektreferensen baserat på SOC för varje FRC, så FRCM måste känna till SOC-informationen för varje FRC.

3. Automatisk kraftgenereringskontroll

AGC-drift i traditionella kraftverk:Turbinerna i traditionella kraftverk fungerar inte bara baserat på AGC-referens, utan arbetar också baserat på hastighetsreferens. På grund av faktorer som turbintröghet, friktion och trottelventiler upplever systemet oundvikligen förseningar. Figur 4 visar frekvensstyrningen av ett traditionellt kraftverk under AGC-referens. Från tidpunkt A när frekvensen ändras till tidpunkt B när kraftverkets uteffekt styrs att ändras, finns det ett uteffektfel på cirka 5MW, och utsignalen är fördröjd med mer än 100 sekunder från AGC-referensen. Det är svårt att exakt förstå fördröjningstiden för FR-drift enbart genom utgångsvågformen, eftersom det finns för många styrvariabler. Det kan dock bekräftas att traditionella kraftverk följer AGC-referensen med fördröjningstid.

AGC-kontrollprestanda för BESS:För att jämföra med styrprestandan hos traditionella kraftverk, demonstreras tidsresponsen och stegfunktionsresponsen för BESS. Figur 5 visar stegsvarsresultaten för FRCM-referensvariationen. Det tar ungefär 130 ms för uteffekten från FRCM-målgenereringen till BESS, inklusive kommunikationsfördröjning och stigtid. BESS kan leverera ström till nätet inom 30 sekunder, vilket är tillräckligt för att uppfylla de snabba kraven för AGC-drift.

AGC-driften för BESS:Figur 6 visar resultaten av en 7-timmars AGC-operation på BESS, med upprepad AGC-uppföljning och återställningsoperationer för laddningstillstånd (SOC). Under AGC-drift är den totala uteffekten för varje FRC densamma som AGC-referensen. Om SOC för FRC sjunker under 50%, kommer FRC att utföra SOC-återställningsoperation, därför finns det 3 cykler, inklusive 3 AGC-operationscykler och 3 SOC-återställningscykler. Under SOC-återställningsdrift laddar FRC sitt batteri med en hastighet av 0,1 [pu] tills det når 63 % SOC, enligt tabell 1.

I cykel 1 uppfyllde inte BESS kravet på AGC-drift under 30 minuter, bara 23 minuter, men i cykel 2 och cykel 3 uppfyllde den utmatningstiden för AGC-drift. Under tiden förblir SOC-återhämtningsperioden för varje cykel konstant på 73 minuter. Figur 7 visar AGC-driftresultaten för att reducera återhämtningstiden på grund av ökningen av SOC-återvinningshastigheten till 0,4 [pu], där SOC-återställningsperioden minskar proportionellt mot laddningskapaciteten för BESS.

Tabell 2 visar SOC-återställningstiden på grund av BESS-laddningskapaciteten, men denna metod rekommenderas inte eftersom den kan orsaka SOC-fel i batterihanteringssystemet (BMS). Om det finns en obalans mellan effektkonditioneringssystem (PCS) som tas emot från samma FRC, kommer FRC att allokera effektreferenser till varje PCS baserat på SOC. På liknande sätt delar den avancerade styrenheten FRCM hos FRC upp effektmålreferensen för FRC baserat på SOC. Figur 8 visar trenderna för FRCM och FRC under en 7-timmes driftsperiod. Sammantaget fungerar allokeringsstrategierna för FRCM och FRC bra i riktning mot att anpassa SOC för lågnivåkontroller. Tabell 3 visar de initiala förhållandena för testning under olika SOC-förhållanden.

4. Analysera AGC-drift med BESS

Ur ett långsiktigt perspektiv finns det AGC-driftscykler och SOC-återställningsoperationscykler. Figur 9 analyserar de experimentella resultaten under förhållandena i Tabell 3. Från felet för AGC-mål och FRC-effektuteffekt kan det ses att procentandelen normal drift är ganska låg. Normal drift innebär att felet mellan AGC-referensen och BESS-effekten ligger inom 5 %, vilket är en av anledningarna till att tillförlitligheten för AGC-driften minskar efter 30 minuter. I det värsta scenariot, för att säkerställa 30 minuters AGC-drift, med tanke på 50 % tillgänglig SOC, måste BESS ha en kapacitet på 1C-hastighet.

Under begränsade förhållanden finns det några förbättringsområden. För det första måste AGC-målet ställas in enligt villkoren för BESS för att uppnå en 30 minuters drift. Tabell 4 visar data från fem mätningar av FRCM, med en genomsnittlig urladdningstid på 80 % jämfört med den genomsnittliga frekvensnivån. Det höga utsläppsmålet för EMS resulterade i otillräcklig drifttid från BESS:s SOC inom 30 minuter. Figur 10 visar svarsdata från BESS i Honam Thermal Power Plant. Även om SOC för BESS är låg (50 %), är AGC-drifttiden tillräcklig för att bibehålla den specificerade varaktigheten. Det finns bara en liten förändring i SOC eftersom förhållandet mellan laddningsmålet och urladdningsmålet är liknande. Om förhållandet mellan laddningsmålet och urladdningsmålet är på en liknande nivå är AGC-drifttiden tillräckligt lång för att ge den effekt som krävs av EMS. Därför måste EMS beakta villkoren för FRC, såsom tillgänglig SOC, etc.

En annan metod för att uppfylla den erforderliga AGC-drifttiden är att öka det tillgängliga SOC-intervallet. Men det måste övervägas fullt ut, eftersom SOC-intervallet är relaterat till batteriets livscykel.

För det tredje är detta en extra funktion som är oberoende av AGC-drifttiden. Vanligtvis är förhållandet mellan laddningsmålet och urladdningsmålet annorlunda. Därför kräver BESS som används för AGC-drift SOC-återställningsoperation. För att minska SOC-återställningstiden kan metoden för att öka den nominella laddningseffekten användas. Om detta leder till SOC-fel i BMS kan laddning med variabel hastighet övervägas.

5. Sammanfattning

Den här artikeln beskriver resultaten av AGC-drifttestning med 8MW FR-ESS för att utveckla BESS-teknikens AGC. Ur ett långsiktigt perspektiv finns det AGC-driftscykler och SOC-återställningsoperationscykler. För närvarande är andelen normal drift ganska låg baserat på felet mellan AGC-mål och FRC-effekt.

Jämfört med AGC-drift av traditionella kraftverk har BESS fördelar eftersom den inte har någon fördröjning och kan spåra effektreferens exakt, men det är svårt att driva under lång tid eftersom AGC-drift kräver kontinuerliga och slumpmässiga effektmål.

För att förbättra AGC-driftprestanda för BESS, rekommenderas att laddnings- och urladdningsmålkvoterna för EMS bör vara på en liknande nivå, och EMS måste beakta villkoren för FRC; En annan metod för att uppfylla den erforderliga AGC-drifttiden är att öka det tillgängliga SOC-intervallet; Slutligen måste BESS som används för AGC-drift förkorta SOC-återställningsdriftstiden.