Termiske kraftenheter, som den primære frekvensreguleringsressursen som gir AGC (Automatic Guided Vehicle) hjelpetjenester, lider av flere ulemper: lang responstid (vanligvis i titalls sekunders rekkevidde); langsom reguleringshastighet (standard reguleringshastighet (MWmin) for termiske kraftenheter overstiger ikke 3 % av merkeeffekten); og dårlig reguleringsnøyaktighet (det tillatte avviket for termiske kraftenheter er 1 % av nominell effekt).
Imidlertid ansettelagringssystemer for batterienergii forbindelse med termiske kraftenheter for å svare på AGC-kommandoer kan fullt ut utnytte fordelene med energilagringssystemer: kort responstid (<100ms), fast regulation rate (regulation time from no-load to full-load less than 20ms), and high regulation accuracy. This improves the overall regulation performance index K of the unit while avoiding the need for large-capacity energy storage systems, enabling the project to achieve better economic benefits.
De grunnleggende prinsippene og prosessen for kombinert termisk og energilagringsfrekvensregulering:
1) Elektrisk, energilagring og termiske kraftenheter kan operere parallelt ved nettforbindelsesenden, og samarbeide for å spore AGC-utsendelseskommandoer, og dermed forbedre den generelle reguleringsytelsen betydelig;
2) Uten å endre den opprinnelige AGC-kontrollen til den termiske kraftenheten, konstruer utgangskommandoen til energilagringssystemet basert på forskjellen mellom AGC-kommandoen og sanntidseffekten til den termiske kraftenheten, og kompenser for gapet i kraftbehovet forårsaket av forskjellen ved å bruke de raske og nøyaktige effektkontrollkarakteristikkene til energilagringssystemet.
3) Når utgangen fra den termiske kraftenheten reagerer på AGC-kommandoen og nærmer seg den, trekkes utgangen fra energilagringssystemet tilbake tilsvarende inntil den termiske kraftenheten endelig overtar utgangen fra AGC-kommandoen. Det kan sees at den høye-driftstiden for energilagringssystemet under en enkelt AGC-justering er i størrelsesorden 1 til 2 minutter.
Som man kan se fra prosessen ovenfor, er den maksimale utgangseffekten til BESS forskjellen mellom AGC-kommandoen og strømutgangen til den termiske kraftenheten. Ytelseskravet legger vekt på høy-effekt, rask og presis regulering, mens kapasitetskravet er begrenset, noe som gjør det til en typisk strøm-type BESS-applikasjon. Selv om kapasiteten og kraften til BESS teoretisk sett kan konfigureres optimalt basert på nettfrekvensen og fluktuasjonskarakteristikkene til kontrollfeilsignalet i regionen, med en omfattende vurdering av virkningen av lastsvingninger, nett-AGC-dispatchingsprinsippene og optimalisering av økonomiske fordeler, er de fleste nåværende designprosesser basert på analysen og statistikken fra tidligere enn AGC-dataene. 90 % av AGC-utsendelseskommandoene og, under drift, for å opprettholde batteriets SOC rundt 50 %.
Videre, basert på det tekniske kravet om at den maksimale strømendringshastigheten til den termiske kraftenheten er 3 %P per minutt, og siden AGC-kommandoendringer for det meste skjer en syklus fra minutt-for-minutt, er det mer fornuftig å konfigurere et 2C energilagringssystem på 3 % av termisk kraftenhets nominelle effekt P.
Grunnprinsippet er vist i figuren.
I kombinerte termiske kraft- og energilagringssystemer faller BESS (Boiler Energy Storage System) netttilkoblingsmetoder generelt inn i to kategorier: en utnytter overskuddskapasiteten til den eksisterende hjelpetransformatoren for anlegget og kobler den til generatoruttaket via en sekundær spenningsforsterker;
den andre konfigurerer en uavhengig trinn-opptransformator for å koble energilagringssystemet direkte til generatoruttaket. Begge tilkoblingsmetodene krever oppmerksomhet til linjekort-kretskapasitet og harmoniske variasjoner for å sikre sikker drift av eksisterende termiske kraftenheter, hovedtransformatorer, kjeleaktuatorer og hjelpesystemer. For øyeblikket er tilkoblingsordningen for anleggets hjelpetransformator mer vanlig.
Når det gjelder kommunikasjons- og kontrollsystemer, bør både RTU (Remote Control Unit) og DCS (Distributed Control System) modifiseres tilsvarende, som vist i figuren.
Utstyrets tekniske oppgraderinger og grunnleggende funksjoner inkluderer:
RTU (Regional Unit) vil legge til en BESS (Balanced Energy Storage System) effektmålepakke, som vil bli slått sammen med generatorens utgangsmåleverdier og overført til strømnettets ekspedisjonssenter som grunnlag for AGC (Automatic Gain Control) vurdering. En ny kommunikasjonskanal med BESS vil bli etablert for å allokere AGC-kommandoer og, etter behov, overføre utgangs- og statusinformasjon for det kombinerte termiske kraft- og energilagringssystemet til BESS for foreløpig AGC-reguleringsytelsesindeks K evaluering og nytteanalyse lokalt.
DCS (Distributed Control System) vil etablere en ny kommunikasjonskanal med BESS for å overføre AGC-kommandoer, generatorutgangsfeedback, faktiske generatorlastindikatorer, generator AGC-aktiveringstilbakemelding, generatorens primære frekvensreguleringshandlingsflagg, generatorutgangsgrenser og generatorreguleringshastighetsgrenser.
BESS, basert på AGC-kommandoer og sanntidseffekten fra generatorenheten, kombinert med SOC-en til energilagringssystemets batteri, konstruerer strømkommandoer for energilagringssystemet for å oppnå rask effektkontroll og regulering, som vist i figuren.
Bilde: BESS Auxiliary AGC-kontroller
I et kombinert frekvensreguleringssystem for termisk og energilagring består energilagringssystemet for det meste av en PCS+trapp-transformatorbeholder, en batteribeholder, en høyspentbeholder og en lokal overvåkingsbeholder. Blant dem inneholder PCS+trapp-transformatorbeholderen ringhovedenheten, opptrappingstransformatoren-og PCS. Den kobles til batteribeholderen på DC-siden, og på AC-siden kobles den parallelt med det tilstøtende energilagersystemet før den kobles til anleggsservicetransformatoren via et sentralt koplingsskap.
I den spesifikke gjennomføringen av prosjektet kan detaljene i design og modifikasjon variere, men alle må følge prinsippet om å minimere innvirkningen på de originale termiske kraftenhetene og bør ikke utgjøre noen sikkerhetsrisiko for normal drift av DCS og enhetene.
Med stadig strengere krav til kraftkvalitet, spesielt den raske økningen i kapasiteten til fornybare energikilder som vind- og solenergi, har strømnettet et økende behov for frekvensreguleringsressurser av høy-kvalitet. Hyppige store-AGC-justeringer (Automatic Gain Control) av termiske kraftenheter kan imidlertid påvirke utstyret negativt og hindre stabil drift. Videre begrenser ettermontering av ultra-lavutslipp reguleringshastigheten til termiske kraftenheter ytterligere, og reduserer reguleringsytelsesindeksen K. Derfor gir integrerte termiske kraft- og energilagringsfrekvensreguleringssystemer direkte tekniske fordeler og betydelige økonomiske fordeler.
For å ta et integrert prosjekt for termisk kraft og energilagring i Nordvest-Kina som eksempel, før tillegg av energilagring, varierte AGC-reguleringsytelsesindeksen K for uavhengige termiske kraftenheter fra 1,97 til 2,62. Etter å ha lagt til energilagring, forbedret det integrerte termiske kraft- og energilagringssystemet dette til 4,95 til 5,91; kompensasjonskostnadene økte også fra mindre enn 10 000 yuan/dag til nesten 110 000 yuan/dag.
I perioder med relativt stabil belastning har imidlertid nettets etterspørsel etter frekvensreguleringsressurser en øvre grense, og markedsplassen for denne applikasjonen vil bli raskt presset. På grunn av innføringen av en «null-sum»-regel og påvirkningen av retningslinjer og relaterte rentefordelingsmekanismer, er prosjektets inntekter, spesielt for eiere av energilagringssystem, underlagt visse usikkerhetsmomenter.