簡婷

安科瑞電氣股份有限公司 上海嘉定 201801

摘要：隨著能源危機和環(huán)境問題的日益突出,我國正在大力推進能源結構轉型,構建新型電力系統(tǒng)。虛擬電廠可對分布式能源和可控負荷進行整合調控,是實現(xiàn)“源-網(wǎng)-荷-儲”一體化和多能互補的重要手段之一。儲能因其功率雙向流動、響應調節(jié)速度快等特點,成為虛擬電廠不能缺少的組成部分,對于虛擬電廠內新能源消納、參加電網(wǎng)輔助服務、提高電網(wǎng)運行安全水平等具有積極意義。目前已有學者針對虛擬電廠的運行機制和調度優(yōu)化進行研究,對虛擬電廠中的儲能容量配置進行優(yōu)化。為此,首先介紹了以集中型儲能為主的虛擬電廠模型,包括其組成結構和調度模型。然后,以實際工程為例,研究以虛擬電廠為背景的儲能電站的集成設計,對其他儲能工程的設計具有一定的參考意義。

關鍵詞：虛擬電廠；儲能電站；集成設計

0引言

  隨著化石能源資源的日益緊張和全球環(huán)境問題的突出,全球各國都在尋求可持續(xù)的能源發(fā)展道路。在政策支持下,風電、光伏等清潔能源快速發(fā)展,但其間歇性和波動性對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行造成了重大影響,各地都出現(xiàn)了不同程度的棄風棄光。虛擬電廠(VirtualPowerPlant,VPP)是推進高比例可再生能源發(fā)展的重要措施之一。我國“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃中指出,建立“源-網(wǎng)-荷-儲”一體化以及多能互補項目協(xié)調運營和利益共享機制。虛擬電廠可在不改變每個分布式電源并網(wǎng)方式的前提下,聚合分布式電源、儲能、可控負荷等不同類型的分布式能源,并通過控制策略實現(xiàn)多個分布式能源的協(xié)調優(yōu)化運行,有利于資源的合理優(yōu)化配置及利用。2021年12月21日,能源局發(fā)布的新版《電力輔助務管理辦法》和《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》更是明確了虛服擬電廠的并網(wǎng)主體地位,鼓勵虛擬電廠、新型儲能、可調節(jié)負荷等并網(wǎng)主體參與電力輔助服務。

  儲能因其功率雙向流動、響應調節(jié)速度快等特點,通過虛擬電廠的優(yōu)化配置和協(xié)同控制,

  可實現(xiàn)能量專業(yè)和快速功率控制,在系統(tǒng)調峰、調頻、調壓、緊急控制等方面發(fā)揮作用,與源、荷側靈活調節(jié)資源形成調節(jié)能力,對支撐新型電力系統(tǒng),提高電網(wǎng)運行安全水平等具有積極意義。

  目前,已有學者對虛擬電廠的運行機制和調度優(yōu)化進行研究。文獻[1]將風電機組和常規(guī)水、火電機組以及儲能納入虛擬電廠調度區(qū)域,在電力系統(tǒng)實時調度的模式下,通過有效的功率控制,實現(xiàn)大規(guī)模風電場并網(wǎng)調度,減少風電的不確定性對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行造成的重大影響。文獻[2]考慮風電和光伏出力的不確定性,建立了以虛擬發(fā)電廠凈收益為目標函數(shù)的虛擬電廠優(yōu)經(jīng)濟調度的魯棒優(yōu)化模型,并驗證了模型對于制定電廠運行計劃具有經(jīng)濟優(yōu)勢。針對含電動汽車充電站的虛擬電廠,文獻[3]提出了虛擬電廠日前調度優(yōu)化模型,驗證了虛擬電廠可促進新能源消納,減少電動汽車充電無序性對電網(wǎng)運行的影響。

  針對虛擬電廠中的儲能配置優(yōu)化,文獻[4]考慮到虛擬電廠對分布式光伏的管理,以經(jīng)濟收益、網(wǎng)供功率和電壓質量為目標,建立了儲能系統(tǒng)容量配置優(yōu)化模型。文獻[5]中的虛擬電廠引入超級電容器、蓄電池以及可入網(wǎng)電動汽車等儲能設備,建立以AGC調頻效果和凈收益為目標的虛擬電廠參與AGC調頻決策模型,實現(xiàn)對混合儲能系統(tǒng)容量配置的優(yōu)化,以及虛擬電廠各單元的出力優(yōu)化。

  本文針對以集中式儲能為主體的虛擬電廠,首先分析了其組成結構和調度模型;然后以實際工程為例,研究了集中式儲能的設計,從儲能技術路線選擇到儲能系統(tǒng)集成設計方面,保證集中式儲能可以滿足虛擬電廠運行要求。虛擬電廠以集中式儲能作為主體,一方面可以為區(qū)域提供平穩(wěn)可控的出力,另一方面可以通過儲能的雙向功率調節(jié)作用,增加區(qū)域內新能源的消納,減少棄風棄光現(xiàn)象,使得電網(wǎng)運行更加安全。

1以集中式儲能為主體的虛擬電廠模型

1.1虛擬電廠結構

虛  擬電廠將分布式能源(DistributedEnergyResource,DER)、可控負荷(InterruptibleLoad,IL)和儲能設備進行有機結合,通過控制技術和通信技術對其區(qū)域內各類分布式能源和負荷進行整體優(yōu)化調控,不影響各能源并網(wǎng)方式,可多點接入電網(wǎng),也可將其區(qū)域內所有能源整合作為整體參與電力市場。如圖1所示,虛擬電廠可以根據(jù)其控制策略,通過調整分布式電源出力、儲能設備充放電以及切除可控負荷等手段,協(xié)調優(yōu)化其內部各分布式能源和負荷間的能量流動,從而作為整體參與電力市場交易行為,進行電能售賣與購買。以集中式儲能電站為主體構建虛擬電廠,可充分發(fā)揮集中式儲能電站大容量出力、大范圍調節(jié)、寬時域支撐的宏觀作用,同時輻射周邊其他靈活調節(jié)資源,形成“以點帶面、以大聚小”的整體運行模式,可有效提升虛擬電廠確定性、置信度、可靠性和支撐力,實現(xiàn)對大量分布式、小容量、多類型、高分散資源真正有效控制,強化虛擬電廠的可觀、可測、可控,同時兼顧電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行與電力市場,以高可靠性、高靈活性、多商業(yè)模式的方式運行。

1.2虛擬電廠調度模型

  虛擬電廠控制作為以儲能電站為主體的新型虛擬電廠的總控,可以把區(qū)域范圍內的儲能電站、分布式電源、可調節(jié)負荷等資源接入該系統(tǒng)。基于該控制,虛擬電廠可參與主能量和輔助服務的電力交易市場,充分發(fā)揮集中式儲能電站的出力特性,提高分布式電源、可調節(jié)負荷的使用效率,提升虛擬電廠可靠性。虛擬電廠中的儲能可以運行在兩種模式:一是單獨參與電網(wǎng)調度;二是與分布式電源、負荷聯(lián)合參與調度運行。

  儲能電站單獨參與電網(wǎng)調度時,只調整儲能的充放電,不影響其他分布式能源或負荷。儲能參與調峰輔助服務,代替電網(wǎng)傳統(tǒng)調峰手段(燃煤火電機組),提高整個電網(wǎng)的經(jīng)濟性;參與調頻輔助服務,支持自動發(fā)電控制(AGC)功能,即實時響應上層調度系統(tǒng)下發(fā)的儲能系統(tǒng)調頻功率需求命令,實時滿足上層調度下發(fā)的支持AGC計劃相對應的功率命令值;參與現(xiàn)貨市場,支持自動發(fā)電控制(AGC)功能,即實時響應上層調度系統(tǒng)下發(fā)的儲能系統(tǒng)日前/實時調峰功率需求命令。

  儲能電站與分布式電源、負荷聯(lián)合參與調度運行,需要通過控制執(zhí)行相應控制策略,協(xié)調不同能源和負荷的功率流動。考慮儲能、風電、分布式光伏作為一個虛擬電廠主體,項目內部優(yōu)化,整體預測出力計劃上報調度,調度命令僅下達至虛擬電廠總控。總控對風、光、儲電站進行實時信息采集并統(tǒng)一調度。此運行模式下,儲能系統(tǒng)運行的主要目標為彌補風光發(fā)電實際出力與預測出力的偏差,提升虛擬電廠整體的出力精度。儲

  能電站能量管理系統(tǒng)依據(jù)上層調度下發(fā)的當日虛擬電廠調度計劃,通過控制儲能電站的充放電功率,實現(xiàn)跟蹤發(fā)電計劃的功能,控制虛擬電廠聯(lián)合功率輸出滿足計劃跟蹤要求。

  在電網(wǎng)負荷低谷和高峰時段啟動儲能裝置進行充放電,儲能系統(tǒng)削峰填谷功能實時響應虛擬電廠總控下發(fā)的儲能系統(tǒng)功率需求命令,即實時滿足上層下發(fā)的削峰填谷計劃對應的功率命令值,以保證削峰填谷的應用效果。

1.3以集中式儲能為主體的虛擬電廠的作用

1.3.1提升調峰能力,保障用電

  隨著社會經(jīng)濟的發(fā)展,社會用電需求日益增長,區(qū)域內用電峰谷差也在不斷增大。2016年以來,浙江電網(wǎng)日峰谷差從2355萬 kW 增大至3436萬 kW,是峰谷差省份之一。傳統(tǒng)發(fā)電機組的調峰能力有限,已無法彌補日益擴大的調峰缺口;而且,受風電、光伏等新能源滲透率不斷提高的影響,區(qū)域內電網(wǎng)調峰難度增加,電力靈活性調節(jié)需求不斷增加。

  儲能作為新型電力系統(tǒng)的重要構成要素,發(fā)揮著越來越重要的保供作用。以集中式儲能為主體的虛擬電廠,通過對區(qū)域內可控負荷進行調節(jié),對儲能充放電進行控制,可以保障重要負荷的供電,減少電力匱乏對生產(chǎn)生活的影響。有大量案例證明,通過虛擬電廠,可以提高用電保障能力。2021年6月21日,平湖市縣域虛擬電廠,通過負荷預測,實現(xiàn)了負荷緊張異常預警;通過對域內負荷的調控,在成本和影響的前提下,避免了平湖110kV永興變2號主變的負荷緊張異常事件。2021年8月29日,廣州市虛擬電廠在廣東電網(wǎng)廣州調控指令下,對公交充電公司下達調控指令,調整充電計劃,完成負荷資源的調節(jié),保障了高溫條件下2000戶家庭的空調用電。

1.3.2提升調頻能力,保障電網(wǎng)安全運行

  相比傳統(tǒng)同步機電源,新能源缺乏轉動慣量上的支撐。而隨著新能源滲透率的不斷提高,電力系統(tǒng)的轉動慣量水平降低,系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性降低。根據(jù)發(fā)電機動能等值換算分析,通過對浙江省內發(fā)電機慣性常數(shù)進行評估后可知當新能源裝機占比超過25%時,系統(tǒng)將出現(xiàn)慣量缺額,系統(tǒng)調頻能力也隨之逐步降低。傳統(tǒng)的調頻電源主要為火力發(fā)電機組,傳統(tǒng)機組響應速度較慢,爬坡速度一般為每分鐘約1%~3%;同時,機組參與調頻會造成煤耗增加、設備損耗等問題。因此,傳統(tǒng)機組已無法滿足日益增長的調頻要求。

  儲能系統(tǒng)響應速度快、調節(jié)速率高,可在1s內以99%以上的精度完成*定功率的輸出,其綜合AGC調節(jié)性能遠超常規(guī)燃煤機組,因此規(guī)模化儲能為系統(tǒng)提供的慣量支撐和一次調頻能力可有效降低大功率缺額下電網(wǎng)頻率失穩(wěn)風險和系統(tǒng)安全運行風險。而且儲能設備從零功率到滿功率僅需數(shù)秒,可以在電網(wǎng)故障情況下,提供緊急調頻支撐作用,提高交直流混聯(lián)系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

1.3.3促進新能源消納

新  能源出力具有隨機性、間歇性的特征,儲能具有能量吞吐和時空轉移能力,結合新能源出力預測及調度日前計劃進行有序充放,可以有效解決新能源波動性大、置信出力不足的問題,提高電力與電量平衡的協(xié)同度。

  隨著新能源占比的不斷提高,新能源的消納壓力日益增大。要保持較好的新能源利用水平,需綜合采取火電靈活性改造、擴大需求側響應規(guī)模以及增加儲能裝機規(guī)模等措施。

  以國內某示范工程為例,對該工程風儲系統(tǒng)運行在VPP模式和一般模式以風電、儲能分別單獨運行的模式進行對比。采用VPP運行模式的風儲系統(tǒng)可以緩解風力發(fā)電廠并網(wǎng)帶來的備用容量增加問題,同時充分利用電池儲能系統(tǒng)和風力發(fā)電廠的容量,顯著提高經(jīng)濟收益[6]。

1.3.4提升電網(wǎng)運行靈活性

  隨著電力體制改革和能源結構革命推進,貨市我國電力現(xiàn)場和售電市場開始啟動和開放,電網(wǎng)不斷向智能化和柔性化發(fā)展。儲能電站作為智能電網(wǎng)的關鍵組成部分,運行靈活、啟動快、動態(tài)效益顯著,而且儲能可按四象限運行,可為區(qū)域內提供無功電壓調節(jié),減少電網(wǎng)無功設備的投資。例如一個100MW/200MWh的儲能電站接入500kV電網(wǎng)后,可提供調相容量±20萬kvar。儲能對優(yōu)化電網(wǎng)電源結構、改善電網(wǎng)電壓水平、提高供電質量、提升電網(wǎng)運行靈活性、保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行有很大作用。

2儲能系統(tǒng)設計

2.1儲能技術路線選擇

  儲能能系技統(tǒng)術可路以線應選用擇于電力系統(tǒng)調頻、調峰、緊急功率支撐等不同場景。不同應用場景下,對儲能系統(tǒng)的容量、功率、響應時間、調節(jié)速度等的要求所有區(qū)別。不同類型的儲能都有其優(yōu)勢,使其適用于某個應用場景,因此儲能技術的發(fā)展呈現(xiàn)多元化,存在著電化學、機械、儲熱等技術種類繁多、特性各異的技術路線,新型儲能技術,如超級電容、壓縮空氣、液流、鋰離子電池等也得到了不同程度的發(fā)展應用。

  以集中式儲能為主體的虛擬電廠要求儲能既要具備較大容量以提供區(qū)域內用電支撐,又可以滿足調頻、調峰等輔助服務的需求,具備較快的響應速度和較高的調節(jié)速率,因此虛擬電廠中的集中式儲能需要滿足不同時間尺度、不同大小的調節(jié)需求。本文從技術特性、經(jīng)濟性、安全性三個維度綜合考慮不同類型儲能在虛擬電廠的應用情況。

  技術特性方面,主要關注集成規(guī)模與可靠性、響應速度、能量轉換效率等因素。目前,電化學儲能集成規(guī)模可達百兆瓦級,響應速度可達百毫秒級,其中鋰離子電池儲能轉換效率可達85%~90%,鉛碳電池為70%~80%,液流電池一般低于65%,而機械儲能和儲熱技術可集成規(guī)模為兆瓦級至百兆瓦級,響應速度為毫秒至分鐘級。

  經(jīng)濟性方面,主要關注建設成本、使用壽命、運維投入等因素。近來,鋰離子電池儲能建設成本快速下降至1800~2500元/(kWh)、循環(huán)壽命為6000~8000次(10~15年);鉛炭電池儲能的建設成本與鋰離子電池相當,但壽命僅為鋰離子電池的1/3;液流電池儲能循環(huán)壽命大于10000次,但建設成本為鋰離子電池的2倍以上,且維護成本較高。

  安全性方面,各類新型儲能均有不同安全風險。鋰離子電池存在熱失控以及由此引發(fā)的燃爆風險,液流電池存在酸性有毒電解液的泄漏風險,壓縮空氣儲能存在氣體的高壓力存儲安全風險。從應用現(xiàn)狀來看,鋰離子電池儲能占我國電化學儲能裝機規(guī)模的91%,安全風險隨著多類型安全防護手段的應用將得到進一步控制。

  根據(jù)項目需求,虛擬電廠中的集中式儲能以調峰輔助服務為主,調峰需求時常集中于2~3h。綜上,鋰離子電池系統(tǒng)轉換效率高、響應速度快、成本合理、安全風險可進一步控制,具備大規(guī)模建設的條件,符合虛擬電廠需求,因此可采用鋰離子電池儲能系統(tǒng)。

2.2儲能系統(tǒng)集成設計要點

  電化學儲能集成應用方式直接影響電池運行一致性、使用壽命、安全特性,是電化學儲能規(guī)模化安全可靠應用的基礎。在設計儲能電站時,一般可以從交直流電壓等級、電池系統(tǒng)熱管理方式和廠站結構等方面考慮。

2.2.1交直流電壓等級

  根據(jù)交直流電壓等級不同,儲能電站的集成方式可分為低壓集成、高壓集成和級聯(lián)直掛,參數(shù)對比見表1。低壓集成一般是直流600~900V、交流380V經(jīng)變壓器升壓10kV(35kV)并網(wǎng)方案,目前該方案成熟度高、應用規(guī)模廣。該電壓等級下,單個電池簇中電芯數(shù)量相對較少,電芯一致性問題對系統(tǒng)的影響相對較小,具有更高的可靠性,但相對于高壓集成方案,該方案能量密度與轉換效率偏低。

  隨著技術的發(fā)展,高壓集成方案日益成熟。高壓集成一般是直流1000~1500V、交流550V或690V經(jīng)變壓器升壓10kV(35kV)并網(wǎng)。該電壓等級下,電池簇中電池數(shù)量增加,功率密度有效提升,相同容量占地更少,同時輔助系統(tǒng)設備成本降低,但隨著電芯數(shù)量的增加,一致性問題突出,對單芯電池、電池模組、電池簇的均壓、均流以及熱量管理提出了更高的要求,對系統(tǒng)設計也有更高要求。

另外,為了提升儲能能量轉換效率,部分商家研發(fā)并推出級聯(lián)高壓直掛儲能集成方案,儲能系統(tǒng)經(jīng)變流器輸出后,可不需變壓器直接接入10kV或35kV電網(wǎng)。該方案具備能量密度大、轉換效率高等特點,可用于大容量、高電壓接入儲能系統(tǒng)的實現(xiàn),但存在相間直流側儲能單元容量不均衡、直流鏈紋波分量、電池及附屬器件的高壓絕緣等問題,尚不具備規(guī)模化推廣條件。

根據(jù)集中式儲能的定位和應用場景,考慮電站全壽命周期可靠運行以及經(jīng)濟收益,通過對比不同電壓等級集成方案的技術成熟度、安全性、轉換效率、占地面積和成本,高壓集成應用在虛擬電廠的集中式儲能中具有一定的技術優(yōu)勢。

2.2.2電池系統(tǒng)熱管理方式

  電池系統(tǒng)的熱管理技術,主要是根據(jù)電池佳工作溫度范圍,通過對電池的排列方式、冷卻方式以及控制系統(tǒng)進行設計來有效地對電池系統(tǒng)進行溫度調節(jié)、保證電池的適宜工作溫度、降低電池組中電池間的溫度差異以及對有害的氣體及時通風等,以提高系統(tǒng)的運行效率、安全性能。其中,冷卻方式的選擇對電池溫升和溫差具有較大影響,目前儲能系統(tǒng)常用冷卻技術主要有風冷、液冷以及特殊應用場景下的相變材料冷卻等。

  風冷結構簡單、成本低及易于維護,是目前應用廣泛的冷卻方法,但存在效率較低、噪聲較大等問題。隨著電池系統(tǒng)向高能量密度方向發(fā)展,電池組內電池間距越來越小,風冷的弊端越來越明顯。相較于風冷,液冷具有更高的冷卻效率,可以有效降低電池的高溫度,改善電池組溫度的一致性。而液冷成本較高、功耗較大,目前在動力電池領域應用較多。

  相變材料冷卻可以很好地控制電池系統(tǒng)溫度場的均一性,但目前還處于實驗室驗證階段,大規(guī)模工業(yè)化應用體系尚不成熟。

  從技術成熟度、安全性、Pack防護等級、電池溫差、電池一致性、輔助運行功耗、運行效率、能量密度、維護難度、經(jīng)濟性等角度對電池系統(tǒng)熱管理方式進行對比分析。風冷系統(tǒng)應用時間長、案列多,并且在安全性、單體電池溫度分布以及電池電場分布方面具有優(yōu)勢,但是液冷方案在電池一致性、輔助運行功耗、運行效率、能量密度等方面具有優(yōu)勢,同時液冷方案也是儲能的未來發(fā)展趨勢之一。綜合考慮項目的經(jīng)濟性、安全性以及科技示范性,液冷方案具有一定的技術優(yōu)勢。

2.2.3廠站結構

  為保障儲能系統(tǒng)良好的運行環(huán)境和維護條件,國內外電化學儲能電站建設主要采用廠房式或預制艙式兩種形式。廠房式集成存在建設周期長、地理位置不靈活、建設所需基礎設施較多等問題,在新建儲能電站中的應用越來較少,因此一般采用預制艙式集成。

  預制艙式集成分為步入式和非步入式兩種。步入式方案采用雙列面對面方式布置電池簇,預留人員通道,人員可進入預制艙內部進行日常運維巡檢。預制艙系統(tǒng)整體的防水防腐性能較好,日常運維時環(huán)境對設備的安全性影響較小;但人員通道占用艙內空間,系統(tǒng)能量密度較低。非步入式方案采用雙列背靠背的方式布置電池簇,預制艙體側墻板采取對外開門的方式,人員在箱體外部進行維護工作。運維人員安全風險低但由于采用多門設計,艙體密閉性不好,且外部維修通道較艙內通道占地增加,整站空間利用率降低。

在分析站址地形、地址、廠區(qū)面積、施工周期的情況下,綜合考慮儲能能量密度和整站空間利用率,對廠站結構進行設計。本項目的集中式儲能采用非步入式預制艙方案具有一定的優(yōu)勢。

2.2.4小結

  儲能系統(tǒng)的集成設計關系到儲能系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。虛擬電廠中的集中式儲能具有規(guī)模大、輔助服務要求高、調節(jié)頻繁的特點,在儲能系統(tǒng)集成設計時應根據(jù)項目情況對電壓等級、熱管理方式以及場站結構等方面進行技術分析,選擇具有優(yōu)勢的方案。綜合考慮本項目場地條件及經(jīng)濟性需求,建議項目選擇效率更高、能量密度更大的高壓液冷系統(tǒng)非步入式預制艙集成。

3 安科瑞Acrel-2000MG微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)

3.1概述

  Acrel-2000MG儲能能量管理系統(tǒng)是安科瑞專門針對工商業(yè)儲能電站研制的本地化能量管理系統(tǒng)，可實現(xiàn)了儲能電站的數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲、數(shù)據(jù)查詢與分析、可視化監(jiān)控、報警管理、統(tǒng)計報表、策略管理、歷史曲線等功能。其中策略管理，支持多種控制策略選擇，包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、防逆流等。該系統(tǒng)不僅可以實現(xiàn)下級各儲能單元的統(tǒng)一監(jiān)控和管理，還可以實現(xiàn)與上級調度系統(tǒng)和云平臺的數(shù)據(jù)通訊與交互，既能接受上級調度指令，又可以滿足遠程監(jiān)控與運維，確保儲能系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、可靠、經(jīng)濟運行。

3.2應用場景

適用于工商業(yè)儲能電站、新能源配儲電站。

3.3系統(tǒng)結構

3.4系統(tǒng)功能

3.4.1實時監(jiān)管

對微電網(wǎng)的運行進行實時監(jiān)管，包含市電、光伏、風電、儲能、充電樁及用電負荷，同時也包括收益數(shù)據(jù)、天氣狀況、節(jié)能減排等信息。

3.4.2優(yōu)化控制

通過分析歷史用電數(shù)據(jù)、天氣條件對負荷進行功率預測，并結合分布式電源出力與儲能狀態(tài)，實現(xiàn)經(jīng)濟優(yōu)化調度，以降低尖峰或者高峰時刻的用電量，降低企業(yè)綜合用電成本。

3.4.3收益分析

用戶可以查看光伏、儲能、充電樁三部分的每天電量和收益數(shù)據(jù)，同時可以切換年報查看每個月的電量和收益。

3.4.4能源分析

通過分析光伏、風電、儲能設備的發(fā)電效率、轉化效率，用于評估設備性能與狀態(tài)。

3.4.5策略配置

微電網(wǎng)配置主要對微電網(wǎng)系統(tǒng)組成、基礎參數(shù)、運行策略及統(tǒng)計值進行設置。其中策略包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、新能源消納、逆功率控制等。

4硬件及其配套產(chǎn)品

5結語

以集中式儲能為主體,聚合周邊分布式資源形成的虛擬電廠,通過資源的整合和調控,促進電網(wǎng)從“源隨荷動”轉化為“源荷互動”。以集中式儲能為主體的虛擬電廠可以直接接收電網(wǎng)調度或者作為三方獨立主體參與輔助服務。大規(guī)模儲能可以提供大量實時可調的平穩(wěn)出力,有效緩解電力供應短缺問題,提供電網(wǎng)調峰、調頻、緊急功率支撐等服務,并增強新能源消納能力,為高比例新能源的接入提供安全保障,為實現(xiàn)“碳達峰·碳中和”戰(zhàn)略目標提供支撐。針對虛擬電廠集中式儲能電站的集成設計,可以通過綜合分析,選擇交直流電壓等級、電池系統(tǒng)熱管理方式和廠站結構,使得儲能系統(tǒng)集成設計滿足項目定位和應用場景要求。

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