储能单元

为提升分布式电源规模化接入配电网的有序管控和灵活调节能力，合理地对分布式电源进行集群划分并以集群为基本单元进行调控是当下有效的管理手段。为此，本文提出了考虑灵活性资源可调容量和响应速度的分布式电源集群划分方法。首先，提出了能够表征集群结构性和功率平衡能力的模块度指标和有功平衡度指标。其次，在对集群灵活性响应能力进行分析的基础上，针对灵活性资源可响应容量和响应速度对调节能力影响难以量化的问题，提出了以集群出力响应曲线与净负荷曲线之间的偏差累积面积作为集群灵活性响应能力指标，并考虑了储能容量分配对集群划分的影响。在此基础上，提出了综合考虑模块度指标、有功平衡度指标、集群灵活性响应能力指标以及储能单元分配指标的集群划分目标函数，并利用改进自适应遗传算法进行求解。最后，在改进的IEEE33和IEEE69节点系统中对本文所提方法进行验证。结果表明，基于所提综合性能指标的集群划分方法能在保证集群结构性强度的基础上，将集群灵活性响应能力提升20%以上，验证了本文所提集群划分方法的有效性和优越性。

针对电化学储能现有低电压穿越控制策略未计及荷电状态(state of charge, SOC)动态特性导致其在低SOC场景下出现过放这一问题，设计并引入自适应调节系数来表征低电压穿越期间SOC对储能单元输出有功电流的影响，进而提出一种计及SOC动态特性与充放电状态的电化学储能系统低电压穿越控制策略。该控制策略基于并网规范的电压和频率要求，结合工程实际应用对自适应调节系数进行定量设计，使得系统故障期间储能单元输出的有功电流能够根据SOC大小动态调整。仿真结果表明，该控制策略在低SOC场景下能够有效限制有功电流输出，减缓放电速度，从而避免小容量、大放电倍率储能单元出现因SOC越限而退出运行的风险，并减小低电压穿越过程中多个储能单元之间的SOC极差。通过与传统的低电压穿越策略对比验证了所提策略的有效性。

直流微电网孤岛运行状态下，由于分布式电源（distributed generation，DG）的不确定性，需要加入储能单元进行补充。对于传统下垂控制，线路阻抗差异造成输出电流无法精确分配，对储能单元荷电状态（state of charge，SOC）的均衡效果造成影响，且随着SOC的降低，收敛速度变慢，同时没有考虑DG波动对母线电压的影响。因此，提出一种改进下垂控制策略，通过计算输出电流偏差量，引入对电流偏差的积分环节，消除线路阻抗差异的影响，并且设计加速项和自适应变化的加速系数，提高了SOC均衡速度。当DG波动时调整输出电流增发量，满足负荷功率平衡，保持电压稳定。经过仿真验证，所提控制策略在考虑线路阻抗时的SOC收敛误差小于0.1%，收敛速度较对比方法提高20%，并且电压降落小于3%。

现有关于分散式协同控制策略的研究主要针对直流微电网内部的功率分配展开，而较少考虑直流微电网并网运行的情况。对此，提出一种计及荷电状态(state of charge，SOC)的并网型直流微电网功率协同控制策略。 方法 所提策略将互联变换器视作一个可调度的资源，基于直流母线电压调节储能单元和互联变换器的输出功率，并限制母线电压和储能单元SOC在允许范围内。 结果 根据Simulink仿真结果，所提策略能够实现储能单元和互联变换器之间的分散式功率协同和储能单元之间的SOC均衡，并避免电压越限和储能单元过充过放的情况出现。 结论 所提控制策略能够在并网型直流微电网内实现合理的功率分配，保证系统的稳定运行。

随着新能源的大规模发展，新能源出力不确定性和波动性问题展现出来，而为了弥补新能源出力缺点，火电机组承担起了调峰作用。为了提升火电机组的调峰能力，对其调峰特性进行了研究。 方法 首先，以某350 MW供热机组作为分析对象，应用仿真软件搭建热力系统模型，并验证该模型的精确性。其次，以蓄热系统为辅助系统，研究机组在满足供热需求情况下的机组调峰能力，并分析蓄热等储能单元对机组调峰能力的影响。最后，采用启发式粒子群算法对蓄热水罐运行策略进行优化，得到随热负荷变化的储热罐最优运行模式。 结果 通过蓄热水罐与火电机组耦合的方法有效提升了机组的调峰和供热能力，并提出可以根据实际热负荷数据确定最大化收益的运行模式。 结论 该方法对机组的运行策略具有指导意义。

为了增强直流微电网中分布式储能系统的惯性，并在线路阻抗不匹配的情况下实现各储能单元(energy storage unit, ESU)的荷电状态(state of charge, SOC)均衡，提出一种基于虚拟直流电机(virtual DC machine, VDCM)的分布式储能系统能量动态分配策略。首先，将VDCM技术应用到储能侧控制中，利用VDCM的输出特性增强系统的抗扰能力。然后，利用电枢回路方程输出特性，并根据储能系统能量分配需求，动态设计虚拟电枢电阻，使其可随SOC在规定界限内自适应变化，实时调整各变换器的输出功率，并引入压降调节因子动态微调各变换器输出虚拟压降至相等，从而补偿线路阻抗的不匹配度，实现各ESU的SOC均衡。此外，采用一致性算法在相邻ESU间获得所需平均值信息，增强系统的可扩展性。最后，搭建光伏多储能直流微电网系统模型，仿真和实验结果验证了所提控制策略的合理性和有效性。

本项目成果通过理论知识与硬件设施相结合，围绕综合能源系统能源利用效率低下、用能成本居高不下、电能质量问题突出等问题，助力企业高效管理用能，实现安全、节能、降费。理论成果上，提出了综合能源系统建模与分析的“能量网络理论”：基于热力学、电网络、传热学与流体力学，从物理的层面挖掘不同能源子网络的共同特性，根据各能量网络广义变量间的本构关系建立综合能源系统统一模型，并引入㶲的概念从本质上提升综合能源能效潜力。该成果的主要包含4个方面的工作：1、从物理学基础理论和能量本质出发，研究能量和㶲传递、转换的动力学行为特征，构建公理化的能量网络理论，建立能量网络方程；2、研究能量网络方程的实用化模型，并提出求解的数值方法；3、深入研究能量和㶲在各种能源传递、转换、储能单元以及不同综合能源系统中的动力学行为特征；4、以按能源品位梯级综合利用为主线思路，借鉴㶲经济学的思路，研究综合能源系统的优化规划与优化运行的基础理论，并从理论研究向工程应用拓展。

经专业机构查新结果表明：“项目方开发的基于储能技术的低压线路调压装置”，将储能技术用于提高电力系统稳定性时，电能存储和释放的速度将对控制性能起决定作用。项目开展了对储能系统在输配电系统中的应用研究，包括储能电源的合理规划、储能系统与现有电网之间的柔性联接技术、先进的控制调节技术以及储能系统与FATCTS、再生能源等相结合的技术研究。并对电力系统的各类动态条件下储能装置内部的复杂非线性电磁问题，以及储能未见有与该项目设计及采用的关键技术相对的文献和专利，项目“基于储能技术的低压线路调压装置”的开发具有新颖性，达到国内先进水平。已申请6项发明专利。 低压线路末端低电压一直是困扰供电系统的一大难点，特别是由于季节性过负荷导致的短时低电压一直以来没有很好的解决手段。本项目研发的基于储能技术的线路电压调节装置，可安装于低压线路末端，在通过储能单元进行削峰填谷，从而从根本上解决线路由于短时负荷增大而导致的线路低电压问题。另外，由于装置一体化设计，体积小，占地少，安装拆卸简单，适用于临时解决低电压热点。因此，凡是存在类似问题的供电都可推广使用。

​日前，甘肃330千伏建航储能电站完成容量为15万千瓦/30万千瓦时的全部储能单元调试工作，进入240小时试运行阶段。至此，甘肃电化学储能并网容量突破百万千瓦，达到101万千瓦/214万千瓦时。

电网退运电池修复再利用的新能源储能电站关键技术及示范工程应用项目是国网莱芜供电公司探索利用“复合谐振脉冲触发稀土纳米碳修复技术”对电网退运电池进行修复，将修复合格的电网退运电池作为储能电站储能单元，建成“口镇综能”储能电站。项目位于山东省济南市莱芜区口镇桃花峪35千伏劲能光伏电站厂区内，一期建设规模1.6兆瓦/3.2兆瓦时，是全国首个利用电网退运电池建成的独立储能电站，是山东省首个电化学独立储能电站。该站利用3542只修复后的电网退运电池作为储能单元，分组置于三个独立电池舱，经逆变升压后通过35千伏汇能线并网。该站由山东省调与莱芜地调调度管理，目前储能电站运行数据已上传省调地调，下一步还计划接入省公司互联网数据中台和综合能源公司智慧能源管理平台，为全省储能站建设提供数据参考。全站配备电池管理、继电保护、调度通信、舱储温控、防雷、消防等系统，能实时监测运行状况，保障电站安全。