La generación de energía nueva, representada por la energía eólica y solar, presenta importantes fluctuaciones e incertidumbres en la producción de energía. Tanto la producción de energía eólica como la solar se ven directamente afectadas por las condiciones climáticas locales, propensas a picos o caídas de producción de energía, lo que plantea desafíos a la frecuencia de conexión a la red del sistema eléctrico.
Debido a las fluctuaciones de energía y a las características relativamente complejas de impedancia de la red, en condiciones normales de conexión de red centralizada-a gran escala o salida de energía aleatoria, es probable que se produzcan oscilaciones de energía, lo que genera problemas de estabilidad del sistema de energía. Esto afecta la carga y el rendimiento de los nuevos sistemas de producción de energía planificados en una amplia zona, lo que requiere suficiente capacidad de reserva en el sistema para evitar afectar la capacidad de integrar nuevas fuentes de energía, lo cual es crucial para lograr tanto la planificación como la eficiencia económica.
La integración del almacenamiento de energía y las nuevas fuentes de energía se centra principalmente en tres aspectos: en primer lugar, al liberar-cargas a nivel de la red durante períodos de tiempo cortos, se permite una regulación eléctrica de la red eléctrica a un nivel de 10-minutos-, aliviando las fluctuaciones a corto-plazo y aprovechando al máximo la capacidad de la red existente para conectarse a nuevas fuentes de energía. En segundo lugar, al desarrollar planes de nivel-minuto que incluyen pronósticos de nueva producción de energía y basados en pronósticos de generación de energía a corto-días-con antelación, incorpora de manera efectiva nuevas fuentes de energía en pronósticos de energía a ultra-corto-plazo. Esto mejora la operación racional y la programación de varias unidades generadoras dentro de la red, reduce la demanda de recursos de regulación rápida de frecuencia, mejora la precisión y estabilidad de los pronósticos de la red y suaviza las fluctuaciones mínimas en tiempo real-en nuevas fuentes de energía, minimizando el impacto en el funcionamiento normal de las unidades generadoras convencionales.
Afeitado de picos y relleno de valles
En comparación con la generación de energía convencional, la generación de energía renovable tiene una tasa de utilización relativamente baja de sus equipos o unidades. Tomando como ejemplo la región de los "Tres Nortes" de mi país, según las estadísticas de recursos eólicos, la probabilidad de que la producción total de un parque eólico supere el 60% de su capacidad instalada total es generalmente inferior al 5%. Para mejorar la utilización de la línea, la planificación de la capacidad de la línea normalmente apunta a satisfacer el 95% de las necesidades de transmisión de energía eólica o el 60% de la capacidad instalada total de los parques eólicos. La situación es aún más grave en el caso de la energía fotovoltaica. Por lo tanto, un cierto porcentaje de la energía eólica se reducirá debido a una capacidad de transmisión insuficiente, y la energía solar se reducirá debido a un desajuste de carga (características anti-pico-afeitado).
La generación de energía renovable, con sus fluctuaciones de relativamente largo-plazo cada hora a lo largo del día, y la llegada de la demanda máxima de electricidad por la noche (generalmente entre las 7 y las 10 p.m.), aumentarán los requisitos de capacidad ascendentes y descendentes del sistema. La energía eólica, por otro lado, suele alcanzar su máxima potencia alrededor de la medianoche, cuando la carga está en su punto más bajo del día. Por lo tanto, para eliminar la incertidumbre en el pronóstico de la generación de energía renovable, tanto la red eléctrica como las unidades generadoras convencionales deben soportar riesgos significativos asociados con una reducción profunda de los picos.
La reducción de picos y el llenado de valles utilizan las características de cambio de tiempo-del almacenamiento de energía para maximizar la capacidad de transmisión de la línea, reducir la necesidad de igualar las tendencias de carga y disminuir la demanda de mayor o menor capacidad de las unidades generadoras convencionales.
Sumando la curva de carga diaria dada P_l con la curva de producción de generación de energía renovable P_{NE}, podemos obtener la curva de carga equivalente final del sistema ∑P_i, es decir, ∑P_i=P_l - P_{NE}. Sin embargo, considerando el rango de regulación de producción de las centrales eléctricas convencionales y las centrales eléctricas de reducción de picos-, y la potencia máxima P_L que la línea de interconexión regional puede transmitir u obtener a la red externa, la potencia efectiva máxima P_{max} de las unidades conectadas a la red-es:
P_{max}=μ(P_f + P_b + P_L) (3-3)
Dónde:
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- P_f-Potencia de salida máxima de las-unidades de afeitado pico;
- P_b-Producción mínima de unidades que no pueden participar en la reducción de picos;
- μ-Transmisión de la red y eficiencia operativa.
En la fórmula, C representa el coeficiente de regulación de potencia de salida de la unidad de afeitado-de picos. Las relaciones de poder se muestran en la figura.
La potencia efectiva mínima P_{min} de las unidades conectadas a la red-es:
Durante el período de carga más bajo t₁–t₂, la capacidad de regulación descendente reservada por las unidades de afeitado de pico-convencionales es la potencia máxima de energía renovable P'_{NE} que la red puede aceptar durante este período, es decir, P'{NE}=P{max} - P_{min} (3-5) donde P_{min} es la producción diaria mínima (sin almacenamiento de energía, la generación de energía renovable durante t₁–t₂ solo se puede lograr mediante reducción eólica/solar).
Se puede ver que sin almacenamiento de energía, la producción de energía renovable durante t₁–t₂ sólo puede ser limitada; sin embargo, con el almacenamiento de energía, la carga durante t₁–t₂ y la descarga durante t₃–t₄ desplaza la curva de carga equivalente efectiva ∑P_i dentro del rango de P_{min} y P_{max}, evitando limitaciones de producción de energía renovable y restricciones eólicas/solar, mejorando la capacidad de absorción de energía renovable, reduciendo la demanda de capacidad de reserva de la red y mejorando la eficiencia general del sistema. La potencia P_{BESS} de un BESS (Battery Energy Storage System) es:
P_{BESS}=máx( P_{min} - ∑P_{min}, ∑P_{max} - ∑P_{max} ) (3-6)
La energía E_{BESS} de un BESS es:
E_{BESS}=max{ μ_c ∫{t₁}^{t₂} (P{min} - ∑P_i) dt , 1/μ_d ∫{t₃}^{t₄} (∑P_i - P{max}) dt } (3-7)
Dónde:
- μ_c -- Eficiencia de carga del sistema de almacenamiento de energía;
- μ_d - Eficiencia de descarga del sistema de almacenamiento de energía.
Investigaciones adicionales en un sentido más amplio muestran que para picos y valles de carga que a menudo son prolongados, la configuración de un sistema de almacenamiento de energía de cierta capacidad puede reducir efectivamente la diferencia entre picos-valles, como se muestra en la figura.
El nivel de mejora de la diferencia entre el valle del pico de carga-es:
- donde pagimáxes la carga máxima esperada;
- Pimáxes la carga mínima esperada.
El método de configuración del sistema de almacenamiento de energía es similar al anterior y no se repetirá.
Mejorar la precisión de la predicción
Según NBT32011-2013 "Requisitos técnicos para el sistema de predicción de energía de una central fotovoltaica", el error cuadrático medio de la predicción a corto-plazo durante el período de generación de energía de una central fotovoltaica (excluidos los períodos con producción limitada) debe ser inferior a 0,15, y la tasa de aprobación mensual debe ser superior al 80 %; el error cuadrático medio de la cuarta hora de predicción ultra-a corto plazo debe ser inferior a 0,1 y la tasa de aprobación mensual debe ser superior al 85 %.
De acuerdo con las "Medidas provisionales para la administración de la previsión y alerta temprana de energía de los parques eólicos", el error máximo de la curva de pronóstico diario de un parque eólico no excederá el 25 %, el error de pronóstico en tiempo real-no excederá el 15 % y el error cuadrático medio del pronóstico para todo el día será inferior al 20 %.
Tanto los pronósticos a corto-plazo como a ultra-corto-plazo proporcionan datos de pronóstico en intervalos de 15 minutos. Por tanto, la producción de nuevas fuentes de energía se puede segmentar y controlar en intervalos de 15 minutos, con 96 segmentos de control a lo largo del día. El ancho de banda de error de control permitido ΔP se establece en función del error máximo permitido en las especificaciones técnicas de previsión pertinentes. Como se muestra en la Figura 3-8, P (1) y Pe (2) son los valores de potencia pronosticados para el primer y segundo intervalo de 15 minutos, respectivamente, mientras que AP es el ancho de banda de error permitido, establecido en el 15% de la capacidad instalada de generación de energía nueva.
Suavizado de la variación a corto-plazo de la generación de energía nueva
La tasa de cambio en el corto-tiempo de generación de energía nueva también debe cumplir con los requisitos de estabilidad del sistema eléctrico. Los límites actuales de la red eléctrica para la variación de potencia activa de la nueva generación de energía conectada a la red-se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 3-2: Límites al cambio de energía activa para la generación de energía nueva conectada a la red
| Capacidad Instalada de Central Eléctrica de Nueva Energía (MW) | Cambio máximo de potencia activa en 10 minutos (MW) | Cambio máximo en potencia activa en 1 minuto (MW) |
|---|---|---|
| < 30 | 10 | 3 |
| 30 ~ 150 | Capacidad Instalada / 3 | Capacidad Instalada / 10 |
| > 150 | 50 | 15 |
En aplicaciones de suavizado de energía renovable, el BESS (Sistema de elementos equipados con energía) se utiliza para almacenar y liberar la generación de energía renovable, suprimiendo las fluctuaciones de energía de nivel-diminutos en el sistema conectado a la red-de energía renovable. Esto garantiza que la fluctuación combinada de la salida P del acumulador de energía PBEss (Power Element System) y la energía renovable Pv (Power V) cumpla con los requisitos técnicos antes mencionados, con el intervalo de tiempo de control establecido principalmente en 1 minuto. Sin embargo, a diferencia de los algoritmos que mejoran la precisión de las predicciones, este enfoque se centra principalmente en las fluctuaciones de potencia de la producción de energía renovable. Por lo tanto, al seleccionar la potencia nominal específica del BESS, la fuente de muestra de datos para el análisis estadístico y el análisis de probabilidad serán los cambios de potencia activa de nivel de minuto- y de nivel de 10-minutos de la producción de energía renovable.
El diseño de potencia y capacidad de BESS todavía puede basarse en las estadísticas de probabilidad de cambios de potencia pasados y los cambios acumulativos en el consumo de energía, con el objetivo de cumplir con los requisitos de suavización en el 80% al 90% de los casos. Esto no se repetirá aquí. Para garantizar que el rango de fluctuación de potencia cumpla con los requisitos anteriores, se utilizan dos algoritmos principales de control de potencia BESS:
- Uno es el método de limitación punto-por-punto;
- El otro es el método de filtrado de paso bajo-.
Método de límite de puntos-por-puntos
Tomando la figura como ejemplo, la figura muestra una gran comparación entre la nueva producción de energía Pnordeste(j) en el momento j y la salida combinada P(J-n) durante los últimos 10 minutos. Se puede observar que en el tiempo (j-3), es decir, el cambio entre P(j-3) y Pnordeste(j) es el más grande y supera el máximo de 10 minutos. La comparación muestra que △P10.
Por lo tanto, para cumplir con el límite de fluctuación de energía de 10 minutos, el rango de salida de BESS (positivo para carga, negativo para descarga) es:
Método de filtrado de paso bajo-
Según el principio de filtrado del procesamiento de señales, como se muestra en la figura, el filtro de paso bajo-suaviza la señal de salida sumando o restando la amplitud de la señal de entrada. De manera similar, el acceso a BESS también logrará suavizar la fluctuación de la potencia de salida de la nueva central eléctrica a través de su control de carga y descarga, para cumplir con los requisitos técnicos pertinentes.
El valor esperado de la potencia total conectada a la red-∑P\\sum P∑P viene dado por:
Discretizamos los datos, donde t es el periodo de control, y tardamos 1 minuto:
∑P(j)=(τ / (τ + t)) * ∑P(j-1) + (t / (τ + t)) * P_ne(j)
Dado ∑P(j)=P_ne(j) - P_bess(j)
P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (P_ne(j) - ∑P(j-1))
P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (∑P(j) - ∑P(j-1))
De acuerdo con los requisitos técnicos de fluctuación de energía conectada-a la red, el rango de fluctuación de nivel-de minuto de ∑P(j) debe satisfacer:
|∑P(j) - ∑P(j-1)| Menor o igual a min(ΔP_i, 0,1 P_0)
Sustituyendo la fórmula de cálculo por Pbess(j) obtenemos:
