A nova geração de energia, representada pela energia eólica e solar, apresenta flutuações e incertezas significativas na produção de energia. Tanto a produção de energia eólica quanto a solar são diretamente afetadas pelas condições climáticas locais, propensas a picos ou quedas na produção de energia, colocando desafios à frequência de conexão à rede do sistema de energia.
Devido às flutuações de energia e às características de impedância da rede relativamente complexas, em condições normais de conexão de rede centralizada em grande-escala ou saída de energia aleatória, é provável que ocorram oscilações de energia, levando a problemas de estabilidade do sistema de energia. Isto afecta a carga e o desempenho dos novos sistemas de produção de energia planeados numa vasta área, necessitando de capacidade de reserva suficiente no sistema para evitar impactar a capacidade de integração de novas fontes de energia, o que é crucial para alcançar tanto o planeamento como a eficiência económica.
A integração do armazenamento de energia e de novas fontes de energia concentra-se principalmente em três aspectos: primeiro, ao liberar cargas no nível da rede-em curtos períodos de tempo, ela permite a regulação de energia da rede elétrica em nível de 10-minutos-, aliviando flutuações-de curto prazo e aproveitando totalmente a capacidade da rede existente para se conectar a novas fontes de energia. Em segundo lugar, ao desenvolver planos-de nível minucioso que incluem novas previsões de produção de energia e com base em previsões de geração de energia de curto-prazo-dia seguinte, ele incorpora efetivamente novas fontes de energia em previsões de energia de ultra-curto-prazo. Isso melhora a operação racional e a programação de várias unidades geradoras dentro da rede, reduz a demanda por recursos de regulação rápida de frequência, aumenta a precisão e a estabilidade das previsões da rede e suaviza as flutuações em tempo real de nível mínimo-em novas fontes de energia, minimizando o impacto na operação normal das unidades geradoras convencionais.
Corte de pico e preenchimento de vale
Comparada à geração de energia convencional, a geração de energia renovável apresenta uma taxa de utilização relativamente baixa de seus equipamentos ou unidades. Tomando como exemplo a região dos “Três Nortes” do meu país, de acordo com as estatísticas dos recursos eólicos, a probabilidade de a produção total de um parque eólico exceder 60% da sua capacidade total instalada é geralmente inferior a 5%. Para melhorar a utilização das linhas, o planeamento da capacidade das linhas normalmente visa satisfazer 95% das necessidades de transmissão de energia eólica ou 60% da capacidade total instalada dos parques eólicos. A situação é ainda mais grave para a energia fotovoltaica. Portanto, uma certa porcentagem da energia eólica será reduzida devido à capacidade de transmissão insuficiente, e a energia solar será reduzida devido à incompatibilidade de carga (características anti-de pico-de redução).
A geração de energia renovável, com suas flutuações de prazo relativamente longo-de hora em hora ao longo do dia, e a chegada do pico de demanda de eletricidade à noite (geralmente das 19h às 22h), aumentará e diminuirá os requisitos de capacidade do sistema. A energia eólica, por outro lado, muitas vezes atinge a produção total por volta da meia-noite, quando a carga está no ponto mais baixo do dia. Portanto, para eliminar a incerteza na previsão da produção de energia renovável, tanto a rede eléctrica como as unidades geradoras convencionais devem suportar riscos significativos associados à redução profunda dos picos.
A redução de picos e o preenchimento de vales utilizam as características-de mudança de tempo do armazenamento de energia para maximizar a capacidade de transmissão da linha, reduzir a necessidade de corresponder às tendências de carga e diminuir a demanda por aumento e diminuição da capacidade das unidades geradoras convencionais.
Ao somar a curva de carga diária dada P_l com a curva de produção de geração de energia renovável P_{NE}, podemos obter a curva de carga equivalente do sistema final ∑P_i, ou seja, ∑P_i=P_l - P_{NE}. No entanto, considerando a faixa de regulação de saída de usinas convencionais e usinas de redução de pico, e a potência máxima P_L que a linha de interconexão regional pode transmitir ou obter para a rede externa, a potência efetiva máxima P_{max} das unidades conectadas à rede-é:
P_{máx}=μ(P_f + P_b + P_L) (3-3)
Onde:
o único lugar que você encontrará fora de casa
- P_f-Potência máxima de saída das unidades de corte de pico-;
- P_b-Produção mínima de unidades que não podem participar da redução de pico;
- μ-Transmissão da rede e eficiência operacional.
Na fórmula, C representa o coeficiente de regulação da potência de saída da unidade-de corte de pico. As relações de poder são mostradas na figura.
A potência efetiva mínima P_{min} das unidades-conectadas à rede é:
Durante o período de carga mais baixa t₁–t₂, a capacidade de regulação descendente reservada pelas unidades convencionais de corte de pico- é a potência máxima de energia renovável P'_{NE} que a rede pode aceitar durante este período, ou seja, P'{NE}=P{max} - P_{min} (3-5) onde P_{min} é a produção diária mínima (sem armazenamento de energia, a geração de energia renovável durante t₁–t₂ só pode ser alcançada através de redução eólica/solar).
Pode-se observar que sem armazenamento de energia, a produção de energia renovável durante t₁–t₂ só pode ser limitada; no entanto, com o armazenamento de energia, a carga durante t₁–t₂ e a descarga durante t₃–t₄ deslocam a curva de carga equivalente efetiva ∑P_i dentro da faixa de P_{min} e P_{max}, evitando limitações de produção de energia renovável e redução eólica/solar, melhorando a capacidade de absorção de energia renovável, reduzindo a demanda da rede por capacidade de reserva e melhorando a eficiência geral do sistema. A potência P_{BESS} de um BESS (Battery Energy Storage System) é:
P_{BESS}=máx( P_{min} - ∑P_{min}, ∑P_{máx} - ∑P_{máx} ) (3-6)
A energia E_{BESS} de um BESS é:
E_{BESS}=max{ μ_c ∫{t₁}^{t₂} (P{min} - ∑P_i) dt , 1/μ_d ∫{t₃}^{t₄} (∑P_i - P{max}) dt } (3-7)
Onde:
- μ_c -- Eficiência de carregamento do sistema de armazenamento de energia;
- μ_d – Eficiência de descarga do sistema de armazenamento de energia.
Outras pesquisas em um sentido mais amplo mostram que, para picos e vales de carga que são frequentemente prolongados, configurar um sistema de armazenamento de energia de uma determinada capacidade pode efetivamente reduzir a diferença de pico{0}}vale, conforme mostrado na figura.
O nível de melhoria da diferença do pico de carga-do vale é:
- Onde Pimáxé a carga máxima esperada;
- Pimáxé a carga mínima esperada.
O método de configuração do sistema de armazenamento de energia é semelhante ao anterior e não será repetido.
Melhore a precisão da previsão
De acordo com NBT32011-2013 "Requisitos técnicos para sistema de previsão de energia de usinas fotovoltaicas", a raiz do erro quadrático médio da previsão de curto-prazo durante o período de geração de energia de uma usina fotovoltaica (excluindo períodos com produção limitada) deve ser inferior a 0,15, e a taxa de aprovação mensal deve ser superior a 80%; a raiz do erro quadrático médio da quarta hora da previsão de ultra{5}}curto prazo deve ser inferior a 0,1 e a taxa de aprovação mensal deve ser superior a 85%.
De acordo com as "Medidas Provisórias para a Administração de Previsão e Alerta Antecipado de Energia Eólica", o erro máximo da curva de previsão diária de um parque eólico não deve exceder 25%, o erro-de previsão em tempo real não deve exceder 15% e a raiz do erro quadrático médio da previsão para o dia inteiro deve ser inferior a 20%.
As previsões de curto-prazo e de ultra{1}}curto-prazo fornecem dados de previsão em intervalos de 15 minutos. Portanto, a produção de novas fontes de energia pode ser segmentada e controlada em intervalos de 15 minutos, com 96 segmentos de controle ao longo do dia. A largura de banda de erro de controle permitida ΔP é estabelecida com base no erro máximo permitido nas especificações técnicas de previsão relevantes. Conforme mostrado na Figura 3-8, P(1) e Pe(2) são os valores de potência previstos para o primeiro e segundo intervalos de 15 minutos, respectivamente, enquanto AP é a largura de banda de erro permitida, definida como 15% da capacidade instalada de geração de energia nova.
Suavização da variação-de curto prazo da geração de energia nova
A taxa de mudança-curta da nova geração de energia também deve atender aos requisitos de estabilidade do sistema de energia. Os limites atuais da rede elétrica para a variação da potência ativa da nova rede de energia-geração de energia conectada são mostrados na tabela abaixo.
Tabela 3-2: Limites na mudança de energia ativa para geração de energia nova conectada à rede
| Capacidade Instalada de Nova Central Elétrica de Energia (MW) | Mudança máxima na potência ativa em 10 minutos (MW) | Mudança máxima na potência ativa em 1 minuto (MW) |
|---|---|---|
| < 30 | 10 | 3 |
| 30 ~ 150 | Capacidade Instalada / 3 | Capacidade Instalada / 10 |
| > 150 | 50 | 15 |
Em aplicações de suavização de energia renovável, o BESS (Power Equipped Element System) é usado para armazenar e liberar a geração de energia renovável, suprimindo flutuações de energia-minuciosas no sistema conectado à rede-de energia renovável. Isto garante que a flutuação P da saída combinada do armazenamento de energia PBEss (Power Element System) e da energia renovável Pv (Power V) atenda aos requisitos técnicos acima mencionados, com o intervalo de tempo de controle definido principalmente para 1 minuto. No entanto, ao contrário dos algoritmos que melhoram a precisão das previsões, esta abordagem centra-se principalmente nas flutuações de potência da produção de energia renovável. Portanto, ao selecionar a potência nominal específica do BESS, a fonte de amostra de dados para análise estatística e análise de probabilidade será o nível de minuto-e as mudanças de potência ativa de nível de 10-minutos da produção de energia renovável.
O projeto de potência e capacidade do BESS ainda pode ser baseado nas estatísticas de probabilidade de alterações de potência passadas e nas alterações cumulativas no consumo de energia, visando atender aos requisitos de suavização em 80% a 90% dos casos. Isto não será repetido aqui. Para garantir que a faixa de flutuação de potência atenda aos requisitos acima, dois algoritmos principais de controle de potência BESS são usados:
- Um deles é o método de limitação ponto-por{1}}ponto;
- O outro é o método de filtragem-passa baixa.
Método de limite-por{1}}ponto
Tomando a figura como exemplo, a figura mostra uma grande comparação entre a nova produção de energia Pnão(j) no momento j e a saída combinada P(J-n) nos últimos 10 minutos. Pode-se observar que no tempo (j-3), ou seja, a mudança entre P(j-3) e Pnão(j) é o maior e ultrapassa o máximo de 10 minutos. A comparação mostra que △P10.
Portanto, para atender ao limite de flutuação de energia de 10 minutos, a faixa de saída do BESS (positiva para carga, negativa para descarga) é:
Método de filtragem-passa baixa
Com base no princípio de filtragem no processamento de sinal, conforme mostrado na figura, o filtro passa-baixa-torna o sinal de saída mais suave adicionando ou subtraindo a amplitude do sinal de entrada. Da mesma forma, o acesso do BESS permitirá também suavizar a flutuação da potência de saída da nova central energética através do seu controlo de carga e descarga, de forma a cumprir os requisitos técnicos relevantes.
O valor esperado da potência total-conectada à rede ∑P\\sum P∑P é dado por:
Discretize os dados, onde t é o período de controle, e levamos 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 acordo com os requisitos técnicos-de flutuação de energia conectada à rede, a faixa-de flutuação de nível minuto de ∑P(j)deve satisfazer:
|∑P(j) - ∑P(j-1)| Menor ou igual a min(ΔP_i, 0,1 P_0)
Substituindo a fórmula de cálculo por Pmelhor(j) obtemos:
