Mô hình đáp ứng tần số nhanh sử dụng hệ thống lưu trữ năng lượng trong các lưới điện đảo nhỏ
Tóm tắt: 107
| 
PDF: 139 
##plugins.themes.academic_pro.article.main##
Author
Từ khóa:
Bài toán vận hành ngày tới
hệ thống lưu trữ năng lượng
đáp ứng tần số nhanh
kế hoạch vận hành tối ưu
năng lượng tái tạo
Tóm tắt
Sự gia tăng nhanh chóng của các nguồn năng lượng tái tạo (Renewable Energy Sources - RES) đã giúp phát triển các hệ thống điện trên các đảo nhỏ, xa đất liền. Một lưới điện đảo điển hình gồm có các nguồn năng lượng tái tạo, máy phát diesel và hệ thống lưu trữ năng lượng (Energy Storage System – ESS), trong đó, ESS có vai trò điều tiết cân bằng công suất và giúp tận dụng tối đa công suất phát của RES. Tuy nhiên, vận hành lưới điện đảo có nhiều khó khăn, đặc biệt tần số lưới gần như không thể duy trì khi có sự cố mất máy phát đột ngột do quán tính của lưới rất nhỏ. Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả xây dựng một mô hình tận dụng ESS sẵn có trong lưới để cung cấp đáp ứng tần số nhanh (Fast Frequency Response – FFR) khi có sự cố. Mô hình này được ứng dụng đưa vào bài toán vận hành ngày tới để lập kế hoạch vận hành tối ưu sao cho ESS vừa đảm bảo được nhiệm vụ chính vừa có thể sẵn sàng cung cấp FFR bất cứ lúc nào.
Tài liệu tham khảo
-
[1] Riesz and J. Palermo, “international review of frequency control adaptation”, 2016. Accessed: Jan. 29, 2022. [Online]. Available: https://aemo.com.au/-/media/Files/Electricity/NEM/Security_and_Reliability/Reports/2016/FPSS-International-Review-of-Frequency-Control.pdf
[2] “Performance of Distributed Energy Resources During and After System Disturbance Voltage and Frequency Ride-Through Requirements”, 2013. Accessed: Jul. 01, 2022. [Online]. Available: https://www.nerc.com/pa/RAPA/ra/Reliability Assessments DL/IVGTF17_PC_FinalDraft_December_clean.pdf
[3] “Fast frequency response in the nem”, 2017. Accessed: Jan. 03, 2022. [Online]. Available: www.aemo.com.au
[4] Lew et al., “Technology Capabilities for Fast Frequency Response”, 2017. Accessed: Sep. 07, 2022. [Online]. Available: https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/security_and_reliability/reports/2017/20170310-ge-ffr-advisory-report.pdf?la=en
[5] Uijlings, “RoCoF Alternative Solutions Technology Assessment High level assessment of frequency measurement and FFR type technologies and the relation with the present status for the reliable detection of high RoCoF events in a adequate time frame”, 2015. Accessed: Jan. 03, 2019. [Online]. Available: http://www.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/RoCoF-Alternative-Solutions-Technology-Assessment-Phase-1-DNV-GL-Report_.pdf
[6] V. Brogan, R. J. Best, D. J. Morrow, K. McKinley, and M. L. Kubik, “Effect of BESS Response on Frequency and RoCoF During Underfrequency Transients”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 34, no. 1, pp. 575–583, Jan. 2019, doi: 10.1109/TPWRS.2018.2862147.
[7] Tielens and D. Van Hertem, “Receding Horizon Control of Wind Power to Provide Frequency Regulation”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 32, no. 4, pp. 2663–2672, Jul. 2017, doi: 10.1109/TPWRS.2016.2626118.
[8] Stenclik, “Integrated Grid Planning Symposium State of IGP Technology”, 2017. Accessed: Jan. 31, 2019. [Online]. Available: https://www.hawaiianelectric.com/documents/clean_energy_hawaii/integrated_grid_planning/igp_symposium/8_1_derek_stenclik_presented_by_bob_zavadil.pdf
[9] S. Misaghian, C. O’Dwyer, and D. Flynn, “Fast frequency response provision from commercial demand response, from scheduling to stability in power systems”, IET Renew. Power Gener., vol. 16, no. 9, pp. 1908–1924, Jul. 2022, doi: 10.1049/RPG2.12453.
[10] Meng et al., “Fast Frequency Response from Energy Storage Systems - A Review of Grid Standards, Projects and Technical Issues”, IEEE Trans. Smart Grid, vol. 11, no. 2, pp. 1566–1581, Mar. 2020, doi: 10.1109/TSG.2019.2940173.
[11] Delille, B. Francois, and G. Malarange, “Dynamic Frequency Control Support by Energy Storage to Reduce the Impact of Wind and Solar Generation on Isolated Power System’s Inertia”, IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 3, no. 4, pp. 931–939, Oct. 2012, doi: 10.1109/TSTE.2012.2205025.
[12] Cheng, S. S. Sami, and J. Wu, “Benefits of using virtual energy storage system for power system frequency response”, Appl. Energy, vol. 194, pp. 376–385, May 2017, doi: 10.1016/J.APENERGY.2016.06.113.
[13] Knap, S. K. Chaudhary, D.-I. Stroe, M. Swierczynski, B.-I. Craciun, and R. Teodorescu, “Sizing of an Energy Storage System for Grid Inertial Response and Primary Frequency Reserve”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 31, no. 5, pp. 3447–3456, Sep. 2016, doi: 10.1109/TPWRS.2015.2503565.
[14] Mercier, R. Cherkaoui, and A. Oudalov, “Optimizing a Battery Energy Storage System for Frequency Control Application in an Isolated Power System”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 24, no. 3, pp. 1469–1477, Aug. 2009, doi: 10.1109/TPWRS.2009.2022997.
[15] Oudalov, D. Chartouni, and C. Ohler, “Optimizing a Battery Energy Storage System for Primary Frequency Control”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 22, no. 3, pp. 1259–1266, Aug. 2007, doi: 10.1109/TPWRS.2007.901459.
[16] R. Aghamohammadi and H. Abdolahinia, “A new approach for optimal sizing of battery energy storage system for primary frequency control of islanded Microgrid”, Int. J. Electr. Power Energy Syst., vol. 54, pp. 325–333, Jan. 2014, doi: 10.1016/j.ijepes.2013.07.005.
[17] Ahmadi and H. Ghasemi, “Security-Constrained Unit Commitment With Linearized System Frequency Limit Constraints”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 29, no. 4, pp. 1536–1545, Jul. 2014, doi: 10.1109/TPWRS.2014.2297997.
[18] Chavez, R. Baldick, and S. Sharma, “Governor Rate-Constrained OPF for Primary Frequency Control Adequacy”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 29, no. 3, pp. 1473–1480, May 2014, doi: 10.1109/TPWRS.2014.2298838.
[19] Wen, W. Li, G. Huang, and X. Liu, “Frequency Dynamics Constrained Unit Commitment With Battery Energy Storage”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 31, no. 6, pp. 5115–5125, Nov. 2016, doi: 10.1109/TPWRS.2016.2521882.
[20] Orlando et al., “Use of Frequency Response Metrics to Assess the Planning and Operating Requirements for Reliable Integration of Variable Renewable Generation”, 2010. Accessed: Jan. 29, 2022. [Online]. Available: https://www.ferc.gov/sites/default/files/2020-05/frequencyresponsemetrics-report.pdf
[21] Kundur, N. J. Balu, and M. G. Lauby, Power system stability and control. McGraw-Hill, 1994. Accessed: Jan. 29, 2019. [Online]. Available: https://books.google.co.jp/books?id=2cbvyf8Ly4AC&dq=Power+System+Stability+and+Control+kundur&hl=vi&sa=X&ved=0ahUKEwiAjbuD5JLgAhUHJt8KHVf7CZwQ6AEIKTAA
[22] Mancarella et al., “Power system security assessment of the future National Electricity Market”, 2017. Accessed: Oct. 02, 2022. [Online]. Available: https://www.energy.gov.au/sites/default/files/independent-review-future-nem-power-system-security-assessment.pdf
[23] H. J. Bollen, Integration of distributed generation in the power system. Wiley, 2011.
[24] Egido, F. Fernandez-Bernal, P. Centeno, and L. Rouco, “Maximum Frequency Deviation Calculation in Small Isolated Power Systems”, IEEE Trans. Power Syst., vol. 24, no. 4, pp. 1731–1738, Nov. 2009, doi: 10.1109/TPWRS.2009.2030399.
[25] Löfberg, “YALMIP: A toolbox for modeling and optimization in MATLAB”, Proc. IEEE Int. Symp. Comput. Control Syst. Des., pp. 284–289, 2004, doi: 10.1109/CACSD.2004.1393890.
[26] IBM, “IBM CPLEX.” http://www.ilog.com/products/%0Acplex/%0A
Xem thêm
##plugins.themes.academic_pro.article.sidebar##
Đã Xuất bản
Jan 31, 2023
Download
Cách trích dẫn
Nguyễn Hồng Nhung, Nguyễn Đức Huy, Lê Thị Minh Châu, và Nguyễn Trọng Khiêm. “Mô hình đáp ứng tần số Nhanh sử dụng hệ thống lưu trữ năng lượng Trong các lưới điện đảo nhỏ”. Tạp Chí Khoa học Và Công nghệ - Đại học Đà Nẵng, vol 21, số p.h 1, Tháng Giêng 2023, tr 13-19, https://jst-ud.vn/jst-ud/article/view/8173.
