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大众 用电 2018/8 节能 减排 ● 栏 目 编 辑 / 肖 朝 晖 随着电化学储能技术的发展 , 规 模化电池储能技术 开始在电力系统中广泛应用 , 典型应用场景包括间歇性 电源出力波动平抑 、削峰填谷与系统调峰 、电网调频 、暂 态电压调整与动态无功支撑 、辅助暂态稳定紧急控制 、紧 急电源保障和黑启动等方面 。 1 背 景分析 近 年来 ,湖南电网峰谷差呈现快速增大趋势 ,2017 年 电网最大峰谷差约 50, 在国网各省级电网公 司中 排名前 3, 凸显出湖南电网系统当前整 体调峰能力严 重不足 ,存在无调节能力水电占比高问题 ,面临风电 、 光伏间歇性新能源增长迅猛 ,低谷弃电难以消纳难题 。 祁韶特高压直流入湘后 , 湖南电网亟需解决电网特性 突变所带来的安全运行隐患及问题 。 湖南电网快速增 长的负荷需求受限于电网建设进度 , 致使高峰负荷期 间长沙等地区电网出现供电能力严重不足 ,“不缺电量 缺电力 ”等问题 。 储能系统 EES具有快速响应及对功率进行双 向调 节的能力 ,可以实现电能的时空平移 。 近年来规模化的储 能技术 , 如电网侧电池储能示范工程在电力系统中逐渐 推广应用 ,可实现电网局部调峰调频 ,解决分布式电源给 电网带来的波动性等问题 。 因此紧密结合湖南电网的特 点 , 积极探索规模化电池储能在湖南电网的应用模式和 建设示范工程 , 具有重要的理论研究意义和迫切的现实 工程价值 。但由于 EES 造 价昂贵 ,如何对其进行合理的选 址定容从而获得较好的电网柔性调节和较高的经济效益 成为现阶段的研究重点 。 本文将从电网电池储能选型 、 湖南电网储能建设环 境和储能发展建议与政策需求三方面 , 对储能技术在湖 南电网中的应用进行可行性分析 。 2 电 网电池储能选型分析 电池本体是储能电站的核心部件 , 也 是主要的成本 构成 ,目前用于规模化储能的电池主要是以铅炭 、锂离子 电池以及全钒液流电池为主 。 铅炭电池成本较低 ,度电成 本约 0.44~0.71 元 /千 瓦时 ,但电池存在倍率性能低 、循环 寿命短 、响应速度慢等问题 ;全钒液流电池具有较高的倍 率特性 、循环次数高 ,但存在功率及能量密度低 、电池效 率低以及占地面积大 、初始投资成本高等问题 ;锂离子电 池具有较高的能量 、功率密度及循环 、倍率性能 ,磷酸铁 锂锂离子电池由于存在稳定的 P-O 键 , 凸 显出良好的安 全特性而适应电网大规模储能 ,目前度电成本约为 0.69~ 1.11 元 /千 瓦时 。 对于电网侧储能电站而言 , 选择储能电池侧重于考 虑安全性 、响应速度 、循环寿命 、利用效率 、集成可行性以 及初始投资等因素 。 磷酸铁锂锂离子电池性能优越 ,是目 前国内电池储能电站主流技术路线 , 且实施方案相对成 熟 ;全钒液流电池循环寿命长 ,具备一定潜力 。 在湖南电 池电网侧储能示范工程中 ,可结合场地条件 、负荷特性 、 应用场景等因素 , 选用磷酸铁锂电池与全钒液流电池的 混合应用方案 。 对于用户侧电池储能来说 , 储能电站主要通过峰谷 电价差实现获利 , 因此选择储能电池侧重于考虑成本因 素 ,铅碳电池投资成本相对较低 ,在峰谷电价差具备条件 情况下投资回收期较短 ,目前实施方案较成熟 ,江苏电网 用户侧有大量铅碳电池应用案例 。 对于电源侧电池储能来说 , 储能电站可改善可再生 能源发电的输出特性 ,向常规电源特性靠近 。 目前发电侧 储能电站主要以磷酸铁锂锂离子为主 , 或搭配小容量全 钒液流电池 。 3 湖 南电网储能建设环境分析 3.1 湖南电网现状分析 2010~2016 年 , 湖南电网平均峰谷差保持 10左 右 的年均增速 ,而同期统调电量的平均增速不到 5。 2017 年 ,峰谷差 呈现进一步扩大的趋势 ,调峰困难 。 目前湖南 夏季电力缺口较大 ,用电紧张 、限电现象明显 ,出现 “缺电 力不缺电量 ”现象 。 长株潭负荷中心电网不仅存在 220 千 伏网络通道重载和过载问题 ,而且在高峰负 荷时段 ,部分 配网设备也出现重载和过载问题 ;预计 2018 年 湖南冬季 储 能技术应用在湖南电网中的可行性分析 ● 国 网湖南综合能源服务有限公司 黄博文 周雨桦 易浩波 单周平 19 大众 用电 2018/8 ● 栏 目 编 辑 / 肖 朝 晖 节能 减排 高峰负荷时段亦将存在电力缺口 , 同 时部分断面输送功 率越限 。 新能源消纳方面 ,截至 2018 年 6 月 ,湖 南风电装机 规模为 278.5 万 千瓦 ,预计 “十三五 ”末风电规模将达到 600 万 千瓦 、光伏规模将达到 300 万 千瓦 。 由于湖南省风 电大风期与水电丰水期存在重叠 ,且负荷峰谷差较大 ,势 必造成风电出力具有反调峰特性 , 光伏发电规模的增加 可能造成电网腰荷时段电力盈余 ,未来弃水 、弃风 、弃光 问题将比较突出 。 3.2 储能技术在电网的认知分析 目 前 ,尽管湖南社会 、企业客户对储能的了解大多停 留在过去的概念 , 未能充分认识到储能技术近年来的巨 大进步 ,以及对电网运行管理的良好支撑 ,但湖南省政府 与电网公司高度重视湖南电网侧储能示范工程 , 湖南电 网企业主动作为正加大对社会的推介力度 , 大力推进储 能技术在湖南电网的推广应用 , 并引导社会资源参与湖 南电网建设 ,为湖南发展保驾护航 。 此外 ,国网湖南省电 力有限公司正积极向省政府沟通汇报 , 将电池储能技术 纳入电力辅助服务市场范畴 , 在辅助服务补偿政策的基 础上 ,通过调峰 、调频等方式获取收益 。 3.3 湖南电网储能效益分析 从储能电站投资成本构成分析可知 , 电 网电池储能 成本偏高仍是制约储能技术在电网大规模应用的主要因 素 , 目前适合电网侧储能电站建设的磷酸铁锂锂离子电 池技术路线 ,其度电成本约为 0.69~1.11 元 /千 瓦时 ,系统 成本约为 3500 元 /千 瓦时 ,12 万 千瓦 /24 万千瓦时规模储 能 电站投资成本约 8.4 亿 元 。 尽管如此 ,从长远来看 ,电池成本将会随着技术进 步及量产规模化而逐渐降低 ,加之若储能相关配套电价 政策和辅助服务市场机制逐步建立 ,电网电池储能将逐 步呈现较好的投资经济价值 ;且随着政策支持 ,电网侧 电池储能电站成为电网关键设备 ,建设成本纳入输配电 价成本核定 ,电网侧电池储能电站 亦将会凸显社会经济 效益 。 以下将从 5 个 方面分析 12 万 千瓦 /24 万 千瓦时规模 的电池储能电站示范工程效益 。 (1)节约电厂及电网配套投资 。 储能电站示范工 程建 成后 ,可提高湖南电网供电能力 12 万 千瓦 ,在电量富余 电力紧缺的情况下 ,可替代相同容量的常规燃煤电厂 ,并 可节约相应的电网配套投资 。 (2)社 会效益 。 示范工程投运将有助于推动省内能源 变革转型发展 , 储能电站的快速响应和灵活性能够弥补 可再生能源的随机性和间隙性 , 大幅提升湖南电网对可 再生能源的接纳能力 , 可减少二氧化碳排放 1.6 万 吨 、二 氧化硫排放 480 吨 ,提高能源系统整体 利用效率 ,加快能 源生产 、绿色转型 ,推动省内主体能源由化石能源向可再 生能源更替 。 (3)示 范效益 。 示范工程将为湖南电网引入首套大规 模毫秒级响应的源网荷储系统 , 有助于推动湖南省电池 储能技术标准建立与应用体系完善 , 推进储能领域技术 研究及成果培育 ,驱动 “源网荷储 ”协调发展 。 另外 ,示范工程将发挥引领带动作用 ,推动全省电源 侧 、用户侧协同开展电池储能技术应用 。 从长远发展趋势 来看 ,有助于在全省范围形成 “电网侧作为示范引导 、用 户侧作为发展主体 、电源侧协同推进 ”的发展局面 ,真正 发挥大规模储能协同聚合效应 , 促进湖南能源利用效率 提升 。 (4)电 网安全效益 。 当重要输电断面发生严重故障 时 , 配置电池储能可避免相关设备发生重过载而导致设 备损坏或为避免设备重过载 而出现的拉停负荷的情况 , 可有效提升调度部门对重要输电 断面的控制功率极限 , 提升电网的安全稳定水平 。 受区间输电能力或交流系统整体的事故备用不足限 制 ,祁韶直流对湖南电网送电能力一直受到制约 。 电池储 能电站具备快速响应能力 ,事故时可迅速提供有功 、无功 支撑 ,初步测算 ,当电池储能规模达到百万千瓦规模 ,从 暂态稳定角度来看 , 可提升祁韶直流超过百万千瓦送电 能力 ,从热稳角度来看 ,可提升储能电站群同等容量送电 能力 。 (5)其他投资收益方式 。 在 经济效益 、社会效益 、示范 效益和安全效益的基础上 ,还可以在电力需求侧响应 、电 价或电力辅助服务等方面寻求政策支持 , 进一步提升示 范工程投资效益 。 4 湖 南电网储能技术发展建议与政策需求 目前湖南电网储能发展缺乏政策配套 , 应 该重点提 及到的是到目前为止 ,中国还没有达到类似美国 、日本将 储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的 程度 ,尤其在缺乏为储能付费机制的前提下 ,储能产业的 商业化模式尚未成形 ,储能电站盈利性不明显 ,融资也比 较难 。 商业模式是储能产业发展的一大痛点 。 另外 ,我国电力市场开放程度还不够高 ,储能的价 20 大众 用电 2018/8 节能 减排 ● 栏 目 编 辑 / 肖 朝 晖 值收益无法体现 ,储能的买单机制尚未形成 ,严 重阻碍 了储能产业在电网建设与发展中的应用 。 目前电池储 能技术正逐步融入电力体系 , 很多储能项目是依靠峰 谷电价差来赚钱 ,投资回报周期长 ,风险较大 。 为快速 启动并推进湖南电网储能项目的发展 , 解决湖南电网 用电紧张问题 , 建议争取以下几方面政策支持电网电 池储能发展 。 4.1 参与电力需求响应收益 储能电站通过参与 电力需求响应而获得相应补贴 。 假设每天在高峰时段参与电力需求响应 1 次 , 以 缓解电 网负荷压力 , 那么以电池储能电站规模为 12 万 千瓦为 例 ,如果电力需求响应 10 元 /千 瓦 ·次 ,按迎峰度夏 、迎峰 度冬期间各执行 20 天 , 每 天执行 1 次电力需求响应计 算 , 每 年可获得电力需求响应收益 12 万 千瓦 40 天 1 次 10 元 /千 瓦 ·次 =4800 万 元 。 4.2 基于电价政策收益 目前国家尚未出台 储能电站充放电量的电价标准 , 假设电价政策能够落地实施 , 电池储能电站充放电量价 格参照相应电压等级的大工业用户电度电价执行 , 那么 峰谷电价差如果按照 0.65 元 /千 瓦时计算 , 放电深度为 85,电 池平均循环寿命为 4000 次 ,12 万 千瓦 /24 万 千瓦 时规模储能电站充放电价差收益则为 0.65240000 0.854000=5.3 亿 元 。 4.3 参与电力辅助服务市场收益 2016 年 6 月国家能源局发布的 关于促进电储能参 与 “三 北 ”地区电力辅助服务补偿 市 场 机 制试点工作的 通知 以 下简称 通知 提 到 “储能作为独立主体 ,充电 功率应在 10 兆 瓦及以上 、持续充电时间应在 4 小 时及以 上 ,即可参与辅助服务市场交易 。 ”此政策在电力辅助服 务市场中首次确认多类型 、 多主体储能电站的参与身份 以及 “按效果付费 ”的价格机制 ,并且提出电储能设施充 放电价格机制以及参与门槛 , 既对储能系统提出要求和 约束 ,也为其实现经济运行创造条件 。 目前 ,东北 、福建 、 甘肃 、新疆 、山西 、南方区域等省和 地区都出台辅助服务 市场相关文件 ,鼓励发电企业 、售电企业 、电力用户 、独立 辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅 助服务 ,有些省和地区还规定付费方法 。 2018 年 1 月 南 方区域电化学储能电 站并网运行管理及辅助服务管理实 施细则 试 行 发 布 ,指出 “为根据电力调度指令进入充电 状态的储能电站 ,按其提供充电调峰服务统计 ,对充电电 量进行 0.5 元 /千 瓦时的补偿 ”。 5 湖 南电网电池储能发展建议 (1)建 议充分发挥电网侧电池储能电站示范引导作 用 ,同时加强政策建议研究和技术宣传 ,以电网为枢纽 , 带动全省用户侧及电源侧电池储能协同发展 。 (2)建 议围绕电池储能应用关键问题开展深入系统 研究 ,从储能容量优化配置 、储能并网互动方式 、规模化 集群控制 、 储能运营服务及商 业模式等方面开展课题攻 关 ,为省内电池储能业务发展扫清技术障碍 。 (3)建议加强与政府沟通 ,在 电池储能投资成本纳入 输配电价 、 储能参与需求侧响应以及电力辅助服务市场 机制等方面争取政策支持 , 为储能电站投资提供明确的 收益渠道 ,降低投资风险 。 (4)建议加强政企研合作 ,结 合湖南省制造强省行动 方案 ,充分调动省内各方优势资源 ,促进电池储能应用技 术进步 ,推动电池储能产业全面发展 。 (5)建 议加强电池储能接入管理 ,尽早制定用户侧 、 发电侧储能系统并网或接入管理规定 , 尽快建立电网储 能运行监控及调度管理平台 ,保障电池储能有序接入 、科 学发展 。 6 结 束语 本文从电网电池储能选型 、 湖 南电网储能建设环境 和储能发展建议与政策需求三方面对储能技术在湖南电 网中的应用进行了相关介绍与分析 。 (1)电 池选型方面 。 鉴于安全因素 ,电网侧电池储能 适宜采用磷酸铁锂电池 ;鉴于成本和经济效益 ,用户侧电 池储能宜使用铅炭电池 ; 电源侧电池储能建议采用磷酸 铁锂电池 。 (2)储 能效益方面 。 目前湖南电网电池储能投资效益 主要体现在节约电厂或电网配套投资 、 社会效益以及示 范效益等方面 ,暂无实质性商业经济效益 。 ■ 储 能 电 站 智 能 总 控 舱 21
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