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中国绿发曾需要:电源侧电池储能电站建设运行的经验与启示

作者:mg娱乐手机版网新闻中心 来源:mg娱乐手机版网 发布时间:2021-07-14 浏览:
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mg娱乐手机版网讯:7月9-10日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会、国网江苏省电力公司电力科学研究院、国网四川综合能源服务有限公司、国网浙江综合能源服务有限公司、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司、中国科学院电工研究所储能技术组等单位共同主办的“第五届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在江苏南通文峰酒店召开。

在本次会议上,中国绿发集团青海广恒新能源有限公司副总经理曾需要分享了主题报告《电源侧电池储能电站建设运行的经验与启示》。现在,小编经过授权,将演讲内容整理如下:

曾需要:大家好!中国绿发就是原来的鲁能集团,青海新能源公司海西多能互补是第一批多能互补示范项目,这个项目由几个部分组成:20万千瓦光伏、40万千瓦的风电、5万千瓦的光热和5万千瓦的电化学储能,光热是12个小时的储热时长,可以24小时连续发电,储能是5万千瓦/10万千瓦时。

光伏发电和风力发电属于新能源发电,因为光伏一般是白天发电、晚上不能发电,阴天会影响但还是会发电的,风力发电受到风速的影响,风速达到2.5米每秒时风机能够并网但发不出电来,到18米每秒的时候风机就切除了。新能源发电有随机性和间隙性,所以说配置了光热的储热以及电化学储能之后,可以平缓波动,改变新能源的输电质量。

我们工程的策划主要是风电、光伏、光热、储能、储热和调度以及负荷,多中能源相互补充,实现了弃电小于5%,对外输电通道小于发电容量40%的目标;对外输电通道小于发电容量的40%,一个是电化学储能,二是光热和储热,光热在光伏发电高峰期,把热储在里面,在电网低谷的时候放进来电,电化学储能也一样。输电通道小于发电容量的40%这个目标该如何实现?刚才讲到这两个调节电源之外,主要还是负荷的大小。

电化学储能的工程应用,一个是平滑出力,看右图,有削峰填谷的作用,在发电出力高峰的时候向蓄电池里充电,在用电高峰的时候给放出来,给用户提供电力。

储能的容量优化,我们经过计算,储能时长的增加储能的成本也在增加,弃电量是减小的,储能时长增加到3至5小时成本费在大幅度增加。根据应用场景,储能分为电源侧、电网侧、负荷侧,储能的收益来源是不一样的。我们的储能是在电源侧,在电源侧主要是减少弃风和弃光的电量,这种方式是给自己用的。当初容量规划是按照5万千瓦,储存2小时进行优化,它的运行模式是光伏风电、光热和储能几种组合模式,这个就不详细介绍了。储能控制技术横坐标以下是表示储能充电,横坐标以上是表示储能的放电,从这个图像可以看出来储能电站的调节速度比较快,精度比较高,适合做电网AGC控制,尤其适合做电网的一次调频,所以说火电厂如果调节性能差的话配这个储能,能够减少两个细则的考核。

储能的商业模式目前采用的是共享储能,由青海电网调度,参加AVC和AGC的控制,AVC要起到多能互补各中电源的协调控制作用,原来是由调度直接下发到储能电站的,考虑协调控制后,把多能互补各电站电压情况分析计算后,再下发到储能电站,保证各电站电压调节一致性。储能电站能够承担电网的AVC,它的控制精度和有功控制是一样的。但在AVC控制的过程中,是有有功损耗的。由第一张图变成了第二张图的时候就少了中间的控制系统,也就是多能互补各电站的统一调度系统,根据我们站的电压情况进行控制,这样避免了储能发无功,其他厂站吸收无功的情况出现,这样控制精准性会更高。

储能的商业模式原来电源侧是自己用的,它是装在电源侧,但2019年6月份移到了电网侧由电网统一调度,叫共享储能,共享储能就由电网调度。2019年的发电量是1212万度也就是说前半年是我们自己调度的,后半年是电网调度的,自己调度主要是控制弃风弃光电量。

从2020年来看,放电电量明显在增加,到2021年电量有可能比2021年还要高,这样使共享储能提高了运行效率,而且对电网放电是有电价支撑的。

多能互补电站的优势,一个是风、光、热、储进行配合,接受调度,实现虚拟同步,减少弃风弃光电量,从而促进可再生能源的消纳。多能互补储能系统具有多种运用模式,包括虚拟同步控制和承担电网的一次调频和二次调频。

储能的作用,一个是削峰填谷,二是虚拟同步,三是准确控制性,四是响应电网的指令和控制负荷,就是说光伏和风电预测不准确的时候,储能可以补上去,平滑风、光功率输出功能、跟踪计划发电功能、参与系统调频功能等等。

储能电站的结算模式,以青海电力辅助服务市场为例,储能电站交易纳入电力系统的辅助服务范畴,与储能放电电量结算为依据,有竞价交易、电网调用两种结算模式。电网调用是按照0.7元每千万时计算的,电价是由发电方和储能方按比例支付电费结算,由电网算好了电价。竞价交易就是储能电站申报电价,出清后按照申报电价执行。

储能存在的一些问题。一个是辅助服务调峰的价格还是比较低的,目前根据新发布的辅助服务市场运营规则要求,储能电价由0.7元降到0.5元,收益我们测算需要0.839元每千瓦时才能保障电站的正常运营。

储能电站损失电量,没有计到光伏的发电量里面。前面的专家讲过,在电网侧储能电站的充电是不算电量的,充多少都没有事,但电源侧存在这个问题,右边图上部,是330kV上出线上网电量的结算点,储能电在图的最下方,是和光伏接到一起,这个地方也有表,充进去的电和放出去的电都能算出来,但是损耗的电量没有经过330kV计量表的计量,所以损耗电量计不到里面去。目前充电效率81.98%,充放电次数越多效率是越高的,目前一充一放基本能保证82%左右的效率,如果两充两放可以达到90%。充进去10万度电,放出来8万度电,因为充的是光伏的发电量,所以说这部分把光伏的电量少算了2万度,目前和青海调度进行沟通,把这部分电补加进去。

还有控制仓里面温度比较高。储能电站的厂用电率比较高,刚才讲了和充放电有一个固定损耗,尤其是箱变的损耗,还有电池仓里面的两台空调的损耗,一天如果两充两放效率可以提高,一天一充一放效率就比较低,如果几天一充一放效率就更低了。

PCS夏天运行的时候温度比较高,建议PCS以后采用水冷的方式。储能电池参与AVC控制的时候存在电量损耗,我们发无功的时候电网是不结算无功,但是有有功的损耗。

以后我们主要在青海发展清洁能源,包括抽水蓄能、电化学储能、超级电容储能,氢能转换,推动新能源事业的发展。

我的汇报就到这里,谢谢大家。

关键字:电源侧 储能电站

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