鉅大鋰電 | 點擊量:0次 | 2021年10月08日
我國綠發曾要:電源側電池儲能電站建設運行的相關經驗與啟示
我國儲能網訊:七月9-十日,由我國化學與物理電源行業協會儲能應用分會聯合江蘇省電機工程學會、國網江蘇省電力公司電力科學研究院、國網四川綜合能源服務有限公司、國網浙江綜合能源服務有限公司、我國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司、我國科學院電工研究所儲能技術組等單位共同主辦的“第五屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在江蘇南通文峰酒店召開。
在本次會議上,我國綠發集團青海廣恒新能源有限公司副總經理曾要分享了主題報告《電源側電池儲能電站建設運行的相關相關經驗與啟示》。現在,小編經過授權,將演講內容整理如下:
曾要:大家好!我國綠發就是原來的魯能集團,青海新能源公司海西多能互補是第一批多能互補示范項目,這個項目由幾個部分組成:20萬千瓦光伏、40萬千瓦的風電、5萬千瓦的光熱和5萬千瓦的電化學儲能,光熱是12個小時的儲熱時長,可以24小時持續發電,儲能是5萬千瓦/10萬千瓦時。
光伏發電和風力發電屬于新能源發電,因為光伏一般是白天發電、晚上不能發電,陰天會影響但還是會發電的,風力發電受到風速的影響,風速達到2.5米每秒時風機能夠并網但發不出電來,到18米每秒的時候風機就切除了。新能源發電有隨機性和間隙性,所以說配置了光熱的儲熱以及電化學儲能之后,可以平緩波動,改變新能源的輸電質量。
我們工程的策劃重要是風電、光伏、光熱、儲能、儲熱和調度以及負荷,多中能源相互補充,實現了棄電小于5%,對外輸電通道小于發電容量40%的目標;對外輸電通道小于發電容量的40%,一個是電化學儲能,二是光熱和儲熱,光熱在光伏發電高峰期,把熱儲在里面,在電網低谷的時候放進來電,電化學儲能也相同。輸電通道小于發電容量的40%這個目標該如何實現?剛才講到這兩個調節電源之外,重要還是負荷的大小。
電化學儲能的工程應用,一個是平滑出力,看右圖,有削峰填谷的用途,在發電出力高峰的時候向蓄電池里充電,在用電高峰的時候給放出來,給用戶供應電力。
儲能的容量優化,我們經過計算,儲能時長的新增儲能的成本也在新增,棄電量是減小的,儲能時長新增到3至5小時成本費在大幅度新增。根據應用場景,儲能分為電源側、電網側、負荷側,儲能的收益來源是不相同的。我們的儲能是在電源側,在電源側重要是減少棄風和棄光的電量,這種方式是給自己用的。當初容量規劃是按照5萬千瓦,儲存2小時進行優化,它的運行模式是光伏風電、光熱和儲能幾種組合模式,這個就不詳細介紹了。儲能控制技術橫坐標以下是表示儲能充電,橫坐標以上是表示儲能的放電,從這個圖像可以看出來儲能電站的調節速度比較快,精度比較高,適合做電網AGC控制,尤其適合做電網的一次調頻,所以說火電廠假如調節性能差的話配這個儲能,能夠減少兩個細則的考核。
儲能的商業模式目前采用的是共享儲能,由青海電網調度,參加AVC和AGC的控制,AVC要起到多能互補各中電源的協調控制用途,原來是由調度直接下發到儲能電站的,考慮協調控制后,把多能互補各電站電壓情況分析計算后,再下發到儲能電站,保證各電站電壓調節一致性。儲能電站能夠承擔電網的AVC,它的控制精度和有功控制是相同的。但在AVC控制的過程中,是有有功損耗的。由第一張圖變成了第二張圖的時候就少了中間的控制系統,也就是多能互補各電站的統一調度系統,根據我們站的電壓情況進行控制,這樣防止了儲能發無功,其他廠站吸收無功的情況出現,這樣控制精準性會更高。
儲能的商業模式原來電源側是自己用的,它是裝在電源側,但2019年六月份移到了電網側由電網統一調度,叫共享儲能,共享儲能就由電網調度。2019年的發電量是1212萬度也就是說前半年是我們自己調度的,后半年是電網調度的,自己調度重要是控制棄風棄光電量。
從2020年來看,放電電量明顯在新增,到2021年電量有可能比2021年還要高,這樣使共享儲能提高了運行效率,而且對電網放電是有電價支撐的。
多能互補電站的優勢,一個是風、光、熱、儲進行配合,接受調度,實現虛擬同步,減少棄風棄光電量,從而促進可再生能源的消納。多能互補儲能系統具有多種運用模式,包括虛擬同步控制和承擔電網的一次調頻和二次調頻。
儲能的用途,一個是削峰填谷,二是虛擬同步,三是準確控制性,四是響應電網的指令和控制負荷,就是說光伏和風電預測不準確的時候,儲能可以補上去,平滑風、光功率輸出功能、跟蹤計劃發電功能、參與系統調頻功能等等。
儲能電站的結算模式,以青海電力輔助服務市場為例,儲能電站交易納入電力系統的輔助服務范疇,與儲能放電電量結算為依據,有競價交易、電網調用兩種結算模式。電網調用是按照0.7元每千萬時計算的,電價是由發電方和儲能方按比例支付電費結算,由電網算好了電價。競價交易就是儲能電站申報電價,出清后按照申報電價執行。
儲能存在的一些問題。一個是輔助服務調峰的價格還是比較低的,目前根據新公布的輔助服務市場運營規則要求,儲能電價由0.7元降到0.5元,收益我們測算要0.839元每千瓦時才能保障電站的正常運營。
儲能電站損失電量,沒有計到光伏的發電量里面。前面的專家講過,在電網側儲能電站的充電是不算電量的,充多少都沒有事,但電源側存在這個問題,右邊圖上部,是330kV上出線上網電量的結算點,儲能電在圖的最下方,是和光伏接到一起,這個地方也有表,充進去的電和放出去的電都能算出來,但是損耗的電量沒有經過330kV計量表的計量,所以損耗電量計不到里面去。目前充電效率81.98%,充放電次數越多效率是越高的,目前一充一放基本能保證82%左右的效率,假如兩充兩放可以達到90%。充進去10萬度電,放出來8萬度電,因為充的是光伏的發電量,所以說這部分把光伏的電量少算了2萬度,目前和青海調度進行溝通,把這部分電補加進去。
還有控制倉里面溫度比較高。儲能電站的廠用電率比較高,剛才講了和充放電有一個固定損耗,尤其是箱變的損耗,還有電池倉里面的兩臺空調的損耗,一天假如兩充兩放效率可以提高,一天一充一放效率就比較低,假如幾天一充一放效率就更低了。
PCS夏天運行的時候溫度比較高,建議PCS以后采用水冷的方式。儲能電池參與AVC控制的時候存在電量損耗,我們發無功的時候電網是不結算無功,但是有有功的損耗。
以后我們重要在青海發展清潔能源,包括抽水蓄能、電化學儲能、超級電容儲能,氫能轉換,推動新能源事業的發展。
我的匯報就到這里,謝謝大家。
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