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风、光+储能=未来大比例可再生能源稳定灵活接入电网系统

作者:027dns     阅览次数:803      发布时间:2020-05-28     [返回上一页]

  新能源装机到2035年将超过煤电成为全国第一大电源。我国新能源发展与负荷呈逆向分布,增加了电网调节难度,未来电力系统必将结合储能系统应用。

  日前,国家能源局印发《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》,文件指出,优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源,大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用,结合储能、氢能等新技术,提升可再生能源在区域能源供应中的比重。在电源侧研究水电扩机改造、抽水蓄能等储能设施建设、火电灵活性改造等措施,提升系统调峰能力。

  储能重要性再一次被强调。

  近期,可再生能源+储能屡被提及,甚至成为硬性规定,那么储能是否成为刚需,其又应有着怎样的发展和前景?近日,国家电网公司调度中心副总工程师裴哲义针对“储能需求与规划”这一主题做了深刻剖析。

  一、新能源与电化学储能并网的基本情况

  1. 新能源并网情况

  新能源装机从2011-2019年期间始终保持快速增长的态势。仅以国家电网经营区为例,经世纪储能网了解,新能源 2019年新增装机4745万千瓦,占新增总装机的约55.1%,累计装机达3.46亿千瓦,同比增长15.9%;新能源在总装机中的占比约22.3%。

  国家电网公司调度中心副总工程师裴哲义表示:经过多年的发展,可再生能源已然有了实质性的变化。目前,在冀北、甘肃、青海等三个省级电网中,新能源成为第一大电源,在山西、山东、蒙东等18个省级电网中,新能源成为第二大电源,对电网安全稳定的影响日益突出。

  2.电化学储能系统应用情况

  相关数据显示,截至2019年底,国网经营范围区已投运的电化学储能项目累计装机规模为57.6万千瓦。其中,电网侧储能快速发展,装机容量达33万千瓦,成为促进储能发展的重要力量。

  对于电化学储能在各环节的应用分布,裴哲义介绍:目前,青海、新疆主要应用为电源侧可再生能源消纳;西藏及东部岛屿主要应用为电网侧构建微电网解决供电问题;江苏、河南、了解主要应用为电网侧辅助服务;山西、广东、河北主要应用为电源侧火电联合调频;沿海经济发达地区主要应用为负荷侧削峰填谷/需量相应;甘肃则正在推动多环节应用。

  且裴哲义表示,现有电化学储能商业模式如下所示:

  用户侧――峰谷差套利,光储一体化增加效益;

  电源侧――与火电一起参与辅助服务,与新能源电站一起增加发电量;

  电网侧――租赁;

  独立第三方――容量电价和综合。

  二、新能源接入电网弊端

  1.新能源发展规模

  有关测算显示,新能源装机到2035年将超过煤电成为全国第一大电源。彼时,风、光新能源装机将达到13.5亿千瓦,占总装机比例由2017年的17%提高至37%;其发电量达到2.4万亿千瓦,占总发电量比例由7%提高至20%。到2050年,新能源装机将达到25.5亿千瓦,占比达52%;发电量达4.9万亿千瓦时,占比达34%。

  通过图表可以看出,煤电与新能源的发展比例呈现剪刀差趋势,于此可以判断,发电量的占比将在2050年出现反转。

  2.新能源发展与负荷呈逆向分布,新能源增加了电网调节难度

  据资料显示,我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源,全国70%的负荷集中在中、东部地区,由于我国此种清洁能源资源与用电负荷呈逆向分布的特点,所以必须借助大电网,构建大市场,从而在全国范围内消纳新能源。但这样一来,电力的长远输送则成为一个问题。

  新能源高比例接入电网后,常规电源不仅要跟随负荷电网,还要平衡新能源的出力波动,那么电网负荷变化规律性强,用电高峰低谷明显,风电出力呈现随机性波动性,预测难度大,大规模接入后极大增加了电网平衡困难。

  在2035年,当风、光装机规模分别达到7亿、6.5亿千瓦时,全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦,大大超出电源调节能力,此时,电网迫切需要重新构建调峰体系,以应对新能源5.3亿千瓦日功率波动的调节能力。

  3.降低了系统的抗干扰能力

  对于送端系统,风电大出力时,系统频率调节能力显著下降。裴哲义以西北为例进行说明,在6800万千瓦负荷水平下,损失350万的千瓦功率来看,若网内无风电,频率下跌0.65Hz;若风电出力1200万千瓦,频率下跌0.95Hz,比无风电时增加0.3Hz。那么未来西北风电规模达到1亿千瓦时,系统调频能力将进一步恶化。

  基于以上情形,未来电力系统必将结合储能系统应用。

  三、储能在电网市场应用

  针对上述问题,裴哲义对于储能系统在电网中的实际应用做详细解析:

  1.电源侧储能应用

  改善新能源涉网特性。储能系统可有效平滑新能源场站出力波动,降低新能源随机性和波动性对电网的运行影响,可以显著提升跟踪计划的能力。另,储能系统还可改善新能源场站无功调节能力,平抑并网点电压波动,以提升局部电网电压稳定性。

  储能可提升火电机组调频性能。储能跟踪调频指令具有响应速度快、爬坡速率高等有点,配合火电机组共同跟踪电网调频指定,可有效分担火电机组调频压力,提高发电单元整体调节能力。

  储能可作为黑启动电源。对于容量较小的常规机组,配置一定容量储能并辅以合理配套设施,可直接将其转变为具有自启能力的发电机组,成为合格的黑启动电源点。

  2.电网侧储能应用

  参与电网调峰。储能可以根据电网负荷特性,灵活进行充放电双向调节,具备2倍于自身容量的调峰能力,可作为解决三北地区调峰和新能源消纳矛盾的重要手段;另外,由于其布置灵活,储能也可用于解决东中部局部地区用电高峰供电紧张问题,降低负荷峰值。美国国家可再生能源实验室研究发现,部署50GW4小时储能可以满足美国的峰值容量。

  提供快速调节资源。研究表明,利用储能提供快速调节资源,参与AGC等辅助服务,实现新能源的负荷跟踪/爬坡控制等多种功能,可以解决新能源出力随机性、间歇性问题,提供新能源高比例装机地区缺乏的短时调节资源,以提升新能源高渗透率下的电网稳定性。

  优化潮流分布和缓解通道阻塞。通过储能运行状态切换,可以有效优化输电通道潮流分布。通过快速精准调节储能状态,缓解断面潮流越限和输电通道阻塞。

  增加电网精准调控手段。以分布式形式接入电网不同节点的储能系统(如江苏和河南电网侧储能系统分别从8个和16个节点接入电网),通过多模式协调控制,既可整体对电网调节进行辅助优化,也可单点对局部电网进行调节支援,实现对电网运行的精准优化控制。

  提供事故备用。在自然灾害特别是用电高峰期突发电源或电网紧急事故时,由于储能本身的能量储备,可进行紧急功率支援和应急响应,提升电网安全性和稳定性。纽约大停电后,爱迪生公司开始规划310MW/1.21GWh电网侧储能项目。

  3.用户侧储能应用

  有助于减小电网峰谷差。利用价格激励措施,发挥用户侧储能的削峰填谷、需求响应作用,客观上有利于降低电网峰谷差,提高电网灵活调节能力,缓解供需紧张、调峰能力不足等问题。

  有助于提高供电可靠性。配电网故障情况下,通过分布式新能源和储能联合运行,可为终端用户短时提供电力供应,保障重要负荷不间断供电,从而有效降低电网故障停电影响,提高供电可靠性。

  有助于提高负荷预测精度。通过推广“分布式光伏+储能”技术,开展分布式光伏与储能相结合的高精度发电功率预测试点,优化光储联合运行控制,提高地区发电功率及负荷预测水平。

  四、对于电化学储能实际应用的建议

  加快电化学储能并网标准制修订工作

  严格落实《电化学储能系统接入电网技术规定》等技术标准。针对储能系统分散接入、集中控制的运行特点,制定多层级、多目标,兼顾整体运行效率及局部调节需求的控制策略。

  认真总结已投运电化学储能电站运行经验,加快制定电化学调度运行相关标准制修定工作。

  高度重视电化学储的安全问题

  深入开展电池系统火灾蔓延的影响规律研究;

  建立电池热失控预警模型,制定电池系统安全防护体系和防护装置联动控制策略;

  开发具有清洁高效的电池安全防护装置,有效抑制电池热失控扩散及火灾蔓延。

  在此基础上加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准。

  深入研究并网运行管理有关问题

  及时总结现有储能电站并网运行经验,包括电源侧、电网侧和用户侧储能系统,针对出现的电池模块缺陷、BMS缺陷、 充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性差等问题,提出改进措施。

  探索完善储能运行商业模式

  深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式,通过建立市场机制,创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易,不断探索和完善储能商业模式,使电化学储能健康有序发展。

  来源:阳光工匠光伏网





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