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    蔡绍宽 | 新型电力系统下的储能解决方案探讨

    | 超级管理员    阅读: 发稿时间:2022/5/13 14:33:00

    蔡绍宽 | 新型电力系统下的储能解决方案探讨

     《南方能源建设》 南方能源建设 2022-04-16 17:59
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     能源与动力工程学科  CN44-1715/TK  ISSN2095-8676

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      ✔ Non-profit   ✔ Peer Review   ✔ Global Open Access

     


    随着碳达峰碳中和的推进,新型电力系统将逐步形成。新型电力系统以风电和光伏发电为主要构成。由于风电及光伏发电具有波动性、随机性和间歇性,电力系统所必需的“实时平衡、稳定运行”将面临前所未有的难题。要想解决此难题,根本出路在于规模化、市场化的储能技术,即储能作为灵活调节电源将在新型电力系统中扮演重要角色。国家对储能行业的发展也愈来愈重视,密集出台了众多相关政策。

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    4月13日,国家发改委发表了评论“完善储能成本补偿机制,助力构建以新能源为主体的新型电力系统”,针对普遍关心的储能成本补偿、成本疏导机制问题作出说明,并明确表示:加强储能政策顶层设计,开展储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究。

    为响应国家政策,促进新型电力系统构建,助力双碳目标达成,《南方能源建设》编辑部诚邀广大专家学者发挥行业优势,为储能行业的健康可持续发展建言献策。编辑部近日就储能相关问题采访了中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长蔡绍宽先生,蔡会长对新型电力系统下的储能解决方案进行了探讨,具体内容如下。

     

    1 相关概念

                                                                              削峰

    传统电力系统中对负荷的管理措施之一,用管理和技术方法降低负荷曲线中的尖峰负荷时段(上午9时至12时、下午14时至17时)的电力电量水平。

    调控方式:拉闸限电;需求侧移峰填谷,即用自动控制技术,把一般情况下可能在系统高峰负荷时段用电的尖峰电力电量移走到其他时段使用。在新型电力系统中,光伏发电所占比重极大。由于光伏发电具有间歇性和出力不平衡性,必然会增加电源侧的削峰需求,即必须考虑将电源侧最高发电时段(上午10时至下午14时)的尖峰电力电量移走到其他时段或彻底移除。

                                                                              填谷

    传统电力系统中对负荷的管理措施之一,用管理和技术方法提高负荷曲线中的低谷时段(0时至5时)的电力电量水平。

    调控方式:电网侧负荷调度;用户侧自动控制技术措施调节用电时段(错峰填谷);峰谷电价激励约束。在新型电力系统中,新的电源构成使得电站群出力特性发生根本性的改变:具有强调节能力的火电(调节能力为机组容量的30%~50%)比例持续下降,完全没有调节能力的风电和光伏发电比例大幅上升。因此,电源侧的“削峰”、“填谷”需求极为重要且难以实现。

                                                                       需求侧管理

    对综合用电负荷特性曲线进行调整干预以改善负荷用电特性,实现节能降耗,解决用能总量过高问题。

                                                                       电源侧管理

    对综合发电特性曲线进行调度干预以改善各电源群的总体发电特性,可以配置储能,解决一般情况下的发电能力的时空转换问题。传统电力系统条件下,抽水蓄能的运行方式是抽水用电以填负荷“谷”,放水发电以补电源“峰”。在新型电力系统条件下,光伏、风电生产巨量的尖峰电力电量而自身又完全没有调节能力,因此电源也需要“削峰”,且唯一的削峰措施是储能。

                                                     发、输、变、配、供系统平衡管理

    在电力系统中需求侧管理、供给侧管理和电力系统最佳储能配置这三大措施并用。具体的方式方法有最优调度,储能站配置,电价调剂措施(峰谷电价、阶梯电价、特殊行业电价等)。

                                                                       技术支撑

    大数据、云平台、超级计算、5G以上通讯网络、智能电网、规模化储能等技术的发展有利于新型电力系统的构建。其中,规模化储能是最基础性的保障条件。

    2 储能形式

    天然储能形式

    以物理形态划分,大自然中天然存在的储能形式有太阳能、风能、水势能、波浪能、洋流能、潮汐能、温差能、地热能、核能、生物质能、煤、石油、天然气(含页岩气)共十三种,根据储能性质可以归纳为化学储能、物理储能、生物储能三种储能方式。

    人工储能形式

    从原理上看,任何储能形式都存在回避不开的四大问题:技术是否简易可行问题、转换效率产生的能耗问题、储能产业链的经济代价问题、环境影响问题。以下,将三次及以上人工储能形式的应用场景和价值(规模价值、经济价值)研究作为讨论的重点。

                                                                        化学储能

    常见的天然化学储能有煤、油、气等,它们作为一次能源被利用的主要方式是燃烧转变为热能。天然储能不是讨论的重点。此处我们着重讨论的是人工化学储能,包括化学电池储能、氢储能、液化二氧化碳储能等。

                                                                        物理储能

    常见的天然物理储能,如水能(含陆地水能、波浪能、洋流能、潮汐能)、风能、光能、热能(含地热能)、核能、温差能等,都是一次能源,不是文章讨论的重点。本文着重讨论它们被人工利用的方式,主要是转化为机械能然后再利用。人工物理储能主要有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。从规模化应用的角度分析,只有抽水蓄能具研究价值。

                                                                        电磁储能

    电磁储能主要是靠建立磁场或者电场存储电能,主要储能形式有超导磁储能、超级电容储能。由于难以规模化,不将其作为讨论的重点。

                                                                        生物储能

    常见的生物储能有树木、草、秸秆、动物能等。生物储能的利用主要是燃烧释放能量。从环境保护的角度来看,将来唯一能长期存续的生物能源是垃圾发电,但是垃圾发电厂的主要作用是垃圾处理,用能仅仅是其副产品。因此,不将生物储能纳入讨论范围。

    综上所述,有研究价值的储能形式主要是人工化学储能和人工机械储能,即化学电池储能、氢储能、液化二氧化能碳储能、抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。其中,兼具“技术可行性、经济可市场化、前景可规模化”的只有抽水蓄能、化学储能、氢储能三种人工储能形式。

    3 转换效率和市场可行性比较

    新型电力系统下储能系统的主要应用场景为:

    (1)与分布式电源配合形成发、储一体化的离网独立供电;

    (2)储能电站(独立储能电站、源网储、源网荷储系统);

    (3)电动汽车(充电站、换电站);

    (4)通讯;

    (5)UPS不间断电源;

    (6)微电网;

       ……

    化学电池储能

    为了方便研究,以化学电池推动电动汽车为代表的使用路线作为研究的应用场景。

    1)原理

    电化学储能主要是通过氧化还原化学反应进行能量的存储和释放。其转换与使用路线为:

    电能——化学能(充电)——电能(放电)——机械能。

    2) 能源转换效率

    电能——化学能(充电效率90%)——放电转换为机械能(效率90%),综合转换效率:90%×90%=81%。注:忽略终端用户用能损耗。

    3)成本

    综合成本=用电成本(购电电价/0.81)+投资成本+运维成本=1.23倍购电电价+(电池购入成本+充电设施成本)+运维成本。

    4)耗能

    消耗能源=100%-81%=19%。

    氢储能

    因为研究目标为电力系统储能,且需各生产环节均为零碳,故以零碳电能电解水制绿氢及氢燃料电池最后驱动汽车的技术路线为研究应用场景。

    对电力系统来说,电网供电——制绿氢——燃料电池加注氢——氢能汽车四个环节将形成一个氢能应用的产业链系统,一旦成熟化,可以预见将来存在一个巨大的新型电力负荷,如果这个负荷可以在电力系统负荷特性曲线中起到“填(负荷)谷”、“补(电源)峰”的作用,即储能作用,对于解决新型电力系统实时平衡问题是很大的福音。这样一来,无论是作为电力系统的储能站还是作为交通工具的动力系统,氢燃料电池都与化学电池储能作用相同,其比较指标可以限定在“能量转换效率”和“经济性”两个方面。

    1)原理

    技术路线:绿色电能——氢(化学能)——电能(发电)——机械能(氢能汽车)。

    2)能源转换效率

    第一环节,电能——氢化学能(制氢能量转换效率50%~55%,预测技术进步最终可能能达到70%~80%);

    第二环节,氢化学能——发电(燃料电池转换效率50%);

    第三环节,氢电能——机械能(转换效率90%);

    综合转换效率:55%(或80%)× 50% × 90% = 24.75%(或36%)。

    3)成本

    总成本=购电成本+制氢成本+燃料电池成本+氢储运成本+加氢设施成本+运维成本=购电成本/24.75%(或36%)+制氢成本+燃料电池成本+氢储运成本+加氢设施成本+运维成本=4.04(或2.78)倍购电成本+制氢成本+燃料电池成本+氢储运成本+加氢设施成本+运维成本 >4.04(或2.78)倍购电成本。

    4)耗能

    自身(电——氢——电转换环节)消耗能源=100%-24.75%(或36%)=75.25%(或64%),其中,忽略了产业各环节的运维耗能(电),但在业务体系中这部分不可忽略。

    抽水蓄能

    1)原理

    电能——水势能(抽水)——电能。

    2)综合转换效率为75%。

    3)成本=购电成本/75%+运维成本=1.33倍购电成本+产业成本+运维成本。

    4)耗能

    自身消耗能源:25%。比常规水电站厂用电略低,即产业车间耗能很低,几乎可以忽略不计。

    综合比较

    为了简化表达,化学电池储能简化为“化学储能”,抽水蓄能简化为“抽蓄”,氢储能简化为“氢储”。

                                                           转换效率带来的价格差异

    以购电价格倍比关系表述价格比较关系:

    转换效率:化学储能(81%)>抽蓄(75%)>氢储24.75%或36%)。

    成本:化学储能(1.23倍购电价)<抽蓄(1.33倍购电价)<氢储(4.04或2.78倍购电价

    能耗比较:化学储能能耗(19%)<抽蓄能耗(25%)<氢储能耗(75.25%或64%)。

                                                 购电电价差带来的价格差距进一步拉大

    化学储能和抽水蓄能都是以间断性用电储能,即削峰填谷方式用电,可以确保用电力系统的峰谷电价中的最低时段电价。由于技术原因(电解水制绿氢必须连续生产,且利用小时要求较高)和经济原因(氢生产规模需要达到盈亏点平衡规模以上),氢能必须连续生产。

    以中国某区域的负荷高峰时段电价0.50元/kW·h和低谷负荷时段电价0.25元/kW·h作为化学储能和抽水蓄能购买的储能电价计算电价水平,以该地区平价电价0.40元/kW·h作为制氢储能购买的储能电价计算电价水平,结果如下。

    化学储能:

    购电电费=1.23×0.25元/kW·h=0.3075元/kWh。

    抽蓄:

    购电电费=1.33×0.25元/kW·h=0.3325元/kW·h。

    氢储 :

    购电电费=4.04(或2.78)×0.40元/kW·h=1.616(或1.112)元/kW·h

                                                                  产业链成本比较

    抽水蓄能电站:

    一般单位千瓦投资在5000元/kW·h左右,抽水利用小时在1200~1300小时,发电利用小时在850~950小时。

    化学储能电站:

    由于其运行的极端灵活性,在具有超大量的光伏发电电源的新型电力系统中,可以安排其充电状态的工作位置在每天10时至14时(削光伏尖峰发电负荷)、0时至4时(填用电负荷低谷),发(放)电根据系统平衡调度需要安排在其他时段。充电时间按日历时间三分之一且平均满负荷率为60%计,则年充电利用小时为8760×1/3×60%=1725小时,发电利用小时应为充电利用小时的81%,即1725×81%=1397小时。

    化学储能换电站:

    换电站与化学储能电站的相同点是充电时段充电状态的工作位置在每天10时至14时(削光伏尖峰发电负荷)、0时至4时(填用电负荷低谷),在系统中作为负荷起“削峰填谷”效用,不同点是换电站具有单向负荷的特点而不作为电源。虽然没有储能电站双向调节对系统的贡献大,但其具有点多、面广、前景规模巨大的优势,且对排碳能源的特殊替代作用,并有运作模式简单、盈利模式清晰、供能成本适中的巨大优势,必将是未来储能系统的主力军。

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    :1. 因为制氢不能间断性生产,所以不可能全部使用削峰填谷电力电量,故制氢电价只能获得中等电价;
             2. 氢储能使用不具有重复使用特性,使用消耗性释放,生产、储运、加注三大环节成本完全重复产生,所以产业链居高。

    4 关于储能需求规模及资源满足率问题

    根据相关预测,到2060年,我国总装机规模将达到90亿千瓦左右,若按20%配置储能规模,还需要储能容量本身的耗能需求,按平均耗能25%考虑,大约需要供能总装机95亿千瓦,需要储能容量总需求近20亿千瓦。

    我国现在已有10多万座加油站,到2060年应该不少于20万座。如果每一座加油站都置换成换电站,计及每天充电时间只有8小时,电池数量和充电容量都需按照需要容量的三倍考虑,如果平均一个换电站负荷容量须按1万千瓦设置,总数就可以达到20亿千瓦。此外,还可以根据需要任意分布布置;我国抽水蓄能资源大约10亿千瓦;集中式储能站可布设规模巨大,应该可以达到5亿千瓦以上。可见,我国的储能资源量是能够满足对电力系统调节能力需求的。

    5 风光冗余装机

    所有措施都应该以不提高终端用户电价为约束条件。除采用储能措施改变发、用电的时空关系外,还可以利用风电、光伏发电的价格竞争力,超过电力电量平衡电源总量需求多装机,形成超需求的“冗余装机”。由于有了装机冗余,在系统电源调度运行时,就可以移除部分尖峰电力电量,改善发电站群系统的出力特性,这也是解决新型电力系统“实时平衡、稳定运行”难题的有效主力措施之一。

    6 结论

    从当前技术水平来看,兼具“技术可行性、经济可市场化、前景可规模化”的只有抽水蓄能、化学储能、氢储能三种储能形式,真正能够广泛应用的是化学电池储能、抽水蓄能两种储能形式和抽水蓄能电站、化学电池储能电站、换电站三种应用场景。面对“实时平衡、稳定运行”中供需实时平衡的问题,应该以抽水蓄能电站、化学储能电站、换电站、风光冗余装机四方面组合的解决方案为主,其他储能和调节措施为辅

    发表于广东
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