高志远:储能在风光发电系统中的应用探讨

发布时间:2019-08-22 18:07    浏览次数:

中国储能网讯:8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中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。来自政府主管部门、能源监管部门、行业专家、设计院、新能源发电业主单位、电力公司、系统集成商、项目承包商、投融资机构等单位的260余位嘉宾出席了本次研讨会。

主办方邀请到科华恒盛股份有限公司新能源事业部高级技术经理高志远就“储能在风光发电系统中的应用探讨”做主题报告,以下为其报告主要内容。

高志远

各位领导、专家,行业朋友们,首先感谢协会给与的平台和机会与大家分享一些储能的应用。前边演讲的几位专家从储能政策解读、系统方案设计等角度,对储能进行了相关的介绍。科华恒盛是综合能源解决方案的提供商,我今天主要从集成应用的角度与大家探讨储能在风电、光伏发电系统中的一些应用。今天的汇报主要从以下四个方面进行:

一、储能应用概况。我们先来看一下储能在整个电力系统中各个环节所起到的不同作用。在源侧,也就是发电侧,储能的应用主要是与光伏电站、风电场和火电厂的联合应用。1是与火电联合调频,主要集中在山西、内蒙和广东等地区,收益和应来自“两个细则”的解读;2是风储、光储应用,主要收益来自“弃电”,随着“两个细则”的对新能源场站的考核要求提高,新能源场站储能应用正逐步解决“弃风弃光”驱动到“考核驱动”,尤其是“三北地区”;3是大型微电网和多能互补项目,储能可以提供电网支撑,平衡负荷等功能。在电网侧,储能可以起到调频调峰、黑启动的作用,主要以各省综合能源公司主导,随着大规模储能建设暂缓,但是值得关注的是“泛在电力物联网”建设中,“多站融合”中的储能站,这应该是新的储能应用形式。在用户侧,储能可以解决扩容、应急供电等,目前储能的收益主要来自于峰谷电价套利,减少电网扩容费、变压器容改需等。

会议现场

今天会议的主题是发电侧的储能。近期发改委、能源局、电网公司等部门相继出台了一系列与储能相关的政策,促进储能应用发展,如新疆刚公布的一批光储项目,还有鼓励储能参与电力辅助服务市场的相关政策。其中,几个地区新的“两个细则”的出台,对可再生能源发电,尤其是光伏、风电的瞬时功率准确率和功率波动率考核加强,为储能的应用带来了新的契机。

随着可再生能源在能源结构中比重不断提高,截至2018年底,全国风电、光伏装机3.6亿千瓦,占比接近20%。根据我国《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》,非化石能源比重提至50%以上,光伏和风电占比会继续增加,对大电网造成的频率和电压波动会引起电网的稳定。从国家能源局7月份召开的全国能源形势发布会上的数据来看,新能源装机持续增多,截至2019年上半年,全国风电累计装机1.93亿千瓦,其中“三北”地区累计占65%;光伏新增装机1140万千瓦,新增装机“三北”地区占61%。同时,可喜的是2019年上半年,全国风电平均弃风率同比下降4.0%,光伏弃光率同比下降1.2%。

但是,依然严峻的是,2019年上半年,弃电限电依然,其中最严重的新疆弃风率17.0%,弃光率11%。

以新能源装机渗透率达到100%的西北地区为例,“两个细则”对风光考核加强,从西北能监局发布的数据来看,2019年4月份青海、宁夏、新疆的大部分光伏电站考核补偿结果中,兑现奖金为负的,最多是单月80多万。如何在解决弃电回收的同时降低考核费用甚至变负为正,这其中储能作用显得更加凸显。粗略估算,假定到2020年,仅考虑大型光伏电站(105GW)、风电(210GW)累计装机容量,合计配备10%储能,储能需求的市场规模达上千亿元,仅从可再生能源发电的市场来看储能空间广阔。

二、风光发电储能应用解决方案

我们在座的各位都知道,随着平价上网的推进,光伏和风电电站规模大型化。光伏发电相对比较好预测,白天发电,类似抛物线,但是风电的波动就非常大,而且是24小时不间断发电,储能的配置相对复杂。在发电单元配置储能,通过储能来解决弃风弃光的利用,平滑功率输出、跟踪计划曲线来降低考核分,可以很好的可以解决光伏和风电发电特性带来的不稳定问题。

首先来看一下光伏储能方案。第一种方案是交流母线,通过在光伏电站独立上一套储能系统,这个方案的优势在调度灵活,快速响应电网指令,也可以更好的参与电网辅助服务市场,但是涉及到高压接入,对旧电站要对原间隔改造,适用于大型储能和新建项目。

另外一种是光伏直流母线方案,我们知道光伏组件出来的电是直流电,相比交流方案,可以将光伏发的电直接存到储能电池里面,不需要逆变和变压设备,效率比较高,降低高压接入设备投入成本。直流方案也存在三种设计模式:第一种是在光伏逆变器的直线母线侧上加装DC-DC,原逆变器工作在 MPPT模式 ,新增额DC/DC为恒功率模式模式,该方案特点是有效解决弃光问题,减少电池放电次数,适用于原有电站改造,解决组件超配问题;第二种是逆变器工作在恒功率模式,新增DC/DC设备为 MPPT模式,由于交流输出功率恒定,可以很好的平滑输出功率,但是控制相对复杂,适用于新建电站;第三种是逆变器为恒功率模式,光伏组件通过DC/DC接入逆变器直流侧,DC-DC为MPPT模式,电池直接挂在逆变器母线上。该方案特点是控制简单,但电池系统管理相对复杂,对母线影响大。这三种方案各有特点,可解决不同的主要矛盾。

下边讲一下风电储能方案。首先是集中交流母线,类似于光伏电站,在风电站独立配置一个储能电站,接入35kV母线。方案特点是集中控制和灵活调度,适合大规模的储能建设,包括未来参与到服务的调控。另外一种方案是分散式一桩一储,如果是锂电、铅碳电池等,可以电池接入PCS逆变器接入风电的690V-35kV箱变的低压侧。如果是应用液流电池,根据液流电池低电压、大电流的特点,电池需要加DC-DC进行升压,然后再接入PCS逆变器接入交流低压侧。一桩一储和集中交流储能的方案各有利弊,在交流侧配置独立储能电站,由于多风机的发电系统脉动性小于单一风机,储能的配置容量会适当降低。

风电储能还有一种方式。海上风电快速发展,但是海上风电储能并受制于成本问题,暂时没有得到大规模应用。通过在海上风机平台上储能替代柴发,可以有效解决台风天偏航系统供电、平滑风机功率曲线和节能环保、响应风机配套储能的指标的要求。

最后,多能互补和微网中也有储能的应用,由直流微网和交流母线微网两种方案。直流方案中光伏、风电、储能和部分直流负荷在直流母线上,负载通过逆变器进行用电。交流方案中,光伏、风电、储能共交流母线,同时还有考虑柴油发电机的并联接入和系统的母线平衡问题。

通过以上方案的分析探讨,下边以一个实际的光伏电站调研为例。这是在西北地区某20MW光伏电站的调研数据。首先看一下发电曲线,电站PR值85%计算,理论可最大输出17MW,根据实际调研数据,最大发电限值是12MW,限发比例是60%,弃光功率5MW,按照日照时间是4小时(考虑阴雨天),储能系统可日吸收电量为8MWh,据统计:由于光功率预测精度不够,该站点每月被考核140-160分,考核金额14-16万元。右边的这个曲线图可以看出来问题,上面两个蓝线是发这是允许发电功率曲线上、下限,绿色这条线是光功率预测曲线,红色是实际发电曲线,可以清楚的看出来限发,包括阴雨天气导致功率比较过低,个别时间发电上限。通过设计一套2MW/8MW的储能系统,35kV接入预留的备用间隔。从收益上可以看一下,保守估算,储能按照4000次循环,2元/WH造价,单价1元/kWH,如果纯靠弃光太低,加上减少的考核罚款,每月按照14万元算,一年就1000多万收益。我算的比较保守了,包括投资成本按照2块兆瓦时,电池这块可以在电池寿命更多情况下,静态收益达到20%左右。影响回报率的三个核心因素:电价、考核收益和设备成本,初步计算上网电价降低20%,回报率降至19%,考核收益降低20%,回报率降至20%,设备成本降低10%,回报率升至24%。

我们来总结一下,储能系统汇报率受到政策因素影响大,同时,作为业主和设计单位如何降低成本,集中接入还是分散接入,包括容量配置、运维成本和效果评判。另外是就是场景分析和盈利模式,尤其电网对新能源考核力度加大储能收益,同时参与到电网辅助服务也是未来的收益增长点。

讲完上边的方案,我们来看一下这种规模化储能系统中的一些关键技术要素。首先我们看一下大型储能系统的几个关键部分:PCS(含升压变),电池组(含BMS系统)、EMS系统包括站控和工程等。电池部分,目前在发电侧是磷酸铁锂比较多,PCS多采用非隔离型的单级拓扑;EMS包括间隔层、通讯层和站控层。通过整个策略EMS策略运算,指令下发,与AGC等站控系统联动。

另外就是规模化储能的通讯方式,由于对储能对快速性要求非高,原有通信方式BMS和PCS的485和以太网可能满足不了时间要求,去年包括之前在西部做的光伏电站,也要满足快速调频,储能这块BMS和PCS的快速通讯行要求就高,如61850协议等新方式。

作为储能核心部件,PCS在大规模储能中有几个核心技术:第一个是VSG技术,是交流母线光储/风储/多能互补系统中PCS应用的关键技术,通过模拟传统同步发电机的运动方程,以增加电力系统的虚拟惯性和阻尼,使新能源发电站更“友好”的接入电网。第二个黑启动技术,适用于交流母线风储/光储/多能互补系统中;第三个是无缝切换技术,从并网到离网,从离网到并网复杂的判断和切换过程;第四个是多机并联技术时,解决大规模并网运行的要求,这是我们在实验室的测试平台,这是10台并联测试。直流母线中应用的DC-DC也存在下垂控制和并联网切换技术。我们来总结一下,在规模化储能系统中,需要考虑的几个因素,从设计考虑、结构设计、散热设计、电池设计、安全设计上和BMS、EMS的要求细化对储能系统的精细设计。

基于以上的技术沉淀,科华恒盛储能解决方案覆盖发电侧、电网侧、用户侧等多种应用场景,并积累了大量的应用实践,我这边有一些案例跟大家分享,截止19年上半年,科华恒盛PCS已完成350MW的装机,获得工信部赛迪智库颁发的“2018-2019中国储能市场用户侧市场占有率第一”、2019年度“储能产业十大储能双向变流器供应商”,2019年度“中国十大储能PCS企业”首位等市场荣誉。下边我们看看案例,在发电侧,这是在在北美和印度的光伏储能应用(DC-DC和PCS),还有国内铜川、长治光伏技术领跑基地(进行直流加交流的储能项目应用),在风电一光一储应用,明阳大庆的风电厂配置1套储能。在配电侧,先后参与了国家能源局甘肃720MWH大规模储能电站,河南电网100MW/100MWH项目,湖南电网60MW/120MWH项目,上海多站合一项目,南方电网的项目等,在用户侧,积累了大量的应用案例,包括和电池厂家项目、工业和商业场景应用等。另外就是微网项目,包括在国内外的微网、离网项目。

下边我简答介绍一下科华恒盛,我们公司成立于1988年,至今31年,一致专注于电力电子产品研发和集成,2 010年在深圳A股上市,主要有智慧电能、云基础服务和新能源三大业务板块,2016以来在储能应用探索出多种解决方案并形成了大量的案例应用,我们也欢迎行业各位朋友与我们一起就储能在不同场景应用等进行研讨,我的演讲内容就这些,谢谢大家的耐心聆听。

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