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国网浙江电科院林达:浙江省电网侧储能发展与挑战

国际能源网能源资讯频道  来源:中关村储能联盟  日期:2019-05-22
  2019年5月18-20日,“ESIE2019储能国际峰会暨展览会”如期举行,会上,国网浙江电科院能源互联网研究室主管林达讲到:“储能系统的话运行上面我们也是参照了相关的标准,主要参照2018年的国标,对电站运行电量指标、能效指标、可靠性指标、运维费用提出了要求。调度模式,主要采用源网荷储加上层协调。建设目标是“三高”,高性能,能够快速响应,集成SVG,并且虚拟同步发电机的接口。高灵活性,实现多功能的优化组合。通过集中控制与就地源网荷储控制相结合。高安全性,能够模块化布置,能够预警与消防联动,并且可以建立储能云平台,通过大数据平台的优势,能够实现整个电站的状态评估与电池失效。”

 
  以下为发言实录:
 
国网浙江电科院能源互联网研究室主管 林达:
 
  非常感谢来所,各位嘉宾上午好。很高兴跟大家交流一下浙江省在电网侧储能的发展以及面临的挑战。
 
  我的汇报分为四个部分:
 
  一、储能的发展概况。
 
  前面有很多嘉宾都已经讲了比较全了,我这边不主要讲一下不同的储能形式,
 
  不同的储能形式,它的功能分布是不一样的,像我们电化学储能容量主要用途分布中,有50%主要用在系统的调频;供电旋转备用位列第二位;用户侧的电量管理位列第三位,。
 
  国内储能发展,截至2018年年底,整个功率装机磷酸铁锂电池是第一,容量装机是铅蓄第一。储能因为应用场景比较多样,目前应用最多的还是用户侧的应用,2018年电网侧储能的应用实现爆发式的局势,目前是排行第二。
 
  储能根据接入地区不同,节点分布,对电力系统的支撑作用也是不一样的。如果在发电侧的话可以提供一个辅助调频,计算分布式发电出来可以起到弃风弃光,减少频繁输出。用户侧可提供功率的紧急支撑。在工商业用户起到电费的管理。
 
  储能有这么多的用处,带来这么多的效益。大力发展储能的话肯定离不开政策支持,其实从2015年开始,国家以及各个企业制定了相应的政策,从2015年电改9号文到2016年国家能源局推动储能参与辅助调频的通知,为储能开放的市场辅助调频进行服务。2017年国家能源局发布了各项管理方法和指导意见,也是提出鼓励采用竞争方式提供电力辅助服务,按需扩大电力辅助服务提供主体,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务。2018年各地方区域能源局已经开展辅助服务市场建设试点工作。2019年,我们国家电网公司也是为了加快世界一流能源互联网的建设提出“三型两网”的概念,探索利用变电站的资源建设生态合一的新模式,所谓三站合一,一个是变电站,一个储能电站,另外一个数据中心站,大力开拓电动汽车以及储能的新兴业务。
 
  二、浙江省电网侧储能的发展情况。
 
  第一,浙江电网的现状。浙江电网用电负荷属于比较大的负荷缺口,整个电力需求持续保持一个中高速的增长。
 
  第二,浙江省分布式新能源接入呈现高比例的态势,整个分布式光伏装机容量全国第一。分布式光伏给电力系统带来清洁能源的同时也有一个间接性波动,因此加剧系统调节负担,而且大幅降低系统的惯量,整个系统的安全形势是比较严峻。
 
  第三,浙江省电网目前是一个“两交两直”特高压电网为核心,500千伏输电线路为骨干,沿海的电源集群为支撑这样一个电网结构。目前浙江省的特高压电网输送容量呈现强直弱交结构性矛盾,带来整个系统短路容量大幅下降,存在连锁故障的风险。
 
  第四,浙江省也是在积极推进电力体制改革,目前也是我国电力现货市场第一批试点省份,6月份正式实施电力项目市场。
 
  针对浙江省电网的现状,以及面临的一些困难,电网侧储能是为解决这些问题提供了一种比较好的方式,总结了一下浙江省电网的储能需求的四个点:
 
  第一个,调峰调频,因为现在浙江省整个社会的用电量是比较大,2017年达到4193亿千瓦时,调峰调频的需求比较大。
 
  第二个,分布式发电及微网储能的需求。因为浙江省电网分布式发电接入容量越来越高,目前的话分布式发电以及储能的商业模式也是逐渐清晰,工商业用户比较愿意接入分布式储能,这是光储的模式。另外浙江省拥有很多的岛屿,对岛屿可靠性供电有需求,岛屿两种方式,一种通过海底电缆,另外一种通过移动式储能构建微网。成本上来看的话,应该是微网是占优势的。
 
  第三个,电动汽车充换电储能的需求,浙江省人民政府下达了实施意见,要求在2020年,集中建设充换电站800座以上。
 
  第四个,供电可靠性的需求。这个针对配电网供电末端的负荷,有一个供电可靠性需求,通过微网形式提高负荷作用。
 
  针对这些需求,大规模的电站没有投入使用,也是提出一期的建设规划目标。
 
  第一个,宁波110KV越磁变储能项目。这个项目主要为了解决大规模分布式光伏杭州湾新区的面临消纳的问题,通过建设储能电站达到提高可再生能源消纳的能力,减少它的波动,一期建设规模为6MW/8.4MWh。
 
  第二个,杭州110KV江虹变储能项目。目标主要为了实现削峰平谷、调峰调频以及无功补偿的作用,一期建设规模4MW/12.8MWh。
 
  第三个,湖州110kW金陵变储能项目。为了调节储变的负载率,降低能耗,提供末端的供电可靠性,一期建设规模6MW/24MWh。
 
  第四个,衢州灰坪乡大麦源村的储能项目,作为紧急电源,提高供电可靠性,建设规模30KW/450KWh。
 
  前面两个主要应用磷酸铁锂建设的系统,第三个是铅蓄电池。
 
  浙江电网做出了一期规划目标,同时积极制定相关的储能系统运行的技术要求和规范。为了能够更好的接入浙江电网。
 
  第一,针对储能集成我们提出希望利用四层控制架构,就地层、间隔层、站控层以及云平台,利用双网双机冗余的可靠性设计。
 
  第二,布置方式,主要分为室内布置和户外布置,更有优缺点,目前铅蓄电池主要室内布置比较多,磷酸铁锂目前还是以集装箱为主。
 
  第三,并网逆变器拓扑结构。传统有两电平、三电平。现在比较新型的是链式的增压直挂式,主要优点是没有一致性。
 
  第四,集装箱储能系统集成。刚才我们集装箱企业总经理也讲的比较多,它的配置方式,以及它的组装方式可以多样化。
 
  第五,储能单元的集成,目前比较多的通过双分裂变压器并网,也有厂家提出来利用低压侧并联,通过双绕组变压器并网,可以降低10-15%的利润,但是存在一个问题就是需要同步。
 
  储能系统不讲了。针对快速协调控制的需求,需要加装储能协调控制器。
 
  环境监控的需求,通过加装传感器达到消防安全的预防。主要关键问题刚才宁德时代的同事也讲的比较清楚了。
 
  它的防护措施主要采用层级的防护措施,包括电池内部、BMS、早期的热失控预警,以及整个消防联动,还有跟外部的消防接口。整个安全设计的话,电化学安全设计,主要是电池本体的设计,还有机械结构,以及弱电、BMS采样的精度,这个对我们调度要求比较高的。高压电的安全以及热安全、使用安全。
 
  储能系统的话运行上面我们也是参照了相关的标准,主要参照2018年的国标,对电站运行电量指标、能效指标、可靠性指标、运维费用提出了要求。调度模式,主要采用源网荷储加上层协调。
 
  建设目标是“三高”,高性能,能够快速响应,集成SVG,并且虚拟同步发电机的接口。高灵活性,实现多功能的优化组合。通过集中控制与就地源网荷储控制相结合。高安全性,能够模块化布置,能够预警与消防联动,并且可以建立储能云平台,通过大数据平台的优势,能够实现整个电站的状态评估与电池失效。
 
  储能系统面临的挑战,总结了四点:
 
  第一,评估和盈利模式。
 
  1,储能系统具有强非线性和难以建立电池等效模型,很难建立电池本体的安全预警体系。
 
  2,寿命衰减模型很难复杂,很难估计寿命损耗。
 
  3,储能数据健康评价体系还不完善。
 
  4,盈利模式不完备,市场机制还没有影响。多元应用价值还没有体现。电网侧储能大规模的发展主要是投资效益评估难以量化,我投入了这么多成本,实际收到效益很难量化。
 
  第二,储能的需求过于简单。因为电网不同应用场景功能要求不一样的,要进行精细化的对它的需求进行一个详细的分析,确定不同场景下配置需求,现在做得还是比较少。
 
  第三,储能系统集成有待优化。集装箱的设计,还有不同部件的设计,是否能做到即插即用。采用三级防护技术实现消防联动。
 
  第四,相关标准和安全规范不健全,希望加快这方面的技术规范,安全规范的建立,同时能够利用大数据平台实现储能电站智能运维,实现故障的诊断。
 
  四、综合能源产业生态圈建立。
 
  国网公司正在积极转型,打造综合能源服务产业生态圈,做好电网储能电站在生态圈的定位,同时服务于发电企业,以及用能企业、电网企业,而不仅仅是着眼于电网侧、用户侧,实现最大的一个盈利模式。
 
  以上就是我的报告,谢谢。
 
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