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第三屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會在蘇州召開

作者:劉伯洵 來源:中國儲能網 發布時間:2019-06-19 瀏覽:
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中國儲能網訊:6月19—20日,由中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、全國微電網與分布式電源并網標準化技術委員會、中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司等單位聯合召開的“第三屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在蘇州市太湖假日酒店舉行。來自電網公司、設計院、系統集成商、電池生產企業、投融資機構等單位的280余位嘉賓出席了本次研討會。

太原理工大學電氣與動力工程學院韓肖清院長

本次研討會由太原理工大學電氣與動力工程學院韓肖清院長主持。

據了解,電網側儲能電站主要面向電網調控運行,能夠滿足區域電網調峰、調頻、調壓、應急響應、黑啟動、改善電能質量、促進新能源消納等應用需求,同時建設電網側儲能電站可緩解電網部分供電缺口,提高設備利用效率,避免火電機組頻繁啟停,降低為滿足短時最大負荷所需的電網建設投資,為協助確保電網系統安全穩定運行提供保障。

會議現場

目前,我國電網側儲能項目尚處于起步階段,其在規劃建設、調度控制、運行評價、安全保障、標準措施等方面均缺乏相應經驗。

隨著電化學儲能技術經濟性快速進步和電網公司向綜合能源服務轉型的步伐加快,大規模電網側儲能的投資建設在2018年拉開了示范應用的大幕。

會議現場

我國目前投產與在建的電網側儲能主要分布在負荷中心和清潔能源基地。江蘇、河南、湖南、浙江、廣東等省份電力負荷增速屢創新高,同時面臨煤電停緩建帶來的負荷缺口問題,電網側儲能成為解決短時調峰問題的選擇之一;青海和甘肅等西北部省份是我國實施清潔能源戰略的重點區域,新能源發電占比較高,在該區域部署電網側儲能有助于改善新能源并網特性,提高電力系統靈活調節能力,推動新能源在更廣范圍內進行消納。

會議現場

據介紹,電網側儲能電站具有充電和放電交互的兩種狀態,目前在電網中是按照一般電站來進行管理,未納入用戶站模式進行管理,因此,建在變電站內的儲能站難以按照峰谷電價差進行收益。電網側的儲能站是電網建設的剛需,是迎峰度夏、延緩電網投資的有效措施,但現在缺乏合理的商業模式,投資收益難以衡量,未來儲能電站租賃費用是要通過市場競爭逐步形成。

會議現場

在商業模式上,與會專家表示,電網側儲能安全隱患未能完全解決,且成本疏導壓力巨大,近中期發展也面臨一定挑戰。目前通過租賃服務模式提供儲能系統服務來看,收益模式并不清晰。

2019年國家電網公司和南方電網公司分別發布了《國家電網公司關于促進電化學儲能健康發展的指導意見》和《關于促進電化學儲能發展的指導意見(征求意見稿)》,為電網側儲能發展提供了方向性指導。

目前投資建設電網側儲能電站主要分為兩種,一是各級電網企業直接投資儲能電站項目;二是系統集成商或第三方服務機構向電網企業提供儲能系統租賃服務。當電儲能不計入輸配電定價成本,租賃服務模式目前來看或將成為電網側儲能發展的主要推動方向。

預計未來電網側儲能裝機規模還將保持快速發展趨勢,布局也將從負荷中心逐漸向其他區域擴散。

用戶側儲能目前商業模式較為清晰,通過峰谷價差套利和節省容量電費實現盈利,但在實際運行中效率、循環壽命等可能難以達到測算條件,投資回報率低于預期,部分投資項目存在試水搶占市場份額和消化動力電池產能心態。

由于政府降電價要求,峰谷價差發展不確定性較強,若儲能系統成本下降速度及幅度不能與峰谷價差變化程度匹配的話,用戶側儲能市場或將進入調整期。

以下為部分嘉賓發言主要內容:

國網江蘇省電力公司營銷部智能用電處副處長許慶強

國網江蘇省電力公司營銷部智能用電處副處長許慶強在《客戶側儲能分析研究和國網并網服務》主旨報告中指出,目前江蘇客戶側儲能建成投運70座電站,其中鉛炭電池24座,619兆瓦,占總裝機規模82.2%;磷酸鐵鋰電池34座電站,95.6兆瓦時,占比為12.7;鉛酸電池6座,21.8兆瓦時,占比為2.9%;三元電池為5座,15.6兆瓦時,占比達2%;鈉硫電池1座,1.6兆瓦時,占比達0.2%。

許慶強表示,隨著光伏產品何儲能設備成本降低,越來越多的光儲一體化電站投入運行,為了更多地使用和消納新能源,需加大儲能電站的容量配比,用戶存在向電網放電的明顯需求,需政府出臺允許客戶側儲能向電網放電的政策和價格機制。在當前客戶側儲能電站投資回報周期過長的情況下,需充分利用現有的補貼優惠政策(蘇州為例),積極探索參與售電業務和電力需求側響應活動,并尋求儲能電站退役電池再利用渠道,獲取額外收益。

深圳市科陸電子科技股份有限公司副總工劉佳璐

深圳市科陸電子科技股份有限公司副總工劉佳璐在《能源互聯網背景下電網側儲能電站解決方案》主旨報告中指出,變電站作為鏈接骨干電網與中壓配電網的重要樞紐,負擔承上啟下的作用,接入儲能系統及數據中心可以發揮電網對下級供電區域的有效調節能力。新型變電站除了“變電站、儲能電站和數據中心”外,額外的新功能真正發揮了樞紐、共享、平臺的作用。

據介紹,科陸累計交付儲能系統規模超過450兆瓦時,項目類型涵蓋電廠側、電網側、發電側、用戶側等。同時,目前規劃和投建中儲能項目已達600兆瓦時。

中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司配網公司副總經理陳旭海

中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司配網公司副總經理陳旭海在《鋰離子電池儲能電站站房式和預制艙式方案探討》主旨報告中分別從電站的安全設計、能耗要求、建設周期、投資回收期、項目壽命、能量密度、單組電柜多、征地困難、布置受限、設備選型、集成水平、靈活性布置、運行環境、安裝調試、高溫、高寒等級等方面做了相應介紹。

陳旭海表示,儲能集裝箱成本根據設計要求不同,一般40尺標準集裝箱價格達15—40萬之間,按照百兆瓦級儲能電站計算,集裝箱成本達千萬以上。

江蘇太湖能谷科技有限公司董事長徐敢峰

江蘇太湖能谷科技有限公司董事長徐敢峰在《5G時代的儲能技術和能源互聯網》報告中指出,結合5G技術應用,可以提高對儲能系統的監測、運維能力,可以加大對電池的健康狀況預測能力,延長電池壽命、提升安全系數,實時提升電源穩定性,同時可以優化負載監測,提升負載平衡能力。

盛弘股份儲能微網事業部經理劉北

盛弘股份儲能微網事業部經理劉北在《下一代儲能電氣系統的發展方向分析》報告中指出,目前儲能電站項目建設投資回報期偏長,8年左右,儲能系統含變壓器的整體轉換效率為85%左右,每提高一個點的效率,可以增加0.5個點回報率。

劉北指出,電池組大規模并聯,不同電池電壓并聯瞬間,沖擊電流極大,燒壞電路;某組電池故障時,會導致整個系統的停機;電池的短板效應會導致放大電池組間的不平衡,加大電池損壞風險和火災風險。

盛弘根據電池的長期使用情況和健康狀況對各組電池進行定制化運行策略,從而使得電池的利用更加一致,實現對電池的維護;多分支設計可以降低電池并聯數,減少電池簇間環流所產生的損失;可接入不同狀況的電池,系統更靈活;故障冗余,當某組壞掉時,不會導致系統大面積停機,降低損失。

據介紹,目前盛弘股份電網側儲能累計裝機達40兆瓦,戶用儲能系統已超過1000套,用戶側儲能裝機量超過30兆瓦,無電地區微電網儲能系統超過200套以上。

清華大學電機系特別研究員程林

清華大學電機系特別研究員程林教授在《基于廣義儲能資源的虛擬電廠關鍵技術研究》主旨報告中指出,廣義儲能=實際儲能+虛擬儲能,他提供的新思路是要充分挖掘負荷側資源(分布式電源、儲能、可控負荷)為電力系統提供靈活調控能力。在價值體現上,他認為,儲能為用戶帶來的價值體現在峰谷套利+降低需用功率;為電網帶來的價值體現在削峰填谷、提高設施利用率。同時在泛在電力物聯網平臺建設和虛擬電廠關鍵技術與難點課題研究兩方面進行了相應分享。

科華恒盛股份有限公司新能源事業部售前總監馮曉濱

科華恒盛股份有限公司新能源事業部售前總監馮曉濱在《用戶側儲能及邊緣計算應用探討》中指出,5G時代下微站及室分數量將呈現幾何式增加,小微站/桿站數量急劇增長,離人也越來越近。相應帶來數據中心三級分化建設,分別是室偏遠地區的超大規模計算與存儲的中央云數據中心;市區中心的區域邊緣數據中心以及本地用戶的邊緣數據中心。因此完善的運維系統,有效融合各個模塊,讓數據中心及儲能系統運維管理更智慧,更安全。

馮曉濱指出,儲能系統的應用引入,不僅可以利用“削峰填谷”,提高設備的利用率,減緩電力系統的波動,保證電網出力的穩定性;同時,儲能毫秒級的相應時間可以快速地為電網安全運行提供應急功率支撐,提高供電的可靠性及能源利用綜合效益。

南京國臣直流配電科技有限公司總經理李忠

南京國臣直流配電科技有限公司總經理李忠《儲能系統的直流故障類型及保護措施》主旨報告中指出,儲能直流側保護裝置的系統化開發可以解決保護的可靠性、快速性、選擇性、靈敏性,保護的專用性、成套性以及安裝的便捷性。可以盡快發現問題、切除故障支路,控制故障范圍、降低事故損失。

沈陽沙爾特寶電器有限公司亞太區產品經理葉沛鋒

沈陽沙爾特寶電器有限公司亞太區產品經理葉沛鋒《從元器件的微觀看儲能系統的安全》中指出,電池儲能系統是本質不安全的東西,很難通過單一技術手段消除危險,還需要通過電流、信息安全等綜合措施預防風險。熔斷器、斷路器及接觸器等器件要從雙向分斷能力、短時間的過載能力、高接通能力、外殼防火、接點粘合、組件更換等安全角度充分考量。

太原理工大學電氣與動力工程學院院長韓肖清

太原理工大學電氣與動力工程學院院長韓肖清在《氫儲能系統及其在山西發展前景探討》報告中指出,氫儲能的電-氫-電的綜合效率約為45%左右,相比鋰電池等其他儲能技術能源轉換效率較低。因此,在火電廠配備氫儲能從經濟性和實用性角度來說,沒有投資的必要,但在負荷低谷時段或者新能源波動較強的時段,配置于網側和荷側的氫儲能可以保證供電條件下避免火電機組頻繁啟停。

韓肖清表示,電轉氫效率83.7%,氫氣轉電53.7%,若回收損失的熱能進行熱點聯產,綜合效率可達到80%以上。

韓肖清指出,就目前氫能的產業鏈構建和相關成本而言,必須要有足夠力度的政策支持,才能推動氫網絡起步。現有的儲能參與市場機制尚不完善,不利于氫儲能加入市場體系中。如何設計合理的儲能服務計量方法,按照實際貢獻補償,激發氫能資源的市場積極性,成為推動我國氫能產業規模化和商業化的前提。

韓肖清認為,利用核能、生物質能制氫尚不成熟,利用風能或太陽能等可再生能源制氫則存在效率低、綜合成本高;儲氫密度、儲氫安全性和儲氫成本之間的平衡關系尚未解決,離大規模商業化應用還有一定差距;用氫環節的便利性和成本控制難以兼顧等問題。

韓肖清指出,推動氫能發展要解決的最核心問題是大規模存儲和高覆蓋率傳輸。氫能的制備與儲運技術是重點解決的核心問題,是氫能規模化應用的前提,基于氫能和電能的全自治獨立的分布式能源系統可能成為未來能源網絡的主要形式之一。

劉勇

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇表示,儲能作為未來發展的新興產業,依然面臨安全、成本、壽命以及環境壓力,需要業界同仁齊心協力共同推進。未來三年,中美韓儲能市場將保持快速增長態勢,對于系統集成商而言,投資儲能是堅定的方向,還需要著重解決系統安全問題、壽命問題、成本問題、回收問題以及盈利模式。同時,也要結合分布式能源服務市場向綜合服務能源服務商方向轉變。從而更好地應對行業整體挑戰,為將來可持續發展做好準備。

因此,與會專家建議建議進一步明確儲能市場主體地位,完善儲能市場價格機制,著重為儲能發展提供良好的市場生存環境,為儲能商業模式拓展提供空間;建立儲能電站價值功能的回報機制;推動與完善電力現貨市場體系建設,通過開放的電力市場,儲能要挖掘自身價值功能,主動參與靈活性的電力市場化交易獲得收益。

接下來的一天時間里還有19個專題報告分別從系統解決方案、商業模式、安全性等方面進行充分交流,中國儲能網將進一步獨家報道,敬請關注。  

關鍵字:電網側儲能 研討會

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