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储能技术在智慧能源中的应用分析

   2023-09-26 DeepEnergy65150
核心提示:高比例可再生能源下新型电力系统建设需求是催生储能技术

从总的趋势上看,高比例可再生能源下新型电力系统建设需求是催生储能技术,尤其是新型储能技术大规模应用的基本需求。一方面,源侧和荷侧渗透性电源的快速增长带来了间歇性和波动性的问题,而用户侧电气化水平提高尤其是新型电气化设施的推广也快速推高了负荷侧的波动性,形成了典型的“鸭型曲线”并可能进一步向“峡谷曲线”演化。平抑这些波动需要大量的灵活性资源进行调节,并能够和“源网荷”侧有效互动,支撑传统坚强电网向新型电力系统转型。

储能技术的一个最根本作用是将能源“节点”、“网络”从波动性、不可控状态变得相对可调可控,这些可调可控的“节点”和“子网络”进一步聚合并接受整个区域的新型电力系统统一调度,保障供电可靠性和供需动态平衡。所有的灵活性来源中,电池储能技术是目前所有新兴技术中在技术、商业成熟度上接近于大规模推广的重要方向。

电池储能以其灵活、快速充放电特性与不同的场景相结合,催生了电池储能的各类应用。按大的方向分,有发电侧、电网侧、用户侧储能。按场景上分,又分为了多个不同的场景。2021年的时候,我们和IRENA、鉴衡合作印发的《电力储能评估框架》中,也列举了国际上电池储能的八大重点应用场景,包括电网运行备用、灵活性调节、电价差套利、VRE出力平滑、延缓电网扩容、节约调峰电厂投资、离网VRE支持和“电表后”储能。最近几年,电池储能在国内获得了飞速发展,国内储能的建设规模应该说已经在全球范围内总体领先。到今年6月,全国已建成新型储能项目装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时,平均储能时长2.1小时。但是也应该看到,相对于十四五12亿千瓦可再生能源装机目标和新型电力系统建设要求,储能作为灵活性资源基础设施的建设还远远不足。

在这么大的建设需求下,回归到传统热电/火电,在储能应用上能做什么?我们看到,电厂也逐步从传统源侧和传统荷侧“两个方向”开展“源网荷储一体化”示范和推广。传统源侧主要面向发电市场、调频等,传统荷侧主要面向用户侧分布式能源和综合能源服务等市场。在分布式电源(光伏、电动汽车、储能、需求响应等等)具备商业化试点和推广能力后,一个有意思的现象是,传统的源侧也在往荷侧、网侧延伸,融合多种分布式能源在推进大电源侧小负荷侧的源网荷储,传统的荷侧在往源侧、网侧衍生,推进大负荷侧小电源侧的源网荷储,形成了某种“相向而行”的效果。只不过,由于两侧所面向的市场不同,其定位和最终所达到的目标和效果不同。

在上述两个方向上,相对于传统源侧的定位,传统火电/热电厂面临的最大的转型是走出“高墙大院”,主动或被动地走向市场化开发。除了分散的分布式能源开发,在能源局整县开发红头文件下发后,很多电厂还面临整县、整区域开发的任务。新型电力系统下电网“包干包建包产”的方式必然要有所调整和变化,那么电厂在传统荷侧开展规模化开发时,除了要“看天看地”之外,还要“看潮流”。看天主要是看光资源,看地主要是看屋顶等可开发资源、看可消纳负荷。电网的灵活性不足和潮流约束将会成为规模化开发的一项重要约束,进而会影响电厂的投资结构和投资效益。这一部分往往是以储能作为重要基础设施为建设内容的。

一个明显的变化在于电网对于分布式能源并网方式的态度变化。在传统的网架结构和潮流走向不足以兜底大规模分布式电源并网时,那么电厂必然面临从电网兜底的保障性并网向保障性并网、市场化并网结合,再向全部市场化并网转型的三个阶段。从前两年江苏省江北配储10%、江南配储18%的市场化并网要求,到可能在2024年落地的浙江分布式风光发电配储10%的规定,电厂在打开厂门走向市场的时候,也面临着从单一分布式发电投资项源网荷储不同组合形式投资组合的变化。分布式储能技术的应用还远未达到新型电力系统所需的灵活性调节容量要求。

但是强制性“一刀切”配储比例是否就是合理的呢?我们认为,这仍然是转型过程一个阶段性的操作方式,只是现实合理性的必然产物。

这要从几个方面分析,第一,可再生能源大规模开发需要大量的灵活性资源调节,灵活性资源的巨大缺口足以支撑这部分储能的消纳,现在不是怕超配,而是想方设法强制或鼓励市场主体多建。市场的灵活性往往来自于资源的冗余性,从某种程度上,有冗余才有空间。第二,部分可再生能源的单一发电平准化发电成本可以与煤电竞争,但是考虑其波动性治理所需的灵活性资源后则不一定,那么这部分灵活性资源投资成本需要有其他单一资源进行收益让渡,储能的配置是要跟着收益的方向走。第三,在市场化的框架下,市场主体愿不愿意配储取决于市场机制和盈利模式,在当前政策性主导、市场化未充分建立起来的阶段,储能的应用主要来自于相对简单的服务机制和盈利模式方向上。而从资源优化配置、全生命周期效益最优的角度出发,储能没必要一定要切分为电源侧、电网侧、用户侧三个部分,而是从整个电力系统潮流的角度进行全局优化配置,确定最佳的储能布局、容量分布和调度策略,但这种精细化的活单靠政策做不了,谋篇布局、方向引导、大规模基础设施建设靠政策,资源优化、精细化操作则主要靠有监管的市场化机制。

这种市场化机制必然与传统热电/火电厂的转型同频共振。在市场化机制下,源网荷储多侧多种分布式能源可以通过有效聚合、灵活参与全国或区域的能量、电力、节能、碳、需求响应、辅助服务等市场,最终形成了以资源聚合和优化调度为基本前提和特征的独立运营商、聚合服务商。这种机制下,传统热电/火电厂的优势是什么,基于社会责任和优势所产生的定位是什么,基于定位应该做什么,这仍然是一个需要摸索、试错和市场化博弈的过程。由于对市场的理解不同、起步周期不同,传统的发电集团在各自所处的阶段所执行的策略也不同。过去两年也体现出了一些明显分化的特点。

但不管是轻资产重运维、重资产轻运维还是其他方式,市场化后对于传统电厂的数字化能力要求将极大提高。实际上,在统一市场化机制与同质化运维能力下,零和博弈特征越来越突出的市场里,数字化能力将是决定市场主体能否获得相对竞争优势的关键。而数字化能力也是推动传统热电、火电企业从运营实体电厂到成功运营虚拟电厂转型成功的关键。

这里简单介绍两个源侧、荷侧的源网荷储一体化的项目案例。第一个是大唐当涂电厂风光储充零碳楼宇源网荷储一体化项目,第二个是大唐华东电力试验研究院的电池储能+智慧能量管理系统项目。

大唐当涂电厂的源网荷储一体化项目实质上还是大电源侧的电厂负荷侧的综合能源,包含了屋顶光伏和光伏车棚,合计装机约1.35MWp,新建10kW/20kWh全钒液流电池储能系统、2台小型风力发电机、4*7kW慢充以及基于微网控制器的风光储充一体化调度管理。项目目前已经通过验收,项目建成后,综合办公楼能耗降低20%,年均绿色电力生产和消纳90万度以上,年节约标煤270吨,年二氧化碳减排量800吨。这是该电厂风光储充项目建成后的场景,从这里可以看到屋顶风力发电机组、屋顶光伏、光伏车棚、充电桩。当涂电厂的新型储能技术采用的10kW/20kWh的全钒液流电池系统,支持0~100%的充放电循环,循环寿命在15000次以上。这个电池系统是根据场景需要和技术示范选型路线定制的系统。该项目配建有零碳楼宇智慧能源管理系统,支持对风光储充荷侧协同的智慧能源管理,提供能量计量、运行监测、能耗分析、运行优化等在内的管控功能。

第二个案例是大唐华东院电池储能+智慧能量管理系统。这个项目是在传统荷侧的场景实现了源网荷储一体化建设和运营管理,同时支持与中心侧虚拟电厂运营平台的对接能力,实现云边端一体化管控。从项目建设内容上,包括40jkWp屋顶分布式光伏、50kW/100kWh磷酸铁锂电池储能系统、七要素气象站、36*7kW慢充以及作为可调节负荷的空调系统。光储充系统同时与建筑负荷互动,支持在离网状态下的黑启动并为敏感负荷提供应急供电。

该源网荷储一体化项目的分布式电源的分布情况:包括屋顶的分布式光伏、气象站、空调系统,一楼实验室的敏感负荷、地下一层的变电所、充电桩和电池储能等建设内容。这里是一些项目建成后的实景。基于电池储能的储能和快速调节能力,项目对储能并离网、变电所并离网电源切换进行了整体设计和改造,支持在离网时快速切换到储能应急供电模式,并可进一步支持光储协同,进一步提高离网黑启动支撑和保供能力。电池储能系统的核心在于三个柜子:并离网柜、电气柜和电池柜。这些设备都是在与园区电气系统相配合的情况下定制或现场制作的。

项目配建有园区智慧能量管理系统。从“五遥”的角度看,除了并离网切换由电气系统支撑外,平台可以实现对电池储能的遥测遥控遥调,支持电池储能在手动、自动模式下多种运行模式的切换。其他分布式电源主要实现了遥测功能,支持高精度负荷预测、光伏出力预测,为二期实现源网荷储融合运行优化打下基础。

应用数字孪生技术,建立了园区的精细数字化模型,基于数字空间可以快速查看储能、光伏、空调、气象站等站点或设备的分布、运行状态、告警信息。系统提供了运行监测、智能告警、集控运行、控制策略配置等功能,支持监测、控制一体化。项目自组了工业级WiFi通信工控网络,基于所采集的实时参数能够对总体和各分布式能源的能量、收益、碳排放、减排量进行计算分析,为系统的安全运行和整体能源管理提供信息化支持。系统同时提供了飞轮储能、虚拟电厂运营平台的数据接口,支持分布式能源的拓展,支持和中心平台互动实现中心侧统一调度管理。

 
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