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【科普】调峰--储能电站在电力系统中的作用
2019-01-08

2018年11月19日,平顶山市首个电网侧储能项目——趔山储能电站已成功并网,标志着电网侧储能项目技术应用在平顶山正式落地。该项目位于110千伏趔山变电站内,功率为4.8兆瓦、电池容量为4.8兆瓦时,采用全预制舱式布置,选用磷酸铁锂电池,通过10千伏电缆线路接入电网侧。趔山储能电站将作为平顶山电网侧的“充电宝”,可以为电网运行提供调峰、黑启动、需求响应等多种服务,有效实现电网削峰填谷,缓解高峰供电压力,促进新能源消纳,为电网安全稳定运行提供了新的途径。


本系列文章将详细分析储能电站在电力系统中的各个作用,本文主要讨论调峰的作用。


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电力系统为什么需要调峰?


电力系统主要由发电侧和用电侧组成的。我国的发电侧有水力发电,火力发电,核能发电,以及太阳能、风力等新能源发电等等,用电侧主要是工厂、企业、商场、家庭等等。还有一部分设施,既可以用电也可以发电,这个就是储能电站。发电侧和用电侧不一定是平衡的,工厂、企业等负荷一般是白天用电多,晚上少,家庭负荷一般是白天用电少,晚上多,但总体说来,白天是用电高峰,晚上是用电低谷。而水力发电、火力发电、核能发电一般都是大型发电机组,设备一旦开动就不能随便停下来,太阳能、风力等新能源是根据环境和气候来发电的,发电不稳定,随时都有变化。因此需要在负荷高峰的时候,增加发电机的出力;在负荷低谷的时候,减少发电机出力,甚至停掉某些机组。电力系统中有些发电机是专门用来进行调峰的,称为调峰机组。


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电力系统有哪些调峰方式?


根据电力系统要求,调峰设置应该在负荷低时能消纳电网多余的电能,在负荷高峰时能增加电能供应,设施应该具备灵活、启动快等特点,目前可供电力系统调峰的电源有:

(1)抽水储能机组调峰。抽水蓄能电站有上下两个有一定高度落差的水库,在电力负荷低谷时的抽水至上游水库,在电力负荷高峰期再放水至下游水库发电。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能,转变为电网高峰时期的高价值电能。抽水蓄能优点是技术成熟可靠,容量很大,可以消峰填谷,设备投资不大,效率通常为70%-85%,缺点是选址比较困难,占地面积大。


(2)发电机组调峰。包括燃煤火电机组和燃气轮机组,机组负荷特性可调,在负荷高峰时提高输出功率,在负荷低谷时降低输出功率。发电机组调峰的优点是占地面积小,初期投资少,效率高,缺点是火力发电厂响应较慢,从锅炉起炉到汽轮机并网发电时间较长,负荷低谷时不能消纳电网电量。


(3)储能电站调峰。发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施,可以在发电侧建设的电储能设施,或作为独立主体参与辅助服务市场交易;或者在用户侧建设的电储能设施,可视为分布式电源就近向电力用户出售,作为独立市场主体,深度调峰。储能电站调峰占地面积少,消峰填谷效果明显,反应时间快,缺点是前期投资大,蓄电池寿命短。

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储能电站如何参与调峰?


国家鼓励在集中式新能源发电基地配置电储能设施,参与调峰辅助服务,10MW以上的电储能设施,接受电力调度机构统一调度,建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能),可与发电厂联合参与调峰,也可以独立主体参与调峰。其中,建设在风光电站的电储能设施,优先考虑风光电站使用后,富裕能力可参与辅助服务市场,用户侧储能设施(储电、电供热储能)仅可参与深度调峰与启停调峰。建设在发电厂的储能设施,放电电量按照发电厂相关合同电价结算,用户侧储能设施,按市场规则自行购买电量,放电时,可就近向电力用户出售电力获得收益,充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰,视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。


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储能电站参与调峰投资收益计算


储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用,最直接的制约因素还是在于其经济性。储能电站的投资收益来自两块,一是峰谷电价差的收益,二是调峰补偿的收益。下面以南方电网为例,来计算一个储能电站的投资收益。


2018年1月,南方监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》,本细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为 2MW/0.5 小时及以上的储能电站。储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时。


广州电网峰谷平时段划分如下:



假设储能系统在谷段或平段充电,峰段将电全部放光,高峰放电时获得售电收益,谷段和平段的充电视为参与辅助服务市场调峰,获得调峰收益。则一套储能系统在上述时段划分下,一天可进行2次满充满放。


如布置一套20MW/5h的储能系统,并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算,则其参与调峰的总收益计算如下。


1)每天调峰收益

每天可下调电量40MWh,按照具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时计算,其每天的补偿费用为:

深度调峰费用=40MWh*500元/MWh=20000元


2)每天售电收益

储能高峰放电,平谷时充电,按综合价差0.6元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售,且充放电效率为80%,每天的售电收益为:

售电收益=40MWh*1000*0.6元/kWh*0.8=19200元


3)全年收益

考虑到节假日,全年按300天计算,低充高放,则全年收益为:

全年收益=(20000+19200)*300=1176万元


4)投资回收期

2018年下半年,储能蓄电池价格大幅下降,储能系统成本从 3000元/kWh下降到2000元/kWh左右,考虑其他建设、人力、运维成本,按2400元/kWh 计算,20MW/5h的储能系统总成本为4800万元(2400元/kWh×2000kWh)。则整个系统的投资回收期为4.08年(4800万元/1176万元)。


每天2次循环,4.08年共计循环2448次(2次×300天×4.08年),锂离子电池、钠硫电池、液流电池和铅碳电池的循环寿命基本都能满足此要求。


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