西北电力设计院张欢畅：未来两年在电力市场中发现储能应用机会

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计数据显示，截止到2017年底，全球光热及风光发电并网储能项目共计246个，装机总规模达10.3GW。新能源发电侧建大型储能电站对促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光问题，提高电网安全稳定运行水平意义重大，备受行业关注。

9月19日-20日，2018首届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会在西安召开，就进一步推进储能在发电侧上的项目规划、安全施工、系统集成技术应用、运营模式、电网接入、标准体系、风光储电站考核机制、调度模式、储能项目备案、审批流程和体制机制等方面展开深入讨论。

中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司电控工程技术部主任工程师、教授级高工张欢畅出席会议并发表主题演讲《储能技术及应用研究》。

以下为发言实录：

张欢畅：

大家下午好！

我说的第一个是发电侧的储能应用，一是支撑新能源、二是火电机组调峰调频、三是独立参与辅助服务。支撑新能源包括平滑处理波动、跟踪计划处力、减少弃电，火电机组调峰调频主要包括AGC调频、灵活性改造（深度调峰），独立参与辅助服务包括调峰调频、无功支撑、黑启动。

第二部分就是我们储能的关键技术，储能作为一个项目我们有储能的规划、系统的集成、控制等等方面的技术，增加了储能之后，从电网侧有一些安全调度和稳定方面的问题，我底下的交流主要针对项目侧。第一个是储能的规划，我们储能的规划都是以经济性最优为目标，以应用长短技术要求为约束，比如说我们有针对单站配置储能，比如说针对新能源平滑的出力，针对跟踪计划我们是结合历史的功率预测与出力数据，减少新能源弃电就是调峰、提高限制功率并确定时长，火电机组调频，考虑爬坡率、AGC时长，一个AGC一个调节周期比如3到5分钟，我们不过是3个周期，一般考虑15分钟，储能的时长要更长一些，要考虑储能的充放电容量状态。

如果作为我们电网全网的规划，我们只算它的发电成本，约束有机组的爬坡约束、联络线等，我们把一个区域电网作为整体，经济性里面当然要考虑机组的运行成本，比如说我们火电机组有煤耗的参数进去，有煤价格，还有机组的启停费用，整个得到一个机组针对我们这个全网的负荷曲线的最优，有了这个计划以后，再结合我们全网的负荷曲线，就可以得到我们全网的调峰空间，针对这个调峰空间去配置储能，去计算我们的经济性。

第二种全网规划就是我们现在有双层决策法，我们有外层优化和内层优化是两层迭代优化的，外层我们实际上就是以整个系统的投资和运行总成本最低为我们的优化目标，它的约束有潮流和节点电压约束、电源有功无功出力限制、储能容量限制、线路传输容量限制，这里面的约束有功率平衡的约束，也有我系统实际运行的时候还有旋转备用的要求，也有储能功率限制这些，它把运行成本再反映成内层、外层进行迭代，得到我们储能最优的配置。这里面我们有系统网络内部的潮流，它这个计算比较细，用于大型的网络这个计算量会过于大，相对还是在一些中小型的网上用得比较方便。

第三种我们还做了一个冷热电联控终端供给侧的规划，我们有分布式机组它可以提供电能、热能，这个电能我们可以去往外供，也可以做电制冷，分布热量我们可以通过热交换可以制冷也可以往外供热，冷热电可以续起来，电能我们可以考虑和电网的接口，里面也可以加上我们的光伏风力发电，针对这个规划我们做了多目标函数、多能源耦合、多约束条件，同时还考虑一些其他的，比如说我们的弃风、弃光等等这些要求，最后得到我们一个最优的规划。

以上是整个储能的规划。下面这一块我主要介绍一下我们储能集成的一些关键技术，储能的类型我们现在大家都知道是很多，特别是发电侧的大型储能，我们有电储能、有空气压缩储能，各有不同的特点，电储能我们是因为它部署方便，不受地域位置的限制，再就是随着这些年电动车的发展，电储能的价格在不断的下降，第三个就是电储能的响应速度快，电储能是目前发展最好，商业化走在最前面，空气压缩储能是受地域位置的限制，所以目前建的还比较少，还有制氢、储氢这些，制氢、储氢还是由于氢的利用，比如氢气电池在大型化方面还存在一些障碍。

首先我重点介绍电储能，我们这个图里面可以看出，我们一般有能量管理系统EMS、PCS等，我们能量管理系统是我们整个系统的中枢，主体功能主要有两块，一个是我们储能的功率预测，第二个是储能功率的分配，储能功率预测是根据不同应用场景的需求，比如说我就是受控，我接受电网调度的指令，比如我频率波动，我配合火电的AGC，一个是接受电网的AGC，第二个也要获取火电机组的出力，根据这个应用场景做好我们充放电出力的要求，根据我底下不同电池组做储能功率的分配。

储能功率分配我们在工程中实际上还是有很多细节问题，比如说我们现在有的电池，比如有锂电铅炭的组合，铅炭原来的成本比较高，锂电和铅炭的配合，包括我们电池运行到一段时间以后，电池的变化会发生变化，我们的功率分配系统怎么调整适应这种变化，这些都是我们要考虑的一些比较细的问题，作为一个整体系统，它还有安全分区、安全分离等等这些功能要求。

第二个就是功率变换系统，功能要求很多，对于我们这个大规模的储能系统，目前大家比较关注的还是这两点，一个是多机的并联，第二个是虚拟同步机功能，对于多机的并联，实际上我们很多科研单位也做了很多的研究，比如说我们串联变抗、虚拟阻抗，比如说对LCL并联电阻，这些是额外耗能的，用的更多的一些方法，可能还是虚拟阻抗这些控制方法，原来我们制造商好一点只能做到8台，现在通过一些控制方法的改善，现在有了更大的提升，有的据说能做到十几台。

第二个就是虚拟同步机功能，我们的储能包括我们新能源大量接入电网以后，因为他们原来是没有惯量支撑的这些功能，那么为了提高他们的电网支撑，随着他大量的接入，现在要求有我们传统发电机组的同步机功能，比如我们依次调频功能，我们的惯量支撑，我们作为一个电压型的控制。我们PCS在电网提供AGC指令的时候，这个时候它是电流型的控制，比如去跟踪电网的电压频率，但是我的电流是受控的，如果说是在我电网比如说有电压频率波动的时候，那么我们需要这种虚拟同步电压型控制抑制这个波动。

第三个关键的部分就是我们的电池盒BMS，BMS的一些重点，比如说我们的SOC、SOH的准确性，还有很重要的一点就是电池的监测和均衡，原来我们大部分制造厂商为了降低成本，就是并联整个做一个监测，这个监测实际上是不能充分的反映我们这个并联单体监测的实际状态，运行一段时间以后，电池的特性具有分散性，现在我们做的方法，比如说限制了充放电电压的范围，来限制电池的扩充或者扩放或者安全性的要求，同时带来一个问题，有些电池本来是可以充分利用的，要求几个特性一致，它的能量没有得到充分的利用，用了一段时间，它的能量下降了，这也是我们储能最近在研究的，有的单位在考虑如何在保证成本不提升或者经济性比较好的情况下做单体监测的研究。

我们院实际上对多种储能形式都进行了研究，也研究了压缩空气储能，我们首先是做了一个系统分析，做了几个典型的系统，针对压缩过程、储气过程、膨胀过程做了完整的热力学模型，通过各种方法去提升它的能效。我们的典型系统，一个是多级回热的空气压缩系统，右下方是我们的一个流程图，底下这是我们的空气压缩流程，中间是储气室，我们的压缩过程实际上理想状态它应该是一个等温要所的过程，等温压缩的过程这里面会产生很大一部分热量，我们为了提升系统的能效，就把这个热量回收，在这个发电部分配置一个交换器，把这个热量回收，我们通过这样做，我们的系统效率从最初的31%可以提升到41%。

第二个是我们带蓄热的这种空气压缩系统，我们空气压缩是利用新能源做空气压缩，另外我们增加一个电加热器，把这个热量存起来注入到发电过程中去，这个蓄热的介质和我们光热是一致的，通过蓄热我们系统能效可以得到进一步的提高。第三个是我们做补燃式的空气压缩，通过天然气补燃提高我们的空气压缩能效。对于制氢、储氢，我们现在制氢有很多种技术，我们比较成熟的比较商业化的还是利用我们碱性电解槽去做，我们有大规模的制氢技术、储氢技术，我就不详细介绍了。

第三块内容是以的一个应用场景，前面也说了我们现在还是电储能应用最广泛，我这个应用场景主要是结合电储能去说的，但是有一些内容，比如我们的政策其他储能形式也是可以参考的。对于我们发电侧储能我们的一个盈利点从应用场景里可以看我们新能源的弃电和销售电价差价，参与电网调峰调频等辅助服务的收益，改善火电机组AGC能力获得的增加收益，第一个就是我们寿命的提升，比如说我们锂电现在招标是6000次，大家认为4000次比较准，但是6000次目前不确定，所以第一个就是储能寿命的提升，第二个就是我们投资和运行成本的降低，从外部条件来说，我们要有市场空间、要有合理的商业模式。

这是我从储能产业白皮书摘下来储能价格的预测，从这里可以看出，我们现在最常用的锂电目前它的价格，单位造价是1500到1800元，现在招标下来是1600、1700，2020年锂电降到1200，最近我们储能还有新电池形式，比如说最近还有人在研究钠离子电池，目前钠离子电池的循环寿命比较低。我们电储能目前能做到82%的效率，效率比储蓄是要高。我们的市场空间，一个就是我们现有新能源机组对储能的需求，这是一个存量，第二个就是我们国家以后的发展，从这里面可以看出我们这个非化石能源，实际上我的太阳能和风电还是比重比较大，特别是光伏发电资源量还是很大的，以后我们绿色发展新能源肯定还是有很大的发展空间，它也需要储能的支撑。

从我们最近项目的实施，我们就要去找盈利模式，一个就是政策，一个就是我们电力市场怎么弄，我们现在有一些跟价格机制相关的政策，比如说我们储能要做调峰调频，比如我们和电网公司沟通过程中也提出可以参照火电机组的调峰政策，下面这个表是甘肃电网一个火电机组调峰的价格政策，我们东北电网还分得更细，在改善火电机组AGC调频这一块，比如在华北网有两个细则，两个细则对于调频是按调频深度和调频性能进行补偿的。

原来细则里是15块钱，山西因为上了几个电厂，他从今年1、2月份开始，现在政策已经有调整了，现在是AGC要竞价，竞价的空间是5到10块钱，另外还有像新疆、甘肃这些地方储能在调峰服务中可以额外申请1到2毛的报价。南网对储能的调峰充电有补偿，一个兆瓦是500块。对于储能解决新能源电站的问题，如果电站建的比较早，它的价格比较高，差价也比较大，当然这里面有一部分是政府补贴，具体怎么操作，后面可能要跟电网公司沟通。

第二个就是我们的电力市场，早上也有专家介绍了，我们储能发挥作用最好的还是在服务市场，特别是调频服务，因为我们储能响应快，所以它的调频性能系数高。第二个就是调峰辅助服务，比如说像南网现在就是以广东为试点，它对调峰服务没有单独列，还是采用一个电量交易市场的价格，如果补偿加上电量交易的价格，在一个比较合理的范围内对储能还是比较有利。第二个对储能比较有促进作用的就是现货市场，现货市场我们有日前市场，有实时市场，实时市场现在是15分钟一个电价，结算是按1个小时结算的，每个小时是按15分钟的评价价格算的，我们储能响应快，相对于其他传统的机组有一个更好的价格空间。

当然这里面也不能有太大的希望，现在我们不管怎么改革，电网现在总体原则还是不加重市场负担，所以这个里面电价费用还都是有限的，从这上面整个来看，储能我觉得还是有比较大的市场空间，近两年来，如果你要去上储能，要想盈利，还是要去用好政策，在电力市场中发现机会，发掘储能的价值。

谢谢大家！

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