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“第三届届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”长沙召开

发布日期:2021-09-18 02:00   来源:未知   

  11月10日,由湖南省能源局指导,中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的“第三届届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”在长沙华天酒店召开。

  湖南省能源局新能源处副调研员张文华在致辞中表示,在清洁电源规模化发展的道路上,储能扮演着越来越重要的角色,储能技术的不断变革创新正在给能源行业带来颠覆性的变化,作为战略性新兴产业,储能产业也正在吸引越来越多优秀的企业和人才进入。

  张文华表示,湖南省政府正在研究推动储能产业机制,明确下一步要:制定一个规划、研究一个政策、推进一批示范项目、支持一批龙头企业和建立一个联动机制,形成政府牵头、市场运作、企业主体的储能产业发展联动机制。当前,湖南省局正牵头制定产业政策和发展规划。力争在未来五年打造在全国有影响力的储能产业创新中心、储能产业制造中心和储能产业应用中心。

  国网湖南省电力有限公司电力科学研究院院长周卫华在致辞中表示, 湖南电网峰谷差大,新能源装机占比不断提高,电网调控难度日益增大。储能技术能便利的实现能源在时间、空间上的转移,可以有效提高电网调控的灵活性。湖南电网对于储能有着迫切、持续的需求。

  周卫华说,2018年以来,国网湖南省电力公司在长沙市建设了首批三个电池储能示范站,国网湖南电科院负责其中的设备调试、监造和并网测试等工作。三个储能站正式投运以来,一直保持安全稳定运行,为长沙电网的削峰填谷发挥了重要作用。

  周卫华表示,示范工程已经证明储能站能在电力系统中发挥巨大的作用,随着储能站大规模建设,必将对电网产生深远的影响。为此国网湖南省电力公司正在积极开展储能技术的研究,试图从储能站的规划、建设、调度运行等各方面规范技术要求和管理措施,积极探索源网荷高度融合的新一代电力系统发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。

  中国电建集团湖北省电力勘测设计院有限公司副院长甘洪钟在致辞中表示,华中地区是我国能源传输网络的枢纽,四川、湖北、湖南都是水电大省,特别是径流式水电占比较大的湖南省,通过储能在电源侧的应用,可调节汛期的电源出力,实现源侧和荷侧的平衡,降低系统备用成本,对推行“两个一体化”应用具有良好的示范作用意义。

  中国能建集团湖南省电力设计院有限公司副总经理颜勇在致辞中表示,储能是提升新能源消纳水平、推动能源绿色转型的重要基础。湖南能源对外依存度84%,发展新能源是补齐湖南省能源短板、保障用电安全的重要举措。近年来,湖南新能源实现快速发展,总规模858万千瓦,占比18%,基本实现全额消纳,但现有调节能力已达极限。“十四五”及以后,在“十四五规划和2035年远景目标建议”中关于“提升新能源消纳和存储能力”以及“2060年实现碳中和”的目标引领下,发展储能将是筑牢绿色发展基础、推动能源转型的内在需求。

  颜勇指出,储能是保证电网安全可靠运行的重要手段。发展新能源的同时,未来,湖南仍需继续扩大外电以保障全省电力的安全可靠供应。届时,电网将面临转动惯量减弱,电网频率、电压调节能力恶化风险。而储能具备毫秒级快速、稳定、精准的充放电功率调节特性,将是保障大规模多直流馈入、新能源高渗透率下电网安全运行的重要手段。此外,湖南负荷尖峰化特征明显,发展储能将有利于缓解供电压力,提高电力系统的综合效率。

  国家电网有限公司国家电力调度控制中心水电及新能源处范高锋在《推动新能源和储能技术应用,助力电力系统清洁低碳转型》主题报告中指出,化石能源为主的发展方式是导致我国能源安全和碳排放问题的根源。同时,能源安全是事关国家经济社会发展和人民根本利益的全局性、战略性问题。随着能源需求稳步增长和“三高”问题影响日益突出,我国能源电力发展将面临保障持续稳定供应和加快清洁低碳转型的双重挑战。

  我国新能源发电经历了探索起步期(1986-2004)、快速发展期(2005-2016)、 和高质量发展期(2017- )三个阶段,新能源发展成效显著,装机规模快速增长,开发布局不断优化,新能源从补充能源逐渐成为主力能源“十四五”期间新能源仍将继续保持高速增长。根据能源转型目标和电力需求分析测算,2025、2035年,国网经营区新能源装机容量将达到7.5亿千瓦、20.3亿千瓦,装机占比将达36%、61%,电量占比将达18%、42%。 2020至2025年、2025至2035年年均新增新能源装机8000万千瓦和1.2亿千瓦以上新能源大规模接入后,从根本上改变了电网“源随荷动”的平衡模式,常规电源不仅要跟随负荷变化,还要平衡新能源的出力波动,给电网运行带来电力系统调峰需求增大、电力供应保障难度加大、电网安全风险增加等一系列问题。

  范高锋指出,随着常规机组被新能源机组大量替代,风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等值转动惯量大幅度降低,抗扰动能力持续下降。新能源机组调频、调压能力不足,容易导致连锁脱网,扩大故障影响范围,宽频振荡现象多次发生,电网安全风险凸显经测算,预计2025年国网经营区系统灵活调节需求达到6.8亿千瓦(负荷峰谷差4亿千瓦、新能源调节需求2.8亿千瓦),考虑已建抽蓄、火电灵活性改造等因素后,电力系统调节能力缺口仍有8000万-1.05亿千瓦。

  范高锋表示,需加快储能融入电力系统发、输、用各环节进程,加强统筹规划和科学布局,提升电力系统灵活性和安全性,保障电力可靠供应与新能源高效利用。

  目前我国储能资源以抽水蓄能为主,电化学储能占比较低。截至2020年7月,国网经营区抽水蓄能累计装机规模达2091万千瓦。电化学储能已投运规模为71万千瓦,占比仅为3%,但近五年保持年均90%高速增长态势。电化学储能在电力系统各环节均得到应用,其中电源侧在建在运装机占比最大,达49%。

  在电源侧商业模式上,范高锋指出,一是新能源场站内部配置储能。一方面通过减少新能源弃风、弃光电量获取收益;另一方面,提高新能源涉网特性减少”两个细则“考核费用。该模式盈利能力与新能源上网电价、运行水平和消纳情况密切相关。二是储能联合火电机组参与调峰调频辅助服务市场。通过在火电机组侧配置储能,可提高机组调频性能,实现机组深度调峰,从而直接提升机组被调用机率和补偿费用。该模式有利于提高新能源利用水平,但总体盈利空间相对固定,个体收益水平随市场主体参与度增加而下降。

  在电网侧商业模式上,范高锋指出,一是独立储能电站接入公用电网。目前,国家尚未出台非抽蓄储能电站电价政策,该模式对于提供电网公共服务具有重要意义,但商业化运营模式尚在探索中。二是共享储能。共享储能配置在新能源送出汇集站内,为多个新能源场站调峰,收益包括充放电收益、辅助服务补偿收益。该盈利模式需要合理的交易价格及较高的年利用率。

  在用户侧商业模式上,范高锋指出,通过“谷充峰放”降低用电成本,通过响应电网调度获取收益,通过削减用电尖峰降低需量电费,但该模式受本地的峰谷电价差和企业自身经营情况影响较大。

  一是储能发展政策有待进一步完善。当前推动储能在电力系统各环节应用的激励机制不足,电网侧提供系统调峰调频和事故备用的储能电站由于独立市场主体身份不健全、收益无法保障,发电侧和用户侧储能的市场运营模式也不完善。

  二是储能发展规模目标和技术路线有待明确 。目前分阶段的储能发展规模目标缺失,抽蓄和电化学储能等不同技术路线的适应性有待精准比选,为满足未来新能源消纳及电网灵活调节的需求,需结合我国能源转型,加强统筹规划和科学布局。

  三是储能技术水平还需要进步提升。现行储能技术标准体系需要进一步完善,储能系统对电网运行控制的适应性需要进一步提高。储能装置在能量密度、单位造价、本体特性、集成应用等方面,还需持续加强基础及应用研究。此外,储能装置自身安全性有待进一步提升。

  为促进新能源与储能协调发展,范高锋提出十大建议:一是合理引导装机布局,积极服务新能源发展。二是持续提升清洁能源调度管理水平。三是提升电网安全稳定运行水平。四是推进适应能源转型的电力市场建设。五是加强顶层设计,促进新能源与储能协调有序发展。六是完善政策机制,建设储能分类管理体系。七是健全储能标准体系。八是深化技术研究,保持储能本体及应用技术的国际领先地位。九是强化安全管控,进一步加强储能应用安全风险防范能力。十是创新应用模式,助力能源互联网建设。

  范高锋指出,未来,随着我国新能源占比的进一步提高和市场化进程不断加快,储能将迎来快速发展的机遇期。

  本次会议联合中国科学院电工研究所、国网湖南综合能源服务有限公司、国网西藏综合能源服务有限公司、国网宁夏综合能源服务有限公司、国网湖南省电力有限公司电力科学研究院、国网陕西省电力公司电力科学研究院、国网冀北电力有限公司电力科学研究院、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司、中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司、中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司、中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司、中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司、中国能源建设集团投资有限公司黑龙江分公司、中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司、中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司、中国电建集团湖北省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团江西省电力建设有限公司、平高集团储能科技有限公司、瑞浦能源有限公司、湖北亿纬动力有限公司、科华恒盛股份有限公司、广州智光储能科技有限公司等单位共同主办。返回搜狐,查看更多