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李建林: 关于青海GW级储能电站的12条建议
日期:2020-01-07   [复制链接]
责任编辑:wangke_jq 打印收藏评论(0)[订阅到邮箱]
编者按:未来会进一步丰富储能市场化交易品种,深化基于区块链技术的储能电站与电网协同调度控制研究,突破GW级储能电站协同控制技术,支撑GW级储能电站建成。

2019年末,国家电网在《关于进一步严格控制电网投资的通知》文件中提出:不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。但是对于储能应用大省青海省而言,这似乎并没有影响其储能产业的快速发展。

2019年12月26日,国内首个市场化运营电网侧共享储能电站——美满共享储能电站在青海省格尔木市正式开工建设,电站容量32MW/64MWh,计划2020年7月正式投运。

“共享储能”指的是通过电网,将电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合,由电网进行统一协调。截至11月底,青海共享储能电站累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时,调峰服务成交均价0.72元/千瓦时,电站利用率85%。

国网青海省电力公司徐有蕊曾表示,未来会进一步丰富储能市场化交易品种,深化基于区块链技术的储能电站与电网协同调度控制研究,突破GW级储能电站协同控制技术,支撑GW级储能电站建成。

对于未来的GW级储能电站,随着青海海西州、海南州百MW级、GW级以及数GW级储能电站的规划设计、先继投运,笔者从技术层面有下述几点建议:

1.青海属于高海拔地区,考虑到工期、现场安装、调试等综合因素,适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选;

2.电池类型宜以磷酸铁锂为主,兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择,以便验证多种技术路线可行性,不同电池之间的优势互补;

3.储能容量配置时长不应低于2h,便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配,最大限度减少弃光,满足西北电网调峰最小需求;

4.安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障,应采用智能控制技术,对电池系统进行故障预警,实现远程自动维护;

5.储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况,宜以百MW级为单元,考虑多点接入,并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑;

6.储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况,一天以“二充二放”为宜,至少做到“二充一放”。

从运营模式、政策保障方面,有下述几点建议:

1.储能电站的投资主体宜以第三方资本为主,兼以考虑当地政府、民营资本,甚至适当众筹模式,以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力;

2. GW级、数GW级储能电站投运后,可以服务于光伏发电企业,减少弃光率,提高光伏电站调频能力,便于应对西北电网考核细则,减免高额惩罚;

3. GW级、数GW级储能电站投运后,可以按照《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》的相关条例参与青海电网调峰,价格为0.7元/千瓦时;

4.新疆自治区执行光伏电站加装容量20%配置储能后,可增加100小时计划电量,连续五年,青海可以考虑一定程度借鉴;

5.储能电站规模化应用,离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航,应进一步借鉴、制定相应的标准体系;

6.储能电站投运后,可以带来可观的碳排放收益,应尽早对碳排放进行货币价值化评估,进行有效的成本效益分析。

青海作为全国首个共享储能交易试点,共享储能生态圈建设已经初见成效,对未来新能源和储能发展有引领示范意义。共享储能新业态的构建将极大地赋能于新能源事业的发展,对能源转型意义重大。

原标题:李建林: 关于青海GW级储能电站的12条建议
 
 
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来源:能源杂志
 
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