北京能高李岩：发电侧储能的应用和实践-北极星储能网

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如何通过储能技术的应用提高新能源发电的经济价值？在新能源发电侧，即风光电厂加入储能，建议电网优先调度，降低限电率；对于新获批的项目，如果同时配置储能，在指标获取、备案上要有一定优先权；发电侧独立的储能电站要参与电网的调频调峰服务，在电网的辅助服务当中，获得收益补偿。通过这几种方式能够使得储能带来更大的价值，进一步促进储能项目的经济可行性。

——李岩

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为更好地推动我国能源高质量发展，中国能源研究会在北京国际会议中心召开以“中国能源高质量发展”为主题的年会。其中中国能源研究会储能专业委员会于8日下午举办此次年会的分论坛，主题为“储能技术创新与热点市场实践交流”。北极星储能网将对大会进行全程直播。如需北极星储能网直播您的会议，请联系微信号：13693626116。

会上，青海能高新能源有限公司、北京能高自动化技术股份有限公司副总经理李岩作“发电侧储能技术和应用实践”主题报告，以下为报告全文。

李岩：今天重点谈一下发电侧储能。2017年，全国平均弃光率10%，西部五省平均弃光率达到19.7%；全国平均弃风率17%；弃风电量达到497亿千瓦时！提高新能源的可调度性，提高风光消纳和经济性；改善风光间歇性、波动性、随机性问题，实现新能源输出功率平滑，减少对电网冲击，提高输出电线路的利用率——发电侧储能举足轻重！发电侧储能工作原理很简单，主要起到移峰，对限制的电量通过储能方式储存起来，在非限制时间放出去，提升风光发电的控制特性和电网友好性。

在项目实施中，光伏电站接入储能有两种方式：

1、高压交流接入的方式；在光伏电站里面建一个集中式的储能电站，这种方式优点为容量配置比较灵活，可以作为独立的储能电站参与电网的调度，可以参与电网辅助服务。

缺点是作为一个独立的电源接入电网，需要做电网接入手续，比较复杂。另外，因为通过升压，电能多级变换，整个的效率比较低一些。

2、直流侧接入的方式，电池通过DCDC直流变换器接入原光伏逆变器的直流侧。优点为电池经过一级变换直接存储能量，系统效率较高，成本低；不涉及电网接入。

缺点是需要大功率直流变换器（DC/DC）；直流变换器与系统匹配复杂。

风电接入储能有两种方式，一种是35KV高压接入，优点是储能集中接入35KV母线，与风机相对独立，可做独立储能电站应用，容量配置灵活；储能与风机耦合度小，系统控制简单，可靠性较高。

缺点是需要单独配置35KV升压变压器，硬件成本较高；涉及电网接入手续。

另一种是690V 低压侧接入，优点是储能单元直接接入现在690V变压器，无需单独配置升压变压器，可以节约35KV变压器硬件投资。

缺点是储能与风机耦合，相互影响较大，控制比较复杂，系统有谐振风险；储能变流器接入电压较高，高电压穿越能力较差；电池输入电压高1000V以上，串联数多或者加装DCDC二级变换,大部分厂家电池难以满足。

作为储能系统的关键设备——储能变流器PCS、储能DC/DC直流变换器，能高自主研发的从25千瓦到500千瓦全系列双向直流变换器、高效储能变流器可以根据项目或方案的需要进行定制，而且已经解决了直流变换器与原有光伏逆变器的耦合问题、跟调度系统通讯的问题，之前这个问题存在的时候，会造成输出口的功率震荡。

北京能高公司承建了国内首批风光储微网项目、光储互补发电项目，至今十余年的时间里，我们的变流设备在多种应用场景下得到了验证和更进一步发展。今年应用于世界首个柔性直流变电站张北阿里巴巴数据港及国内首个最大规模的全钒液流储能电站的储能直流变换器、变流器更是起到了很好的示范效应。

刚才讲的是一套风、光接入储能的标准方案设计，下面介绍几个已经开始着手的项目。位于格尔木、乌兰铜普的两个光伏项目，限电率20%，1.15元的电价，限电率比较高，对整个光伏电站效益有很大影响。我们同时设计了高压侧交流输入的方案和直流侧输入的方案，经过对比，直流侧方案效益更好，方案中我们采用的是标准集装箱式的产品。

这个项目之所以有一定的可行性，是因为1.15块电价是个强有力支撑。早期2010年左右并网的光伏电站电价高，效益还算不错。后续并网的电站电价低，效益会差很多。

再来看一个内蒙古东北部地区一个风电场储能项目，初步设想建一个16MWh的储能电站，分8个单元，每个单元2MWh，采取集装箱式的方式。我们选择的是高压侧接入的方式，在提高风力发电接入比例的同时可以作为一个独立储能电站参与电网的调度和辅助服务。

储能发展到现在，技术上已经有了很大的突破。这个项目现在来讲，我们感觉它的可行性基本点仍然是电价机制，风电电价不高，也就是5毛钱。这个项目的可行性关键点，是由于风电厂加了一套储能装置，在限电率上给了一定奖励补偿，所以把整个综合效益视同为储能给带来的，所以从经营模型上，可以做得下去。

能高公司是做变流器设备和方案设计、系统集成的企业。在项目规划方面，如果仅仅是通过提高接入比例，靠标杆电价来补偿储能收益，事实上5毛钱左右的电价，对储能来说是不够的，经济模型是不成立的。我们会为投资方着重关注收益率问题，比如通过优化设计降低投资成本提升系统效率，从而提升系统收益率，支撑更多的项目具备经济可行性和技术可行性。

通过项目实践，为了发电侧储能更好更快的发展，我们总结了以下几个问题和建议，希望能对储能行业有所帮助。

问题：

l 单一靠弃风或弃光电量，按风、光标杆电价计算储能收益，投资回报低，尤其是很多风电电价只有0.5元左右，现在弃光率较高的一类地区光伏电价也只有0.55元；

l 受弃风弃光率变化影响投资回报。

建议

l 对发电侧储能项目，给予优先调度权，给予超出同地区未配置储能项目的计划并网指标；

l 配置储能的风光电站，给予优先指标权；

l 对于35KV接入的发电侧储能电站，作为电网侧独立储能电站对待，参与调峰；

l 从新能源技术接入标准上要求，配置储能的风光电站才能满足接入要求；

l 鼓励发展电网侧储能项目，纳入电网管理。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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