中国储能网讯：9月10-11日，由中国化学与物理电源行业协会、南方科技大学碳中和能源研究院、南方电网能源发展研究院联合100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会在深圳召开。此次大会主题是“绿色、经济、安全、发展”
11日上午，中国电力科学研究院有限公司高级工程师杨水丽受邀在“新能源动力系统控制技术专场”分享了主题报告，主题为《新型储能技术现状与应用案例》。
中国电力科学研究院有限公司高级工程师杨水丽
杨水丽：各位领导、各位专家：大家上午好！很荣幸在这里分享，我的题目是《新型储能技术现状与应用案例》，分为三部分：新型储能发展背景、技术与应用现状；典型案例分析；总结。
首先看背景，国家发改委和能源局关于加快推动新型储能技术发展的指导意见中提出：到2025年，区别于抽蓄储能，将由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模应用条件。创新目标是降成本，百兆瓦级工程应用，到2030年全面市场化发展。与电力系统各环节深度融合发展，支撑双碳目标的实现。
在新型电力系统背景下，新能源高占比电力系统运行方式发生深刻变化，对电源将由稳定、可控向灵活可控发展，对间歇性、随机新的新能源将需要提高精度，实现友好并网，对用电，需要部分可控，并可参与需求侧响应。新型储能技术是应对新需求的支撑技术之一。储能技术发展的现状是可全面部署应用的储能有电化学储能、超级电容器储能，在电化学储能中，锂电较为成熟，它的进一步发展趋势是降成本、促安全。其他的储型技术：机械储能、电池储能、热储能、制氢、储氢，热电联共，处于系统示范阶段。
储能应用发展的目标是，持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统发、输、配、用各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。
在电源侧，布局新型储能，可促进新能源资源富集地区，友好新型能源电站建设，支撑跨省跨区输电通道，可再生能源基地的外送，促进沙漠、戈壁、荒漠，大型风电光伏基地开发消纳。
在电网侧，可以提高电网关键节点的安全稳定运行水平，增强供电能力不足，偏远地区的供电保障能力，延缓和替代输电走廊资源紧张地区，输变电设施投资，提升重要电力用户应急保障能力。
在用户侧，可以支撑分布式供能系统建设，提供定制化用能服务，提升用户灵活调节能力。
多元化应用方面，可以推进源网荷储一体化协同发展，加快跨领域融合发展，拓展多种储能形式应用。总体来说，它的应用场景是很广泛的。
下面介绍一下我们测算过的典型案例。案例一，在电源侧，促进送端电网中新能源消纳，对新疆、甘肃、宁夏、吉林、青海等地区配置电化学储能，以减少新能源限电率为目标开展仿真测算，得出不同地区满足性能和成本比较优的储能配置值，如表所示，由成效、投资、效益和回收期可以看出：甘肃、青海和宁夏，它的成效高、收益大、回收期短，在新疆、吉林成效相对低，回收期长。但是，各地区配置储能系统均不能在经济性比较优的情况下将新能源的限电率缩减至5%左右。影响各地区新能源消纳水平提升的主要原因是持续限电时期长，储能系统的利用率低。
案例二，在电源侧，联合单台火电机组AGC调频，基于国家能源局2019年公布的调频补偿费用情况可以看出，在蒙西、陕西、广东三地的单位装机分摊费用最高，分摊费用高表征调频需求大。因此，基于广东省作为功率补偿的测算代表，对400兆瓦的燃气机组配置12兆瓦/6兆瓦时的储能系统，联合参与AGC调频，由仿真结果可以看出，储能系统对机组调节速率的提升程度最大，由原来的0.375提升至2.765。其次是日调节里程，投资回收期是4.3年，小于储能系统投资的盈亏阈值5年。不过随着储能投资成本的降低，这个阈值会更宽泛。
我们选取陕西省作为容量测算的代表，对三台火电机组分别配置对应的储能系统，联合参与AGC调频，由测算结果可以看出，储能系统对日调节容量的提升程度有限，储能辅助660MW和直吹式机组参与AGC调节的经济性最好，为7年。但是仍然超过储能系统的投资阈值5年，投资风险比较大。由功率和容量测算的两个案例可以看出，在AGC调频中,功率测算的方式能更好地展现储能系统的功率特性，具有比较好的经济性。
案例三在电网侧提升特高压交直流输电能力应用，大功率接收区外来电的受段电网，发生直流单极或者双极闭锁，而损失高比例功率时，受端电网的全网性频率安全问题制约特高压通道稳态的输送能力。由表可以看出，比较典型的是河南、湖南电网，他们的馈入通道实际输送能力不足额定输送能力的一半。因此我们针对河南配置670万千瓦/15分钟的储能系统，用于大功率事故支撑，可以提升长南线与天中直流的稳态输送功率770万千瓦，投资回收期为2.27年，收益良好。
案例四，在电网侧，辅助省级电网传统调节源AGC调频。随着新能源发电的快速发展，特高压交直流建设，引发了电网调频资源减少、频率特性恶化的结构性困境，各省电力公司开始布局储能调频项目，但是应用需求量究竟多大，储能的投入占比是多少时可以获得性能和收益间的平衡，我们需要开展仿真分析。
这个需求，我们基于火电、水电和储能系统的调节特性，将电网的AGC指令划分基本分量RegA和波动分量RegD，在传统电源和储能间进行分配，基于里程测算法，开发了储能辅助传统调节源AGC调频的多源博弈特性时序仿真软件。
基于某省典型电网某日的ACE曲线开展仿真分析，由仿真结果可以看出，随着储能装机的投入，对ACE曲线的跟踪效果也逐步提升，对标准误差缩小的趋势逐步减小。由右图可以看出，缩减率图上的C点是储能需求容量的拐点，也就是饱和效应点，也就是储能投资比较经济的储能配置值。由表可以看出，在火电机组调节需求系数为10%时，机组需要完成的基准条件分量RegA为33兆瓦，超过33兆瓦的快速波动分量由储能系统调节。在这个系数下，比较优的储能配置值为210兆瓦/105兆瓦时。在所有的系数中，储能的配置值最小，机组的台数也最少，为85台，但是对标准误差的缩减是效果最明显的。
总结：储能应用需要紧密结合新型电力系统的资源禀赋特性与调节需求，系统价值维度包括消峰填谷、新能源并网、调频等。在当前储能成本条件下，大功率事故支撑，参与电网AGC调节具有技术经济可行性。未来攻克方向是开展桥接储能系统与电网之间领域，以及在电力系统碳减排中的作用等方面的研究具有前景。
我的汇报完毕。谢谢！
来源：中国储能网
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