4月24-26日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的第九届中国国际储能大会在浙江省杭州市洲际酒店召开。在4月26日上午的“储能电站与技术应用（四）“专场，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司项目设计总监田莉莎在会上分享了主题报告《电化学储能系统在已建光伏电站中的应用》，以下为演讲实录：
田莉莎：大家上午好！这两天已经有不少嘉宾给大家分享了电化学储能系统的应用案例，还有一些先进技术，本人也是收获颇丰，今天由我向大家分享一些电化学储能系统在已建光伏电站中应用的一些探索和思路，供大家探讨。
主要从四个方面来分析：已建光伏电站应用现状、储能在新能源电站应用的相关政策分析、储能系统在已建光伏电站中应用的几个场景、一些简单的结论和建议。
在此之前请允许我简短的向大家介绍一下我院。我院长中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，成立于1950年，主要是面向国内外市场，为综合能源利用、能源建设开发提供全方位综合性的方案规划服务，主要业务涵盖的领域包括水电、风电、光电、交通、市政等行业领域，而且我院长第一批持有国家级“工程设计综合资质”的单位，联合多年被评为中国勘测设计综合实力百强单位、中国承包商和工程设计企业双60强单位。
下面进入主题：
第一，已建光伏电站的应用现状。
截止2018年年底，全国光伏发电的总装机容量达到了1.74亿千瓦，较上年新增了4426万千瓦，同比增长34%。其中，集中式光伏电站12384万千瓦，较上年新增2330万千瓦，同比增长23%。虽然2018年受“5.31”光伏新政的影响，集中电站的光伏增速明显放缓，分布式增速是比较快的，全年总的装机增长规模仅次于2017年的，也是远超当时行业预期的。
已建光伏电站到2018年，全国光伏的弃光电量达到了54.9亿千瓦时，同比减少了18亿千瓦时，弃光率3%，同比下降2.8个百分点。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，新疆弃光率是16%，甘肃地区的弃光率达到10%，从2017年和2018年弃光地区的分布图也可以明显看出来，西北五省是在过去的一年时间得到了比较明显的改善。
目前光伏电站发电受阻的主要原因有以下几个方面：1，局部地区新能源增长过快，远超了当地的消纳水平。2，由于系统的灵活调节电源的比重是在下降的，调峰能力不足。3，因为新能源的建设和电网的建设不匹配，导致跨省跨区的输电通道能力不足。4，由于目前我国经济发展是进入了一个新常态，它的总体市场需求总量是降低的，所以消纳市场总量不足。
我国光伏电站规模化应用是始于2009年，所以发展至今已经有10年的历程，这10年期间光伏电站上网电价经历了四个阶段：第一阶段，示范项目单独定价阶段，2009年光伏特许权第一批项目是在甘肃敦煌，当时的中标电价是1.09元，2010年全国有三个特许权电价项目。第二阶段，2011年开始进入了统一定价阶段。到2014年以后就进入了电价的第三阶段，按照资源分类区进行定价，分为三个资源区，三个不同的电价，从2014年—2018年也是逐渐下降的过程。到2019年我们就进入了电价的第四个阶段，就是竞价上网阶段，平价优先。
先面分析一下储能系统在新能源场站中应用的相关政策。2017年，五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中也是明确指出，应该要鼓励可再生场站配置合理的储能系统，要推动储能系统与可再生能源的协调运行，还要研究建立可再生能源场站储能补偿机制，并且要支持应用多种储能促进可再生能源的消纳。2017年，国家发改委还发布了《关于开展分布式发电市场的交易化试点通知》，这个通知中也是提出了鼓励分布式发电项目安装储能设施，提升供电的灵活和和稳定性。2017年，青海省发改委也发布了《关于印发青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，这个通知中也提出了新建风电场要配置储能装置并网，虽然2017年后来这个通知由于一些原因没有执行，但是也是释放了一个信号，就是说在未来新能源+储能来并网是未来的一个发展趋势。
下面介绍一下在电化学储能系统在我们已建光伏电站中应用的一些可行性，几个应用场景。1，削峰填谷，解决弃电。我们都知道西北五省是我们最早规模化开发光伏电站的厂区，对于早期建设的光伏电站来说投资成本比较高、电价比较高，如果在比较严重的弃光条件下，电站的收益是难以保证的。以青海为例，虽然全省2017年、2018连弃光率从6.2%下降到了4.76，但是在局部地区，比如海西州，由于本地消纳不足、外地输送受阻是比较严重的，据我们了解格尔木某些电站去年弃光达到了15—20%，而德尔哈地区甚至超过了20%。这是德令哈、格尔木在2018年全年逐月的弃光率，图里面可以看得出来，弃光是比较严重的，基本上15%，10%以上，甚至到了30%。
下面两张图是，格尔木两个电站在两个典型日的情况，橙色的曲线表示的是电站的样板机，不受电站影响逆变器的全天日发电曲线，而蓝色的曲线是被限电的逆变器全天的发电曲线。从图里可以看出，电站主要的发电时间是集中在中午的大发时段，持续时间也是4—6小时不等，最高的限电可能达到整个电站的30%左右。
我们可以利用储能系统对电量的时间转移特性来解决我们光伏电站的弃电问题，进行削峰填谷。主要有三种工作模式：第一种，我们将高峰时间的弃电是在非高峰时段以一种恒功率的模式释放。第二种，在高峰弃电在我们电站的功率下降的阶段用于平邑电站的波动。第三种，将高峰弃电我们转移到夜间，就是电网负荷高峰时段，作为电网的一个辅助调峰的功能。
在已建的光伏电站中，增设储能系统，我们主要有两种方案，一种是集中式布置，一种是分散式布置。我们上面这两张图可以看出来，对于分散式布置来说，就是将储能系统分散式布置在我们各个光伏子阵中，蓄电池通过直流变换器之后直接接入光伏逆变器的直流侧，实现直流侧的储能。而集中式就是，储能电池是经过储能变流器以后，再经升压变压器升压之后接到我们光伏电站的升压站或者开关站的中压母线上。这两种储能方式也各有优缺点的，集中式储能，由于储能系统和光伏发电系统是相互比较独立的，所以比较便于集中管理调度，而不受光伏发电系统逆变器选型的限制的。集中式布置，还可以参与系统的一次调频。分散式直流储能，由于不需要经过升压变压器以及高压电缆的，所以设备投资相对低一些，而且由于分散式储能是布置在每个子方阵中的，容量比较小，对于已建光伏电站可以布置在原有的逆变器室附近，不受场地制约。另外，由于光伏出力和储能系统之间直流变换功率环节是比较小的，所以储能系统效率相对要高一些。集中式交流储能相对而言缺点就是，要集中布置，对于已建光伏电站来说可能要受场地的限制，它的设备投资可能相对会高一些。相对于分散式储能来说，因为要多经历一级逆变和升压的环节，系统效率相对低一些。而分散式储能，由于它是在直流侧来储能，就要跟原有的光伏逆变器进行匹配，所以对直流变换器的要求比较多一些。设备布置比较分散，设备数量比较多，调度管理是不方便的。将来参与一次调频的控制策略是比较复杂的，所以也是不建议它作为一次调频系统来使用。
下面我们根据已建光伏电站的电价水平，还有当前储能系统的投资水平，我们来分析一下在已建光伏电站中配置储能系统的一个可行性。我们以100兆瓦的格尔木某光伏电站为例，在不限电的情况下年利用小时数能到1650小时，如果按照全年限电15%、储能电池每日循环一次两测算，则至少需要配置75兆瓦时的一个储能系统，按照日限电最高功率按30%来考虑，要配置30兆瓦的一个PCS。储能系统我们这块按照我们目前最常用的磷酸铁锂的电池系统来考虑，按1.4元来测算。PCS按7毛钱来测算，这样系统的总体投资大概1.26亿元，针对已建光伏电站各种电价水平来测算它的投资回收期，基本上在它的全生命周期内都可以收回初始投资，尤其是高电价地区，5毛钱以上的，5—6年就可以收回投资，随着储能系统成本持续下降，投资回收期会更短一些，所以在我们早期已建光伏电站中，配置储能系统解决弃电是可以明显的改善由于弃电引起的电站收益受损的问题。
不管是对于分散式还是集中式储能的方式，主要是要考虑光伏电站当时的情况，以及他对储能系统功能的需求来综合确定，我们是用集中式还是分散式的方案。但是无论是采用哪种方式，我们在系统中都要配套建设一套能量管理系统，用于来控制储能系统的充放电，从而有效的解决弃光现象。
光伏电站参与一次调频，由于目前新能源持续快速的发展，新能源规模也是不断的扩大，新能源在电网中的渗透率是不断的提高，所以系统中原有的具有转动惯量的火电、水电机组比例也是不断下降，导致系统中可用的快速调频的资源是逐步减少，系统的功率平衡和调频难度不断加大，这就威胁到电网的频率安全。因此，迫切的需要新能源的机组尽快能够参与到电网的快速频率响应里来。所以在2018年，国家能源局西北监管局发布了一个《关于开展西北电网新能源场站快速频率响应功能推广应用工作的批复》，这个文件中有一些要求。文件中要求对光伏电站按照左边那张图来进行有功和功率下垂特性的示意图来进行运行，至少应该能够提供10%的电站额定容量来调节，要求光伏电站的响应时间不超过5秒，整体的调节时间不超过15秒。
我们要注意的一点就是，在原来西北监管局这个文件中，他指出了一条，在电网低频扰动的情况下，新能源场站根据当时的实时运行工况参与电网调频快速响应，不提前预留有功备用。
2018年发布了一个电力行业的标准，电力系统网源协调技术规范，这里指出来，光伏电站和广电场都要具备调频功能，而且要通过有功备用和储能设置方式来实现参与一次调频，这就要求我们光伏电站除了要参与高频响应以外还要参与低频响应，参与低频响应目前的方式，要么留有功备用、要么配储能设备。以100千瓦的光伏电站为例，如果他要参与低频响应，按照预留10%的备用容量，按每天备用8小时测算，每年就要少发2920万度电站，对于高电价地区每年的收益受损情况还是比较严重的，从2336万到3850万元不等。同样，如果我们采用配置储能系统来参与一次调频的话，投资大概是2100万，这样相较而言配置储能系统是更为经济的。我们这里测算的是对于已建光伏电站来说的，对于即使是新建光伏电站，按照目前的平价上网政策来考虑，如果要参与一次调频，按照3毛钱来测算，每年损失的收益也是800多万，相较而言也还是配储能系统来参与一次调频是更为合理和经济的。
我们在新能源电站中配置储能系统可以跟踪计划出力，提高功率预测的精度。在2018年12月份，西北监管局也是发布了一个双细则的考核通知，在这个考核通知中明确提出来，光伏电站的日预测曲线的最大误差不能超过20%，而且它的短期误差准确率是应该不低于75%的，所以可用电量准确率是不小于97%，这些要求也是比较严苛的。
包括在南方区域，也是要求光伏电站有功出力与调度计划曲线的偏差是不超过1%，日准确率不小于85%，短期预测率不小于90%的。这些对于已建光伏电站来说，原有的逆变器和AGC系统调节速度和控制精度可能都不能满足要求，因此我们可以利用储能系统响应时间快、调节能力强、具有双向调节能力的特点，来对光伏实际出力与预测功能的补偿，提高精度。
根据以上分析我们可以得出结论，光伏电站中配储能系统有以下几个优点：
1，有效减少弃光电量，保障已建电站收益。
2，参与频率快速响应，一定程度保证电网频率安全。
3，跟踪计划出力，提高电站功率预测准确率，便于调度部门制定调度计划。
最后就是一些建议：
1，尽快明确光伏电站中安装储能系统的上网电价。
2，完善光伏电站+储能参与一次调频的辅助服务相关政策。
以上就是我在光伏电站中配置储能系统的思路，不足之处欢迎大家批评指正。
来源：中国储能网
