4月24-26日，由中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會主辦的第九屆中國國際儲能大會在浙江省杭州市洲際酒店召開。在4月26日上午的“儲能電站與技術應用(四)“專場，中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司項目設計總監田莉莎在會上分享了主題報告《電化學儲能系統在已建光伏電站中的應用》，以下為演講實錄：
田莉莎：大家上午好!這兩天已經有不少嘉賓給大家分享了電化學儲能系統的應用案例，還有一些先進技術，本人也是收穫頗豐，今天由我向大家分享一些電化學儲能系統在已建光伏電站中應用的一些探索和思路，供大家探討。
主要從四個方面來分析：已建光伏電站應用現狀、儲能在新能源電站應用的相關政策分析、儲能系統在已建光伏電站中應用的幾個場景、一些簡單的結論和建議。
在此之前請允許我簡短的向大家介紹一下我院。我院長中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，成立於1950年，主要是面向國內外市場，為綜合能源利用、能源建設開發提供全方位綜合性的方案規劃服務，主要業務涵蓋的領域包括水電、風電、光電、交通、市政等行業領域，而且我院長第一批持有國家級“工程設計綜合資質”的單位，聯合多年被評為中國勘測設計綜合實力百強單位、中國承包商和工程設計企業雙60強單位。
下面進入主題：
第一，已建光伏電站的應用現狀。
截止2018年年底，全國光伏發電的總裝機容量達到了1.74億千瓦，較上年新增了4426萬千瓦，同比增長34%。其中，集中式光伏電站12384萬千瓦，較上年新增2330萬千瓦，同比增長23%。雖然2018年受“5.31”光伏新政的影響，集中電站的光伏增速明顯放緩，分佈式增速是比較快的，全年總的裝機增長規模僅次於2017年的，也是遠超當時行業預期的。
已建光伏電站到2018年，全國光伏的棄光電量達到了54.9億千瓦時，同比減少了18億千瓦時，棄光率3%，同比下降2.8個百分點。目前棄光主要集中在新疆和甘肅地區，新疆棄光率是16%，甘肅地區的棄光率達到10%，從2017年和2018年棄光地區的分佈圖也可以明顯看出來，西北五省是在過去的一年時間得到了比較明顯的改善。
目前光伏電站發電受阻的主要原因有以下幾個方面：1，局部地區新能源增長過快，遠超了當地的消納水平。2，由於系統的靈活調節電源的比重是在下降的，調峰能力不足。3，因為新能源的建設和電網的建設不匹配，導致跨省跨區的輸電通道能力不足。4，由於目前我國經濟發展是進入了一個新常態，它的總體市場需求總量是降低的，所以消納市場總量不足。
我國光伏電站規模化應用是始於2009年，所以發展至今已經有10年的歷程，這10年期間光伏電站上網電價經歷了四個階段：第一階段，示範項目單獨定價階段，2009年光伏特許權第一批項目是在甘肅敦煌，當時的中標電價是1.09元，2010年全國有三個特許權電價項目。第二階段，2011年開始進入了統一定價階段。到2014年以後就進入了電價的第三階段，按照資源分類區進行定價，分為三個資源區，三個不同的電價，從2014年—2018年也是逐漸下降的過程。到2019年我們就進入了電價的第四個階段，就是競價上網階段，平價優先。
先面分析一下儲能系統在新能源場站中應用的相關政策。2017年，五部委聯合發佈的《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》中也是明確指出，應該要鼓勵可再生場站配置合理的儲能系統，要推動儲能系統與可再生能源的協調運行，還要研究建立可再生能源場站儲能補償機制，並且要支持應用多種儲能促進可再生能源的消納。2017年，國家發改委還發布了《關於開展分佈式發電市場的交易化試點通知》，這個通知中也是提出了鼓勵分佈式發電項目安裝儲能設施，提升供電的靈活和和穩定性。2017年，青海省發改委也發佈了《關於印發青海省2017年度風電開發建設方案的通知》，這個通知中也提出了新建風電場要配置儲能裝置併網，雖然2017年後來這個通知由於一些原因沒有執行，但是也是釋放了一個信號，就是說在未來新能源+儲能來併網是未來的一個發展趨勢。
下面介紹一下在電化學儲能系統在我們已建光伏電站中應用的一些可行性，幾個應用場景。1，削峰填谷，解決棄電。我們都知道西北五省是我們最早規模化開發光伏電站的廠區，對於早期建設的光伏電站來說投資成本比較高、電價比較高，如果在比較嚴重的棄光條件下，電站的收益是難以保證的。以青海為例，雖然全省2017年、2018連棄光率從6.2%下降到了4.76，但是在局部地區，比如海西州，由於本地消納不足、外地輸送受阻是比較嚴重的，據我們瞭解格爾木某些電站去年棄光達到了15—20%，而德爾哈地區甚至超過了20%。這是德令哈、格爾木在2018年全年逐月的棄光率，圖裡面可以看得出來，棄光是比較嚴重的，基本上15%，10%以上，甚至到了30%。
下面兩張圖是，格爾木兩個電站在兩個典型日的情況，橙色的曲線表示的是電站的樣板機，不受電站影響逆變器的全天日發電曲線，而藍色的曲線是被限電的逆變器全天的發電曲線。從圖裡可以看出，電站主要的發電時間是集中在中午的大發時段，持續時間也是4—6小時不等，最高的限電可能達到整個電站的30%左右。
我們可以利用儲能系統對電量的時間轉移特性來解決我們光伏電站的棄電問題，進行削峰填谷。主要有三種工作模式：第一種，我們將高峰時間的棄電是在非高峰時段以一種恆功率的模式釋放。第二種，在高峰棄電在我們電站的功率下降的階段用於平邑電站的波動。第三種，將高峰棄電我們轉移到夜間，就是電網負荷高峰時段，作為電網的一個輔助調峰的功能。
在已建的光伏電站中，增設儲能系統，我們主要有兩種方案，一種是集中式佈置，一種是分散式佈置。我們上面這兩張圖可以看出來，對於分散式佈置來說，就是將儲能系統分散式佈置在我們各個光伏子陣中，蓄電池通過直流變換器之後直接接入光伏逆變器的直流側，實現直流側的儲能。而集中式就是，儲能電池是經過儲能變流器以後，再經升壓變壓器升壓之後接到我們光伏電站的升壓站或者開關站的中壓母線上。這兩種儲能方式也各有優缺點的，集中式儲能，由於儲能系統和光伏發電系統是相互比較獨立的，所以比較便於集中管理調度，而不受光伏發電系統逆變器選型的限制的。集中式佈置，還可以參與系統的一次調頻。分散式直流儲能，由於不需要經過升壓變壓器以及高壓電纜的，所以設備投資相對低一些，而且由於分散式儲能是佈置在每個子方陣中的，容量比較小，對於已建光伏電站可以佈置在原有的逆變器室附近，不受場地制約。另外，由於光伏出力和儲能系統之間直流變換功率環節是比較小的，所以儲能系統效率相對要高一些。集中式交流儲能相對而言缺點就是，要集中佈置，對於已建光伏電站來說可能要受場地的限制，它的設備投資可能相對會高一些。相對於分散式儲能來說，因為要多經歷一級逆變和升壓的環節，系統效率相對低一些。而分散式儲能，由於它是在直流側來儲能，就要跟原有的光伏逆變器進行匹配，所以對直流變換器的要求比較多一些。設備佈置比較分散，設備數量比較多，調度管理是不方便的。將來參與一次調頻的控制策略是比較複雜的，所以也是不建議它作為一次調頻系統來使用。
下面我們根據已建光伏電站的電價水平，還有當前儲能系統的投資水平，我們來分析一下在已建光伏電站中配置儲能系統的一個可行性。我們以100兆瓦的格爾木某光伏電站為例，在不限電的情況下年利用小時數能到1650小時，如果按照全年限電15%、儲能電池每日循環一次兩測算，則至少需要配置75兆瓦時的一個儲能系統，按照日限電最高功率按30%來考慮，要配置30兆瓦的一個PCS。儲能系統我們這塊按照我們目前最常用的磷酸鐵鋰的電池系統來考慮，按1.4元來測算。PCS按7毛錢來測算，這樣系統的總體投資大概1.26億元，針對已建光伏電站各種電價水平來測算它的投資回收期，基本上在它的全生命週期內都可以收回初始投資，尤其是高電價地區，5毛錢以上的，5—6年就可以收回投資，隨著儲能系統成本持續下降，投資回收期會更短一些，所以在我們早期已建光伏電站中，配置儲能系統解決棄電是可以明顯的改善由於棄電引起的電站收益受損的問題。
不管是對於分散式還是集中式儲能的方式，主要是要考慮光伏電站當時的情況，以及他對儲能系統功能的需求來綜合確定，我們是用集中式還是分散式的方案。但是無論是採用哪種方式，我們在系統中都要配套建設一套能量管理系統，用於來控制儲能系統的充放電，從而有效的解決棄光現象。
光伏電站參與一次調頻，由於目前新能源持續快速的發展，新能源規模也是不斷的擴大，新能源在電網中的滲透率是不斷的提高，所以系統中原有的具有轉動慣量的火電、水電機組比例也是不斷下降，導致系統中可用的快速調頻的資源是逐步減少，系統的功率平衡和調頻難度不斷加大，這就威脅到電網的頻率安全。因此，迫切的需要新能源的機組儘快能夠參與到電網的快速頻率響應裡來。所以在2018年，國家能源局西北監管局發佈了一個《關於開展西北電網新能源場站快速頻率響應功能推廣應用工作的批覆》，這個文件中有一些要求。文件中要求對光伏電站按照左邊那張圖來進行有功和功率下垂特性的示意圖來進行運行，至少應該能夠提供10%的電站額定容量來調節，要求光伏電站的響應時間不超過5秒，整體的調節時間不超過15秒。
我們要注意的一點就是，在原來西北監管局這個文件中，他指出了一條，在電網低頻擾動的情況下，新能源場站根據當時的實時運行工況參與電網調頻快速響應，不提前預留有功備用。
2018年發佈了一個電力行業的標準，電力系統網源協調技術規範，這裡指出來，光伏電站和廣電場都要具備調頻功能，而且要通過有功備用和儲能設置方式來實現參與一次調頻，這就要求我們光伏電站除了要參與高頻響應以外還要參與低頻響應，參與低頻響應目前的方式，要麼留有功備用、要麼配儲能設備。以100千瓦的光伏電站為例，如果他要參與低頻響應，按照預留10%的備用容量，按每天備用8小時測算，每年就要少發2920萬度電站，對於高電價地區每年的收益受損情況還是比較嚴重的，從2336萬到3850萬元不等。同樣，如果我們採用配置儲能系統來參與一次調頻的話，投資大概是2100萬，這樣相較而言配置儲能系統是更為經濟的。我們這裡測算的是對於已建光伏電站來說的，對於即使是新建光伏電站，按照目前的平價上網政策來考慮，如果要參與一次調頻，按照3毛錢來測算，每年損失的收益也是800多萬，相較而言也還是配儲能系統來參與一次調頻是更為合理和經濟的。
我們在新能源電站中配置儲能系統可以跟蹤計劃出力，提高功率預測的精度。在2018年12月份，西北監管局也是發佈了一個雙細則的考核通知，在這個考核通知中明確提出來，光伏電站的日預測曲線的最大誤差不能超過20%，而且它的短期誤差準確率是應該不低於75%的，所以可用電量準確率是不小於97%，這些要求也是比較嚴苛的。
包括在南方區域，也是要求光伏電站有功出力與調度計劃曲線的偏差是不超過1%，日準確率不小於85%，短期預測率不小於90%的。這些對於已建光伏電站來說，原有的逆變器和AGC系統調節速度和控制精度可能都不能滿足要求，因此我們可以利用儲能系統響應時間快、調節能力強、具有雙向調節能力的特點，來對光伏實際出力與預測功能的補償，提高精度。
根據以上分析我們可以得出結論，光伏電站中配儲能系統有以下幾個優點：
1，有效減少棄光電量，保障已建電站收益。
2，參與頻率快速響應，一定程度保證電網頻率安全。
3，跟蹤計劃出力，提高電站功率預測準確率，便於調度部門制定調度計劃。
最後就是一些建議：
1，儘快明確光伏電站中安裝儲能系統的上網電價。
2，完善光伏電站+儲能參與一次調頻的輔助服務相關政策。
以上就是我在光伏電站中配置儲能系統的思路，不足之處歡迎大家批評指正。謝謝!