李陶然

（中國(guó)廣核新能源控股有限公司，北京 100070）

0 引言

2020 年我國(guó)首次提出“二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030 年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和?！毙履茉醇夹g(shù)是實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)的必然路徑。為進(jìn)一步推動(dòng)新能源電力系統(tǒng)的發(fā)展，保障其連續(xù)性與穩(wěn)定性，新能源項(xiàng)目配備儲(chǔ)能成為必然趨勢(shì)。

本文以實(shí)際項(xiàng)目為依據(jù)，研究電化學(xué)儲(chǔ)能在光伏項(xiàng)目中的應(yīng)用、配置容量、布置形式、應(yīng)用前景及困境等。

1 光伏電站發(fā)展形式分析

光伏發(fā)電又稱太陽(yáng)能光伏發(fā)電，是利用半導(dǎo)體界面的光生伏特效應(yīng)將光能轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔艿募夹g(shù)。主要由太陽(yáng)電池板（光伏組件）、控制器和逆變器3 大部分組成。

以組件布置形式劃分，光伏電站可大致分為兩類：集中式光伏電站、分布式光伏電站。

集中式光伏電站是利用荒漠等地大面積集中建設(shè)大型光伏電站，發(fā)電后直接并入公共電網(wǎng)，接入高壓輸電系統(tǒng)供給遠(yuǎn)距離負(fù)荷。常見(jiàn)于青海、寧夏、甘肅、新疆等地區(qū)。

分布式光伏電站是指在用戶所在場(chǎng)地或附近建設(shè)運(yùn)行，以用戶側(cè)自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)。多利用屋頂、車棚等分散區(qū)域建設(shè)光伏電站，常見(jiàn)于華南華北地區(qū)。因被納入規(guī)模指標(biāo)管理，分布式光伏發(fā)展曾陷入困境。后因“整縣分布式試點(diǎn)”政策成為行業(yè)熱點(diǎn)[1]。

截至2022 年9 月底我國(guó)光伏電站裝機(jī)規(guī)模為3.58 億kW，其中：集中式光伏累計(jì)裝機(jī)21 563.9 萬(wàn)kW，分布式光伏14 242.7 萬(wàn)kW。2022 年前三季度我國(guó)光伏新增裝機(jī)共計(jì)5 260.2 萬(wàn)kW，集中式光伏電站裝機(jī)1 727.1 萬(wàn)kW，分布式光伏3 533 萬(wàn)kW，占全國(guó)光伏新增裝機(jī)比重達(dá)到67.16%。預(yù)計(jì)后續(xù)分布式光伏裝機(jī)規(guī)模將持續(xù)大幅增加[3-6]。

我國(guó)部分地區(qū)棄光較嚴(yán)重，2022 年前三季度西藏地區(qū)棄光率19.5%，青海地區(qū)棄光率10.1%。

主要因該地區(qū)無(wú)法消納日漸增多的光伏發(fā)電，送出通道有限，限電情況得不到有利改善。

為有效解決我國(guó)部分地區(qū)嚴(yán)重棄光問(wèn)題，提出以下建議：

（1）建設(shè)跨區(qū)域輸電通道，將新能源電力送出三北地區(qū)消納

該建議花費(fèi)成本巨大，需深入研究妥善處理。

（2）通過(guò)儲(chǔ)能系統(tǒng)，解決棄光問(wèn)題

對(duì)“白天無(wú)法消耗，晚上供應(yīng)不足”的南疆等地，光伏配套儲(chǔ)能是解決該問(wèn)題的最佳方案。

2 電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)概述

電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)是通過(guò)化學(xué)電池將電能儲(chǔ)存起來(lái)以便需要時(shí)利用的技術(shù)。

據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)截止到2022 年9 月底，國(guó)內(nèi)已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目中，抽水蓄能占比約85.6%，電化學(xué)儲(chǔ)能占比約12.78%，容量約達(dá)6 149 萬(wàn)kW，超出國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)1 倍以上。

目前儲(chǔ)能已成為獲取新能源開(kāi)發(fā)指標(biāo)的關(guān)鍵手段，截至2022 年9 月底，我國(guó)已有30 多省區(qū)出臺(tái)政策明確新能源配儲(chǔ)要求，裝機(jī)比例約5%～30%，連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)1～4 h。政策中寫明新能源項(xiàng)目強(qiáng)配儲(chǔ)能，并指出優(yōu)先發(fā)展電化學(xué)儲(chǔ)能的省市有青海、山東、江西、陜西、廣西、新疆。我國(guó)優(yōu)先支持及強(qiáng)配儲(chǔ)能政策統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1。

表1 我國(guó)各省（區(qū)）強(qiáng)配儲(chǔ)能及優(yōu)先支持政策統(tǒng)計(jì)表

光伏項(xiàng)目配備電化學(xué)儲(chǔ)能在現(xiàn)有政策支持下具備建設(shè)必要性。

從技術(shù)路線角度看，抽水蓄能模式較為成熟，但存在建設(shè)周期長(zhǎng)、受地理?xiàng)l件限制、響應(yīng)速度慢，與我國(guó)風(fēng)能太陽(yáng)能資源存在地域錯(cuò)位。電化學(xué)儲(chǔ)能不受自然條件影響，響應(yīng)快，技術(shù)較為成熟；其中鋰離子電池具有能量密度高、循環(huán)壽命長(zhǎng)、充放電速度快、自放電率少的特點(diǎn)，適宜與風(fēng)光項(xiàng)目配套發(fā)展。隨著我國(guó)碳達(dá)峰碳中和的逐步發(fā)展，風(fēng)力、光伏發(fā)電大規(guī)模推廣，電化學(xué)儲(chǔ)能行業(yè)將獲得更廣闊的市場(chǎng)機(jī)遇。

圖1 抽水蓄能與風(fēng)能太陽(yáng)能資源的地域差別

電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)主要分為4 類：鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池、鋰電池。

已經(jīng)商業(yè)化的電化學(xué)儲(chǔ)能有鉛酸電池（容量密度低，不易回收）、鈉硫電池、鋰電池（價(jià)格偏高、有燃燒爆炸風(fēng)險(xiǎn)）。液流電池目前處于商業(yè)化早期（有毒，能量密度低），主要技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表2[6]。

從表2 參數(shù)可知，磷酸鐵鋰電池具有安全性高、能量密度高、循環(huán)次數(shù)多等優(yōu)點(diǎn)，光伏配儲(chǔ)能項(xiàng)目推薦使用磷酸鐵鋰電池。電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)亦存在部分問(wèn)題。

表2 電化學(xué)儲(chǔ)能主要技術(shù)參數(shù)

（1）安全性：為加強(qiáng)電化學(xué)儲(chǔ)能安全管理，國(guó)家能源局起草了《電化學(xué)儲(chǔ)能電站安全管理暫行辦法》，要求①儲(chǔ)能電站建設(shè)單位對(duì)安全負(fù)主體責(zé)任。②建設(shè)單位應(yīng)當(dāng)委托具備相應(yīng)資質(zhì)與等級(jí)的設(shè)計(jì)單位進(jìn)行儲(chǔ)能電站設(shè)計(jì)和咨詢，并組織開(kāi)展設(shè)計(jì)審查。③禁止在人員密集場(chǎng)所、高層建筑、地下建筑、易燃易爆場(chǎng)所部署儲(chǔ)能電站。保障安全的同時(shí)也增加了電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目的發(fā)展難度，為提高安全性將導(dǎo)致投資增加，選址受限，人員密集的用戶側(cè)儲(chǔ)能電站將減少，后續(xù)以電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目為主。

（2）造價(jià)高：目前抽水蓄能單位造價(jià)約為1 元，電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本約為1.7 元，距離可大規(guī)模應(yīng)用推廣的目標(biāo)成本有較大差距?？赏ㄟ^(guò)進(jìn)一步改造電池結(jié)構(gòu)和工藝，提高材料使用率，降低材料制造成本；設(shè)計(jì)方便拆解回收的電極和殼體結(jié)構(gòu)，增加電站殘值等方式降低成本。

（3）儲(chǔ)能配比問(wèn)題：新能源項(xiàng)目結(jié)合儲(chǔ)能發(fā)展已成標(biāo)配，目前已有多地發(fā)布儲(chǔ)能配比相關(guān)政策，配比規(guī)模從10%～25%不等。如何在配置儲(chǔ)能基礎(chǔ)上優(yōu)化項(xiàng)目收益率成為新的命題。

3 光儲(chǔ)項(xiàng)目研究

3.1 接入方式

儲(chǔ)能系統(tǒng)接入光伏電站可采用兩種技術(shù)，分別是交流側(cè)集中布置接入方式和直流側(cè)分布式布置接入方式。

采用交流側(cè)集中布置接入方式，儲(chǔ)能電池組集中布置在電站升壓站/開(kāi)關(guān)站，直流電源通過(guò)逆變升壓后接入升壓站交流母線，儲(chǔ)能系統(tǒng)與電力系統(tǒng)之間的功率交換接受調(diào)度控制。交流側(cè)集中儲(chǔ)能方案需配置多臺(tái)機(jī)PCS 實(shí)現(xiàn)并機(jī)運(yùn)行，同時(shí)新增升壓變壓器及配電裝置。

直流側(cè)分布式布置接入方式是將儲(chǔ)能單元分散布置在各光伏子陣，每個(gè)光伏子陣設(shè)置一套儲(chǔ)能裝置，主要由光伏逆變器、升壓變壓器、DC/DC 模塊和儲(chǔ)能電池組成。分布式儲(chǔ)能方案中，DC/DC 模塊和光伏逆變器通信可實(shí)現(xiàn)對(duì)光功率的平抑，但無(wú)法實(shí)現(xiàn)對(duì)交流側(cè)多余電量的存儲(chǔ)，如需實(shí)現(xiàn)電能雙向流動(dòng)，需將單向光伏逆變器更換為雙向PCS。

直流側(cè)分布式布置接入方式對(duì)于已建光伏電站，設(shè)備布置場(chǎng)地受限，電氣接線改動(dòng)工作量大，需停電改擴(kuò)建時(shí)間長(zhǎng)，成本較大。

3.2 容量確定

確定光儲(chǔ)項(xiàng)目容量需從多角度分析：

（1）以建設(shè)條件為依據(jù)考慮建設(shè)容量

以華東區(qū)域某項(xiàng)目為例：

本項(xiàng)目屬于太陽(yáng)能資源三類地區(qū)，具有利用太陽(yáng)能實(shí)施光伏發(fā)電工程的客觀條件。根據(jù)廠區(qū)實(shí)際可鋪設(shè)光伏面積情況計(jì)算，確定項(xiàng)目建設(shè)光伏容量為1 500 kW。

本項(xiàng)目所在工業(yè)廠區(qū)生產(chǎn)線24 h 連續(xù)運(yùn)行，除塵通風(fēng)等輔助系統(tǒng)也與生產(chǎn)線運(yùn)行方式一致，故廠區(qū)日用電負(fù)荷較為平均。

考慮該區(qū)域存在分時(shí)段電價(jià)，項(xiàng)目建設(shè)時(shí)峰谷價(jià)差約0.7 元/kW·h，可考慮建設(shè)較大規(guī)模儲(chǔ)能，實(shí)現(xiàn)峰谷套利。但因廠房變壓器沒(méi)足夠容量充電，故儲(chǔ)能部分功率為150 kW，考慮到項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性及光伏發(fā)電時(shí)長(zhǎng)，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)確定為4 h。

（2）以解決棄光問(wèn)題為依據(jù)考慮建設(shè)容量

此類項(xiàng)目可通過(guò)統(tǒng)計(jì)全年各月棄電量數(shù)據(jù)、現(xiàn)行情況下儲(chǔ)能配制技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析等辦法[4]，確定儲(chǔ)能配制容量。

以我國(guó)某項(xiàng)目為例：

在同一儲(chǔ)能功率配置下，儲(chǔ)能電池容量越大，棄電量越小[2]，投資回收時(shí)間越長(zhǎng)，單純?yōu)闇p小棄電量而加大儲(chǔ)能電池容量所帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)效益并不明顯，兼顧考慮配置儲(chǔ)能系統(tǒng)后電站的棄電率、投資回收成本時(shí)間及初始投資。從圖3 可知，儲(chǔ)能系統(tǒng)容量可按3 MW/6 MW·h，3 MW/8 MW·h 兩種配比考慮。最終根據(jù)項(xiàng)目實(shí)際投資情況選取儲(chǔ)能配比。

圖2 全年各月棄電量數(shù)據(jù)

圖3 現(xiàn)行情況下儲(chǔ)能配制技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析數(shù)據(jù)

（3）以政策為依據(jù)考慮建設(shè)容量

根據(jù)項(xiàng)目所在地政策要求，配置相應(yīng)容量，并最大化儲(chǔ)能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效率。

在我國(guó)實(shí)行分時(shí)段電價(jià)峰谷價(jià)差較大地區(qū)，可考慮建設(shè)較大規(guī)模儲(chǔ)能，實(shí)現(xiàn)峰谷套利。

3.3 充放電運(yùn)行策略

光伏電站在正常發(fā)電的工作日，隨著輻照度增加，并網(wǎng)點(diǎn)的理論出力逐漸增加，會(huì)引起電網(wǎng)頻率與電壓的升高，威脅到安全穩(wěn)定運(yùn)行，此時(shí)通過(guò)儲(chǔ)能系統(tǒng)適當(dāng)充放電控制可改善整場(chǎng)出力，減少棄電量。當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)實(shí)際需求功率比光伏理論出力大時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)通過(guò)放電，跟蹤關(guān)口點(diǎn)出力，滿足系統(tǒng)要求；當(dāng)實(shí)際需求比光伏理論出力小時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)可將多余電能進(jìn)行存儲(chǔ)，減少場(chǎng)站棄電量。

光儲(chǔ)項(xiàng)目的運(yùn)行策略與項(xiàng)目所在地峰谷價(jià)差、儲(chǔ)能容量等均相關(guān)。

以華東區(qū)域項(xiàng)目為例：

（1）分析用戶需求：本項(xiàng)目建設(shè)容量為1 500 kW光伏，配套150 kW/600 kW·h 電化學(xué)儲(chǔ)能。本項(xiàng)目廠區(qū)生產(chǎn)線24 h 連續(xù)，用電負(fù)荷平緩。

（2）峰谷價(jià)差：根據(jù)項(xiàng)目建設(shè)時(shí)該地區(qū)一般大工業(yè)電價(jià)，峰值電價(jià)1.069 7 元/kW·h，平值電價(jià)0.641 8 元/kW·h，谷值電價(jià)0.312 9 元/kW·h計(jì)算，峰谷差電價(jià)0.755 8 元/kW·h，峰平差電價(jià)0.427 9 元/kW·h。峰谷價(jià)差較大，適合開(kāi)發(fā)儲(chǔ)能項(xiàng)目。00：00～08：00 為谷時(shí)段，08：00～12：00為峰時(shí)段，12：00～17：00 為平時(shí)段，17：00～21：00 為峰時(shí)段。

（3）儲(chǔ)能系統(tǒng)是通過(guò)峰谷平價(jià)差實(shí)現(xiàn)其投資價(jià)值，其削峰填谷可采用全天兩充兩放、一充一放、一充兩放3 種模式。根據(jù)分時(shí)電價(jià)政策，3 種模式充放電時(shí)間如表3 所示。

表3 充放電時(shí)間選擇

設(shè)儲(chǔ)能充電時(shí)功率為正，放電時(shí)功率為負(fù)，則儲(chǔ)能的運(yùn)行功率（電量）、用戶用電功率、電網(wǎng)購(gòu)電功率（電量）三者關(guān)系如下。

電網(wǎng)購(gòu)電功率（kW）=電力用戶實(shí)際用電功率（kW）+儲(chǔ)能充電功率（kW）

電網(wǎng)購(gòu)電量（kW·h）=電力用戶實(shí)際用電量（kW·h）+儲(chǔ)能用電量（kW·h）

一充一放方案下，儲(chǔ)能設(shè)施可選擇在夜間低谷時(shí)段（00：00～08：00）充電，在高峰時(shí)段（08：00～12：00，17：00～21：00）選擇4 h 進(jìn)行放電。假設(shè)儲(chǔ)能選擇在高峰時(shí)段8：00～12：00 放電4 h，根據(jù)該用戶用電特性，若電力負(fù)荷在24 h 內(nèi)以一個(gè)恒定的功率用電。則用戶用電曲線、電網(wǎng)購(gòu)電曲線、儲(chǔ)能充放電曲線如圖4 所示。

圖4 一充一放方案下用電曲線示意圖

一充兩放方案下，儲(chǔ)能設(shè)施將在夜間低谷時(shí)段（00：00～08：00）進(jìn)行充電，在高峰時(shí)段（08：00～12：00）進(jìn)行第一次放電，在高峰時(shí)段（17：00～21：00）進(jìn)行第二次放電（圖5）。

圖5 一充兩放方案下用電曲線示意圖

兩充兩放方案下，儲(chǔ)能設(shè)施將在夜間低谷時(shí)段（00：00～08：00）進(jìn)行第一次充電，在高峰時(shí)段（08：00～12：00）進(jìn)行第一次放電，隨后在平段（12：00～17：00）進(jìn)行第二次充電，在高峰時(shí)段（17：00～21：00）進(jìn)行第二次放電（圖6）。

圖6 兩充兩放方案下用電曲線示意圖

編制儲(chǔ)能運(yùn)行模式的綜合電價(jià)情況表進(jìn)一步分析。

根據(jù)表4 可知，儲(chǔ)能系統(tǒng)在一充一放模式下綜合電價(jià)最高，但深度充放電降低電池使用壽命，且一充兩放方案經(jīng)濟(jì)效益低。綜合考慮儲(chǔ)能電池的壽命及經(jīng)濟(jì)效益，推薦使用兩充兩放運(yùn)行模式。

表4 儲(chǔ)能運(yùn)行模式的綜合電價(jià)儲(chǔ)能電價(jià)

4 結(jié)語(yǔ)

電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)應(yīng)用于光伏項(xiàng)目中，既能保障清潔能源電能質(zhì)量、并網(wǎng)能力，完成電網(wǎng)公司強(qiáng)制配套儲(chǔ)能要求。同時(shí)能夠解決棄光問(wèn)題、減少資源浪費(fèi)。