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清华大学张东辉:储能规划在电力系统规划中的定位

作者:中国储能网新闻中心 来源:中国储能网 发布时间:2020-10-22 浏览:
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中国储能网讯:9月24—26日,由中国化学与物理电源行业协会联合200余家机构共同支持的第十届中国国际储能大会在深圳鹏瑞莱佛士酒店召开。此次大会主题是“共建储能生态链,开启应用新时代”。 来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1621人参加了本届大会。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

在26日上午的“ 储能电站并网与调度”专场,清华四川能源互联网研究所系统分析与混合仿真研究所所长张东辉分享了主题报告《储能规划在电力系统规划中的定位》。会务组对发言人的演讲速记做了梳理,方便大家会后交流、学习,以下是速记全文:

张东辉:大家好,前面的各位专家讲的东西可能是比较具体的案例,我讲一些宏观的,怎么把储能纳入能源规划,储能规划与电网规划的结合。我国目前大型储能工程基本都是示范性或是点上的工作,没有成体系的规划,未来储能怎么纳入规划?

我的汇报分三个内容:第一是高比例新能源电力系统的特点和规划要求,第二是储能在电力系统中的规划现状和问题,第三是储能现状在新一代电力系统规划中的定位。

这么多年储能发展到现在,这几天的会我也听下来,大家基本上已经达成共识了。第一个共识是储能大规模发展最大的促进力还是高比例新能源的发展,这一点大家已经达成共识了。第二个共识是储能现在基本上还是一些点的工作,没有把它真正的纳入电力系统整个正常的发展纳入体系的工作。个人认为,为什么现在储能发展有一些磕磕碰碰,一方面是标准没有建立起来,另一方面是没有纳入规划。

前面这些常识性的介绍我就简单过一些,第一是我国能源转型的重要手段是提高清洁能源在发电中的比例,2019年底我国的总装机是20.1亿千瓦,风电和太阳能已经成为在清洁能源中是装机比例最大的,风电加太阳能已经超过4亿千瓦,已经超过水电,以前水电是最大的清洁能源,现在已经不是了,现在是风电和太阳能。

非化石能源发电量在2016年的时候国家发改委发布了能源生产和消费革命战略,2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%,这是宏观政策,习总书记也讲要碳中和,碳中和靠什么?我国最大的碳排放是发电,就要把传统火电技术的发电控制下来,新增的基本上是风光。2018年我国的火电发电量占70%,2030年达到50%,12年时间要降20个百分点。到了2030年风电和太阳能装机,以前有不同的预计数据,但是现在我倾向于采纳比较大的数据,因为现在其实我们国家风电和太阳能的发展是在提速的。这里面有周院士和华北电力大学的刘校长做的预测,个人倾向于大的数据。

在可再生能源发电发展到一定规模的时候,电力系统的运行现在面临很大的挑战,可再生能源年发电量占比达到25%-40%的时候,急需对电力系统传统电源配置、运行方式、输电规划等做出重大调整,其中包括新的电力系统规划、运行和控制方案等,这是国际能源署在报告里面提出的。我们国家有两个地方,我举两个例子,第一个例子是青海风光发电比例特别高,问题也特别多。第二个例子是云南,风光发电比例不高,但是大部分是水电。这些典型的案例也表明,可再生能源的运行会对电网造成很大的挑战。

风电和光伏的特性大家都清楚,它有两个问题,第一个问题是消纳问题,消纳问题表现在间接性、波动性、不确定性(不确定性可以用另一个词表达叫随机性)、反调峰特性、不可控性、利用小时数偏低。如果是风光发电,电力系统的输电通道利用效率低,线路备用容量大,开机备用容量大,系统调峰难度较大。这里面采用了某一领导截的新疆和陕西光伏实际案例的一些图片。第二个问题是风电、光伏装多了对系统会有影响,首先是惯量低,用一个形象的比喻就是原来电力系统是一个胖子,外面一扰动它胖没有太大影响。但是风电和太阳能上多了,它就虚了,它就变成一个瘦子,外面有一个东西推它,它很可能会出现越限。而且风电、光伏提供短路电流水平低,基本上没有一二次调频能力,电压支撑能力比较弱。所以如果说风电、光伏整个替代了火电正常的运行,整个是削弱了电力系统的安全稳定。

那么我们要采取什么措施?这里面讲一些一般性的措施,第一个措施肯定是运用大电网的规模效率,我们把大电网所有和区域薄弱的电网结合在一起,风电和光伏能在某一个区域更多的消纳。第二个是传统发电机组的支持,靠火电、靠其他的水电给风电和太阳能进行支持。第三个是限制规模。第四个是电力市场引导,通过电价政策引导风电和太阳能提升它的消纳。最后一个是回到今天的主题,我们怎么通过储能来改变它的特性。所有的这些措施其实在电力系统运行中很重要的是灵活性调节资源,如果灵活性调节资源分布不均或不够,这个时候就要想办法。

高比例新能源的消纳是重大难题,第一是消纳,新能源的日波动性大,需要其他电源或储能支撑,第二是间接性强,不确定性大,系统备用需求大,第三是利用小时数低,需要其他电源配合。跟正常的负荷利用小时数6000小时肯定匹配不上。还有一个重大的挑战,是对安全系统稳定挑战,第一是惯量低,一次调频能力差,系统调频越限风险大。第二是无功支撑能力差,功角稳定存在不确定性,要具体问题具体分析。第三是最近大家也听说过发生过一些宽频振荡的事情。那么我们怎么解决?

接下来,讲一下储能在电力系统中的规划和现状问题,储能的作用大家已经了解了,我不再赘述了。主要是调频、调压、黑启动,这些大家都理解。调峰主要是双向调节,速度快,性能很好。调频现在主要是参与二次调频,现在我们的储能在火电厂发挥效益是通过二次调频。但是对于我们的新能源来说,如果要储能配合新能源,有些作用原来有平滑功率波动性、跟踪发电计划,提升调频调压能力,这个在风电和光伏在现在新的导则中要体现新的调频能力,但是量没有规定,在后面也编了一个标准要求风电、光伏10%的一次调频能力,但是对现在的风电、光伏要求确实有点高,其实大家执行也不到位。所以现在两边都在互相博弈,因为风电、光伏的电价刚刚达到了提价的能力,现在提出了要求,这个时候是可以,但是确实它的盈利能力能不能支撑去达到它的性能指标。如果现在做风电、光伏,虽然改善了自身的特性,但是还是很有限,最终还是要通过价格调整,特别是一次调频。

我们的储能规划存在什么问题呢?现在讲的储能其实包括了抽水蓄能,但是抽水蓄能属于老的储能范畴,现在大家的热点都是讲新兴储能特别是电化学储能,抽水蓄能大家也做了预测,因为地理位置各方面的限制原因它的发展规模是有限的。电化学储能如果成本下来了,它的发展空间可以充分想象。有一个预测给大家介绍一下,2035年大概非抽水蓄能装机2.4亿千瓦,而抽水蓄能1.4亿,这样算下来以后到2035年非抽水蓄能的装机规模反而超过了抽水蓄能很多,这是有一个报告的预计。所以总体来说,如果国家要进入高比例可再生能源系统,非抽水蓄能的规划配置的组成基本上相当程度上决定了我国电力清洁能源开发的进度、方向和组成,我们的风光往哪个地方开发、开发哪个类型,基本上后面很大程度上受这个影响,因为系统的消纳能力是有限的,必须要通过这些储能进行调节和优化。

我们现在的现状是什么样的呢?抽水蓄能已经纳入规划了,因为抽水蓄能是电网投资,已经纳入电网系统调度。以前是作为大型水电的配套,通过电网调峰需求、电网的电力电量平衡、电网网架支撑进行了规划。但是现在储能类型比较多,技术五花八门百花齐放,现在已经收敛了,从容量来说主要是基于锂电池,后面也提出了压缩技术,除了类型多,应用场景也多,大家讲了很多应用场景,现在商业模式也不确定。还有一个要命的地方是技术发展速度快,因为这些特点政策老是要跟在后面变,政策调整快,现在政策没法清晰,政策不清晰储能规划研究滞后。

目前储能规划作为新能源规划的一部分,我们国家做能源规划一般是做1+14规划,1是总规划,14是14个分项,但是储能规划那天我也听有些专家领导建议能不能作为第15个规划,我觉得也可以。现在大家也有一个想法,第一,储能是结合新能源发展的;第二,储能什么时候爆发,大家预计在“十四五”中后期会来到一个快速的爆发期,如果储能规划和研究不做在前面,到时候真正爆发的时候从监管层面和从调度运行层面还是有点赶、有点被动,所以我建议还是要尽量走在前面。中国“十四五”电力规划发展研究是全球互联网发展组织提的预计,只是预计了总的规模,但是对储能怎么分布的,因为储能是结合最终的调度需求来说的,全国各个地方要具体问题具体分析,这是一个总的规模,2035年、2050年新型储能容量将达到2.4亿、6.1亿千瓦。这个规模是相当大的,大家可以想象一下。

第三个,讲一下我认为储能规划在新一代电力系统规划中定位。刚才讲了储能多场景、多用途,各个场景、各个用途都有,从电源侧、电网侧大规模的到了用户侧小规模分散式的,还有配网侧的。

我认为现在大家首先要做一个储能规划,把储能纳入规划,规划引领市场,告诉大家储能有一个愿景、有一个目标,要投产多少,后面还有人配合建多大规模,整个体系才能上来。我在IEEE PES成立了分委会,欢迎做电网电源的领导和同事一起加入。我们想结合大电网规划的事情做一些储能规划原则的研究,储能规划原则一步一步来,这是我的思路给大家看一下。首先是基础调研开始,第二是通用化的分析模型,因为我们的储能规划很模糊,没有通用化的分析模型,不管是调用模型、经济分析模型还是展开的分析模型基本上都很缺乏,能拿出来给大家统一用的基本上很缺乏。第三是规划模型的算法,包括电力系统规划是怎么算的。第四是综合评价指标,第五是配置原则,这些原则会引领大家后面怎么去发展、怎么去做。

这是我的一些初步想法,放出来,请大家批评指正。第一是新能源配套储能,建议在新能源规划时将配套储能(改善新能源消纳和稳定特性)纳入考虑。因为如果没有把规划储能纳入考虑,在消纳和计算的时候完全是两个概念、两个结论。第二是电网侧储能(已经明确不纳入输配电价),能不能给它一个身份,通过第三方主体,结合市场机制合理规划、合理回收。如果是以保安全为主要目的的电网侧储能,其实公司也投资了很多动态补偿装置去保电网安全,但是这些装置投资也很大,如果储能能起到类似的作用,电网也是可以投资的,但是这要作为一个专题研究。第三是用户侧储能,我的个人看法是结合政策趋势,因为用户侧储能和政策趋势关系很大,与电价政策和各种各样的电力市场政策关系很大,根据政策趋势预测规模和策略,按照修改负荷特性角度纳入电网规划。第四是如果储能能够纳入调度统一和应用管理的储能,建议纳入电网规划的相关安全稳定计算,不要浪费。

以上就是我的分享,谢谢!

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