海岛可再生能源电力储能模式的探讨分析

李 懿，王根成，刘会勇，向 楠，沈 沉，李 妍

（国网舟山供电公司，浙江 舟山 316021）

以海利国是近现代西方国家崛起的普遍历史经验，充分开发海洋是走向强国之路的重要基础条件。我国在2013年10月提出合作建设 “二十一世纪海上丝绸之路”的战略构想，旨在综合利用海洋资源，发展海洋经济，建设海洋强国。随着国家海洋专属经济区范围的日渐扩大，沿海各岛屿开发进程加速，用电负荷需求也随之增加，对电力供应的安全稳定性将提出更高要求。开展可再生能源电力的开发建设，对于缓解海岛供电压力、提高海洋资源开发水平、维护国家海洋权益、保障海疆国防安全、保护海洋生态环境都将起到积极的推动作用。

由于大量分布式发电系统的并网接入，电网的稳定运行受到影响，多余电量的消纳问题逐步突显。现有设备将难以满足电能的储存需求，系统迫切需要强大的储能设施作为有效支撑。与陆地电网相比，海岛电网在负荷分布、施工条件、运检模式和技术经济等方面均存在较大不同。从事海岛可再生能源电力储能模式分析探讨对调整经济结构、保障能源供给、维护电网安全、促进学科研究等方面均具有较为深远的现实意义。

1 储能问题出现原因分析

储能问题的出现源于产出的多余电能无法及时妥善处理，从侧面折射出电网系统在安全运行与供需平衡等多种条件约束下的灵活性不足。电网的灵活性不足主要体现在三个方面：一是大机组加小负荷的运行方式导致系统分区就近平衡电能空间的先天不足；二是由于可再生能源电力存在间歇性和随意性的特点，以及其渗透率的不断提高，传统以火力发电机组为主的调峰手段无法满足在增加可再生能源发电场后电网系统调度控制的需要；三是部分地区以热定电的系统机组运行模式，进一步压缩了电网有限的消纳空间。电网系统在运行时难免受到外界因素的扰动影响，尤其是在送电端发生故障时，储能装置能够在最短时间内投入运行，起到应急电源支撑作用；在负荷高峰期削峰填谷，减少备用容量的建设投资；改善末端电网电能电压质量，为受电端提供高质量高可靠性的用电服务。伴随可再生能源电力产业的蓬勃发展，全球储能项目装机规模呈现逐年递增趋势，具体情况如图1所示。

图1 全球储能项目装机规模

2 海岛电网的特点与现状

舟山电网属于典型的海岛电网，传输距离远，线路损耗大，电源结构较为单一，缺少水电、抽水蓄能、燃气发电等调峰机组，统调负荷基数较低，受气候变化影响明显，日负荷曲线波动较大，对系统运行控制要求较高。

舟山电网通过2回220kV线路、3回110 kV线路与浙江大陆主网相联，共有220kV变电站5座，变电容量为2 040MVA；110kV变电站25座，变电容量2 395MVA。由于受到海岛地理因素制约，舟山的负荷分布相对松散，主力电源点是位于本岛北部的舟山发电厂（火电机组，装机容量910MW）。2014年，全网最高用电负荷为822 MW。据预测，到2020年，全网最高用电负荷将达2 196MW，接近最高负荷的2.67倍。

考虑到用电需求的持续增长和发电机组的到期退役，若干年以后，舟山的自有电源点将无法满足负荷缺口，来自宁波和上海两地的外来供电成为电网重要的电源支撑。电力平衡情况见表1。

表1 舟山地区电力平衡情况 MW

舟山群岛的海上风电、潮汐能等可再生能源电力开发已初具规模，目前建成投运的海上风电装机容量达到123.3MW，潮汐能发电容量约3.4MW，远景若出现大规模海上风电和潮汐能并网接入，必将对电网频率稳定控制产生较大影响，一旦发生严重故障造成舟山电网脱离浙江大陆主网呈现小系统运行状态，极易引发频率失稳问题。

3 各种储能技术优缺点比较

常用的储能技术可分成四大类，分别为机械类储能、电气类储能、电化学类储能和热储能。机械类储能技术包含抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能。电气类储能技术包括超级电容器储能和超导储能。电化学储能技术以储能蓄电池为主。热储能技术分为显热储能和潜热储能。目前，在电网中应用较多的为机械类储能技术和电化学储能技术。

3.1 抽水蓄能

抽水蓄能是最常用的电网储能技术。抽水蓄能电站可按照任意容量设计建造，储能效率达到70%～85%左右，在削峰填谷、调频调相、紧急事故备用、系统黑启动等方面可起到重要作用。抽水蓄能电站一般需要设置上、下两个水库，利用深夜负荷低谷或丰水期的多余电力，使得水轮机以水泵方式工作，将下水库的水抽至上水库，再在白天负荷高峰或枯水期时将水放出进行发电。

抽水蓄能电站设计建设须满足三个技术条件：（1）要有良好的地质和地形基础，上下库之间应具备防渗透条件，保证拥有足够大的水库库容和高大雄厚山体作为支撑，适合修建大深度和跨度的地下厂房；（2）选址应考虑尽量靠近负荷中心，枢纽变电站，大型发电厂、核电站和缺少电源支撑地区；（3）抽水蓄能电站水头要高，隧洞要短。

海岛上缺乏充足的土地资源，多为崎岖不平的沿海丘陵，没有高大岩石山体作为建站支持，即便将海洋作为下水库使用，依旧无法修建具有足够容量的高坝上水库和大深度的地下厂房。除技术层面外，抽水蓄能电站的开发存在立项审批复杂、工程周期长、前期投资大和成本回收慢等弱点，经济性较差。显然，抽水蓄能技术并不适合海岛电网储能的建设需要。

3.2 蓄电池储能

储能蓄电池包括铅酸电池、钠硫电池、液流电池和锂电池等。根据相关数据显示，全球每年对于蓄电池的需求量达到150亿美元以上。

铅酸电池是将二氧化铅和海绵状金属铅分别作为正、负极活性物质，硫酸溶液为电解质的蓄电池。作为一种低成本的通用技术，铅酸电池可胜任电能质量调节和重要设备不间断供电等工作。铅酸电池具备价格低廉、安全可靠的优点，但也存在循环寿命较短，不可深度放电，运检维修费用高等缺点，影响了其在储能领域的持久应用。

铅酸电池之后，各类新型蓄电池相继出现，钠硫电池和锂电池是其中的典型代表。

与锌溴、全钒等液流电池相比，钠硫电池不但拥有较高的储能效率（大约89%），而且还具备输出脉冲能力，输出的脉冲频率能在30秒内达到连续额定功率值的6倍以上，可同时适用于削峰填谷和电能质量调节两种工作。钠硫电池的劣势在于其运行温度过高，根据目前技术水平，安全问题暂时还未能彻底解决。

锂电池具有储能密度高、储能效率高（将近100%）和使用寿命长等优点，并已占据小容量移动电源市场50%以上的份额。由于锂电池需要特殊的保障和配置必要的内部过充电保护电路，导致其成本居高不下，成为生产和推广大容量锂电池技术的最大障碍。

3.3 飞轮储能

飞轮储能系统是由圆柱形的旋转质量块和通过磁悬浮轴承组成的支撑结构构成。为减小风阻，飞轮储能系统必须运行在真空环境中，通过电力电子装置进行转速调节，完成储能系统和电网设备的功率交换。

该系统的最大优点为没有摩擦损耗、可循环使用、设备寿命长以及对周围环境影响小；缺点为能量密度低、系统复杂，对轴承与转子的要求较高。由于系统持续时间较短，仅能维持数分钟至数小时，所以飞轮储能技术只可用在对于小型通信设备的供电，无法满足需要长时间不间断运行的电力系统的储能要求。

3.4 超级电容器储能

电容器是电网广泛应用的储能设备。与常规电容器相比，由超级电容器组成的储能系统具有更高的介电常数、更大的表面积和更高的耐压能力。超级电容器可在电压跌落和瞬间干扰等暂态故障出现时稳定供电水平，安装和维修相对简便，在充满电的浮充状下正常工作10年以上。

虽然超级电容器具有诸多优点，但是其主要适用于低容量的储能环境，而对于大容量的电网系统而言，存在局限性。

3.5 超导磁储能和压缩空气储能

超导磁储能和压缩空气储能是近年来学术界较为关注两种前沿储能技术，虽然研究发展较快，但是目前还大多处于实验室理论和示范工程阶段，投入商业运营比例极低，技术上还不成熟。

超导磁储能单元由置于低温环境的超导线圈组成，低温由液氮或液氦容器系统设备提供。由变流器组成的功率调节系统将超导磁储能单元与电网系统相连，根据电网的潮流平衡需求对储能线圈实时完成充放电工作。与别的储能设备相比，超导磁储能系统造价成本仍比较昂贵，除去超导磁本体的成本外，维护其外部低温环境所耗费的成本也相当高昂。经济成本问题成为制约超导磁储能技术推广应用的首要障碍。

就本质而言，压缩空气储能系统可看作供电网调峰使用的燃气轮机发电厂。系统利用电网负荷低谷时段的廉价剩余电能预先用来压缩空气，空气被压缩储存在地下矿井、深海储气罐或熔岩山洞中，当电网负荷高峰来释放压缩空气推动燃气轮机进行发电。压缩空气储能电站安全系数高、响应速度快，可用于峰谷调节、负荷平衡、系统备用等，但电站建设受到地形条件制约，对地质结构有特殊要求。

4 海岛电力储能模式探讨

4.1 储能方案的选择

由于技术上的不成熟和经济上的局限性，加之海岛独特的气象条件和地理环境对于施工的特殊要求，故而在海岛上建设专门的储能设施，借助固定储能设备进行“静态储能”的方案操作难度较大。参考大陆上同行的工作经验，可采用通过建设能源互联网来平衡消纳多余电能的“动态储能”方案。

能源的分布与利用具有明显的地域性特征。我国中东部是经济发达地区和用电负荷中心，电能需求量大，电网接纳能力强，调峰途径多，而西部和北部则是可再生能源电力的资源富集区。国家电网通过加强跨区域输电线路建设，在满足本区域用电需求的前提下，将多余电量外送，把西北部风电和西南水电进行重新布局规划，将哈密和酒泉的风电通过特高压直流输电工程向华中送电，同时将蒙西、锡盟和张北的风电通过特高压交直流工程向华北、华东和华中输送；将四川的水电通过特高压交直流工程向华东和华中输送，在全国范围内消纳多余的可再生能源电力。

海岛地区的可再生能源电力储存可尝试选择采取这一模式，通过加强跨海输电线路的新建扩容和技术改造，发挥互联电网对电能的集中调度和统一分配功能，将小电网系统中无法消化的富余电量通过岛际联网工程输送到大电网系统进行动态储存。

4.2 柔性直流技术与舟山柔直输电工程

柔性直流技术具有响应速度快、可控性强、运行方式灵活等特点，潮流反转方便灵活，能够快速地控制与交流系统交换有功和无功功率，提高现有交流电网的输电能力和系统稳定性。

由于柔性直流输电技术是由传统直流输电技术基础上衍生发展而来，因而传统直流输电系统的优点，柔性直流输电系统也大都具备，并且比其占地更小、安装维护更方便、噪声环境干扰更低，尤其适合连接分散的独立电源点、弱交流节点处的交流电网非同步互联以及海上钻井平台和海上孤岛等偏远负荷的供电保障。

世界首个五端柔性直流输电工程已在浙江舟山群岛投入运行。该工程包括五个换流站、四段直流电缆工程和配套送出工程。工程总建筑面积3.5万平方米，五个换流站位于五个独立的岛屿，容量分别为400、300、100、100和100MW；四段直流电缆是连接五站的四段共八根直流电缆，总长280.8km，其中海底电缆总长度258km，陆地电缆22.8km；新建36芯专用海底光缆1条30 km；配套送出工程为新建220kV交流线路2回，共计22.1km，新建110kV交流线路3回，共9.25km，其中电缆1.65km，扩建交流变电站间隔5个。系统接线情况见图2。

图2 舟山柔直输电工程系统接线图

五端柔性直流示范工程的建成使舟山群岛北部各岛屿间形成远距离、大容量、多端点的直流互联电网，将有利于海上风电场、潮汐能等可再生能源发电设备等产出电能的输送与分配，更好地服务当地电力工业和经济社会的均衡发展。

4.3 意见建议和对策措施

舟山地区的可再生能源电力储存可借助五端柔性直流输电工程进行内部调配外，也可通过新建对外输电通道或对现有大陆至舟山联网线路进行升压扩容，完成对多余电能的外送消纳。

在保证现有电网安全稳定的基础上，建议对舟山电网做出如下若干技术改造措施：（1）新建舟山与大陆第二高压联网输电通道，即完成500kV舟山至镇海输电线路建设；（2）对现有的220kV舟山与大陆联网输电通道升压，即扩容至500kV舟山昌洲变至宁波春晓变输电线路；（3）在若干地处偏远，在负荷条件相对较好的岛屿（比如东极岛、摘箬山岛等地）建设风光储互补的微网供电系统，淘汰岛上原有自备柴油发电机，并通过纳入当地海水淡化工程，消耗多余电能，顺带解决当地居民及驻军生活用水问题。

5 结语

在电力规划建设中，分区就近平衡和电网结构合理是需要遵循的两项基本原则。可再生能源电力具有随机性、间歇性和波动性的特点，而电力用户需要的是稳定持续的电能供给，这就要求电网系统合理配置储能装置设备用以储存处理。考虑到海岛地区的特殊性，电网结构相对薄弱，可用土地面积有限，择地安装大型储能装置设备存在较大困难，分区就近平衡电能方案将无法实现。

因此，在海岛可再生能源电力规划建设阶段，可通过新建扩容和技术改造跨海输电线路，加强完善原有电网结构，将带有分布式电源的微网系统接入大电网，进行跨区调用分配，进而实现富余电量的对外消纳和系统潮流的平衡调用。