构网型储能支撑新型电力系统建设的思考与实践

2024-05-20国网浙江杭州市萧山区供电有限公司陈佳凌姜昱昀

电力设备管理 2024年5期

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十四五时期，新能源发展的规模不断扩大，电网的“双高”特征将日益突出，对电网的影响也越来越大。高比例新能源对电网的冲击表现为：一是风能资源的不确定性增加了电网中、长时间尺度的电荷平衡难度；二是电力电子装置所占比例越来越大，但其设计余量较低，支持特性较弱，从而降低了电网的安全性和稳定性。目前，针对高比例新能源并网与消纳的研究与实践，多集中于新能源的快速调频、调压与机组的惯性响应。构网型储能技术最初的研究范围主要是在微电网领域，其技术路线主要有下垂控制、虚拟同步控制、匹配控制、虚拟振荡器控制等。与风电和光伏相比，储能具有能源独立的特点，是一种理想的网络储能，在硬件结构上与传统的储能基本一致。构网型储能与传统储能的不同之处，就是为了更好地起到电压源的支撑作用，对电力电子器件的过流能力、设备的散热性能等提出了更高的要求。

1 构网型储能原理与建模方法

构网型储能是一种利用内部电位的相位和幅度来灵活调节输出功率的新型储能，具有电压源的特征。目前，主流的大电网规划模拟软件都是基于机电瞬态的方法。为此，要在大电网中推广应用，就必须建立适合于大电网模拟要求的构网型储能电机瞬变仿真模型。通过上文的分析，提出了网络储能系统中的虚拟功角θ与内部电位E的调节，并与有功调节、无功调节相结合，构成了网络储能系统。

2 构网型储能在新型电力系统中定位

目前，在电源侧风光配储、电网侧集中式储能等应用场景中，储能只起到了支撑性的作用，其主要内容包括平抑新能源功率波动、削峰填谷、一次调频等。但是，其实质仍然采用电流源控制的跟网型储能，依靠交流电网为其提供电压源支撑作用。而在构网型储能中，电压源控制+功率同步控制是其基本特点，可为交流电网提供电压源支持。而在新一代电力系统中，构网型储能的定位就是要根据电网发展的各个时期的要求，把握各个时期的“主要问题”。以“碳达峰、碳中和”为核心，以2030年为时间节点，可将新型电力系统的发展分为碳达峰期、碳中和期。

在碳达峰期间，新能源装机容量逐渐占主导地位，主电网总体上保持较高的惯性矩，且交流系统能够同时保持交流的稳定性，是当前我国电力系统面临的重大挑战。在此阶段，构网型储能要充分发挥其“调和”功能，着重解决高比例新能源电网中存在的“网-源-荷”多要素协同问题，例如缺乏惯性矩引起的频率变化快，暂态频率偏差大，新能源多个电站间的短路比值不够引起的电压承受力低，阻抗特征不好引起的宽频振荡风险增大等。

以上问题在目前大电网中并不具有普遍性，但是由于其自身的特点以及传统方法的限制，亟须利用构网型储能来发挥调和源的作用。在碳中和时期，其主要特征是：电源侧形成了以新能源电力电量为主体的模式，电网侧交直流混联电网、微电网等多种形态并存。在这一阶段，电力系统中电源所占比例大幅度下降，造成了电网稳定性的下降。与传统的并网装置一样，网络储能系统也需要像传统的并网装置一样，起到支撑电压源的作用，以提高系统的稳定性。目前已投入运营的部分离网微电网中的构网型储能就是这类功能，其通过“电流源控型新能源+电压源控型构网型储能”的方式，实现了微电网中100%的新能源孤岛化。有别于微电网的应用场景，以大电网为着眼点，研究其与传统单元之间的电力分配和装机容量分配问题[1]。

3 储能技术攻关要点

如图1所示，在可再生能源占比不断提高的背景下，“新能源发电+储能发电”一体化发展将成为新能源发电的主要发展方向。目前，我国能源存储行业由于其技术更新及生产成本的降低，有望在短期内步入工业成熟期及高速发展期。

图1 主要储能技术发展阶段及应用场景

3.1 吉瓦级电化学储能

吉瓦级电化学储能电站是我国“碳中性”和“碳达峰”的重要保证，其大规模发展具有重要的现实意义。吉瓦级电化学储能电站在构建过程中还存在着系统集成难度大、运行调控策略实施难度大等问题，尚处在探索和探索阶段。在早期，吉瓦级电化学储能电厂应选择多元电池的组成态势，以技术成熟的磷酸铁锂为主要内容，其他电池技术并行的方式，对多元电池技术的可能性进行探讨。将来，应将各种电池组成一个吉瓦级的电化学储能电厂，根据不同的情况，选择出性能优良的电池类型，从而提升电厂的经济效益和综合效率。

在我国电力系统中，特别是在大规模、共用式的电力系统与储能示范基地等基础上，大力开展吉瓦级电化学储能发电系统的关键技术研发与应用，并在此基础上进一步提升我国电力系统的综合性能，进一步推进我国电力系统吉瓦级电化学储能发电技术的开发与应用。从其发展来看，锂离子电池在投产后不仅大大提高了性能，能量密度也相应提高，寿命延长了2～3倍，而且在一定程度上降低了储能系统的建设成本。建筑成本可降低至1200元/kWh～1800元/kWh。同样，电费也将相应降低。以每天一次充放电为例，可以降低到0.58元/kWh～0.73元/kWh。作为电化学储能，铅碳电池投产后循环5000多次，储能建设成本约为1200元/kWh[2]。

3.2 大规模压缩空气储能

压缩空气作为一种可规模化、低成本、高效率和环境友好的能源存储方式，被认为是一种极具发展前景的大规模能源存储技术。常规的压缩空气能量存储技术面临着依赖于储气库、依赖于化石燃料和能量转换效率低下的技术难题。而利用气体压力进行液化气或气体压力存储，则能使天然气不再依靠地下空穴作为储气库。采用储热技术对燃气的加压工艺进行了回收率和使用率的提高。针对目前已经建设或正在建设的高压空气能量储存工程，目前兆瓦级功率下，其能量转换效率为52.1%，12MW功率下，其能量转换效率为60.2%，而30MW 率下，其能量转换效率为70%。随着电池的不断升级和升级，电池的转换效率将接近75%。

3.3 可再生能源耦合制氢与氢网系统

氢能是清洁能源的一种，是推动我国能源系统深度“脱碳”的一个关键突破口。当前，通过大规模的风电、光伏进行电解水制氢的过程，可达到零碳排放的目的，降低化石能源的消费，提高电网消纳能力，还可实现新能源与煤化工、石油化工、的多联产。面向未来高比例、大规模、不稳定的可再生资源，发展大规模的制氢、储氢和制氢发电技术具有重要的现实意义。此外，建立一套完整的氢能源网络，并有效地解决氢能源的消耗问题，对我国发展氢能源具有重要的现实意义。

发展可再生资源的联合制氢，重点解决制氢系统的规划与优化配置方法，系统的协调控制技术，以及氢气网络的规划技术等问题；探索多种氢能应用方式，将氢能应用于各个领域，突破低碳发展与新能源消纳的两难困境，引导氢能产业链发展，探索“零碳”新能源发展路径，加快丰富风能资源的开发，推动国家能源与工业系统的低碳发展。随着“3060”战略的实施，国家将向低碳能源发展的方向迈进，建立以新能源为主的电网已是势在必行。

由于其具备的双向电源特征与弹性调节功能，可通过能量“断点续传”，支持能量与信息的实时互动，可有效解决新能源波动大、电网调峰调频等问题，是建设以新能源为主的新能源电网的重要一环。在储能繁荣发展的情况下，要将技术创新作为支撑，加快布局前瞻性、系统性、战略性储能关键技术，坚持储能技术多样化发展。以能源存储技术为突破口，积极推进工业技术改造；以资源禀赋为中心，对储能产业的布局与场景规划进行理性的策划，加速对储能技术和重点地区进行试点示范，并对其进行积极的宣传，从而可有效提升储能产业的市场竞争力和活力，全方位地促进储能大规模高质量发展[3]。

3.4 开展储能在综合能源服务中的技术研究及示范应用

在碳排放、能源安全等约束条件下，通过对储能与多能源系统协同利用的最优设计方法进行深入地探索，把握在多能源系统中合理的配置方式与尺度，从而达到多能源系统能量效率与调节能力的提高，以及多能源系统的最优经济性。通过研究电网调度的优化方法，保证电网稳定、灵活、高效地运转，并获得与电网相关的利益。在此基础上，对多种储能技术在综合能量供应体系中的运用进行比较研究，并在几种典型情景下，对其进行规划与设计。在此基础上，研究多类集成能量业务中的多目标协同控制方法，发展多目标协同控制技术。在此基础上，搭建集成能源服务的示范平台，验证系统的设计方法和调度方法。

3.5 注重用户侧储能参与的微电网或综合能源投资与建设

峰谷套利是目前最重要的客户端电力存储方式，通过在峰电期间向电力市场进行充值，以达到既节约了电力消费又获得了一定利润的目的。为了减少峰谷差，保持电力系统的均衡运行，目前，我国多数地方都实行了日间用电高峰时提高、日间用电低谷时降低的峰谷价率。我国以北京、长三角和珠三角等工业和商业发展水平高的城市和区域为主，这些地区有大量的配套园区和商用电力需求，是电力系统中存储和综合能量业务投入的重要方向。

3.6 积极研究谋划西部风电资源富集区、海上风电的大型共享储能电站

我国青海已开展了共享式储能发电量的示范应用基地，并拟在新疆、甘肃、宁夏、内蒙古、吉林等多个风能丰富地区，统筹规划一批国内领先的、具有自主知识产权的新型能源发电量。我国东部沿海地区对海上风力发电的争夺日益加剧，当地政府对风力发电产业的引入和储能支持等方面的需求越来越强烈。在寻求资源杠杆作用的切入点上，提出以大规模共用式储能发电及相关的能源生产行业作为切入点，推进陆上及海上风电资源开发利用的系统性规划。在电力送出、消纳、存储等，以及储能设备的引入等方面，进行全面的统筹规划，从而在大型的资源采集方面取得了突破，在新能源领域取得了重要的战略部署上取得了突破[4]。