光伏項目中的電化學儲能技術研究

李陶然

（中國廣核新能源控股有限公司，北京 100070）

0 引言

2020 年我國首次提出“二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060 年前實現碳中和。”新能源技術是實現這一目標的必然路徑。為進一步推動新能源電力系統的發(fā)展，保障其連續(xù)性與穩(wěn)定性，新能源項目配備儲能成為必然趨勢。

本文以實際項目為依據，研究電化學儲能在光伏項目中的應用、配置容量、布置形式、應用前景及困境等。

1 光伏電站發(fā)展形式分析

光伏發(fā)電又稱太陽能光伏發(fā)電，是利用半導體界面的光生伏特效應將光能轉變?yōu)殡娔艿募夹g。主要由太陽電池板（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大型光伏電站，發(fā)電后直接并入公共電網，接入高壓輸電系統供給遠距離負荷。常見于青海、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地或附近建設運行，以用戶側自發(fā)自用為主，余電上網。多利用屋頂、車棚等分散區(qū)域建設光伏電站，常見于華南華北地區(qū)。因被納入規(guī)模指標管理，分布式光伏發(fā)展曾陷入困境。后因“整縣分布式試點”政策成為行業(yè)熱點[1]。

截至2022 年9 月底我國光伏電站裝機規(guī)模為3.58 億kW，其中：集中式光伏累計裝機21 563.9 萬kW，分布式光伏14 242.7 萬kW。2022 年前三季度我國光伏新增裝機共計5 260.2 萬kW，集中式光伏電站裝機1 727.1 萬kW，分布式光伏3 533 萬kW，占全國光伏新增裝機比重達到67.16%。預計后續(xù)分布式光伏裝機規(guī)模將持續(xù)大幅增加[3-6]。

我國部分地區(qū)棄光較嚴重，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。

為有效解決我國部分地區(qū)嚴重棄光問題，提出以下建議：

（1）建設跨區(qū)域輸電通道，將新能源電力送出三北地區(qū)消納

該建議花費成本巨大，需深入研究妥善處理。

（2）通過儲能系統，解決棄光問題

對“白天無法消耗，晚上供應不足”的南疆等地，光伏配套儲能是解決該問題的最佳方案。

2 電化學儲能技術概述

電化學儲能技術是通過化學電池將電能儲存起來以便需要時利用的技術。

據不完全統計截止到2022 年9 月底，國內已投運電力儲能項目中，抽水蓄能占比約85.6%，電化學儲能占比約12.78%，容量約達6 149 萬kW，超出國家規(guī)劃目標1 倍以上。

目前儲能已成為獲取新能源開發(fā)指標的關鍵手段，截至2022 年9 月底，我國已有30 多省區(qū)出臺政策明確新能源配儲要求，裝機比例約5%～30%，連續(xù)儲能時長1～4 h。政策中寫明新能源項目強配儲能，并指出優(yōu)先發(fā)展電化學儲能的省市有青海、山東、江西、陜西、廣西、新疆。我國優(yōu)先支持及強配儲能政策統計見表1。

表1 我國各?。▍^(qū)）強配儲能及優(yōu)先支持政策統計表

光伏項目配備電化學儲能在現有政策支持下具備建設必要性。

從技術路線角度看，抽水蓄能模式較為成熟，但存在建設周期長、受地理條件限制、響應速度慢，與我國風能太陽能資源存在地域錯位。電化學儲能不受自然條件影響，響應快，技術較為成熟；其中鋰離子電池具有能量密度高、循環(huán)壽命長、充放電速度快、自放電率少的特點，適宜與風光項目配套發(fā)展。隨著我國碳達峰碳中和的逐步發(fā)展，風力、光伏發(fā)電大規(guī)模推廣，電化學儲能行業(yè)將獲得更廣闊的市場機遇。

圖1 抽水蓄能與風能太陽能資源的地域差別

電化學儲能技術主要分為4 類：鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池、鋰電池。

已經商業(yè)化的電化學儲能有鉛酸電池（容量密度低，不易回收）、鈉硫電池、鋰電池（價格偏高、有燃燒爆炸風險）。液流電池目前處于商業(yè)化早期（有毒，能量密度低），主要技術參數見表2[6]。

從表2 參數可知，磷酸鐵鋰電池具有安全性高、能量密度高、循環(huán)次數多等優(yōu)點，光伏配儲能項目推薦使用磷酸鐵鋰電池。電化學儲能技術亦存在部分問題。

表2 電化學儲能主要技術參數

（1）安全性：為加強電化學儲能安全管理，國家能源局起草了《電化學儲能電站安全管理暫行辦法》，要求①儲能電站建設單位對安全負主體責任。②建設單位應當委托具備相應資質與等級的設計單位進行儲能電站設計和咨詢，并組織開展設計審查。③禁止在人員密集場所、高層建筑、地下建筑、易燃易爆場所部署儲能電站。保障安全的同時也增加了電化學儲能項目的發(fā)展難度，為提高安全性將導致投資增加，選址受限，人員密集的用戶側儲能電站將減少，后續(xù)以電源側、電網側項目為主。

（2）造價高：目前抽水蓄能單位造價約為1 元，電化學儲能度電成本約為1.7 元，距離可大規(guī)模應用推廣的目標成本有較大差距。可通過進一步改造電池結構和工藝，提高材料使用率，降低材料制造成本；設計方便拆解回收的電極和殼體結構，增加電站殘值等方式降低成本。

（3）儲能配比問題：新能源項目結合儲能發(fā)展已成標配，目前已有多地發(fā)布儲能配比相關政策，配比規(guī)模從10%～25%不等。如何在配置儲能基礎上優(yōu)化項目收益率成為新的命題。

3 光儲項目研究

3.1 接入方式

儲能系統接入光伏電站可采用兩種技術，分別是交流側集中布置接入方式和直流側分布式布置接入方式。

采用交流側集中布置接入方式，儲能電池組集中布置在電站升壓站/開關站，直流電源通過逆變升壓后接入升壓站交流母線，儲能系統與電力系統之間的功率交換接受調度控制。交流側集中儲能方案需配置多臺機PCS 實現并機運行，同時新增升壓變壓器及配電裝置。

直流側分布式布置接入方式是將儲能單元分散布置在各光伏子陣，每個光伏子陣設置一套儲能裝置，主要由光伏逆變器、升壓變壓器、DC/DC 模塊和儲能電池組成。分布式儲能方案中，DC/DC 模塊和光伏逆變器通信可實現對光功率的平抑，但無法實現對交流側多余電量的存儲，如需實現電能雙向流動，需將單向光伏逆變器更換為雙向PCS。

直流側分布式布置接入方式對于已建光伏電站，設備布置場地受限，電氣接線改動工作量大，需停電改擴建時間長，成本較大。

3.2 容量確定

確定光儲項目容量需從多角度分析：

（1）以建設條件為依據考慮建設容量

以華東區(qū)域某項目為例：

本項目屬于太陽能資源三類地區(qū)，具有利用太陽能實施光伏發(fā)電工程的客觀條件。根據廠區(qū)實際可鋪設光伏面積情況計算，確定項目建設光伏容量為1 500 kW。

本項目所在工業(yè)廠區(qū)生產線24 h 連續(xù)運行，除塵通風等輔助系統也與生產線運行方式一致，故廠區(qū)日用電負荷較為平均。

考慮該區(qū)域存在分時段電價，項目建設時峰谷價差約0.7 元/kW·h，可考慮建設較大規(guī)模儲能，實現峰谷套利。但因廠房變壓器沒足夠容量充電，故儲能部分功率為150 kW，考慮到項目經濟性及光伏發(fā)電時長，儲能時長確定為4 h。

（2）以解決棄光問題為依據考慮建設容量

此類項目可通過統計全年各月棄電量數據、現行情況下儲能配制技術經濟性分析等辦法[4]，確定儲能配制容量。

以我國某項目為例：

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

圖2 全年各月棄電量數據

圖3 現行情況下儲能配制技術經濟性分析數據

（3）以政策為依據考慮建設容量

根據項目所在地政策要求，配置相應容量，并最大化儲能系統經濟效率。

在我國實行分時段電價峰谷價差較大地區(qū)，可考慮建設較大規(guī)模儲能，實現峰谷套利。

3.3 充放電運行策略

光伏電站在正常發(fā)電的工作日，隨著輻照度增加，并網點的理論出力逐漸增加，會引起電網頻率與電壓的升高，威脅到安全穩(wěn)定運行，此時通過儲能系統適當充放電控制可改善整場出力，減少棄電量。當并網點實際需求功率比光伏理論出力大時，儲能系統通過放電，跟蹤關口點出力，滿足系統要求；當實際需求比光伏理論出力小時，儲能系統可將多余電能進行存儲，減少場站棄電量。

光儲項目的運行策略與項目所在地峰谷價差、儲能容量等均相關。

以華東區(qū)域項目為例：

（1）分析用戶需求：本項目建設容量為1 500 kW光伏，配套150 kW/600 kW·h 電化學儲能。本項目廠區(qū)生產線24 h 連續(xù)，用電負荷平緩。

（2）峰谷價差：根據項目建設時該地區(qū)一般大工業(yè)電價，峰值電價1.069 7 元/kW·h，平值電價0.641 8 元/kW·h，谷值電價0.312 9 元/kW·h計算，峰谷差電價0.755 8 元/kW·h，峰平差電價0.427 9 元/kW·h。峰谷價差較大，適合開發(fā)儲能項目。00：00～08：00 為谷時段，08：00～12：00為峰時段，12：00～17：00 為平時段，17：00～21：00 為峰時段。

（3）儲能系統是通過峰谷平價差實現其投資價值，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。根據分時電價政策，3 種模式充放電時間如表3 所示。

表3 充放電時間選擇

設儲能充電時功率為正，放電時功率為負，則儲能的運行功率（電量）、用戶用電功率、電網購電功率（電量）三者關系如下。

電網購電功率（kW）=電力用戶實際用電功率（kW）+儲能充電功率（kW）

電網購電量（kW·h）=電力用戶實際用電量（kW·h）+儲能用電量（kW·h）

一充一放方案下，儲能設施可選擇在夜間低谷時段（00：00～08：00）充電，在高峰時段（08：00～12：00，17：00～21：00）選擇4 h 進行放電。假設儲能選擇在高峰時段8：00～12：00 放電4 h，根據該用戶用電特性，若電力負荷在24 h 內以一個恒定的功率用電。則用戶用電曲線、電網購電曲線、儲能充放電曲線如圖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，儲能設施將在夜間低谷時段（00：00～08：00）進行充電，在高峰時段（08：00～12：00）進行第一次放電，在高峰時段（17：00～21：00）進行第二次放電（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，儲能設施將在夜間低谷時段（00：00～08：00）進行第一次充電，在高峰時段（08：00～12：00）進行第一次放電，隨后在平段（12：00～17：00）進行第二次充電，在高峰時段（17：00～21：00）進行第二次放電（圖6）。

圖6 兩充兩放方案下用電曲線示意圖

編制儲能運行模式的綜合電價情況表進一步分析。

根據表4 可知，儲能系統在一充一放模式下綜合電價最高，但深度充放電降低電池使用壽命，且一充兩放方案經濟效益低。綜合考慮儲能電池的壽命及經濟效益，推薦使用兩充兩放運行模式。

表4 儲能運行模式的綜合電價儲能電價

4 結語

電化學儲能系統應用于光伏項目中，既能保障清潔能源電能質量、并網能力，完成電網公司強制配套儲能要求。同時能夠解決棄光問題、減少資源浪費。