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大规模电力储能技术
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发布时间:2010-09-28 17:53:13  

 

储能技术已被视为电网运行过程中“采-----储”六大环节中的重要组成部分。系统中引入储能环节后,可以有效地实现需求侧管理,消除昼夜间峰谷差,平滑负荷,不仅可以更有效地利用电力设备,降低供电成本,还可以促进可再生能源的应用,也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。储能技术的应用必将在传统的电力系统设计、规划、调度、控制等方面带来重大变革。

1 电力储能方式与发展现状

近几十年来,储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力、电讯等部门的重视。电能可以转换为化学能、势能、动能、电磁能等形态存储,按照其具体方式主要可分为机械储能、电磁储能、化学储能三大类型。其中机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能;电磁储能包括超导超级电容和高能密度电容储能;电化学储能包括铅酸、镍氢、镍镉、锂离子、钠硫和液流等电池储能。表1介绍了各种电力储能技术及其潜在的应用领域。下面主要就抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能、超级电容储能、电池储能分别介绍。

1抽水蓄能。抽水蓄能最早于19世纪90年代在意大利和瑞士得到应用,目前,全世界共有超过90GW的抽水蓄能机组投入运行。抽水蓄能电站的最大特点是储存能量非常大,是电力系统中应用最为广泛的一种储能技术,储存能量的释放时间可以从几小时到几天,其主要应用领域包括调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动和提供系统的备用容量,还可以提高系统中火电站和核电站的运行效率。从技术层面讲,抽水蓄能电站的关键在于如何实现电能与高水位势能间的快速转换,抽水蓄能机组的设计和制造是关键。

机组正向高水头、高转速、大容量方向发展,现已接近单级水泵水轮机和空气冷却发电电动机制造极限,今后的重点将立足于对振动、空蚀、变形、止水和磁特性的研究,着眼于运行的可靠性和稳定性,在水头变幅不大和供电质量要求较高的情况下使用连续调速机组,实现自动频率控制。提高机电设备靠性和自动化水平,建立统一调度机制以推广集中监控和无人化管理,并结合各国国情开展海水和地下式抽水蓄能电站关键技术的研究。

 

2压缩空气储能。压缩空气储能电站(CAES)是一种调峰用燃气轮机发电厂,主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气,并将其储藏在典型压力7.5MPa的高压密封设施内,在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。对于同样的输出,它消耗的燃气要比常规燃气轮机少40%。压缩空气储能电站建设投资和发电成本均低于抽水蓄能电站,但其能量密度低,并受岩层等地形条件的限制。压缩空气储能电站可以冷启动、黑启动,响应速度快,主要用于峰谷电能回收调节、平衡负荷、频率调制、分布式储能和发电系统备用。

压缩空气常常储存在合适的地下矿井或者岩洞下的洞穴中。第一个投入商业运行的压缩空气储能是1978年建于德国Hundorf的一台290MW 机组。目前美国GE公司正在开发容量为829MW的更为先进的压缩空气储能电站,此外,俄、法、意、卢森堡、以色列和我国也在积极开发和建设这种电站。随着分布式能量系统的发展以及减小储气库容积和提高储气压力至10-15MPa的需要,8-12MW微型压缩空气储能系统称为关注焦点。

3飞轮储能。大多数飞轮储能系统是由一个圆柱形旋转质量块和通过磁悬浮轴承支撑的机构组成,飞轮系统运行于真空度较高的环境中,飞轮与电动机或发电机相连,其特点是没有摩擦损耗、风阻小、寿命长、对环境没有影响,几乎不需要维护。谷值负荷时,飞轮储能系统由工频电网提供电能,带动飞轮高速旋转,以动能的形式储存能量;峰值负荷时,高速旋转的飞轮作为原动机拖动电动机发电,经功率变换器输出电流和电压,完成机械能-电能转换。飞轮具有优秀的循环使用以及负荷跟踪性能,它主要用于不间断电源/应急电源、电网调峰和频率控制。机械式飞轮系统已成系列产品。

4超导磁储能。超导磁储能系统(superconducting magnetic

Energy storageSMES)利用超导体制成的线圈储存磁场能量,由于具有快速电磁响应特性和很高的储能效率。超导磁储能可以满足输配电网电压支撑、功率补偿、频率调整、提高系统稳定性和功率输送能力等。和其他储能技术相比,目前超导磁储能仍很昂贵,除了超导本身的费用外,维持低温所需要的费用也相当可观。目前,在世界范围内有许多超导磁储能工程正在进行或者处于研制阶段。

5超级电容器储能。与常规电容器相比,超级电容器具有更高的介电常数、更大的表面积或者更高的耐压能力。超级电容器价格较为昂贵,在电力系统中多用于短时间、大功率的负载平滑和电能质量高峰值功率场合,如大功率直流电机的启动支撑、动态电压恢复器等,在电压跌落和瞬态干扰期间提高供电水平。超级电容器历经三代及数十年的发展,储能系统最大储能量达到30MJ。目前,基于活性碳双层电极与锂离子插入式电极的第四代超级电容器正在开发中。

6电池储能。电池储能系统主要利用电池正负极的氧化还原反应进行充放电。主要包括铅酸电池、镍镉电池、锂离子电池、钠硫电池、全矾液流电池等。铅酸电池目前储能容量已达20MW。铅酸电池在电力系统正常运行时为断路器提供合闸电源,在发电厂、变电所供电中断时发挥独立电源的作用,为继电保护装置、拖动电机、通信、事故照明提供动力。但其循环寿命较短,且在制造过程中存在一定环境污染。镍镉电池效率高、循环寿命长,但随着充放电次数的增加容量将会减少,锂离子电池由于工艺和环境温度差异等因素的影响,系统指标往往达不到单体水平,使用寿命较单体缩短数倍甚至几十倍。大容量集成的技术难度和生产维护成本使得这些电池在相当长的时间内很难再电力系统中规模化应用。钠硫和液流电池被视为新型的高效的具广阔发展前景的大容量电力储能电池。目前,钠硫和液流电池均已实现商业化运作,MW级钠硫和100kW级液流电池储能系统已步入试验示范阶段。在日本采用NaS技术的储能示范工程有30多处,总储能容量超过20MW,可用于8小时的日负荷调节。随着容量和规模的扩大、集成技术的日益成熟,储能系统成本将进一步降低,经过安全性和可靠性的长期测试,有望在提高可再生能源系统的稳定性、平滑用户侧负荷和紧急供电等方面发挥重要作用。

2 我国电力系统储能发展方向和研究重点

到目前为止,我国9个省、区、市已建成11座抽水蓄能电站,装机容量约为5.7GW(其中0.6GW供香港),占全国装机容量的1.8%。目前我国已对压缩空气储能、超导储能(SMES)、飞轮和电池储能等方式的关键技术开展了研究。

各种储能技术的功率等级及其目前的技术成熟度见下图1,具体方式的选择需考虑实际用途、额定功率、技术成熟度、系统成本、环境条件等多种因素。

 

针对我国电力系统的现实需要,并从国家发展战略、国家中长期科技规划和城市电网可持续发展大计综合考虑,2007年国家电网公司提出了“能源转换关键技术研究——储能关键技术研究”框架,“十一五”期间将以电力储能技术前期研究和共性问题研究为基础,以先进储能装置和电网接入系统关键技术的研究为主攻方向。

国内电力储能技术的应用、研究与开发表现出以下3个特征:

1)以可再生能源系统应用为切入点,开发100kW级全钒液流和MW级钠硫电池储能系统,逐步替代铅酸电池系统,为区域电网平滑负荷、提高配电网供电可靠性、UPS等应用奠定基础。

2)以液氮温区运行SMES研究为重点,开发分布式储能系统,提高我国大电网暂态稳定性,抑制低频振荡,增加高压线路的输电能力。

3)加快建设GW级抽水蓄能混合式电站,满足大电网调峰和紧急事故备用的现实需要。

3 我国电力储能技术发展分析

传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化,极大地促进了新能源的发展,新能源发电的规模也快速攀升。但风电、太阳能发电自身所固有的随机性、间歇性特征,决定了其规模化发展必然会对电网调峰和系统安全运行带来显著影响,必须有先进的储能技术作支撑。

大规模储能技术可提高能源利用效率,可为国家节约巨额投资。为应对城市尖峰负荷,电力系统每年都要新增大量投资用于电网和电源后备容量建设,而储能设施占地少、无排放,其节地、节能、减排的效果是其他调峰措施无法比拟的。

但我国大容量储能产业发展仍面临诸多体制和政策制约,如储能规划缺失、针对储能电站的价格政策和投资回报机制缺失、激励性政策缺失、配套的管理规则和技术标准缺失。除经济激励外,严格的技术标准和规范化管理,也是驱动储能产业发展的重要动力。这会倒逼发电商主动采用预测技术和储能技术,从而实现新能源发电与电网建设的良性发展。但我国对风电入网至今没有强制性的流程和技术要求,很多风电企业认为只要发出电,不论多少、优劣,电网就必须全额接收,在这种情况下,发电企业没有动力采用储能技术。

因此,大规模储能技术产业的发展,要有相关规划和政策的支撑,如将储能与新能源发展同步规划、实施峰谷电价和储能电价政策、鼓励投资主体多元化、规范新能源发电技术要求与并网管理。国家应出台有关新能源并网的强制性技术标准,建立并网认证和检测制度。实施新能源发电出力短期预测报告制度,提高短期预测能力和水平。完善全额收购制度,电网公司对符合入网要求的电能应及时全额接收,对电能质量差、发电预测误差大的新能源发电可选择性接收,并建立相应的惩罚机制。

4 小结

电力储能技术正朝着转换高效化、能量高密度化和应用低成本化方向发展,通过试验示范和实际运行将日趋成熟,在电力系统中发挥出调峰、电压补偿、频率调节、电能质量管理等重要作用。另外,我国大容量储能产业发展目前仍面临诸多体制和政策制约。为确保大电网的安全性和可靠性、加强区域电网峰谷负荷的自调节性、提高输变电能力、解决跨区域供需矛盾、增加供电可靠性、改善用户电能质量并满足可再生能源系统的需要,我国电力系统将以开发100kW级全钒液流、钠硫电池储能系统和液氮温区运行SMES为重点,加快建设10GW级抽水蓄能混合式电站,并实现电力系统的优化配置和电网的可持续发展。

 




 
 

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