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储能的市场化应用该如何推广?用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨
来源:江苏省可再生能源行业协会-中国绿色能源网 浏览:160次 发布于2018-3-14
 

         储能的市场化应用该如何推广?用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨

《南方区域电化学储能电站参与电力市场辅助服务政策》第二十条规定:根据调节容量、调节电量,对储能电站提供的AGC服务实施补偿,这个补偿完全参照之前发布的《南方区域并网发电网辅助服务管理实施细则》的标准来执行,即《细则》第十七条:根据调节容量、调节电量,对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿。

储能的市场化应用该如何推广?用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨

另外,《政策》第二十一条表明:储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为 0.05万元/兆瓦时,即5毛钱一度电。

广东电力系统简介

1、电源结构

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广东电力系统的电源结构有以下几个特点:

装机中煤机占比高:截止2017年底,广东统调装机容量1.07亿千瓦,其中,燃煤机组是广东的主力电源,装机占比达54%。

受西电比重大:2017年西电最大送电3496万千瓦,约占最高统调负荷的1/3,对全省电力平衡以及潮流分布影响较大。

省内快速调节资源紧张:水电装机容量小,快速调节困难。

2、安全稳定特性复杂

广东电力系统运行的安全稳定特性较为复杂:

最大的交直流并列运行受端大电网:8交9直西电东送大通道,直流落点集中在珠三角,交直流相互影响突出,调控难度大。

电源与负荷分布不平衡,潮流大范围转移:电源主要分布在粤东西北,负荷集中在珠三角,占全省负荷的74%,省内主网呈“西电东送、北电南送”的格局,潮流大范围转移,通道长期压极限运行,阻塞断面多。

台风、雷暴、火山等自然灾害频发,电网安全风险高。

按照《广东省能源发展“十三五”规划》,预计2020年:电源结构逐步优化,省内电源装机容量约1.34亿千瓦,其中:

煤电约6400万千瓦,占47.8%,比2015年下降11.2个百分点。

气电约2300万千瓦,占17.2%,比2015年提高2.6个百分点。

核电约1600万千瓦,占11.9%,比2015年提高3.5个百分点。

水电(含抽水蓄能730万千瓦时)1570万千瓦,占11.7%,比2015年降低2个百分点。

西电东送能力约4000万千瓦,比2015年提高500万千瓦。

3、 负荷特性

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广东电力系统的负荷具有以下三个方面的特点:

负荷水平高:2017年最高统调负荷10858万千瓦,同比增长8.5%。

峰谷差大:日负荷3峰3谷,高峰期峰谷比约0.6,最大峰谷差超过4000万千瓦,调峰困哪。

峰谷交替期负荷变化速率快:达到300万千瓦/分钟,调频难度大。

广东的调频辅助服务从2017年初开始,市场建设团队组织开展了南方(以广东起步)调频辅助服务市场的研究和建设,先后完成了交易规则编制、技术支持系统开发、市场宣贯培训等工作。

根据南方能监局关于组织开展调频辅助服务模拟运行的通知的要求,2017年12月18日,调频辅助服务市场正式启动模拟运行。

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目前市场整体运行良好,市场主体参与度逐步提高,市场最高出清价格不断下降,调频总费用整体呈下降趋势。

用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨

1、储能方案

《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》

第一条:鼓励发电企业、售电企业、电力用户、储能企业或其他市场主体投资建设储能设施,促进储能电站为电力系统运行提供调频、调峰、调压、黑启动等辅助服务。

第二条:电化学储能电站是指采用电化学电池作为储能元件,可进行电能存储、转换及释放的并网电站(以下简称“储能电站”)。

第三条:本细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站,其他类型储能电站参照执行,也就是说2MW/1MWh的储能电站就可以参加电力辅助服务市场。

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方案一 低压接入分布式,单机400kw

上图系统设计中采用的是10KV的进线,低压接入分布式,单机400kw,说明:

储能单元并接在变压器低压侧400V母线上,电池充电状态相当于用电负荷,选择变压器轻载及电价低谷时充电,这跟平时削峰填谷的策略一样,不同之处在于,根据调度需要充电的时候也是要进行充电的;

储能系统放电状态,相当于发电机,放电功率一般为变压器负载的20%-80%,放电时,还是需要使用部分电网电量;

储能系统逆变器属于电力电子设备,充放电时,能自动跟踪电网系统频率及电压,通过抬高或降低储能系统电压来实现充电或者放电,属于在线式工作,跟传统柴油发电机等有区别,不存在切换电源问题,比传统发电机响应速度更快,更为直接。

由于储能单元(单机400kw/500kwh )并网接入点为变压器低压侧母线,故不占用报装容量,目前也没有明确的规定需要向供电局申报。

由于需要考虑与用户变压器负载配合,选择用户范围少,比较困难。

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方案二 中压接入集中式,单机500kw -1000kw

方案二中的储能系统直接接入到10KV的母线上,说明:

储能单元通过变压器并接在开关站10kV母线上,电池充电状态相当于用电负荷,放电状态相当于电源。

直挂10kV母线上,故储能单元充放电,不受单台用户变压器负载的限制。

由于储能单元并网接入点为10kV母线上,按照目前政策要占用容量,需要交纳基本电费,这跟低压侧接入有所区别,按照供电局的规定,低压侧这边是利用用户现有的变压器容量来装机,如果要接入10KV母线,就需要增加变压器,就要向供电局申报,缴纳基本电费。

由于不需要考虑单台变压器负载情况,故受限少,可选用户范围广。

2、储能电站方案存在的问题

问题一:

储能电站规模 最小值2MW/1MWH,以上分布式、集中式是否都符合?目前没有明确的表示。

集中式直挂10kV母线,是否需要交纳基本电费(容量电费)?目前我们在为电网提供辅助服务,按照诉求应该是不需要缴纳基本电费的,因为现在是为电网提供服务,但并无相关的条文支撑。按照目前增加变压器容量后,需要缴纳基本电费,其经济性需要重新评估。

节假日,用户负荷可能小于储能电站放电功率,是否可以反送电到系统?目前在执行的过程中,供电局对用户反送电有严格的考核。1)如无法向电网反送电,自身负荷无法消耗储能电站的电量,储能电站的收益降低。而为了参与辅助服务而增加储能电站的容量和PCS功率,增加投资成本,延长投资回收期。2)如可以实施反送电,功率是否有限?如果不能,那是否免考核?

解决方案:

集中式选择110kV专业用户,分布式选择10kV供电的大用户,年用电量2000万千瓦时以上。

选择用户负荷曲线跟统调吻合的用户(完全自我消纳)。

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以上选取的园区的负荷曲线基本跟广东省的负荷曲线一致。

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从广东电力系统运行的特点可以看出:

上午7:45 - 9:00及下午13:15-14:00这两个时间段负荷急剧攀升;

上午11:30-12:15,17:15-18:00 负荷急剧下降,负荷变化超过1000万千瓦。

上午9:00-11:00,14:00-17:00 ,18:00-22:00变化缓慢,此时间段是储能电站参与调峰的主要时间段。

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调峰时间段:每天三个峰谷时段

图中绿色的部分是AGC调令充电的真实负荷曲线,去掉黄色部分后,是AGC调令放电的负荷曲线。

从图中可以看到,接受AGC调令充电之后负荷曲线发生了比较大的变化,用户的用电最大功率原来的6200kW增长到最高峰的8200kW。

无论在什么时间,只要接受到调度令,需要响应进行充放电,这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利的方式来获得储能电站的收益。增加了辅助服务的收益是否比原来增加?

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以东莞市10kV用户侧储能电站的对一天收到三次AGC调令的收益进行简单测算。

模式1是在电价最低的时候收到调度令,这时候的收益就是最低的,举例说在7:30-8:00收到调度令,这个时间段东莞市处于电价谷段,无价差,仅有AGC调度补贴收益。8:00-9:00出于电价平段时间,同样接到AGC调度,其整体的收益就会有所降低。

东莞市的高峰电价是从9:00开始的,模式1接受AGC调令后在高峰电价前电量已经完全放掉了,高峰时段就无电可放,即无峰谷差价收益。

模式3完全是在高峰时段收到AGC调令进行放电,这时候的收益是最高的。

而在11:00-12:00是东莞市的高峰电价时间,这个时间段进行充电,而在下午12:30开始放电,该段时间为东莞市的平段电价时间,即便对充电补贴5毛钱/度电的补贴,其价差收益也较低。

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调峰时间段:每天两个峰谷时段,即7:45-18:00

上图有两个AGC调令的调峰时间段,即早上7:45~9:00、12:30~14:00两次放电和11:00~12:00、17:00~18:00两次充电调令。

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如果每天只是收到两个充放电的调令。则当地第二个电价峰段时间进行削峰填谷获得收益。

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用户侧销售电价峰段时间:

广州中山惠州:14:00-17:00,19:00-22:00

佛山东莞珠海江门:9:00-12:00,19:00-22:00

深圳:9:00-11:30,14:00-16:30,19:00-21:00

广东省内有3峰3谷,其中每个城市的峰谷电价的时间是不一样的,只有深圳是完全按照3峰3谷实施的峰谷电价。

广州、中山、惠州执行的是第二和第三个峰,而佛山、珠海、东莞、江门执行的是第一和第三个峰,所以不同地区的对应的储能控制策略是不尽相同的。

问题二:

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省统调日负荷曲线显示:7:45-9:00 13:15-14:00 负荷急剧爬升,11:15-12:00,17:15-18:00急剧下降。

东莞峰段时间:9:00-12:00, 19:00-22:00,

系统调峰时间与峰谷电价时段有错位,鱼跟熊掌不可兼得,整体降低了储能的收益。储能不能全在低谷电价时充电,如11:15-12:00期间,需要充电;也不能全在高峰电价时放电,如07:45-09:00期间,需要放电。

放电时间:7:45-9:00雪中送炭?9:00-11:00锦上添花?而在11:15-12:00电价高峰段放电,收益高了,但是对调度来说是火上浇油?

解决方案:

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AGC的调令由电网统一发送,因此建议储能电站充放电给与特别的电价,例如在11:00-12:00充电期间是否可以给予充电电价的优惠?因为响应的是电网调度的指令,在高峰期充电,即便是给予了补贴,其收益也是较低的。

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削峰填谷原理:第一次充电时间:00:00-08:00,第一次放电时间:09:00-12:00;第二次充电时间:12:01-19:00,第二次放电时间:19:01-22:00。低价的时候充电,高价的时候放电,这样就可以实现峰谷差价的套利。

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按照正常的两充两放模式:充电时间0:00-8:00,12:01-19:00;放电时间9:01-12:00,19:01-22:00,按2MW/2.5MWH、300天/年计算,收益是529713元,如果参与电力辅助服务,最低收益可以达到625768元,所以可以看到,参与电力辅助服务比单纯的削峰填谷的峰谷差价收益要高。

但是是不是所有企业都可以参加电力辅助服务呢?《细则》第四条规定:电力调度机构应按国家有关法律法规及技术标准的要求,为储能电站接入电网提供必要的服务,加强储能电站调度管理。电力调度机构负责监测、记录储能电站实施充放电状态。储能电站充放电状态接受电力调度机构统一调度指挥。

问题三:

《细则》规定:

第四条:电力调度机构应按国家有关法律法规及技术标准的要求,为储能电站接入电网提供必要的服务,加强储能电站调度管理。电力调度机构负责监测、记录储能电站实施充放电状态。储能电站充放电状态接受电力调度机构统一调度指挥。

第十六条:电力调度机构按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》相关条款对储能电站自动化装置(包括监控系统、PMU装置、电量采集装置、时钟系统及监测装置、调度数据网、电力监控系统网络安全设备等)运行情况进行考核。

储能电站与调度直接的通信通道工程,是应该电网投资还是投资方投资?配套通信工程配置要求,站内自动化装置配置要求?

经济性分析:

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我们可以通过三种模式的经济性比较,来分析参加电力辅助服务的投资回报是否比原来两次的调峰有所增长。

按照模式1,每天三次在电价最低的时候响应调度,每年的收益就是58.23万元/年,如果按照每天两充两放的调峰,削峰填谷的收益在62.58万元/年,明显可以看出,每天参与两次调峰的收益比每天三次调峰的收益要高。

但是如果按照模式3,即在高电价的时候进行调度,每天三次的调峰远比每天两次的调峰要高。但是由于这种情况不取决于电站,而是取决于调度,所以不确定的问题会比较多,无法进行测算。

无论其每天调峰两次还是三次,其收益都较常规的削峰填谷的收益为52.97万元要高。

参与电力辅助服务市场的储能电站,一是需要增加匹配功率的PCS投资;二是时需要增加储能电站与调度直接的通信投资。其成本的上升也是明显的。

通讯系统设备和通信工程建设,工程费用在50-200万不等。如用户是110KV变电站或者用户是安装了10kV并网的分布式光伏电站,即用户现已有电网通讯系统,储能电站即可以利用其原有的通讯系统即可,对于需要参与电力辅助服务而增加投入较少,如果这个储能的电站通讯系统需要新增建设,要增加一套调度通信系统,其费用可达200万左右的费用,这样投入在小规模的储能电站中成本占比较高。那么为了参与电力辅助服务其投入也是得不偿失的。

并参加电力辅助服务,调度是有条件的,而AGC调峰中,是否会调用到建设的电池储能电站,也是存在的不确定因素。

所以发布的规定对于市场有多大的促进效应现在还不能评判。目前也暂时还没有在运营的案例,还需要在实践的过程中,看一下实际的收益才可以进行下一步的讨论。(来源:能源e直播  )

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