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朱连峻:自主安全直流组网储能技术开发及工程应用

2019-8-13 11:11| 发布者: admin| 查看: 8789| 评论: 0

摘要: 8月9—10日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届 ...

8月9—10日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。来自政府主管部门、能源监管部门、行业专家、设计院、新能源发电业主单位、电力公司、系统集成商、项目承包商、投融资机构等单位的260余位嘉宾出席了本次研讨会。

主办方邀请到中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司新能源技术部高级工程师朱连峻就“自主安全直流组网储能技术开发及工程应用”发表主题演讲,以下为其报告主要内容。

朱连峻

大家下午好!谢谢主办方给我们集团VIP的机会,报告里面只有我们一个发电集团。

我要讲直流侧光伏电站储能系统与自主安全直流组网储能技术。有6个方面:1、背景。2、成果简介。3、关键技术与创新点。4、实际运行数据。5、国内外的比较。6、经济及社会效益。7、自主安全直流组网储能技术。跟大家交流意见,然后多多合作。

我国未来电力结构,可再生能源电力来源,2017年装机量,火电是62%,风电和太阳能、水电其他占比30%多,2050年太阳能和风电占到60%。华能集团总装机1.77亿千瓦,其中风光装机2181万千瓦,占比12.2%;水电2607万千瓦,占比14.7%。在目前的五大发电集团中,华能集团总装机容量、火电装机及占比均排名第二;风电、光伏装机容量排名第三,但占比为倒数第二,存在能源结构调整的压力。

电力系统对储能需求大,可再生能源装机发展迅速、供需不均,受天气因素影响发电不稳定。火电调峰,网侧服务需求增加,灵活性不足,备用容量大。要依托储能和其他形式,比如说储热、制氢等等形式解决,这也是集团给我们要求的。我们现在还面临着一个问题,在30年限基组要进行转型,有公司跟我联系,给他们出了相关方案,希望有一些更好的方案跟我们交流。

这是相关政策,前面专家讲的也比较多,按照容量规划、电力市场改革、可再生能源、电力辅助和需求类,大家对于这些相关政策比我清楚得多,根据国家发改委能源研究所2050高比例可再生能源发展情景途径研究里面,2050年可再生发电量提高到高占比情景的85%,波动性发电贡献比率30%到60%,白天光伏发电量大,电网备用容量持续减小。《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划,是四部委共同下发。

这里面主要围绕着6点做了详细分工,里面有相关的责任单位。1、加强先进储能技术研发和智能制造升级;2、完善落实促进储能技术与产业发展的政策;3、推进抽水蓄能的发展;4、推进储能项目示范和应用;5、推进新年能源汽车动力电池储能化应用;6、加快推进储能标准化。

2018年全年,全国光伏发电1775亿千瓦时,弃光总量为54.9亿千瓦时。光照资源较好的新疆和甘肃等西北地区,弃光率仍达到10%以上,现在应该是左右,从官方看是10%左右,从电站来讲弃光率应该在10%以上多一些。部分光伏电站,由于电网输出容量原因,“弃光”比例最高可达50%,光伏电站的经济损失较为严重。我们电站有一些地方还要多,这个是瞬时,不是一直都是这样。在光伏电站应用储能技术,可切实解决弃光问题,促进可再生能源消纳,也可以实现平滑功率波动、削峰平谷、调频调压,是实现可再生能源大规模接入电网的重要手段,同时它也是分布式微电网、智能电网系统的重要组成部分,在未来的能源互联网中具有举足轻重的地位。

前面是大概背景,这个是成果简介,前面科华和上能都已经讲了直流,人家做的时间上比我们还要靠后,但是很多东西已经做在我们前面了。我们针对光伏电站弃光严重的问题及现有储能接入技术的弊端,提出了一种光伏电站分布式直流侧储能技术,开发了基于通讯控制的光伏储能控制技术,进行了储能控制系统模拟、25kW/50kWh项目试验验证,成果应用于华能格尔木光伏储能电站1.5MW/3.5MWh示范项目。这里面主要技术优势是降低了储能成本,提高了储能效率,提高了安全性和灵活性;解决了储能系统与光伏电站间接入匹配问题;解决了对MPPT干扰的问题;目前国内最大的直流侧光伏储能电站。

这是我们的研究历程,从2014年开始,分布式直流侧接入光伏储能技术研发。普遍适用各种型号的集中式逆变器,不受逆变器型号的限制。核心设备研发包括光伏储能控制器、光储云终端控制器、模块化DC-DC控制器。然后模拟研究直流侧储能系统放电过程对光伏阵列最大功率跟踪影响仿真分析。华能青海共和光储电站25kW/50kWh试验项目2016年10月投运,华能格尔木1.5MW/3.5MWh 级储能示范工程建设、安装、调试与运行。去年新疆哈密做了光储电站。

关键技术1:分布式直流侧光伏储能技术设计。创新点:成本低、效率高、不受电网制约解决了储能系统与光伏电站间接入匹配的问题。这是我们最开始做的专利,交流侧光伏储能技术问题:需新增升压变压器和交流高压侧接入配电设备,电缆用量多,系统投资高;光伏组件和储能系统之间的功率变换和升降压环节多,储能效率低;占地面积大,需要规划专门场地;如果是原有电站改造,则新增的储能容量超出了电站原有出线容量,且交流侧并网设备涉及到电网报批手续。

交流侧和直流侧光伏储能技术方案比较:优势是:充分利用原光伏逆变器系统的逆变设备,升压设备以及电缆,设备利用率高,设备投资和占地较少,成本低;光伏组件与电池之间的功率变化环节少,储能效率高; 直流侧接入不影响光伏电站原有出线容量,也不涉及到新增并网设备的相关报批,无需并网手续。

关键技术2:基于通讯控制的储能电池系统控制器技术。那边是光阻控制器,那边是云端控制器。创新点:不受逆变器种类限制,无需与逆变器进行交互和通讯;标准化硬件设备,对接简单化、标准化、实用化;解决了对MPPT干扰的问题;可级连成MWh级大规模储能系统。我们已经在往下做的事情,后面我也会做一个简单介绍。

关键技术3:共和25kW/50kWh试验项目、格尔木1.5MW/3.5MWh直流侧储能系统示范工程。创新点:目前国内最大的直流侧光伏储能电站储能系统储能效率~90%;分布式、模块化、可移动化接入,安全性高,可据电站弃光变化灵活调整;具有自主知识产权的相关核心设备;大规模光伏储能系统技术经济性验证;探索到一种发电侧储能系统商业化合作新模式,对该类项目的商业化起到良好的指导意义。这两个集装箱3.5兆瓦时,刚才上能、南都都讲了。

这是共和25kW/50kWh试验小型示范项目,这是在格尔木的。这个已经通过电机工程协会给一个科学技术成果坚定,也有TUV认证,电机工程协会给的结论是:应用自主安全直流组网储能技术自主设计、开发、建设了国内规模最大,储能效率最高的3.5MWh直流侧光伏储能示范系统,直流侧储能效率达到95.77%,各项技术经济指标处于发电侧光伏储能技术国际先进水平。

这是实际的运行数据,共和25kW/50kWh试验小型示范项目,从系统运营前一天的实际情况。这个是光伏电站的应用证明,下面主要是一个说明:由于配备储能系统,该光伏阵列在一段时间内可以满足电力调度需求,在一定程度上解决弃光问题,储能系统和光伏阵列可以实现协同运行。

这个是1.5MW/3.5MWh直流侧储能系统示范工程运行情况,是磷酸铁锂电池。我们主要用两个电池:一个是磷酸铁锂和铅酸电池,在示范当中做了实际应用。可以看到在一天之中,储能系统经历一次深充深放过程,通过对直流电能表的数据采集,该储能系统当日充电总量为995.47kWh,当日放电总量为934.55kWh,电池充放电时起始和结束的SOC为33.99%和34.02%。经计算,该日储能系统效率为93.88%。该周期中储能系统经历多次深充深放过程,平均日充放电量为841.58 kWh和764.15kWh,平均日储能系统效率为90.80%。

这是铅炭电池对比,在一天之中,储能系统经历一次较深的充放电过程。以电池充放电时起始和结束的SOC皆为29.6%为计算周期,即上午8:42至20:00时间段内,该储能系统的充电量为709.8kWh,放电量为590.1kWh,经计算,储能系统效率为83.09%。同样,对铅炭电池储能系统在一周之内的平均储能效率进行了估算,该周中储能系统经历多次深充深放过程,平均日充放电量为485.45 kWh和560.23kWh,平均日储能系统效率为86.6%。

这个是技术对比,这个是经济效率,格尔木光伏电站年增发电量约135万度;电费收益135万元,光伏电站净收益13.5万元。这是我们分配标准,10%。华能哈密石城子0.5MW/2 MWh 光储一体化示范工程,已经开始投运了。这是经济项目的分析,很多分析我们做的不如大家好,我们在发电市场中没有那么激烈。

这是后期在研的储能技术,清能院自主安全直流组网储能技术,集团要求我们怎么保证安全,在直流系统上开发系统,主要是安全性能问题。由于电池模组串联,电池模组之间没有隔离和处置措施,当一个电池模组故障时,如短路、断路等,会对电路上其他电池的电气安全造成严重影响;由于电池模组本身没有隔热和防火装置,当一个电池模组热失控发生起火时,会直接导致相邻模组燃烧,无法避免,存在严重的安全隐患。欧阳明高院士也说了“

电池热失控是电池起火主因,电池系统安全技术将成企业竞争主战场”。这里面电池安全切口,我们经过一些相关的论证分析,更多分析觉得,如果起火的话各打50大板,电池、工艺等等都是一些因素,并不是说电池本身的原因。20Ah的电芯热失控能量约48000J。

系统越大型,故障率越接近百分之百。出现电池故障的概率接近百分之百,出现恶性事件的概率超过5%。高频高强度使用场景下,几乎一定出现恶性事件。

首次提出自主安全直流组网技术,电池组不直接并联,通过DC-DC变流器达到虚拟并联,单组电池故障导致时可迅速切出,安全性较高。这个就是我们的系统,我们通过电池模组,通过DC-DC实现直流连接。通过双向逆变器,我们这个不叫PCS,因为我们没有那么多PCS功能,再转成交流输出。

电池模组DC-DC控制器研发,采用小功率模块化的“积木式”设计开发了DC-DC控制器模块;集成了BMS全部功能,可作为电池输出和管理接口;研究了控制器的集成度、可靠性和耐候性。可以兼容不同类型和不同品级电池模组的独立充放电管控技术。

通过DC-DC变流器解耦,可大大降低对电池组规格的要求,兼容不同类型、不同品级和规格的电池,提高电池间的主动均衡性。针对低成本或低品级电池,优化系统分散式控制技术优化,提升各电池组协同运行稳定性;根据负载的工况,调整工作模块的数量,确保系统工作在最佳的效率区间;降低单一电池组性能劣化或故障对其他电池模组影响,提高电池储能系统的稳定性和服役寿命。在新能源并网、微电网、用户侧储能、服务储能、通信储能、其他储能当中都可以应用。 这个是2014年到现在的专利,大概15个,直流侧这一块有15个专利(图)。

这个是总结:直流组网储能技术,可解决电池储能系统存在的较为严重的安全性低、一致性不强、效率较低的问题。本研究成果在解决可再生能源限电问题,提升火电调频能力和安全性,提升电站经济效益等方面具有重要的推广价值。成果可应用于光伏、风电消纳、微网和火电AGC调频项目,为电力系统在储能领域未来的发展提供技术支撑。

这是我的报告,现在我们集团对于新能源、储能都有着新需求,包括后期收购也是集团需求,现在我们有英国110瓦时的储能项目,还有热广电,安徽分公司有40兆瓦时,当然还有一些,这些都是我们在深度参与,并且在其中做了一些很关键的工作。我现在说这些,大家有什么新的技术可以线下沟通,争取把这个行业带动起来,在发电侧存量很大,还是希望大家一起来发展,谢谢大家。


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