11月10-11日，由湖南省能源局指导，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的“第三届届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”在长沙华天酒店召开。来自电网公司、设计院、系统集成商等领域的400余人参加了本次研讨会。
会议期间，科华恒盛股份有限公司新能源事业部技术总监林金水分享了主题报告《储能在电源侧不同角色间融合与转变的探析》。
林金水：各位领导大家上午好，下面我分享一下我们科华恒盛在电源侧应用的案例情况。
这是2019年底的中电联数据，从数据上来看，风力和光伏作为新能源装机情况占比达到20%，发电量占比8.5%，这是装机的情况。另外从最新的全球其他地区的光伏上网电价来看，光伏上网电价快速下降，这是一个趋势。另外一个趋势，国家层面节能减排要求来看，今后风光装机比例还会快速上升。风光高比例渗透带来的问题：电源的波动，另外在现在风和光，发电量是上来了，但是装机功率并没有把传统的火电或是水电的装机功率压下去。在整个新能源波动当中，短周期的波动，是分钟级、秒级的波动，无论是光伏还是风都有这个情况，还有日内长周期几个小时的波动，光伏发电长周期波动的，还有季节性的波动，季节性波动是电储能不好解决的。
这么大的波动，占比这么大，如果没有配合一定比例的储能，对电网的运行还是有比较大的问题。看这两种波动，长周期的日内波动，这是现有的很典型日内负荷曲线，光伏在中午的时候如果日照比较好的，光伏出力很大，而中午负荷一般会有个平的时段，以火电为主的省份，此时火电调峰深度为20%，若还要把光伏全部消纳，火电机组要再调峰20%，也就是要达到40%才能保证光伏全部消纳，这才是新能源20%的装机比例，如果更高的话则火电的调峰深度还要加大！光伏装机比例再大，若没有储能，则电网火电装机下不去，因为晚上负荷高峰还是只能靠传统火电装机来支撑。所以要把火电装机压下去，对光伏储能的时间长度需求就会较长。风光短周期波动的储能需求一两个小时还可以，降低了电网一次调频的压力，但是日内长周期的5、6小时的波动，1-2小时的储能根本解决不了这个问题。所以随着后面风光电装机比例加大，甚至作为主电源的话，储能的装机无论是功率还是容量的角度，都会进行拉大的。今年部分案例上来看，确实对储能的需求也在变化。
很重要的一条，今后风光电能源+储能装机，从电量的支撑转变为功率的装机，大功率长周期的储能配比是少不了的。
从今年来看，部分省份的新能源对储能装机配比要求大部分还是集中5%到20%的功率，一个到两个小时的配置，这样的配置首先主要解决的是短周期的波动，要做到电网的功率支撑还是不够的。在西藏的一个项目，就配置了100%功率5个小时的配置，光伏发电整个白天可以存进来，到晚上再全部释放出来，这样可以支撑起夜间的电网的功率。
在印度的市场，印度和国内比，电网是比较弱的，风光电装机越来越大，加上传统的火电装机容量不够，到晚上用电高峰往往出现限电。为解决此问题，今年年初印度提出风光+储的上网电价招标，要求配置50%功率6小时的储能来解决夜间用电高峰支撑。 再到沙特红海新城的项目，唯一的供电能源就是光伏，就说夜间的供电全部要靠储能支撑了，包括电量和功率，在夜间10个小时，这时候储能的配比我们知道是要100%配比。这是储能发展的趋势，只解决了短时间的波动话，电网还是会有问题的。另外一个比较大的政策问题，你现在的光伏装机这么大，带来的波动，平衡责任在谁身上？新能源波动这么大，短周期、长周期的平衡谁来完成，这需要顶层设计支持，这部分还不是很完整。
这是新能源装机对储能需求带来的变化。
下面介绍我们在电源侧的案例，在国内有火电调频，弃光、风应用，计划发电，发电平滑，减少考核。火电调频，现在的变化，不少项目电池配置从2C改为1C，主要还是电池在2C高强度下工作，寿命基本都没有达到设计要求。AGC收益主要是通过提升KP值，最大的是调节速率K2，提升是最为明显的。这是今年我司参与的上海外三火储项目，业主采用三层叠放设计，上面两层是电池，下面一层是PCS+升压柜，这是国内第一个三层叠放的储能项目。创新点：一是三层的构架，二是采用的水冷空调，这是因为外三比较靠海，怕腐蚀，所以这是创新的地方。
光伏储能项目目前科华参与的比较多，解决方案都有做过。现在主流的交流母线的方式，储能系统并接在光伏电站10/35KV母线上。目前光储项目存在的问题有：调度的问题，储能是合并到光伏这边统一调度还是单独调度，单独调度灵活性比较高，但是二次造价，包括通信系统的造价占比是比较高的。现在没有很严格的标准，实施过程中，有一个比较大的问题，二次接口很模糊不清的，不管是招标里面的标书还是实施过程中，二次部分的功能，很多功能还是存在比较多的界面不是很清楚的问题，大家做光储方面都有这个问题，无论是业主的出标书还是总包，怎么跟原有的光伏电站去分工，包括二次设备，还有很多控制侧的分工，都有项目中遇到的问题。
另外一种方案就是直流侧这边来做储能。早期是国内主要是一些示范性项目在光伏兆瓦单元上储能，省掉高压侧的投资，但是作为整个电站的储能来讲灵活性低很多，这种项目在做单纯超配用的比较多，功能比较单一，但是造价有优势。
另外一种解决方案是双向光伏逆变器，与电网可双向，可参与辅助服务，节省交流高压回路开关柜，升压变的投资，可先上光伏后期方便上储能，是适合新电站的建设，但是倒送电存在政策问题。
光储的应用，岗巴的项目实现了100%储能5个小时以上，整个光伏发电白天是存起来了。这个是我们参与的山东的项目，供货的是一体机项目，采用6台PCS直接并联，6台并接还是有些技术难题的，交流侧的高频环流，直流侧共模电压等技术上还是有一些问题的。这是山东第一个光储项目，也是一体机。（图），这是比较早的铜川的项目，还有长治的项目。在原有的光伏电站里面交流侧有个储能，直流侧也有个储能，这两个无论是组串式的还是集散式的，光伏逆变器都不是科华的。风储方案的基本上都是以集中式的方案，我们在安徽灵璧，贵州电建的项目已经吊装了。其他的应用还包括刚才讲的青海共享储能电站。还有中能甘肃的项目，当时在外线还没进来的时候，实现了整个同个品牌的PCS跨变压器下垂，全部实现下垂并机作为电压源，供给另外一侧去充电，这是电科院测试过的，以下垂方式跨高压电作为变压运行。这些是后面参与的一些项目。
电源侧还有一个特殊的解决方案是微网，这个应用储能电池时间配置就比较大了，这种是不同的技术路线，今天时间问题没有办法和大家分享太多。我们做的项目（图），之前的会议上也介绍过了。这是海外运行的，以微网来替代传统柴油发电，经济性是非常好的，现在光伏+储能作为分布式供电相比柴发经济性非常好的，还有节能减排的问题。
谢谢。
