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湖南亟待打破电力系统僵局 因地制宜发挥储能价值

作者:韩逸飞 来源:中国能源报 发布时间:2021-12-08 浏览:

中国储能网讯:湖南小水电占比多,大部分不具有调峰能力,与此同时,以电代煤的负荷大规模进入后,湖南负荷特性也日趋复杂,对构建新型电力系统更加迫切。

“湖南电网作为中东部地区受端电网,‘双高’电力系统特征明显。特高压交直流入湘后,电源结构、网架形态和负荷特性将发生显著变化,给湖南电网运行带来诸多挑战。因此,湖南要建立新型电力系统,破局电网运行难题,储能是关键。”日前,在湖南电池博览会暨首届中国国际新型储能技术及工程应用大会上,湖南电网相关负责人透露。

此前,湖南省已明确以发展电网侧独立储能为重点,以建设大规模集中式共享储能为主线,统筹项目选点,集中规划建设一批电网侧储能电站,力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。

湖南电网调峰压力大

国网湖南省电力公司储能专项办副主任周冠东认为,“‘十四五’期间,预计湖南的新能源装机是‘十三五’的2.4倍,湖南将正式迈入由新能源主导的电力系统。”

高比例新能源接入以后,将会对湖南电网会带来哪些挑战?

周冠东告诉记者,目前来说,新能源的消纳能力有限,其本身是反调峰特性,负荷和电源之间存在严重的不协调。此外,由于湖南的小水电占比很多,且大部分不具有调峰能力,因此,湖南电网面临的调峰压力很大。

湖南省电力公司电力科学研究院院长周卫华表示,传统电网构建在稳态和准稳态数学模型的基础上,难以适应新能源、储能、配电网等相应直流系统接入分析和仿真的新型电力系统,在电网的规划方面面临诸多不确定性。

“同时由于参数太多,建模受限,存在很多需要迫切解决的问题。”周卫华告诉记者,“首先,湖南电网峰谷差常年排在全国前列,最高负荷是3300万千瓦,最低负荷是800万千瓦,峰谷差达60%以上,调峰压力巨大;其次,湖南面临着常规电源欠缺,需要推进火电基础联合改造,促使已经规划的火电机组快速投运,起到基础调峰作用;最后,湖南电网要进一步完善调峰机制,到2035年基本形成2400万千瓦以上的火电调节能力、100万千瓦以上的水电调节能力。”

负荷结构日趋多元带来挑战

“从电源结构来看,新能源具备强不确定性、弱可控性,未来电网将是交直流混合大电网、微电网和调节负荷共存的电网,从特性来看是实时平衡,一体化运行。”周冠东认为,以新能源为主的新型电力系统下,电力结构,电网形态,运行特点都带来了新的改变。

“湖南电网要实现‘源网荷储’协同发展,有着来自电压、抗短路、功率平衡、调节能力以及储能等多方面的挑战和压力。”周冠东表示,“新能源成为电源主体,面临的困难很多,难度巨大。因此,储能便要承担起保障清洁能源消纳、提供安全优质电能服务的使命。”

周卫华表示,当前湖南的风电是分散式山地风电,规模上并没有优势,光伏的利用小时数也偏低。“此外,湖南负荷特性也很复杂,以电代煤的负荷大规模进入后,湖南电能在终端能源占比达到17%,仍低于27%的全国平均水平,随着终端用户电能潜力释放,电能需求将越来越大。”

周卫华认为,未来湖南负荷结构多元化后,负荷将参与电源侧双向能源互动,电源利用范围将会广泛延伸,负荷特性也会随之更加复杂。因此,储能一定是湖南源网荷储互动、多能互补系统中的支撑,是清洁低碳、安全可控、灵活高效,开放互动的电力系统的关键。

因地制宜发挥储能价值

湖南对储能的重视程度,可以从该省密集发布的储能政策中初见端倪。“除了整体的规划布局外,全国唯一的电网侧储能电站也已落地湖南,力争到2023年全省建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。”上述湖南电网专家告诉记者。

他表示,湖南电网还会考虑充分利用储能电站模拟传统发电机的转动惯量,进一步提高电网运行的稳定性。

随着电化学储能的大发展,全方位掌握储能运行的安全稳定性能,准确评估储能对电网的支撑能力迫在眉睫。

周冠东表示,湖南电网对于储能的利用也有自己的思考。“风电机组的无功资源目前还没有很好的利用起来,风电配了储能以后,储能对风电场的电压支撑,以及如何支撑新能源友好、安全、高效并网,怎么样协同控制,也促使电网思考和探索。”

对此,湖南电网提出了将升压站、储能站和风电场“三站合一”的协同控制理念,实现三站有功和无功资源的统一协调。周冠东认为,这样可以有效防止风机脱机脱网,节省一次调频投入,实现高效满功率发电。

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