大规模的能量储存系统及技术

-4-大规模的能量储存系统及技术摘要现代社会，人类社会越来越离不开电了，但是电能只能即发即用，那么如何将电能储存，并实现大规模的储存将会对人类的现代化作出进一步的贡献。据调查研究，目前国内外储存电能的形式有飞轮蓄能、抽水蓄能、蓄冷蓄能、蓄热蓄能、高效电池蓄能、压缩空气蓄能、燃料电池蓄能以及超导电磁寻能等，但基于技术及经济方面的考虑，抽水储能仍然是目前的主流储存电能的方式，本文将简单的谈下抽水储能方面的技术及系统。关键词：电能储存技术，抽水储能，电力系统0引言近年来，随着我国人民生活水平的提高和产业结构的调整，系统中电力负荷结构也在不断发生变化，电力的增长速度超过电量的增长速度，系统的负荷峰谷差逐年增大，使各系统的调峰问题愈来愈突出，运行中经常由于突然出现的负荷高峰与预测相距较大而造成电网拉闸限电，严重影响了电力系统的供电质量及电力系统的经济效益，也给国民经济带来了很大损失。现代电网的大规模互联，使系统的结构和运行方式越来越复杂多变，而越来越严格的环境和生态要求，又使建造新的发电和输电系统非常困难，随着电力系统的重构和市场化，对已有设备的充分利用就显得日益重要。互联电力系统运行在越来越接近其传输极限的水平上，这进一步增加了输电系统的压力。当一个大系统由于事故的连锁反应而导致系统瓦解，出现大面积停电时，会造成难以估计的经济损失和社会影响。规划和运行中的不确定因素和不安全因素的增加对系统的安全稳定控制提出了越来越严峻的挑战。而无论是调峰问题，还是稳定问题，其根源都在于能量的不平衡，或者说是电能的生产、输送、消费的瞬时不平衡，电能存储技术可以提供一种简单的解决电能供需不平衡问题的办法。各种形式的储能装置可以在电网负荷低谷的时候作为化学形式,物理形式又可以分为机械储能和电磁场储能。1电能储存现状1.1飞轮储能飞轮储能技术作为一种新的电能存储技术，与超导储能技术、燃料电池技术一样，都是近年来出现的有很大发展前景的储能技术，已经开始越来越广泛地应用于国内外许多行业。飞轮储能装置主要有3个核心构件：飞轮、电机和电力电子装置。基本工作原理是：将外界输入的电能通过电动机转化为飞轮转动的动能储存起来；当外界需要电能时，又通过发电机将飞轮的动能转化为电能，输出到外部负载。它要求飞轮空闲运转时候损耗非常小。当外设通过电力电子装置给电机供电时，电机就作为电动机使用，它的作用是给飞轮加速，储存能量；当负载需要电能时，飞轮给电机施加转矩，电机又作为发电机使用，通过电力电子装置给外设供电；当飞轮空闲运转时，整个装置就以最小损耗运行。飞轮储能系统具有高效率（80%～90%）、无污染、合理的功率密度及充能迅速等优点，极具发展潜力，目前应用最多的是汽车动能的储存或电能储存。但其储能密度与飞轮材料的强度、质量和几何形状有关，故要慎重选择适当材料及飞轮形状；而且所需轴承质量不轻，须适应长时间高速旋转的要求。1．2抽水蓄能即把低水位的水泵至高水位的水库中，将电能转换成水的势能储存起来。待负荷尖峰出现时，再启动水轮发电机组向电网补充电能。抽水蓄能电站在电网中的调峰填谷、紧急事故备用、调频、调相等作用已被世界各国公认，但在我国，人们对抽水蓄能电站的作用和效益仍比较陌生。其实，一定比例的抽水蓄能电站在电力系统中是必不可少的。抽水蓄能电站具有两大特性：一、它既是发电厂，又是用户，抽水储能是在电能过剩的情作用是其他任何类型发电厂所没有的；二、启动迅速，运行灵活、可靠，对负荷的急剧变化可做出快速反应，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。抽水储能是目前最古老、技术最成熟、设备容量最大的商业化技术，在世界各国得到普遍采用。但是这种储能方式造价较高，建设周期较长，而且抽水储能电站的选址又受到地形的限制，建设难度较大。1.3蓄热蓄能电量富余时，用电生产蒸汽导入蓄热器储存，电量短缺时，再将蓄热器的蒸汽送给汽轮机组发电。还有的电厂以高压热水形式储存热能。1.4蓄冰蓄能用夜间电网用电低谷的电能制冷（或制冰），在白天将储存的冷量放出作空调用。采用这种技术的中央空调用户,它可在夏季非空调使用时间或用电低谷时段内,使空调机处于制冰状态,把冷量以冰的形式储存起来,再于空调使用时间内把冰块融化,将冷量释放出来,从而做到电能“储蓄”之效。现行的峰谷分时电价规定(以福建为例,各地略有差别):每日用电高峰时段,其电价比基本电价上浮50%,而在用电低谷时段(即每日的后半夜),其电价比基本电价下降60%,两者之间价差达数倍。如果我们采用蓄冷蓄热技术,在用电低谷时段的低电价位多用电,而在用电高峰时段少用电,由此获得的效益将相当可观。据保守估计,每台中央空调可因此而节约运行费用30%以上。1.5压缩空气蓄能以为受端电网提供事故备用电源，而且可以弥补远距离直流输电时高峰不能输出无功、低谷不能吸收无功的缺陷。此外，抽水蓄能电站在低谷时吸纳电量，可以显著增加电网远距离输电能力，提高线路的输送效率，改善线路运行状况。为保护环境、应对气候变化，近年来我国风电、太阳能发电快速增长，对电力系统的安全可靠运行提出了更高要求。目前，在甘肃、内蒙古等风电投产速度较快的地区，普遍存在风电并网后电量难以全部消纳送出的问题。国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划所所长白建华认为，为保证大规模风电开发最终能顺利并网消纳，需要在送电端电网或受电端电网建设大量抽水蓄能电站等调峰电源来实现配套输送。为适应风能、太阳能等间歇式能源入网的特点，抽水蓄能在我国电网中的比重和作用将越来越大。专家分析，按照我国目前火电、核电、风电的发展速度，到2015年左右，必须新增3000万至4500万千瓦的抽水蓄能机组，以满足电网安全稳定经济运行的需求。特别是在“西电东送、南北互供、全国联网”电力发展战略以及智能电网建设不断推进之际，大力发展蓄能机组已是当务之急。由于抽水蓄能电站的建设有天然的资源要求，蓄能电站应该因地制宜采用多种方式。只要设计合理，几乎所有常规的梯级水电站只要把几台机组换成双向可逆的抽水蓄能机组，就都可以起到抽水蓄能电站的作用。如果经济合理，有些已经建成的水电站也可以考虑增加抽水设备改造。如果我们打开这一思路，我国抽水蓄能的资源将会得到大幅度的提高。建设费用也会大幅度降低。有关专家还建议，除了蓄水发电，调水工程也可以进行抽水蓄能的建设。据介绍，美国加州的北水南调工程就利用提水用电和放水发电的时机进行抽水蓄能据了解，我国在上世纪90年代以前建成的抽水蓄能电站基本是由电网统一核算，电站成本回收通过电网销售电量实现。上世纪90年代后，我国已建抽水蓄能电站探索出了一套成本回收方式。北京十三陵抽水蓄能电站采用单一电量电价的办法；浙江天荒坪抽水蓄能电站采用两部制电价经营，成本回收通过上网容量和电量实现；广州抽水蓄能电站采用电网租赁经营，成本回收通过租赁费实现。由于抽水蓄能电站的建设受地形影响较大，单位容量造价差异较大，相应电价定价差异也较大。而且，抽水蓄能电站的调峰填谷、调频、调相、事故备用等辅助服务的收费标准难以确定。下一步，还需要进一步探索建立有效合理的成本回收方式和电价机制，吸引多方参股，保证抽水蓄能电站的可持续发展由于抽水蓄能电站工程建设投资大，建设周期长，是一项资金密集和技术密集融为一体的复杂系统工程，还必须加强抽水蓄能电站的统一建设和运营管理。专家指出，在抽水蓄能电站的规划上必须结合目前及未来电源结构变化、电网发展、电源和电网布局、负荷变化特点等相关因素，以维护电力系统安全、稳定运行，提高供电质量和可靠性。同时，以合理利用资源为目标，确定抽水蓄能电站的合理比重、分布和建设时间，确保抽水蓄能电站实现健康、可持续发展。3抽水储能工作原理及功能3.1抽水储能的工作原理抽水蓄能电站在电力系统中具有不同于一般发电站的工作特性。抽水蓄能不能利用一次能源直接发电，它通过水泵工况抽水将系统中的多余电能转化为上水库水的势能，在系统需要时，通过水轮发电机将水的势能转化为电能。抽水蓄能的低吸高发功能，实现了电能的有效存储，有效调节了电力系统生产、供应、使用，保持了三者之间的动态平衡。抽水蓄能是能够大规模储能的发电装置，是保障电力系统安全稳定经济运行有效调节装置。3.2抽水储能的功能

抽水蓄能在电力系统中具有调峰填谷、事故备用、调频、调相、黑启动等多种功能，是当前最成熟、最经济的大规模电能储存工具。1.调峰填谷：低谷时电网有多余电力，高峰时电网电力不足。抽水蓄能电站利用低谷多余电力抽水蓄能，高峰时放水发电承担高峰负荷，可明显减少电网峰谷差。2.事故备用：抽水蓄能电站从静止达到满负荷运行仅需1—2分钟，能够快速启动，迅速转换工况。由它来承担系统事故备用容量，可以有效减少火电机组承担的旋转备用容量，起到改善火电机组运行方式、减少系统燃料消耗以及稳定系统频率和缓解事故等重要作用。3.储能：抽水蓄能通过水泵工况抽水将系统中的多余电能转化为上水库水的势能，在系统需要时，通过水轮发电机将水的势能转化为电能，是当前最成熟、最经济的大规模电能储存工具，储能是其实现各项功能的基础。4.调频：在电网的频率下降至设定值时，抽水蓄能机组会自动从水泵工况、调相工况或停机状态转为发电工况，向电网输送电力，使电网的频率自动调整到设定值，保证了电网的频率质量。5.调相：调节系统无功，提高系统的稳定性，是抽水蓄能电站的又一显著特征，随着技术的进步和电网运行的需要，目前大型抽水蓄能机组均可以在抽水和发电两种工况下调节系统的无功功率。6.黑启动：黑启动己成为电网崩溃后系统恢复正常运行的重要措施。一旦电网发生垮网事故，抽水蓄能电站在无外界帮助情况下，便可利用电站的上水库的蓄水冲动水轮发电机，完成电厂自救发电,同时向无自救能力的火电厂提供厂用电，启动火电机组，使电网得以恢复正常运行。4我国及国外抽水储能的发展现状与规划4.1我国抽水储能的发展现状

截至2009年底，我国有18座抽水蓄能电站投入运行，装机容量达到1454.5万千瓦;在建抽水蓄能电站12座，在建容量1114万千瓦。我国抽水蓄能电站发展速度虽很快，但抽水蓄能装机容量占总装机容量的比例还很低，仅为1.66%。2005年，英国、美国、日本等国在燃气机组占本国装机比重33%、22%、25%的情况下，抽水蓄能装机仍分别达到了本国装机比重的4%、2%和10%。世界发达国家的抽水蓄能占系统总装机的比重一般在3%—10%之间。我国抽水蓄能装机2009年底仅占系统装机比重的1.66%，国家电网公司经营区域更低至1.56%，与世界发达国家相比，我国抽水蓄能装机明显不足，远不能满足我国经济社会快速发展和经煤为主的电力系统安全稳定经济运行的需要。2006年底我国已建抽水储能电站情况电网省份电站名称投产容量/万kw东北电网吉林省白山30华北电网山东省泰安75北京市密云2.2河北省岗南1.1河北省潘家口27北京市十三陵80浙江省天荒坪180华东电网浙江省溪口8江苏省沙河10安徽省琅琊山15浙江省桐柏60安徽省响洪甸8华中电网湖北省天堂7四川省寸塘口0.2河南省回龙12南方电网广东省广蓄240西藏羊卓雍湖9合计764.5截至2006年底，全国在建抽水蓄能电站13座，在建规模1226万kW(详见表2)，其中：国家电网公司经营区域内在建抽水蓄能电站12座，在建规模986万kW。根据项目进展情况，预计2010年我国抽水蓄能电站投产规模在1700万kW左右，约占全国总装机容量的1.9%。2006年我国在建抽水储能电站情况电网省份电站名称在建容量/万kw东北电网辽宁省蒲石河120华北电网河北省张河湾100山东省泰安25山西省西龙池120华东电网浙江省桐柏60安徽省琅琊山45安徽省佛磨16安徽省响水涧100江苏省宜兴100华中电网湖北省白莲河120河南省宝泉120湖南省黑麋峰60南方电网广东省惠州240合计12264.2我国抽水储能规划情况2009年8月，国家能源局在山东省泰安市召开了抽水蓄能电站建设工作座谈会，会议明确，要充分认识当前做好抽水蓄能电站建设工作的重要性，扎实做好已建电站运行管理和各前期项目工作;切实加强规划工作，国家电网公司和南方电网公司要会同水规总院及地方相关部门，认真做好抽水蓄能电站建设布局的研究和规划工作。此次座谈会的召开，对加快我国抽水蓄能的发展起到了积极促进作用。为落实国家能源局抽水蓄能电站建设工作座谈会议精神，国家电网公司积极部署，与中国水电工程顾问集团联合，配合“十二五”规划开展了国网经营区域抽水蓄能的选点规划工作。从2009年8月底到2010年上半年，基本完成了国网经营区域19个省市的抽水蓄能选点规划任务，复核和新选了大量的抽水蓄能站址;南方电网公司也先后开展了广东、海南两省的抽水蓄能选点规划工作。这些工作为我国抽水蓄能的可持续发展打下了坚实的基础。4.3国外抽水储能现状世界上第一座抽水蓄能电站是一百多年前建造于瑞士的苏黎世抽水蓄能电站，其装机容量为515千瓦，扬程153米。上个世纪60年代开始，抽水蓄能电站得到迅速发展。据统计，1960年全世界抽水蓄能电站总装机容量350万千瓦，1970年为1600万千瓦，1980年为4600万千瓦，1990年为8300万千瓦，2000年达到11328万千瓦，40年增加了32倍，平均年增长9．1％。世界上抽水蓄能电站发展最快、装机容量最多的是日本；其次是美国、意大利、德国、法国、西班牙等，日本和美国抽水蓄能电站总装机容量均已超过2000万千瓦。各国抽水蓄能电站在投资、管理模式上各有特点，下面介绍英国、法国、美国和日本的情况。1.英国到2002年底，英国抽水蓄能电站共有4座，总装机容量为278．7万千瓦。其中Dinorwig电站装机172。8万千瓦，是欧洲最大的抽水蓄能电站之一，也是世界上第一座能在16秒内满负荷运转的抽蓄电站。随着英国电力体制改革的进行，Dinorwig电站的管理体制也几经变迁。该电厂系国家投资兴建，1984年投运，属国家电力局。1991年英国实行私有化改革后，作价12亿英镑卖给私营的国家电网公司。然后又转让给EdisonMissionEnergy公司独立经营，参与英格兰和威尔士电力市场竞争。在英国实行私有化前，Dinorwig抽水蓄能电站与电网签订协议，决定每年收费，作为对抽水蓄能电站提供动态效益的补偿。收费标准是直接成本加电网补贴。直接成本是机组的运行维护费用，电网补贴是机组的电量损失补贴。按照此项标准，对Dinorwig抽蓄电站的补贴达到其全部收入的近50％。英国电力实行私有化后，由国家电网向电厂购买全部的辅助服务，包括无功补

偿、热备用、频率调整等，再以上浮价格形式向供电局征收辅助服务的费用。在英国，参加电网调峰的电厂除上报电价外，还要增报启动价和空载价，以更好地反映其运营性能和成本。蓄能电厂由于价格低廉、性能优越，在竞争中常能受到电网的青睐。Dinorwig抽水蓄能电站的全部收益中，调峰电力销售收入、辅助服务收入以及填谷效益各占1／3左右，电站年盈利额基本上维持在l亿英镑，效益还是很可观的。2．法国在法国，核电占总发电量的比例达到近80％，而水电只有12％左右。法国目前水电主要方针是改造现有水电站，发展抽水蓄能电站，提高水电的利用率和经济性。目前法国已建成1万千瓦以上、机组容量和特点各异的抽水蓄能电站18座。建于1987年的GrandMaison是其最大的抽水蓄能电站。法国的抽水蓄能电站主要由法国电力公司(EDF)统一建设经营和管理。抽水蓄能电站并没有独立的经营权，完全按照EDF的调度要求进行抽水、发电运行，同时EDF也统一负责电站的成本、还本付息、利润和税收等开支以及对电站的运行进行考核。抽水蓄能电站除用于调峰、填谷、备用外，有10％的容量用于调频和与外国交换电能，调相的时间占总运行时间的12％～20％。抽水蓄能电站对于保障电网总体安全、经济运行所起的作用，与其发电量所产生的电量效益相比更为重要。3．美国美国对抽水蓄能电站的投资相当大，超过20万千瓦的抽水蓄能电站有20多座，并确定了1700万千瓦的开发计划。美国最大的抽水蓄能电站Bathcoanty电站于1984年投运，装机容量210万千瓦。美国的抽水蓄能电站一般都由电网公司建设和经营。据统计，1999年为止，电网公司建设和拥有蓄能电站容量为1790万千瓦，同期非电网公司的抽水蓄能电站为170万千瓦。事实上，美国1992年开始电力市场化，抽水蓄能电站才由独立的电力生产商建设，但成效不是很大。Bathcoanty电站在系统中的作用就是在电网调度下灵活地满足系统峰荷需求和降低系统运行与电站抽水费用。由于美国各州电力体制改革的方式不同，抽水蓄能电站在各州的运营存在差异。美国加州在能量市场外设立了以竞价为基础的辅助服务市场。抽水蓄能电站可以在主电能市场和辅助服务市场间进行策略选择，以获得最大收益。而在辅助服务市场建立以前，抽水蓄能电站主要依照它所替代常规机组的发电费用来计取收入。容量达150万千瓦的Summit抽水蓄能电站采取的是向电网租赁的模式。在电站建设之前，SES(Summitenergystoragelnc)与俄亥俄州电力公司签订备忘录，就电站的租赁容量、输变电服务辅助设施以及调度控制等方面达成协议，最大程度上降低抽水蓄能电站的运营风险，并以此作为贷款保证金。SES公司要保证租赁期间抽水蓄能电站的设备可用率和机组启动成功率。而电站运行过程中的维修费用以及低谷抽水用电都由承租者提供。因此，容量租赁费实际上只包括建设投资的偿还以及投资者的利润。投资者的利润率定在15％一20％，抽水蓄能电站的基本投资额和基本租金要按照贷款利率和套期保值利率的变化进行相应调整，基本租金根据电站平均综合效率作出相应变化。承租者除支付容量租金外，还要向抽蓄电站逐月支付燃料费用。4．日本水电在日本总装机容量构成中比重小，不到10％，为了加强电网的调峰能力，近年来日本兴建了大量抽水蓄能电站。至1999年，日本共建成抽水蓄能电站43座，装机容量达2430．5万千瓦，占水电总装机容量的53％。已建成的抽水蓄能电站中，容量在20万千瓦以上的有34座，其中100万千瓦及以上的11座。日本全国按地区成立了九个私营电力公司，其抽水蓄能电站的建管方式有两种。一是从电站建设开始到投产上网完全由电力公司统一管理，电力公司既是建设单位也是运行管理单位。二是由九大电力公司和政府合资组建国营的电源开发公司，只负责建设抽

水蓄能电站，不负责运行管理，所建电站租赁给当地的电力公司，每年当地电力公司向电源开发公司支付一笔投产前以合同方式签订的租赁费用，以满足电站运行维修、还贷、税收及利润等需要。此外，电网还对抽水蓄能电站实行奖惩考核，如电站未能按电网要求参与调峰、调频则受罚，如电站大修少于规定时间则进行奖励。5抽水储能的缺陷与发展趋势5.1抽水储能的缺陷(1)由于我国抽水蓄能电站发展时间较短，缺乏对抽水蓄能电站功能和作用的充分认识，对抽水蓄能电站的系统经济性缺乏客观评价，导致了抽水蓄能电站的投资机制、经营模式及电价政策不尽合理。(2)厂网分开后，国家要求抽水蓄能电站由电网企业全资建设，不利于调动地方建设抽水蓄能电站的积极性，从而可能导致抽水蓄能电站建设、运行困难，影响抽水蓄能电站的正常发展。5.2抽水储能的发展前景5.2.1抽水蓄能电站建设规模与一次能源开发利用和电源结构有关。从我国今后电源发展看，预计2010年我国的发电装机将达到9亿kW，2020年将达到13亿kW以上。我国以煤为主的能源格局决定了未来的装机构成中仍将以煤电为主。从系统经济性和安全性的角度考虑，系统需要配置3%—5%的抽水蓄能电站，因此，到2020年我国需要建设4000万—6000万kW的抽水蓄能电站。5.2.2为减少化石能源消耗，控制大气污染物排放，应积极优化我国的电源结构。长远来看，国家将大力发展核电、风电及其他可再生能源发电。从经济与安全运行的角度，核电应当尽可能避免调峰，主要承担基荷。风电等可再生能源发电的可控性较差，具有反调节特性，往往给调峰带来更大的困难。因此，随着核电、风电及其他可再生能源发电比重的不断提高，