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《《储能科学与技术》| 周睿 等:竖井式重力储能发电效率及功率稳定策略研究》

  • 来源专题：可再生能源
  • 编译者： 武春亮
  • 发布时间：2024-11-26

  • 作者：周睿, 洪剑锋, 曹君慈, 秦伟, 赵卓越

    单位：北京交通大学

    引用：周睿, 洪剑锋, 曹君慈, 等. 竖井式重力储能发电效率及功率稳定策略研究[J]. 储能科学与技术, 2024, 13(10): 3556-3565.

    DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2024.0304

    本文亮点:1.对竖井重力储能系统效率的影响因素进行了仿真研究 2.提出了系统输出功率稳定的控制策略 3.对不同通道数的系统功率叠加性能进行了评估。

    摘要: 竖井式重力储能作为近些年来涌现的新储能技术，具有选址灵活、对环境无污染等特点，但对其系统内部的研究仍然很匮乏，系统效率和功率两个重要技术指标的研究不完善。为此，本工作针对竖井式重力储能系统进行了物理建模，提出了效率模型和功率模型。对效率模型，提出了损耗来源，通过仿真研究发现了效率随重物质量、最大速度、加速度等参数的变化规律。研究表明，最大速度、加速度及竖井高度对系统效率的影响十分显著，重物质量对系统效率影响很小。减小最大速度和竖井高度可以很有效地增加系统效率。对功率模型，提出了多通道功率叠加的方法，来实现功率的补偿从而达到平稳输出功率的目的。采用错时间启动的方式来实现功率叠加，并仿真了在控制策略下的功率输出结果，从功率波动率和功率损失率两个方面研究了不同通道数的性能并进行对比。结果表明增加通道数可以有效地减小功率波动率，通道数达到8时功率波动率仅为2.5%。功率损失率随着通道数的增加而减小，在通道数大于4时几乎不变，增加通道数可以有效地提高系统对外输出功率性能。


  • 原文来源：https://news.bjx.com.cn/html/20241125/1412785.shtml
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  • 《发电侧储能的难点和支点》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-09-11
    • 8月27日，国家发改委、国家能源局发布“关于公开征求对《国家发展改革委国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》意见的公告”。征求意见稿指出，“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，应结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光火储一体化”。 　　向新能源转型不仅是世界各国的能源发展趋势，更是我国的既定国策。习近平总书记在巴黎会议上庄严承诺，到2030年中国非化石能源在一次能源消费中的比重要达到20%。根据国家发展改革委能源研究所发布的《中国新能源发展路线图2050》，到2050年，太阳能发电量将达到21000亿千瓦时，也就是说，光伏发电量要在2018年的基础上提高近11倍。要实现这个目标，储能将是绕不开的话题。 　　两类储能各不同 　　发电侧储能并不是因为新能源发展而出现的新事物，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。从累计装机容量来看，目前抽水蓄能方式份额最大，但电化学储能因为其响应速度快、布点灵活等优点，代表着未来的发展方向。根据中关村储能联盟数据，2019年5月至2020年7月，全球新增发电侧电化学储能项目113个，中国新增发电侧电化学储能项目59个。目前，电化学储能已经成为发电侧储能应用领域的重要方式。 　　当前我国发电侧储能从用途上看主要有两类。 　　第一类是火电配储能。主要是保障发电厂具有一定的调频调峰能力，提高火电机组的运行效率和电网稳定性。同时，在能源结构转型过程中深度挖掘火电的改造空间，拓宽火电的盈利方式。火电配电化学储能在我国已有广泛应用，山西、广东、河北都有发电侧火储联合调频项目。 　　第二类是新能源配储能。相比火电，风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。2019年，在新能源发电集中的西北地区，弃风率和弃光率仍然很高。例如，新疆的弃风率和弃光率分别是14%和7.4%。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。 　　当下面临五大难点 　　尽管电化学储能在发电侧已经有很多示范项目，但在应用方面仍然有许多困难需要克服。在政策和运营层面，主要面临以下几方面的挑战： 　　一是传统电力市场给储能留下的空间不大。发电侧储能的收益直接来源于电力市场，因此电力市场的总体运行状况对储能的发展有着直接影响。 　　根据国家能源局的数据，截至2020年1月，我国电力装机总量在20亿千瓦左右，2020年1～6月全国总用电量为33547亿千瓦时。这说明我国存在电力生产过剩的情况。同时，我国还不断有用于调峰的火电（燃气机组）、新能源机组上马，装机总量不断上升，导致储能的作用难以体现。 　　相比欧美国家，我国的电力设施很多都是近些年修建的，基础设施更为“坚强”，具有相当的容纳能力。这就使得电网对储能所提供的辅助服务没有强烈需求。在美国，由于新建电厂的审批控制以及电网的老化，电力公司急需储能来平抑波动和满足扩容需求，在此基础上形成了对储能的大量需求。 　　二是储能作为辅助服务市场主体的资格不明确。储能的价值主要体现在它提供的辅助服务上，因此辅助服务市场的规制对储能的收益有着决定作用。在发电侧，电化学储能是作为发电厂机组的辅助设备运行的。作为机组的附属设备，电化学储能没有辅助服务市场独立的经营资格，由此导致电化学储能的收益具有很高的不确定性。由于很多发电侧的发电和储能是分开管理的，当政策变化时，由于没有主体地位，储能运营商可能没有多少谈判的能力，收益可能会进一步降低。 　　因此，发电侧储能的主体地位是个亟待解决的问题。目前，某些地区已经开始了这方面的尝试。例如，福建晋江的独立储能电站就拿到了“发电业务许可证”，以此为切入点让独立的发电侧储能进入电力市场。但即使如此，储能在市场中的身份和交易机制也不够健全。 　　根据2020年6月国家能源局福建监管办公室发布的《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）（2020年修订版）》规定，独立储能电站的充电可以“采取目录峰谷电价或者直接参与调峰交易购买低谷电量”，放电时则“作为分布式电源就近向电网出售，价格按有关规定执行”。这就导致在调峰方面，储能的调峰收益更多是由计划和磋商决定的，充放电价的不明确给储能的收益带来很大的不确定性。即使在青海、湖北这样将电储能交易纳入调峰市场的省份，也只规定了储能电站充电时的交易机制，关于放电依然是“按照相关规定执行”。 　　除了以上的困难之外，由于储能在调频方面具有极好的性能，因此，储能的主体资格还面临着来自辅助服务市场内部成员的阻力。 　　三是辅助服务市场机制不完善。由于储能本身并不创造电能，因此储能的收益只能来自提供辅助服务的收费，而我国的辅助服务市场机制尚无法满足储能商业化运行的要求。 　　我国目前的辅助服务机制要求发电侧“既出钱又出力”，也就是要求并网发电企业必须提供辅助服务，同时辅助服务补偿费用要在发电企业中分摊。通过从这些企业中收取一部分资金，加上一部分补贴，形成一个资金池。调度中心根据各辅助服务主体的绩效打分，来决定发电企业能从这个资金池中收回多少份额。 　　以2019上半年为例，我国电力辅助服务总费用共130.31亿，占上网电费总额1.47%。其中发电机组分摊费用合计114.29亿，占87.71%。如此制度设计就决定了辅助服务市场基本是一个“零和博弈”，辅助服务的价值并没有得到很好的体现。 　　因此从发电厂的角度来看，如果大家都通过配套储能来提供辅助服务，那么会出现发电厂收益并无变化而成本却提高很多的问题，进而使发电厂缺乏安装储能设施的动力，这也是造成储能项目多是示范工程的原因。即使宏观政策支持发电侧储能的发展，这样的辅助服务机制也很难给发电侧提供正向激励。在辅助服务市场没有建立起来的情况下，储能的收入来源十分单一，很难达到商业运行的要求。 　　四是储能标准缺位。我国电化学储能行业近几年才初具规模，储能电池还没有国家层面的标准规范。在没有确定标准的情况下，储能电池的回收和梯级利用也难以有效实施。例如，部分地区在探索退役动力电池应用于储能领域，但储能电池的要求和动力电池有很大不同，错误的梯级利用不仅带来效率方面的问题，更严重的是存在安全隐患。而且，相关法规的确缺失，可能会导致储能电池出现像铅蓄电池一样的回收乱象。 　　五是运营问题。储能的运营问题主要在于储能的容量和成本。现有的发电侧储能项目容量一般在10～200兆瓦时之间，多数不超过100兆瓦时，考虑到未来新能源装机容量越来越大，这样的储能规模显然难以充分助力新能源消纳。现有的电化学储能可以通过技术手段轻松增加容量，当然，随之而来的安全问题也需要高度关注。 　　电化学储能的成本问题更是储能难以大规模投入的重要原因之一。以光伏发电为例，在西北等光伏资源丰富地区，虽然已经可以做到平价上网，然而配套储能设施如果没有相应的激励或者补贴政策，发电成本就会大大提高。再考虑到设备的衰减和老化问题，成本的回收会更加困难。 　　因此，目前在没有明确且足够的政策补贴时，电化学储能难以大规模地投入使用。 　　未来需要四大支点 　　尽管电化学储能有以上的种种限制，它的前景却是明朗的。随着我国能源转型以及电力市场改革的不断深化，电化学储能未来的定位会越来越清晰，应用的价值也会越来越得到体现。 　　第一，提高消纳能力 　　未来新能源发电会占有越来越大的比例。与此共生的消纳市场给电化学储能带来了广阔的发展空间。一方面，新能源配储能可以帮助解决新能源在当地的消纳问题，储能能帮助风电和光电摆脱“垃圾电”的影响。更重要的是，由于我国的风、光资源主要集中在西北部，而需求负荷主要集中在沿海地区。如果未来要更多地依靠新能源，那么电力的跨地区转移就是一个必须解决的问题。这也是特高压进入我国“新基建”计划的一个原因。通过特高压，大量的新能源电力可以转移到沿海区域而中途没有过多的损失。 　　第二，扩大电力市场容量 　　随着电力市场改革的不断深入，在价格机制的引导下，未来新电厂的建设会放缓。同时，用电需求仍然会不断上涨。考虑到电网的经济性，相比于建设新的电厂，未来更多的关注点会集中在电力系统的优化方面。例如通过合理的削峰填谷、需求响应来解决电力市场的扩容问题。 　　在这方面，电化学储能由于其快速的响应能力，在未来的电力容量市场中具有相当大的潜力。如果通过EMS（能源管理系统）能让储能在容量市场充分发挥其作用，那么扩容问题能得到部分解决。 　　第三，促进市场价格机制形成 　　本着“谁受益，谁承担”的原则，目前的辅助服务成本分配方式不尽合理。国家发展改革委、国家能源局在不久前发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中指出：“进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”如此，让所有受益的市场主体，都来承担辅助服务成本，辅助服务的价值才能在市场中得到较好的体现。发电侧储能将有更大的积极性在应用方面进行尝试和投入，电力用户也会根据市场价格进行需求的自我调整，从而提高电力系统的整体运行效率。 　　第四，对生态环境影响小 　　在不同的储能方式之间，电化学储能在环境保护方面也有其优势。以抽水蓄能为例，一般需要在山地环境下建设上下水库、安装大型发电机组，电站建设运行可能会对周围的生态环境产生影响。而电化学储能在选址上没有抽水蓄能那么多的地理限制条件，且占地面积小很多。以晋江储能电站为例，总占地面积10887平方米，以围墙内面积计算，全站能量密度为42.5千瓦时/平方米。在电化学储能应用和回收技术不断进步的情况下，预计对于生态环境的影响会远小于抽水蓄能。 
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  • 《储能未来的技术发展路径》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2019-04-10
    • 储能春天已来临，但产业蓬勃发展的夏季远未到来，技术上还有待颠覆性的创新和突破。预计在下一个十年，电化学储能技术将会有颠覆性发展。 2017年是中国储能元年，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的出台，标志着储能春天的来临。储能项目尤其是电池储能项目，在发电侧、电网侧、用户侧、微电网、通信储能、应急电源等领域，正如雨后春笋般地快速涌现，中国储能的春天已经到来。　　 “可再生能源+储能”是必然选择 　　 回顾过去的十年，中国储能产业的起步发展与光伏、风力发电成本的快速下降以及新能源的快速发展密切相关。　　 2017年，中国的光伏和风力发电量占比已经达到8.0%，成为仅次于煤电（64.5%）和水电（18.6%）的第三大电力来源，其中光伏发电累计装机达到130GW，风力发电累计并网装机容量164GW。而在十年前，光伏和风电一共才有不到0.8%的占比量。在过去十年里，光伏发电和风力发电的度电成本也分别下降了90%和70%，已经快要接近平价上网的水平。　　 可再生能源发电的间隙性和易变性，以及渗透率的不断提高，对现有电网系统的正常运行和调度提出了严峻的挑战。近年来，为了尽可能利用更多的可再生能源和提高电网运行的可靠性和效率，各种储能技术研究及工程示范项目得以快速发展。　　 截止到2017年底，全球累计投运储能项目175.7GW，中国投运储能项目32.8GW，其中，绝大多数（>95%）都是抽水蓄能项目，但电化学储能已成为发展最快、最受关注的储能技术方向。尽管目前的储能成本还是偏高，但大家已经达成共识：“可再生能源+储能”是新能源发展的必然选择。　　 在过去的十年里，中国储能产业的起步发展离不开一大批储能行业人士的勤奋耕耘：通过技术进步降低储能成本，通过示范应用展现储能优势，发现问题并积累经验，通过行业协会和媒体的呼吁报道，推动了行业企业与政府部门的信息沟通与交流。通过各方面的努力，储能产业逐渐为大家熟悉和接受，并在最近开启了萌芽发展、遍地开花的局面。　　 “洁能+储能+智能”是能源互联网的发展方向，未来清洁能源和智慧能源的发展离不开储能的环节。　　 国家已经提出到2020年陆上风电在发电侧平价上网，光伏发电在用户侧平价上网的目标。另一方面，我国能源结构也面临三个突出问题亟待解决：华北东北地区的雾霾问题、东南局部地区的尖峰负荷电力短缺问题和西北地区的弃风弃光问题。　　 储能对于上述问题的解决都能够有所作为，在下一个十年储能将从起步阶段逐步过渡到快速发展阶段，具体表现有以下五点：　　 第一，以削峰填谷为主要目的的抽水蓄能电站将得到全面建设；　　 第二，电网侧电化学储能项目规模总量将有可能达到10~30GW；　　 第三，新能源发电侧将开展部分重点储能示范项目的建设；　　 第四，助力清洁能源供暖的储热项目在北方地区会有重要发展；　　 第五，与综合能源服务相结合的分布式储能项目将在东南地区得到快速发展。　　 在这里，我也呼吁国家相关部门应从我国能源结构的特点进行长远规划，在一次能源丰富地区引导发展高能耗低污染的制造产业和数据产业，从战略方向上尽量平衡各个地区的经济落差，这在某种程度上也会减轻储能产业发展面临的资源压力。　　 蓬勃发展的技术密钥 　　 储能的春天已经来临，但产业蓬勃发展的夏季还远未到来。各类储能技术已经开展商业或示范应用，在应用中展现了储能的优势，也逐渐暴露了一些问题，尤其是电化学储能技术。距离“低成本、长寿命、高安全、易回收”的发展目标还有相当的差距，有待技术的颠覆性创新和突破。　　 现有储能用锂电池是由手机电池等微小型电池渐进式发展而来，除了将电池体积变大以外，还没有脱离小型电池粘接涂布薄膜电极结构的核心设计思路，这给大型储能用锂电池的一致性设计造成了根本性的难题。　　 另外，电池制造成本居高不下，使用存在安全隐患，电池报废后的回收处理也非常困难。因此，有必要彻底脱离原有小型电池的设计思路，开发颠覆性的大型储能电池结构技术，包括适用于容量型储能的超厚浆料电极技术和功率型储能的超高压结构技术，在此基础上创新开发低成本的制造技术、安全延寿的修复技术和绿色环保的回收技术，以满足不同储能应用场景的需求，支撑储能产业的创新突破发展。　　 因此，预计在下一个十年，电化学储能技术将会有颠覆性发展。已有电化学储能示范项目在实际工况下的安全问题和寿命问题也会逐渐显露，其中部分技术路线将被迫放弃，一些基于储能应用场景需求进行全新设计开发的电化学储能技术和综合储能技术将会得到示范推广和商业应用。　　 对于储能行业而言，哪些储能公司能在接下来的十年中脱颖而出呢？我认为以下四类公司值得关注：　　 技术可靠，具有国际化视野的储能产品或生产装备出口供应商；　　 技术路线独树一帜，在成本方面有明显竞争优势的储能产品供应商；　　 掌握核心应用技术，与保险公司合作提供储能租赁服务的储能运维服务商；　　 电网公司下属的储能系统公司。　　 政策制定方面，有必要借鉴我国光伏产业和新能源汽车产业的发展经验，以及同时期国际储能产业政策的制定情况，相对稳健地推进我国储能产业的发展。期待储能政策机制在电力体制改革的框架里面能够得到有远见的表达，并与地方能源结构特点结合，因地制宜，获得全面推动。　　 储能从促进可再生能源消纳到降低可再生能源利用成本，任重道远。
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