光伏项目中的电化学储能技术研究

李陶然

（中国广核新能源控股有限公司，北京 100070）

0 引言

2020 年我国首次提出“二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。”新能源技术是实现这一目标的必然路径。为进一步推动新能源电力系统的发展，保障其连续性与稳定性，新能源项目配备储能成为必然趋势。

本文以实际项目为依据，研究电化学储能在光伏项目中的应用、配置容量、布置形式、应用前景及困境等。

1 光伏电站发展形式分析

光伏发电又称太阳能光伏发电，是利用半导体界面的光生伏特效应将光能转变为电能的技术。主要由太阳电池板（光伏组件）、控制器和逆变器3 大部分组成。

以组件布置形式划分，光伏电站可大致分为两类：集中式光伏电站、分布式光伏电站。

集中式光伏电站是利用荒漠等地大面积集中建设大型光伏电站，发电后直接并入公共电网，接入高压输电系统供给远距离负荷。常见于青海、宁夏、甘肃、新疆等地区。

分布式光伏电站是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主，余电上网。多利用屋顶、车棚等分散区域建设光伏电站，常见于华南华北地区。因被纳入规模指标管理，分布式光伏发展曾陷入困境。后因“整县分布式试点”政策成为行业热点[1]。

截至2022 年9 月底我国光伏电站装机规模为3.58 亿kW，其中：集中式光伏累计装机21 563.9 万kW，分布式光伏14 242.7 万kW。2022 年前三季度我国光伏新增装机共计5 260.2 万kW，集中式光伏电站装机1 727.1 万kW，分布式光伏3 533 万kW，占全国光伏新增装机比重达到67.16%。预计后续分布式光伏装机规模将持续大幅增加[3-6]。

我国部分地区弃光较严重，2022 年前三季度西藏地区弃光率19.5%，青海地区弃光率10.1%。

主要因该地区无法消纳日渐增多的光伏发电，送出通道有限，限电情况得不到有利改善。

为有效解决我国部分地区严重弃光问题，提出以下建议：

（1）建设跨区域输电通道，将新能源电力送出三北地区消纳

该建议花费成本巨大，需深入研究妥善处理。

（2）通过储能系统，解决弃光问题

对“白天无法消耗，晚上供应不足”的南疆等地，光伏配套储能是解决该问题的最佳方案。

2 电化学储能技术概述

电化学储能技术是通过化学电池将电能储存起来以便需要时利用的技术。

据不完全统计截止到2022 年9 月底，国内已投运电力储能项目中，抽水蓄能占比约85.6%，电化学储能占比约12.78%，容量约达6 149 万kW，超出国家规划目标1 倍以上。

目前储能已成为获取新能源开发指标的关键手段，截至2022 年9 月底，我国已有30 多省区出台政策明确新能源配储要求，装机比例约5%～30%，连续储能时长1～4 h。政策中写明新能源项目强配储能，并指出优先发展电化学储能的省市有青海、山东、江西、陕西、广西、新疆。我国优先支持及强配储能政策统计见表1。

表1 我国各省（区）强配储能及优先支持政策统计表

光伏项目配备电化学储能在现有政策支持下具备建设必要性。

从技术路线角度看，抽水蓄能模式较为成熟，但存在建设周期长、受地理条件限制、响应速度慢，与我国风能太阳能资源存在地域错位。电化学储能不受自然条件影响，响应快，技术较为成熟；其中锂离子电池具有能量密度高、循环寿命长、充放电速度快、自放电率少的特点，适宜与风光项目配套发展。随着我国碳达峰碳中和的逐步发展，风力、光伏发电大规模推广，电化学储能行业将获得更广阔的市场机遇。

图1 抽水蓄能与风能太阳能资源的地域差别

电化学储能技术主要分为4 类：铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂电池。

已经商业化的电化学储能有铅酸电池（容量密度低，不易回收）、钠硫电池、锂电池（价格偏高、有燃烧爆炸风险）。液流电池目前处于商业化早期（有毒，能量密度低），主要技术参数见表2[6]。

从表2 参数可知，磷酸铁锂电池具有安全性高、能量密度高、循环次数多等优点，光伏配储能项目推荐使用磷酸铁锂电池。电化学储能技术亦存在部分问题。

表2 电化学储能主要技术参数

（1）安全性：为加强电化学储能安全管理，国家能源局起草了《电化学储能电站安全管理暂行办法》，要求①储能电站建设单位对安全负主体责任。②建设单位应当委托具备相应资质与等级的设计单位进行储能电站设计和咨询，并组织开展设计审查。③禁止在人员密集场所、高层建筑、地下建筑、易燃易爆场所部署储能电站。保障安全的同时也增加了电化学储能项目的发展难度，为提高安全性将导致投资增加，选址受限，人员密集的用户侧储能电站将减少，后续以电源侧、电网侧项目为主。

（2）造价高：目前抽水蓄能单位造价约为1 元，电化学储能度电成本约为1.7 元，距离可大规模应用推广的目标成本有较大差距。可通过进一步改造电池结构和工艺，提高材料使用率，降低材料制造成本；设计方便拆解回收的电极和壳体结构，增加电站残值等方式降低成本。

（3）储能配比问题：新能源项目结合储能发展已成标配，目前已有多地发布储能配比相关政策，配比规模从10%～25%不等。如何在配置储能基础上优化项目收益率成为新的命题。

3 光储项目研究

3.1 接入方式

储能系统接入光伏电站可采用两种技术，分别是交流侧集中布置接入方式和直流侧分布式布置接入方式。

采用交流侧集中布置接入方式，储能电池组集中布置在电站升压站/开关站，直流电源通过逆变升压后接入升压站交流母线，储能系统与电力系统之间的功率交换接受调度控制。交流侧集中储能方案需配置多台机PCS 实现并机运行，同时新增升压变压器及配电装置。

直流侧分布式布置接入方式是将储能单元分散布置在各光伏子阵，每个光伏子阵设置一套储能装置，主要由光伏逆变器、升压变压器、DC/DC 模块和储能电池组成。分布式储能方案中，DC/DC 模块和光伏逆变器通信可实现对光功率的平抑，但无法实现对交流侧多余电量的存储，如需实现电能双向流动，需将单向光伏逆变器更换为双向PCS。

直流侧分布式布置接入方式对于已建光伏电站，设备布置场地受限，电气接线改动工作量大，需停电改扩建时间长，成本较大。

3.2 容量确定

确定光储项目容量需从多角度分析：

（1）以建设条件为依据考虑建设容量

以华东区域某项目为例：

本项目属于太阳能资源三类地区，具有利用太阳能实施光伏发电工程的客观条件。根据厂区实际可铺设光伏面积情况计算，确定项目建设光伏容量为1 500 kW。

本项目所在工业厂区生产线24 h 连续运行，除尘通风等辅助系统也与生产线运行方式一致，故厂区日用电负荷较为平均。

考虑该区域存在分时段电价，项目建设时峰谷价差约0.7 元/kW·h，可考虑建设较大规模储能，实现峰谷套利。但因厂房变压器没足够容量充电，故储能部分功率为150 kW，考虑到项目经济性及光伏发电时长，储能时长确定为4 h。

（2）以解决弃光问题为依据考虑建设容量

此类项目可通过统计全年各月弃电量数据、现行情况下储能配制技术经济性分析等办法[4]，确定储能配制容量。

以我国某项目为例：

在同一储能功率配置下，储能电池容量越大，弃电量越小[2]，投资回收时间越长，单纯为减小弃电量而加大储能电池容量所带来的经济效益并不明显，兼顾考虑配置储能系统后电站的弃电率、投资回收成本时间及初始投资。从图3 可知，储能系统容量可按3 MW/6 MW·h，3 MW/8 MW·h 两种配比考虑。最终根据项目实际投资情况选取储能配比。

图2 全年各月弃电量数据

图3 现行情况下储能配制技术经济性分析数据

（3）以政策为依据考虑建设容量

根据项目所在地政策要求，配置相应容量，并最大化储能系统经济效率。

在我国实行分时段电价峰谷价差较大地区，可考虑建设较大规模储能，实现峰谷套利。

3.3 充放电运行策略

光伏电站在正常发电的工作日，随着辐照度增加，并网点的理论出力逐渐增加，会引起电网频率与电压的升高，威胁到安全稳定运行，此时通过储能系统适当充放电控制可改善整场出力，减少弃电量。当并网点实际需求功率比光伏理论出力大时，储能系统通过放电，跟踪关口点出力，满足系统要求；当实际需求比光伏理论出力小时，储能系统可将多余电能进行存储，减少场站弃电量。

光储项目的运行策略与项目所在地峰谷价差、储能容量等均相关。

以华东区域项目为例：

（1）分析用户需求：本项目建设容量为1 500 kW光伏，配套150 kW/600 kW·h 电化学储能。本项目厂区生产线24 h 连续，用电负荷平缓。

（2）峰谷价差：根据项目建设时该地区一般大工业电价，峰值电价1.069 7 元/kW·h，平值电价0.641 8 元/kW·h，谷值电价0.312 9 元/kW·h计算，峰谷差电价0.755 8 元/kW·h，峰平差电价0.427 9 元/kW·h。峰谷价差较大，适合开发储能项目。00：00～08：00 为谷时段，08：00～12：00为峰时段，12：00～17：00 为平时段，17：00～21：00 为峰时段。

（3）储能系统是通过峰谷平价差实现其投资价值，其削峰填谷可采用全天两充两放、一充一放、一充两放3 种模式。根据分时电价政策，3 种模式充放电时间如表3 所示。

表3 充放电时间选择

设储能充电时功率为正，放电时功率为负，则储能的运行功率（电量）、用户用电功率、电网购电功率（电量）三者关系如下。

电网购电功率（kW）=电力用户实际用电功率（kW）+储能充电功率（kW）

电网购电量（kW·h）=电力用户实际用电量（kW·h）+储能用电量（kW·h）

一充一放方案下，储能设施可选择在夜间低谷时段（00：00～08：00）充电，在高峰时段（08：00～12：00，17：00～21：00）选择4 h 进行放电。假设储能选择在高峰时段8：00～12：00 放电4 h，根据该用户用电特性，若电力负荷在24 h 内以一个恒定的功率用电。则用户用电曲线、电网购电曲线、储能充放电曲线如图4 所示。

图4 一充一放方案下用电曲线示意图

一充两放方案下，储能设施将在夜间低谷时段（00：00～08：00）进行充电，在高峰时段（08：00～12：00）进行第一次放电，在高峰时段（17：00～21：00）进行第二次放电（图5）。

图5 一充两放方案下用电曲线示意图

两充两放方案下，储能设施将在夜间低谷时段（00：00～08：00）进行第一次充电，在高峰时段（08：00～12：00）进行第一次放电，随后在平段（12：00～17：00）进行第二次充电，在高峰时段（17：00～21：00）进行第二次放电（图6）。

图6 两充两放方案下用电曲线示意图

编制储能运行模式的综合电价情况表进一步分析。

根据表4 可知，储能系统在一充一放模式下综合电价最高，但深度充放电降低电池使用寿命，且一充两放方案经济效益低。综合考虑储能电池的寿命及经济效益，推荐使用两充两放运行模式。

表4 储能运行模式的综合电价储能电价

4 结语

电化学储能系统应用于光伏项目中，既能保障清洁能源电能质量、并网能力，完成电网公司强制配套储能要求。同时能够解决弃光问题、减少资源浪费。