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2018年8月2日中国储能西部论坛在青海海东举办。本次会议由青海省政府指导,海东市政府、黄河水电、中关村管委会主办,海东科技园、中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会储能专委会、北京能高承办。在“西部各区域储能典型应用探讨”环节,青海能高新能源有限公司总经理金成日做了“储能技术在西部地区的应用及案例分享”的演讲,以下为演讲全文。
金成日:我主要讲下西部地区储能项目的应用,以及西部地区新能源资源和风光面临的问题和挑战。
我认为应用类型主要分为四种:第一个是新能源光伏;
第二个是电力和电网这一块。我们认为在西部地区整个项目的应用有以下几种结合:第一块是针对青海,最终是西藏这一块的应用,首先是与风光这一块的配套。第二个是电网式的建立,提供调峰服务,以及提供电源支撑,这个是青海市百分之百绿电的目标。而且电网的储能,还有发电的储能比较潜力比较大。
第三个是无电地区离网储能,建立光储电站、风光储电站,风光柴储电站、光储基站,户用光储系统。
第四个是大型离网电站改造,包括离网电站并网,离网电站升级改造。我们遇到问题比较多的是离网电站的电池,在离网电站这块还是非常具有发挥价值的。还有偏远高寒地区光储热水项目。
接下来我着重讲一下风光发电侧的项目。
我讲一下我们的解决方案,方案一是交流侧的接入方案,因为发电侧储能有分散式和集中式的,优点是储能系统容量配置灵活,可作为独立储能电站,缺点是储能系统需要单独接入电网,并网手续较为复杂。
方案二是直流侧接入,储能系统直接接入光伏逆变器直流侧。这一块优点是电池经过一级变换直接存储能量,系统效率较高,相对来说成本比较低,另外也不不涉及电网接入。
风电这一块是集中式的,35KV的高压接入。还有低压的,690V低压侧接入方案。这是一个分散式的储能。
对比一下高压和低压侧接入方案的优缺点:35KV接入,储能集中接入35KV母线,与风机相对独立,可做独立储能电站应用,容量配置灵活。储能与风机耦合度小,系统控制简单,可靠性较高。缺点是需要单独配置35KV升压变压器,硬件成本较高。涉及电网接入手续。
第二个是690V接入,优点是储能单元直接接入现在的690V变压器,无需单独配置升压变压器,可以节约35KV变压器硬件投资。缺点是储能与风机耦合,相互影响较大,控制比较复杂,系统有谐振风险。
我们在电路线这一块,从500千瓦一直到系统这一块,可以满足低压侧,也可以满足高压侧35千伏的应用。着重介绍一下DC/DC变动,这一块我们满足光伏直流侧储能应用,适合大型光伏电站直流侧储能应用,与光伏逆变器自适应解耦,无需与逆变器通讯;可根据电站功率限值或曲线,及光照变化,自动进行充放电控制;效率高,最高效率达99%;满足液流电池零电压激活启动,实现DCDC预充电;适应性强,可适应不同应用场景。
介绍一个简单光储微网系统项目。这个非常漂亮的一个应用。我们正在做一个光储供暖的项目,这个项目是在青藏铁路到拉萨这一段,我们跟青藏铁路公司合作,南山口站海拔3080米,于1984年启动,该站为庆藏铁路集团公司直属车站,也是青藏铁路一期西宁至格尔木段和二期格尔木至拉萨段的连接点。该站面积约800平米,日均生活用电功率30KW(单位小时计)等。我们设计了光伏储能和蓄热供能的电力解决方案。优先光伏电,多余的存起来,光伏不够的时候,用储能的电来给点燃器充电。容量这一块是300KW光伏+250千瓦的铝电池的组装和能量关系。
另外介绍一下可可西里管理区的情况,这里也是高海拔、高寒的地区,没有电,我们用光伏来解决供暖与供水的问题。可可西里我们做了四个管理区,包括供热管理,住宅供电管理,光电输出功率也不一样,从100千瓦到600千瓦不等,电池的容量也是根据用电情况有一些新的变化。这个项目,我们认为是非常有意义的一个项目。
最后简单介绍一下能高,2007年成立,以新能源电力装置为基础,提供各方面的系统解决方案,包括光伏、储能和微电网,并且为系统提供服务。我们的能量管理系统,这个是我们10兆瓦的光伏,40兆瓦/40兆瓦时储能项目。我们在张北阿里巴巴数据港的变电站,包括5台直流变换器,还有2台500千瓦直流的DCDC。这是世界上最大的直流电网的项目。
(根据中国储能西部论坛现场速记整理,未经嘉宾审阅)
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