青海地区多类型储能应用技术路线分析

10月24-25日，2017发电侧储能技术商业化应用论坛在青海西宁举行。国网青海省电力公司电力科学研究院电网技术中心副主任李春来在开幕式中发表题为《青海地区多类型储能应用技术路线分析报告》的报告。

以下为发言实录：

李春来：首先感谢华能清洁能源研究院，中关村储能产业技术联盟主办，各自单位共同举办的论坛，给我们提供了一个机会，我代表青海省电力公司做一个青海光伏消纳情况总结及典型经验的汇报。

首先介绍一下青海电网的基本情况，截至2016年末，国网青海省电力公司资产402.07亿元，当年完成售电量587亿千瓦时。2015年12月23日，最后3.98万无电人口通电，圆满完成了国家无电人口用电问题三年行动计划。2016年12月23日果洛联网工程投运，实现了国家电网在青海县域(43个)全覆盖。电网供电人口586万，占全省人口的98.82%，经营区域95%以上为藏区，地广人稀，用电水平低，电网投资运营成本高，普遍服务任务异常繁重。

青海电网主要电压等级为750/330/110千伏，是西北电网骨干网架的重要组成部分，是我国“西电东送”的重要通道。在国家的大力支持下，青藏联网、玉树联网、新疆联网二通道等重点工程相继投运，目前已形成东接甘肃、西接新疆、南联西藏的交直流混联电网，为新疆、甘肃新能源外送提供了重要支撑。截至目前，共有750千伏变电站8座，330千伏变电站33座，110千伏及以上变电容量52,987兆伏安，线路23,364公里。骨干网单线较多，电网安全风险较大。

截至2016年底，青海电网总装机容量2344万千瓦。其中，水电1191万千瓦(占全网装机50.8%);光伏682万千瓦(占全网装机29.1%)，已成为青海电网第二大电源;火电402万千瓦(占全网装机17.2%);风电69万千瓦(占全网装机的2.9%)。受经济转型影响，今年最大负荷840万千瓦，比历史最高负荷909万千瓦(2013年12月)下降7.6%。新能源装机已接近和超过全省用电负荷水平。

青海电网光伏并网以规模化、集中式接入为主，分布式电站规模小，主要分布在海西州、海南州。其中海西装机容量343.4万千瓦(占比48.92%)，海南装机容量326.5万千瓦(占比46.52%)。

第二、贯彻五大发展理念，推动新能源发展。

我公司坚决贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”，认真落实习近平总书记关于青海发展的“四个扎扎实实”，依托技术进步，深入推进电网发展方式转变，新能源消纳始终保持全国领先水平。

光伏的发展情况，“十二五”以来，青海光伏以平均每年100万千瓦的速度有序增长，年均增速达58%，实现了建成光伏电站的全部并网。风电发展情况是青海发电起步的较晚，容量比较小，目前全国消纳。落实了安全标准，没有新能源拖网的事故，特别是在海西电网，统筹电网间的关系，确保了联网工程的安全运行。

“十二五”以来，青海新能源年消纳电量逐年增长，年均增长率69.7%。2016年，新能源发电量达到99.3亿千瓦时，占全省总发电量的18.2%。

近年来，青海电网负荷增长相对较慢(6.3%)，但光伏年利用小时数始终保持在1500小时左右，最高达1773小时。2016年，受经济结构调整和光伏电站并网规模迅速增加双重因素影响，弃光率增至8.3%，光伏年利用小时数1482小时，仍处于全国领先水平。今年青海电网新能源装机将突破1000万千瓦，公司目标将弃光率控制在7.6%，光伏年利用小时数1500小时。青海风资源属二类地区，风电平均年利用小时数1700小时左右，与全国平均水平持平。

第三、促进光伏消纳采取的措施。

一是规划引领，全力推进新能源并网及消纳工程建设。以电网规划引领新能源有序发展，每年滚动开展电网接纳能力研究。“十二五”以来，围绕海西、海南地区新能源发展情况，全力推进电网建设。累计投资136亿元，占电网总投资的30%以上。陆续建设17项新能源汇集送出工程、10项直接服务新能源消纳的主网输变电工程。计划投资268.3亿元的海南共和-河南驻马店特高压直流工程已经获批，工程计划2018年开工建设，2020年建成投运，该直流为全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，并有望在技术上实现远距离输送大规模可再生能源的突破。

二是主动作为，深度挖掘现有电网调峰能力，促进省际调峰互济。

实施省内多能协调控制，午间黄河大型水电、火电机组按最小方式和出力运行，提高了光伏10%的接纳能力;实施省际调峰互济，根据陕西、宁夏负荷发电与我省互补特性，2016年开始实施调峰互济，今年1-4月减少光伏调峰限电1.66亿千瓦时，相当于增加年利用小时数24小时。

三是利用省内电力交易平台，促成省内新能源与大用户开展直接交易，预计2017年直接交易电量达到75亿千瓦时，占新能源总发电量的60%，稳定了省内消纳市场。

当前，以国网公司致力于解决“三弃”问题为契机，充分利用援青机制，实施全国统一调度，有效利用现有输电通道能力，与江苏、湖北等省份开展外送交易。2016年新能源外送6.74亿千瓦时，预计2017年送新能源电量10亿千瓦时。

四是各类储能方式的示范应用，提升新能源电站调峰、调频能力。依托国网公司科技项目和国网青海省电力公司科技项目，联合中国电力科学研究院、青海时代新能源公司、清华大学、华北电力大学等多家科研院所和企业共同出资约5亿元，在青海格尔木建设了国内首个商业化运行的集中式光储一体化调控电站(光伏50MW，储能15MW/18MWh)和西宁韵家口建设了具备离网/并网切换和虚拟同步发电功能的分布式电源微电网光储电站(1.5MW双馈风电、1MW光伏、1MW水电模拟系统、250kW×2h铁锂电池、500kW×10s飞轮、20kW×10s超级电容、冷热电三联供系统等多种储能方式)。

集中式光储电站示范成果为青海省内集中式新能源场站提升调峰、调频能力提供了典型的应用经验，分布式电源微电网光储电站示范成果为青海省1000余座离网电站解决可靠供电及供热的迫切需求提供了典型的设计、建设、调试、运行、维护的应用模式，计划明年开展大规模应用。

五是先进调控技术应用，提升新能源消纳能力。开发国际首套新能源并网实时柔性控制系统，依据电网负荷和发电的动态过程，实时监控通道送电裕度，并自动调整新能源发电控制指令，最大化利用通道输送能力，新能源接纳能力提升8%，对应提高120小时年度利用小时数。

四、光伏消纳存在的主要问题。

一是青海电网调峰能力不足。目前，青海电网负荷特性比较平稳，最大峰谷差10%左右，省内大型水电场承担了西北电网的调峰调频任务。

二是电网的输电能力不足，目前，青海省新能源输送主要受制于海西、宁月两个外送通道，其中海西外送通道还承担着新疆火电和西藏水电送出任务，现有省内通道能力无法满足新能源的送出需求。此外，由于西北地区各省富余电量均跨区外送，难以借用现有跨区通道大量外送青海新能源。

下一步，新能源消纳与并网的工作措施。

以现有电网输送通道为基础，继续在国网公司的支持下，发挥大电网能源资源在全国范围内优化配置优势，进一步提升青海新能源消纳水平。积极开展省际调峰互济、现货交易等工作，为青海新能源争取更多跨区外送空间。

二是营造新能源企业开展网内的光储光热电站的建设，目前具有苛刻的地理位置条件，不能满足清洁能源因地制宜，合理布局的要求。这个配置储能系统有两种方式，一种是新能源的决策，一种是在新能源的汇集电站配侧储能系统，将不稳定的新能源转化为稳定的能源输出，有利于电网的错风运行。此外，建议光热电站可利用青海省丰富的太阳能资源，带动我省太阳能资源的良性发展，提供更为节能环保的基础。

三是继续开展新能源消纳技术攻关。目前是开展了国家重点项目，多能源电力系统互补协调调度控制，公司投资了4千多万，今年开始做研究，2020年完成，通过项目的开展与示范应用，为青海海南到河南的特高压直流安全通道奠定基础，并实现青海省可再生能源消纳能力再提高5%以上。二是建设清洁能源大数据中心，实现数值天气预报应用，电网生产支撑和清洁能源能效提升，和基于大数据数据的业务功能。

我汇报完毕。谢谢各位!

(发言为现场速记整理，未经嘉宾审核)