5A文大型锂电池储能削峰填谷电源项目之可行性研究报告.docx

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5A文大型锂电池储能削峰填谷电源项目之可行性研究报告

【5A文】大型锂电池储能削峰填谷电源项目之可行性研究报告

1概述

1.1项目背景

1.1.1随着社会发展，白天与黑夜的电力需求之间的峰谷差不断加大。

目前中国大多数城市每天的昼夜平均电力需求峰谷差超过60%。

想要真正达到用电节能减排的目标，应该着力解决白天与黑夜的电力需求之间的巨大峰谷差这一主要矛盾。

在没有很好的储能介质的情况下，电网必须按照能满足最大用电负荷来规划，要求建设能够支持负荷用电最大峰值所需的发电厂和输电系统。

但先进的储能技术可削峰填谷，大大减少用电的峰谷差，既不用投资再建电厂，也避免了在谷值时系统闲置容量过大所导致的发电机组总体经济性下降、能耗增加的状况发生，科学地减少了电厂煤炭消耗量，达到节能减排的目的。

我国能源资源布局不均衡，全国电网以火电为主，但是不同区域电源构成有较大差异，西南水电较丰富，“三北”地区风能资源较好，东南沿海一带核电配置较多。

电力资源主要集中在经济不甚发达的西部地区，用电负荷主要集中在经济比较发达而能源短缺的东部地区，能源分布与电力需求市场呈逆向分布，可再生资源的发展势必成为未来能源建设的趋向。

截至2015年底，全国发电装机容量150673万千瓦，其中火电99021

万千瓦（包括：

煤电88419万千瓦、气电6637万千瓦），占总装机容量

65.7%；非化石能源51642万千瓦（包括：

水电31937万千瓦（其中抽水

蓄能2271万千瓦），核电2717万千瓦，并网风电12830万千瓦，并网太阳能发电4158万千瓦），占总装机容量比重34.3%。

2015年中国电力装机结构示意图

目前国内建设抽水蓄能电站是解决电网削峰填谷调控的主要手段，但是抽水蓄能电站选址受到地理位置、水头、地形地质等方面影响，大多数电站无法进行高效的调控，基本上依靠火力发电机组进行调峰甚至深度调峰，600MW的大型机组深夜谷电期负荷甚至只有250MW。

大型化、高参数机组参与调峰会造成机组金属疲劳，损害机组寿命，长时间低负荷运行其能效将会降低、经济性会变差、安全性也会降低，环保效能也会受到危害，而且受制于火电机组本身局限性，其短时间内适应负荷变化难度较大，调峰效果差。

比如，国内一般煤电机组负荷率低于50%的时候，脱硫系统吸收塔入口烟气流量下降，引风机会降速运行，可能导致发生塌床；负荷率低于35%左右的时候，脱硫系统停运。

煤电机组长时间低负荷运行会导致进入脱硝系统的烟温过低，脱硝催化剂效果受影响，大大影响脱硝效率，导致氮氧化合物排放增加。

随着火电机组大面积供热改造，供热机组在电网中的比例越来越高，为了保证冬季供暖需求，供热机组必须维持在一定的负荷运行，这就更加大了电网调峰难度，威胁电网自身安全运行。

其他调峰机组为了适应电网负荷需求变化，需要频繁升降负荷，长时间在特殊工况下运行，造成汽轮机调门频繁摆动，锅炉及其他辅助设备长期承受剧烈的温度变化和交变应力，严重损害设备使用寿命，不仅导致检修频率增加，维护成本上升，更可怕的是导致机组非计划停运次数增多，严重威胁机组、电网和运行人员人身安全。

根据现有AGC调节办法，虽然参加调峰调频机组可以获得一定经济补助，但是非计划停运会导致机组来年发电小时数考核，两者矛盾不可调和，电厂参与调峰调频积极性不高。

1.1.2可再生能源大规模并网对电网安全和稳定造成冲击

（1）我国可再生能源现状

根据国家电网发布《国家电网公司促进新能源发展白皮书（2016）》显示，截至2015年，我国风电、太阳能发电累计装机容量1.7亿千瓦，超过全球的四分之一。

国家电网调度范围风电、太阳能发电累计装机容量分别达到11664万千瓦、3973万千瓦，国家电网是全球范围内接入新能源规模最大的电网。

根据国家电网“十三五”电网发展规划，预计到2020年，全国新能

源发电装机容量达4.1亿千瓦，其中风电2.4亿千瓦，太阳能发电1.5亿千瓦。

风电开发仍集中在“三北”地区，占全国的75%。

太阳能发电开发集中式与分布式相结合，其中集中式光伏电站达8000万千瓦，主要集中在青海、甘肃、新疆、蒙西等西部地区；分布式光伏达7000万千瓦，主要集中在浙江、江苏等东中部地区。

（2）我国可再生能源发电的特点

我国风电发展整体呈现大规模开发、远距离传输、高电压等级集中接入为主，分散接入、就地消纳为辅的特点。

我国光伏发电接入电网呈现出大规模集中接入与分布式接入并举的特点，我国可再生能源发电的运行特点主要如下：

1）装机容量较小。

如小水电的装机容量为50MW及以下：

目前国际上研制的超大型风力发电机单机容量也仅为6000kW．而国内目前主力机型是600kW，750kW，1200kW；目前中国最大的太阳能光伏发电项目装机容量刚突破千瓦级；江苏兴化市中科生物质能发电有限公司装机容量5000kW．已是国内最大的生物质能发电项目：

最大的地热电站西藏羊八井地热电站装机容量约为25MW：

1980年5月建成的浙江省温岭县江厦潮汐试验电站装机容量为3200kW。

已成为中国最大的潮汐电站。

2）发电稳定性较差。

如小水电的发电能力随雨量变化而变化，各地还

各有其特点，不但丰水年、枯水年不同，全年也有季节性变化，即便一日之间，其可用的来水量，也有很大的不确定性．由于库容不大，下级径流电站几乎无调节性：

风能发电的稳定性较小水电更差，需要电网来支持；太阳能只能白天发电，照射量的强度和角度一日间也有变化，云层移动和厚薄的变化等，都会影响其发电功率，不满足工业用电的稳定需求。

3）调频调压能力有限。

常规能源发电机组对电网调频和调压有着重要的作用，而目前可再生能源机组由于容量较小。

很多小电站无人值守，所以无法参与系统调整，即便参与调节，其调节能力也极为有限。

至于风电机组，当系统运行参数超过一定范围时会自动停机，如果运行条件进一步恶化。

还可能造成电网稳定雪崩效应。

（3）可再生能源对电网运行调度的影响将日益明显。

1）电网调峰能力不足。

风电出力具有随机性、间歇性，大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，即反调节特性明显，增加了系统调峰难度。

我国风电发展较为集中的三北地区电源结构都是以火电为主，基本没有燃油、燃气机组，调节能力不强。

东北、华北火电占80%以上，且供热机组较多，西北地区水电较多，但主要集中在没有风电的青海，且受防凌、防汛等多种因素的限制，调节能力不强。

我国快速调节电源只占17%。

相比之下，美国2007年快速调节电源约占50%，德国快速调节电源约占25%。

2）电压控制难度加大。

风电出力变化范围大，且具有随机性，在风电场不能参与电压控制的情况下，显著增加了电网电压控制的难度。

3）调频难度加大。

风电机组输出的有功功率主要随风能变化而调整，随机性强，可预测性差，而我国现有运行风电机组均不参与系统频率调整，所以，电网频率调整必须由传统电厂分担。

在大规模风电接入电网的情况下，随着风电装机容量在电网中比重增加，参与电网调频电源容量的比例显著下降，需同步配套相应容量的调频电源。

4）并网过程对电网的冲击问题。

部分可再生能源发电机组由于容量小，常常采用异步发电机。

由于没有独立的励磁装置，并网前发电机本身没有电压。

因此并网时必然伴随一个过渡过程，会出现5—6倍额定电流的冲击电流。

对小容量的电网而言，大量异步电机同时并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其它电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。

目前可以通过装设软起动装置和风机非同期并网来削弱冲击电流，但可能给电网带来一定的谐波污染。

5）对电能质量的影响问题。

随机性较强的可再生能源发电机组对电能质量的影响主要表现为频率波动、电压波动、电压闪变、电压跌落及谐波等。

当并网的可再生能源发电机组启停或输出功率波动时，将导致电网频率波动、电压波动，引起电压闪变和跌落等问题。

谐波问题主要出现在风电上，主要有两种方式：

一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振。

6）对发电计划与调度的影响问题。

传统的发电计划基于电源的可靠性以及负荷的可预测性，但部分可再生能源电站出力的不可控性和随机性使得对其既不能进行可靠的负荷预测，也不可能制定和实施正确的发电计划。

随着这类随机电源容量比例的增加，必将给电网调度带来不少压力。

7）对保护设备的影响。

可再生能源在发电过程中常需借助异步发电机，而异步发电机在提供高效检测数据的同时，会对发电机组造成频繁性的摩擦而对设备造成破坏性影响。

1.1.4锂离子储能电源的特点

锂离子电池储能则是目前储能产品具有能量密度大、自放电小、没有记忆效应、工作温度范围宽、可快速充放电、使用寿命长、没有环境污染等优点，被称为绿色电池。

青海绿草地新能源科技有限公司主要生产以磷酸铁锂和三元材料为正极材料的低温锂离子电池，虽然要好一些，但是要实现大倍率放电时，仍然需要改善负极的导电性，使其的电子导电能力与锂离子从石墨中脱嵌的能力达至平衡。

1.2项目建设的必要性

1.2.1国家政策支持

为提升电力系统调峰能力，有效缓解弃水、弃风、弃光，促进可再生能源消纳，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）文件精神和《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体[2015]2752号）有关要求，国家发展改革委国家能源局印发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，办法中指出“为促进可再生能源消纳，在全国范围内通过企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰。

在履行正常调峰义务基础上，可再生能源调峰机组优先调度，按照谁调峰、谁受益原则，建立调峰机组激励机制。

”

国家能源局最新发布的《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中提到，“十三五”期间，风电新增投产79GWh以上，太阳能发电新增投产68GWh以上，即到2020年全国风电装机达到210GWh以上，其中海上风电5GWh左右；太阳能发电装机达到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光热发电5GWh。

预计以风光发电中新增装机量的20%为基数，按10%的功率比例配置储能系统，则储能装机量将达到2.94GW，若每天存放2小时即对应5.88GWh新能源发电储能规模。

另据CNESA发布的《储能产业研究白皮书2016》显示，2015年国内化学储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）累计装机规模105.5MW，以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池及超级电容为主，占比分别为66%、15%、13%、6%。

预计未来受益于铅蓄电池（铅炭为主）储能成本优势，其装机量占比将有所提高，如表5所示，参照上述测算的“十三五”期间新能源发电配套储能规模约为5.88GWh，则对应配套储能投资规约255亿元。

目前，储能已列入我国“十三五”规划百大工程项目，储能行业“十三五”规划等相关政策已开始编制，后续有望相继出台。

同时，国家发改委、能源局联合下发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《能源技术革命重点创新行动路线图》，要求研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热（冷）技术。

青海是国家重要战略资源接续储备地，水电资源丰富、太阳能和风能资源得天独厚。

“十二五”以来，依托资源优势，省委省政府把加快发展清洁能源产业作为推动经济转型升级的突破口，出台一系列新能源产业规划以及相关扶持政策，集中力量培育以太阳能光伏为主、以水电为支撑的清洁能源产业，努力建成中国重要的新型能源产业基地。

2017年6月17-23日，青海省实现连续168个小时（连续7天）100%清洁能源供电，在此期间，青海全省的电力由光伏、风电和水电提供。

其中，78.3%的电力供应将来自水力，21.7%来自于新能源。

这也打破了此前葡萄牙电网连续107个小时全清洁能源供电的记录。

根据青海省电力公司的介绍，供电期间，青海省内用电负荷全部由省内水电和新能源提供，不足部分外购西北区域内新能源电量进行补充，保证新能源电量比例不低于20%。

其间，青海省火电电量全部通过市场交易方式送出，大电网优化配置电力能源资源的优势得到充分验证。

据国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧分析，此次试验所涉及到的火电调峰问题是在整个西北电网内部解决的，至于这里面涉及到的经济补偿问题暂时没有考虑。

另外，从弃光率分析，相对于新疆、甘肃等地，青海的限电弃光，情况相对较好。

据了解，青海电网正充分挖掘清洁能源消纳及外送潜力，深入分析各类清洁电源多能互补特性以及满足特高压直流工程可靠稳定运行需要，将于今年全面完成清洁能源多能互补集成优化研究和高寒、高海拔特高压建设运行等8项专题研究，为新能源产业可持续发展提供技术支撑。

根据《青海省能源发展“十三五”规划》，青海将重点规划建设海西、海南两个千万千瓦级新能源基地，至2020年，青海新能源装机规模将达3500万千瓦。

同时，青海省将规划建设青海（海南）-河南和海西-东南沿海地区的两条特高压直流输电外送通道。

除此之外，为助力青海清洁能源示范省建设，推动海西、海南两个千万级能源基地建设，国网青海省电力公司还将加快韵家口智能微网技术、共和光伏发电实证基地以及清洁能源大数据中心建设进程，持续完善柔性控制、高效超短期功率预测等系统建设应用，推进750千伏海西-塔拉等输变电工程建设，努力打造多种清洁能源互补开发、综合利用的清洁能源示范区。

按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神和《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》（国能监管〔2016〕39号），《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》等的有关政策，开展电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点，挖掘“三北”地区电力系统接纳可再生能源的潜力。

在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。

本项目在保障用电系统稳定、安全运行的前提下，结合相关政策和电池储能的技术优势，提高发电站负载率，减少火电厂煤炭消耗量，满足电网快速响应调度的需求，将清洁的削峰填谷储能电源利用在电网调节上。

1.2.2电网能源结构的迫切需求

目前各地“弃风弃光”现象严重，电网建设与可再生能源发展速度脱节是很重要的一个原因。

而电网建设成本往往是巨大的。

储能系统能够帮助可再生能源电站进行调峰和平稳输出，在不增加电网容量的情况下提升可再生能源的消纳能力。

据国网青海省电力公司消息，截至11月底，青海电网新能源装机容量达到741.84万千瓦，占青海电网总装机容量的31.82%。

年内，新增并网新能源装机容量131.35万千瓦。

其中，新增光伏装机容量114.5万千瓦，新增风电装机容量16.85万千瓦，青海光伏累计发电量260.83亿千瓦时。

青海新能源资源丰富，开发潜力大，具有建设大型新能源基地的优越条件。

按照青海省委、省政府“十三五”发展规划，为满足海西、海南两个千万千瓦级清洁能源基地大规模开发送出需要，最大程度提升清洁能源消纳及外送能力，助推青海新能源产业健康、稳定、有序发展，青海已启动清洁能源基地多能互补集成优化研究工作。

同时，依托青海光伏产业科研中心，青海在光伏并网运行管理、新能源消纳送出、发电系统测试等方面取得一系列科技攻关成果。

新能源实时柔性控制系统等五个平台相继建成并得到应用，有效提高了光伏并网稳定性及新能源利用小时数。

另据了解，今年10月份，国网青海省电力公司开工建设了基于微电网技术的风光水储示范工程，站址选在原韵家口110kV变电站。

该项目将建成并应用含风光水多种分布式电源接入的智能微电网系统，实现对风光水多种能源分布式发电、并网、控制和保护等多项技术的研究和掌握。

“该项目将为解决青海省分布式可再生能源大规模的发展进行关键技术研究和项目示范，以满足青海省清洁能源基地的开发。

工程计划于2017年4月底建成完工。

”国网青海电科院院长弓建荣介绍。

在增强新能源消纳能力的同时，青海不断优化电网结构，加快建设坚强智能电网，提升通道送出能力。

相继建成青藏联网工程、新疆与西北电网联网750千伏第二通道工程、日月山至共和750千伏输变电工程等一批重点电网建设工程。

眼下，塔拉750千伏输变电工程即将投运，海西750千伏海西开关站即将完成主变扩建。

此外，海西开关站330千伏配出工程、330千伏共塔光伏汇集站、330千伏切吉风电汇集站等一批保障青海新能源开发和送出的配套工程正在加紧施工，届时，青海电网主网架结构将更加坚强，接纳新能源并网能力将进一步增强。

“随着果洛联网工程中的塔拉750千伏输变电工程在海南落地，海南州光伏规模送出问题将得到有效解决。

下一步，依托坚强的电网保障，我们将努力把海南州打造成全省重要的清洁能源产业战略基地和示范基地。

”海南州发改委主任更登加表示。

大电网的建设和发展，带动和促进了青海新能源消纳和资源的优化配置。

2016年上半年，在国家电网公司的大力支持和协调下，利用东西部地区错峰效益和电价差异，青海1.74亿千瓦时富裕光伏电量跨区外送至华东、华中电网。

四季度，国网青海省电力公司积极组织《青电送苏》协议落实，截至11月底，已完成外送光伏电量1.56亿千瓦时，远在2000公里外的江苏人民用上了来自青海海南的清洁电。

在电力生产运营层面，电网以大型燃煤火电机组做为主要调频资源，而储能的调峰效果远好于火电机组，引入相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，本项目将对电网的调峰运行预计将产生明显影响，改善电网运行的可靠性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。

同时，当大量的火电机组从长期的AGC调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组燃煤效率，减少煤炭消耗量，进一步促进全社会的节能减排。

1.2.3社会效益和经济效益

今年我公司在民小公路小峡隧道配电系统中应用了削峰填谷锂电池储能电源系统，系统在夜间充电给电池，白天高峰时段放电就白天而言可以节约四分之三的电费成本，一天综合电费节约70%左右。

通过小峡隧道耗电量估算安装前每日用电费用约为3925.15元，其中高峰时段占据了大部分电价。

使用削峰填谷电源后高峰时段无需使用市电，日用电费用约为1078元，每日节约电费1202元，每年大约节约电费43.873万，电源设计寿命为20年，大约5年即可收回电源建设成本，经济效益可观。

工作模式及时段：

当地电力供应分为三个不同时段，电价差距大：

时间

用电状态

工作模式

23:

00~00:

00

平时时段

电价低，所有隧道设施用市电供电并对蓄电池组进行充电

00:

00~8:

00

低谷时段

8:

00~9:

00

平时时段

9:

00~12:

00

高峰时段

电价高，所有隧道设施用电池储存电能供电中断市电

12:

00~18:

00

平时时段

电价中等，所有隧道设施用市电供电并中断蓄电池

18:

00~23:

00

高峰时段

电价高，所有隧道设施用电池储存电能供电中断市电

平安地区电价表（非居民用电100KV以上）

时段

电费价格（元/KWh）

高峰时段

0.9226

平时时段

0.5741

低谷时段

0.2256

备注：

高峰时段：

9:

00~12:

00、18:

00~23:

00

平时时段：

12:

00~18:

00、23:

00~00:

00、8:

00~9:

00

低谷时段：

00:

00~8:

00

*以上数据来自国家电网送电电价表

下表为原有供电方式与削峰填谷电源供电费用对比表单位：

元

削峰填谷电源

电网供电

日用电量

日用电费用

月用电费用

日用电费用

月用电费用

3448.32kwh

1078

32340

3925.15

117754.5

备注

使用削峰填谷电源年节约用电费用43.873万元

除经济收益以外，本项目对于本地煤炭消耗减量和电厂调峰也具有重

要示范意义。

该项目将大型储能系统作为高性能调峰资源加入电网，能有效提高发电侧的节能减排水平，并显著改善电网对可再生能源的接纳能力。

本项目产生的社会效益和经济效益符合国家产业政策和经济政策，项目技术优势明显，该项目的实施，将会对青海省高速公路涉及的多路段隧洞照明和其他设备用电方式提供应用依据和试验参照，特别是对新能源锂离子电池技术在高速公路建设中的使用，对当前节能减排在高速公路隧道电力节能起到积极的推广和示范作用。

我司主要生产INR18650-2500mAh型号锂离子电池，产品规格如下：

序号

项目

常规参数

备注

1

壳体材质

镀镍钢壳

2

标称容量

2500mAh

电流：

1C

3

最小容量

2500mAh

电流：

1C

4

标称电压

3.6V

5

充电电压

4.2V

6

放电终止电压

2.75V

7

标准充电电流

1C

8

标准放电电流

1C

9

快速充电电流

2C

10

快速放电电流

3C

11

最大持续充电电流

1C

12

最大持续放电电流

3C

13

内阻

≤25mΩ

半电态下交流1KHz测量

14

重量

≤48g

15

直径

d≤18.4mm

16

高度

h≤65.5mm

17

外观

无破裂、划痕、变形、污渍、污物等，且有清晰、正确的标志。

18

标准充电

恒流恒压充电：

恒流1C，恒压：

4.2V，终止电流：

0.05C，搁置1h

CC/CV（25℃±5℃）

19

标准放电

恒流放电：

持续电流1C，终止电压2.75V

CC（25℃±5℃）

20

快速放电

恒流放电：

持续电流3C，终止电压2.75V

CC（25℃±5℃）

21

工作温度

充电：

0℃～45℃，放电：

-20℃～55℃

At60±15%RH

22

贮存温度

小于3个月：

-20～45℃；小于1年：

-20～25℃

At60±15%RH

3.电池性能

序号

检测项目

测试条件与方法

性能标准

3.1.1

常温放电性能

在25℃±2℃环境下，电池按标准充电方式充电，搁置60min，再以1C电流放电至2.75V，以此方式分别进行3C放电，记录不同电流放电容量

放电容量/初始容量×100%

110%≥1C≥100%

3C≥90%

3.1.2

常温倍率

充电性能

在25℃±2℃环境下，电池按标准放电方式放电，搁置1h；以2C电流恒流充电至4.2V，并且充电时间不超过30min，静止1h；电池按标准放电方式放电

放电容量/初始容量×100%

放电容量保持率≥80%

3.1.3

放电温度特性

电池标准充电，在环境温度25℃±2℃条件下搁置1h，然后以1C电流放电至2.75V；

电池标准充电，在环境温度55℃±5℃条件下搁置5h后以1C电流放电至2.75V；

电池标准充电，在环境温度-20℃±5℃条件下搁置24h，再在此温度条件下以1C电流放电至2.2V；

记录不同温度条件下的电池放电容量

放电容量/初始容量×100%

-20℃≥70%

25℃≥100%

55℃≥90%

3.1.4

荷电保持能力及恢复

在25℃±2℃环境下标准充电，电池开路搁置28天后，以1C电流进行放电至2.75V，为荷电保持容量；然后再按标准充电方式充满电，以1C电流放电至2.75V，为恢复容量。

在25℃±2℃环境下标准充电，55℃±2℃电池开路搁置7天后，25℃±2℃电池搁置5h，以1C电