海島可再生能源電力儲能模式的探討分析

李 懿，王根成，劉會勇，向 楠，沈 沉，李 妍

（國網舟山供電公司，浙江 舟山 316021）

以海利國是近現代西方國家崛起的普遍歷史經驗，充分開發海洋是走向強國之路的重要基礎條件。我國在2013年10月提出合作建設 “二十一世紀海上絲綢之路”的戰略構想，旨在綜合利用海洋資源，發展海洋經濟，建設海洋強國。隨著國家海洋專屬經濟區范圍的日漸擴大，沿海各島嶼開發進程加速，用電負荷需求也隨之增加，對電力供應的安全穩定性將提出更高要求。開展可再生能源電力的開發建設，對于緩解海島供電壓力、提高海洋資源開發水平、維護國家海洋權益、保障海疆國防安全、保護海洋生態環境都將起到積極的推動作用。

由于大量分布式發電系統的并網接入，電網的穩定運行受到影響，多余電量的消納問題逐步突顯。現有設備將難以滿足電能的儲存需求，系統迫切需要強大的儲能設施作為有效支撐。與陸地電網相比，海島電網在負荷分布、施工條件、運檢模式和技術經濟等方面均存在較大不同。從事海島可再生能源電力儲能模式分析探討對調整經濟結構、保障能源供給、維護電網安全、促進學科研究等方面均具有較為深遠的現實意義。

1 儲能問題出現原因分析

儲能問題的出現源于產出的多余電能無法及時妥善處理，從側面折射出電網系統在安全運行與供需平衡等多種條件約束下的靈活性不足。電網的靈活性不足主要體現在三個方面：一是大機組加小負荷的運行方式導致系統分區就近平衡電能空間的先天不足；二是由于可再生能源電力存在間歇性和隨意性的特點，以及其滲透率的不斷提高，傳統以火力發電機組為主的調峰手段無法滿足在增加可再生能源發電場后電網系統調度控制的需要；三是部分地區以熱定電的系統機組運行模式，進一步壓縮了電網有限的消納空間。電網系統在運行時難免受到外界因素的擾動影響，尤其是在送電端發生故障時，儲能裝置能夠在最短時間內投入運行，起到應急電源支撐作用；在負荷高峰期削峰填谷，減少備用容量的建設投資；改善末端電網電能電壓質量，為受電端提供高質量高可靠性的用電服務。伴隨可再生能源電力產業的蓬勃發展，全球儲能項目裝機規模呈現逐年遞增趨勢，具體情況如圖1所示。

圖1 全球儲能項目裝機規模

2 海島電網的特點與現狀

舟山電網屬于典型的海島電網，傳輸距離遠，線路損耗大，電源結構較為單一，缺少水電、抽水蓄能、燃氣發電等調峰機組，統調負荷基數較低，受氣候變化影響明顯，日負荷曲線波動較大，對系統運行控制要求較高。

舟山電網通過2回220kV線路、3回110 kV線路與浙江大陸主網相聯，共有220kV變電站5座，變電容量為2 040MVA；110kV變電站25座，變電容量2 395MVA。由于受到海島地理因素制約，舟山的負荷分布相對松散，主力電源點是位于本島北部的舟山發電廠（火電機組，裝機容量910MW）。2014年，全網最高用電負荷為822 MW。據預測，到2020年，全網最高用電負荷將達2 196MW，接近最高負荷的2.67倍。

考慮到用電需求的持續增長和發電機組的到期退役，若干年以后，舟山的自有電源點將無法滿足負荷缺口，來自寧波和上海兩地的外來供電成為電網重要的電源支撐。電力平衡情況見表1。

表1 舟山地區電力平衡情況 MW

舟山群島的海上風電、潮汐能等可再生能源電力開發已初具規模，目前建成投運的海上風電裝機容量達到123.3MW，潮汐能發電容量約3.4MW，遠景若出現大規模海上風電和潮汐能并網接入，必將對電網頻率穩定控制產生較大影響，一旦發生嚴重故障造成舟山電網脫離浙江大陸主網呈現小系統運行狀態，極易引發頻率失穩問題。

3 各種儲能技術優缺點比較

常用的儲能技術可分成四大類，分別為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能和熱儲能。機械類儲能技術包含抽水蓄能、飛輪儲能和壓縮空氣儲能。電氣類儲能技術包括超級電容器儲能和超導儲能。電化學儲能技術以儲能蓄電池為主。熱儲能技術分為顯熱儲能和潛熱儲能。目前，在電網中應用較多的為機械類儲能技術和電化學儲能技術。

3.1 抽水蓄能

抽水蓄能是最常用的電網儲能技術。抽水蓄能電站可按照任意容量設計建造，儲能效率達到70%～85%左右，在削峰填谷、調頻調相、緊急事故備用、系統黑啟動等方面可起到重要作用。抽水蓄能電站一般需要設置上、下兩個水庫，利用深夜負荷低谷或豐水期的多余電力，使得水輪機以水泵方式工作，將下水庫的水抽至上水庫，再在白天負荷高峰或枯水期時將水放出進行發電。

抽水蓄能電站設計建設須滿足三個技術條件：（1）要有良好的地質和地形基礎，上下庫之間應具備防滲透條件，保證擁有足夠大的水庫庫容和高大雄厚山體作為支撐，適合修建大深度和跨度的地下廠房；（2）選址應考慮盡量靠近負荷中心，樞紐變電站，大型發電廠、核電站和缺少電源支撐地區；（3）抽水蓄能電站水頭要高，隧洞要短。

海島上缺乏充足的土地資源，多為崎嶇不平的沿海丘陵，沒有高大巖石山體作為建站支持，即便將海洋作為下水庫使用，依舊無法修建具有足夠容量的高壩上水庫和大深度的地下廠房。除技術層面外，抽水蓄能電站的開發存在立項審批復雜、工程周期長、前期投資大和成本回收慢等弱點，經濟性較差。顯然，抽水蓄能技術并不適合海島電網儲能的建設需要。

3.2 蓄電池儲能

儲能蓄電池包括鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池和鋰電池等。根據相關數據顯示，全球每年對于蓄電池的需求量達到150億美元以上。

鉛酸電池是將二氧化鉛和海綿狀金屬鉛分別作為正、負極活性物質，硫酸溶液為電解質的蓄電池。作為一種低成本的通用技術，鉛酸電池可勝任電能質量調節和重要設備不間斷供電等工作。鉛酸電池具備價格低廉、安全可靠的優點，但也存在循環壽命較短，不可深度放電，運檢維修費用高等缺點，影響了其在儲能領域的持久應用。

鉛酸電池之后，各類新型蓄電池相繼出現，鈉硫電池和鋰電池是其中的典型代表。

與鋅溴、全釩等液流電池相比，鈉硫電池不但擁有較高的儲能效率（大約89%），而且還具備輸出脈沖能力，輸出的脈沖頻率能在30秒內達到連續額定功率值的6倍以上，可同時適用于削峰填谷和電能質量調節兩種工作。鈉硫電池的劣勢在于其運行溫度過高，根據目前技術水平，安全問題暫時還未能徹底解決。

鋰電池具有儲能密度高、儲能效率高（將近100%）和使用壽命長等優點，并已占據小容量移動電源市場50%以上的份額。由于鋰電池需要特殊的保障和配置必要的內部過充電保護電路，導致其成本居高不下，成為生產和推廣大容量鋰電池技術的最大障礙。

3.3 飛輪儲能

飛輪儲能系統是由圓柱形的旋轉質量塊和通過磁懸浮軸承組成的支撐結構構成。為減小風阻，飛輪儲能系統必須運行在真空環境中，通過電力電子裝置進行轉速調節，完成儲能系統和電網設備的功率交換。

該系統的最大優點為沒有摩擦損耗、可循環使用、設備壽命長以及對周圍環境影響小；缺點為能量密度低、系統復雜，對軸承與轉子的要求較高。由于系統持續時間較短，僅能維持數分鐘至數小時，所以飛輪儲能技術只可用在對于小型通信設備的供電，無法滿足需要長時間不間斷運行的電力系統的儲能要求。

3.4 超級電容器儲能

電容器是電網廣泛應用的儲能設備。與常規電容器相比，由超級電容器組成的儲能系統具有更高的介電常數、更大的表面積和更高的耐壓能力。超級電容器可在電壓跌落和瞬間干擾等暫態故障出現時穩定供電水平，安裝和維修相對簡便，在充滿電的浮充狀下正常工作10年以上。

雖然超級電容器具有諸多優點，但是其主要適用于低容量的儲能環境，而對于大容量的電網系統而言，存在局限性。

3.5 超導磁儲能和壓縮空氣儲能

超導磁儲能和壓縮空氣儲能是近年來學術界較為關注兩種前沿儲能技術，雖然研究發展較快，但是目前還大多處于實驗室理論和示范工程階段，投入商業運營比例極低，技術上還不成熟。

超導磁儲能單元由置于低溫環境的超導線圈組成，低溫由液氮或液氦容器系統設備提供。由變流器組成的功率調節系統將超導磁儲能單元與電網系統相連，根據電網的潮流平衡需求對儲能線圈實時完成充放電工作。與別的儲能設備相比，超導磁儲能系統造價成本仍比較昂貴，除去超導磁本體的成本外，維護其外部低溫環境所耗費的成本也相當高昂。經濟成本問題成為制約超導磁儲能技術推廣應用的首要障礙。

就本質而言，壓縮空氣儲能系統可看作供電網調峰使用的燃氣輪機發電廠。系統利用電網負荷低谷時段的廉價剩余電能預先用來壓縮空氣，空氣被壓縮儲存在地下礦井、深海儲氣罐或熔巖山洞中，當電網負荷高峰來釋放壓縮空氣推動燃氣輪機進行發電。壓縮空氣儲能電站安全系數高、響應速度快，可用于峰谷調節、負荷平衡、系統備用等，但電站建設受到地形條件制約，對地質結構有特殊要求。

4 海島電力儲能模式探討

4.1 儲能方案的選擇

由于技術上的不成熟和經濟上的局限性，加之海島獨特的氣象條件和地理環境對于施工的特殊要求，故而在海島上建設專門的儲能設施，借助固定儲能設備進行“靜態儲能”的方案操作難度較大。參考大陸上同行的工作經驗，可采用通過建設能源互聯網來平衡消納多余電能的“動態儲能”方案。

能源的分布與利用具有明顯的地域性特征。我國中東部是經濟發達地區和用電負荷中心，電能需求量大，電網接納能力強，調峰途徑多，而西部和北部則是可再生能源電力的資源富集區。國家電網通過加強跨區域輸電線路建設，在滿足本區域用電需求的前提下，將多余電量外送，把西北部風電和西南水電進行重新布局規劃，將哈密和酒泉的風電通過特高壓直流輸電工程向華中送電，同時將蒙西、錫盟和張北的風電通過特高壓交直流工程向華北、華東和華中輸送；將四川的水電通過特高壓交直流工程向華東和華中輸送，在全國范圍內消納多余的可再生能源電力。

海島地區的可再生能源電力儲存可嘗試選擇采取這一模式，通過加強跨海輸電線路的新建擴容和技術改造，發揮互聯電網對電能的集中調度和統一分配功能，將小電網系統中無法消化的富余電量通過島際聯網工程輸送到大電網系統進行動態儲存。

4.2 柔性直流技術與舟山柔直輸電工程

柔性直流技術具有響應速度快、可控性強、運行方式靈活等特點，潮流反轉方便靈活，能夠快速地控制與交流系統交換有功和無功功率，提高現有交流電網的輸電能力和系統穩定性。

由于柔性直流輸電技術是由傳統直流輸電技術基礎上衍生發展而來，因而傳統直流輸電系統的優點，柔性直流輸電系統也大都具備，并且比其占地更小、安裝維護更方便、噪聲環境干擾更低，尤其適合連接分散的獨立電源點、弱交流節點處的交流電網非同步互聯以及海上鉆井平臺和海上孤島等偏遠負荷的供電保障。

世界首個五端柔性直流輸電工程已在浙江舟山群島投入運行。該工程包括五個換流站、四段直流電纜工程和配套送出工程。工程總建筑面積3.5萬平方米，五個換流站位于五個獨立的島嶼，容量分別為400、300、100、100和100MW；四段直流電纜是連接五站的四段共八根直流電纜，總長280.8km，其中海底電纜總長度258km，陸地電纜22.8km；新建36芯專用海底光纜1條30 km；配套送出工程為新建220kV交流線路2回，共計22.1km，新建110kV交流線路3回，共9.25km，其中電纜1.65km，擴建交流變電站間隔5個。系統接線情況見圖2。

圖2 舟山柔直輸電工程系統接線圖

五端柔性直流示范工程的建成使舟山群島北部各島嶼間形成遠距離、大容量、多端點的直流互聯電網，將有利于海上風電場、潮汐能等可再生能源發電設備等產出電能的輸送與分配，更好地服務當地電力工業和經濟社會的均衡發展。

4.3 意見建議和對策措施

舟山地區的可再生能源電力儲存可借助五端柔性直流輸電工程進行內部調配外，也可通過新建對外輸電通道或對現有大陸至舟山聯網線路進行升壓擴容，完成對多余電能的外送消納。

在保證現有電網安全穩定的基礎上，建議對舟山電網做出如下若干技術改造措施：（1）新建舟山與大陸第二高壓聯網輸電通道，即完成500kV舟山至鎮海輸電線路建設；（2）對現有的220kV舟山與大陸聯網輸電通道升壓，即擴容至500kV舟山昌洲變至寧波春曉變輸電線路；（3）在若干地處偏遠，在負荷條件相對較好的島嶼（比如東極島、摘箬山島等地）建設風光儲互補的微網供電系統，淘汰島上原有自備柴油發電機，并通過納入當地海水淡化工程，消耗多余電能，順帶解決當地居民及駐軍生活用水問題。

5 結語

在電力規劃建設中，分區就近平衡和電網結構合理是需要遵循的兩項基本原則。可再生能源電力具有隨機性、間歇性和波動性的特點，而電力用戶需要的是穩定持續的電能供給，這就要求電網系統合理配置儲能裝置設備用以儲存處理。考慮到海島地區的特殊性，電網結構相對薄弱，可用土地面積有限，擇地安裝大型儲能裝置設備存在較大困難，分區就近平衡電能方案將無法實現。

因此，在海島可再生能源電力規劃建設階段，可通過新建擴容和技術改造跨海輸電線路，加強完善原有電網結構，將帶有分布式電源的微網系統接入大電網，進行跨區調用分配，進而實現富余電量的對外消納和系統潮流的平衡調用。