储能技术在电力平衡机制中的应用

2023-06-22 理论教育版权反馈

【摘要】：在基于BRP的电力系统中，各参与方在电力市场环境中通过平衡机制来确保电力系统的安全运行。对于最后的这个措施，BRP可以使用储能以减少不平衡。图1-10给出了法国电力系统的不平衡调节曲线。总之，减少电能供需不平衡的需求导致了BRP对储能的应用需求，使其进行每日的充放电循环。在电力系统中，采用储能所带来的收益，取决于其建设和使用成本，以及系统进行不平衡调节所需的费用水平。

平衡责任方（BRP）在世界各地的许多电力系统中都存在。在基于BRP的电力系统中，各参与方在电力市场环境中通过平衡机制来确保电力系统的安全运行。

任何独立的法人，不论是否拥有自己的发电设备，也不论是否签订了电力购买/出售合同，只要与电网调度（TSO）签订了“BRP”平衡责任方合约，都可以成为一个平衡责任方BRP^[5][RTE09]。

每一个BRP都关联到了同一平衡标尺下，在电力市场下集成了各电力实体单元的电能注入、电能消耗与电能交换合约^[6]。BRP有义务为TSO提供必要的预测信息，以便于后者更好地运行电网^[7]；BRP还需要在平衡标尺下对TSO进行经济补偿，以弥补TSO由于可能出现的预测值与实际值^[8]差异而被迫做出的调整^[9]。

上述电量不平衡的计算与经济补偿方式的时间间隔（如每小时），在不同的国家是不同的，但绝大部分都是在国家级的范围内进行调节的。在欧洲，解决不平衡的费用通常是在平衡机制下，为实现电量平衡，发电机组功率的增加（向上调节）或减少（向下调节）为基础而得到的。

以图1-9为例，说明了RTE输电系统公司（一家法国的输电系统运营商），用于解决不平衡的费用计算方法。

图1-9 法国RTE公司采用的不平衡费用计算方法

图1-9中，PMPb为发电过剩时减少发电的平均加权成本；PMPh为发电不足时增加发电的平均加权成本；因数K为系数，涵盖了增加发电与减少发电费用的共同部分和平衡机制下支付给快速备用电源的容量担保费用；NB是指示标志。在法国发电过剩时减少发电的平均加权成本（PMPb）为20%的现场交易价。同样，发电不足时增加发电的平均加权成本（PMPh）为120%的现场交易价。

我们注意到，补偿不平衡的费用具有足够的调控效能，使得BRP尽最大可能减少自己的不平衡。这个问题非常重要，在这里以德国为例说明这笔费用之高，2006年德国平衡机制下的总费用约为8亿欧元。要降低这个费用，BRP可以采取以下一些措施：

1）提高平衡标尺下能量注入/消耗的预测准确度（无论是使用自身的技术手段还是使用外包的方法）。

2）增强发电的可靠性（如果发电容量的不可靠对于电能的不平衡具有不可忽略的影响）。

3）提高自身发电和用电的灵活性，或者从其他发电商获得灵活性较大的电力补偿。

对于最后的这个措施，BRP可以使用储能以减少不平衡。而要实现这个目的，就要知道储能的典型充放电曲线是什么样子的？而且采用哪种储能技术最适合？

对2008年法国电力系统发电/负荷平衡曲线进行分析^[10]，可知：

1）不平衡的最长持续时间：发电不足为70h，发电过剩为32h。

2）不平衡的平均持续时间：发电不足为6.4h，发电过剩为5.3h。

3）所使用的最大功率：向下调节为4500MW，向上调节为5500MW。

图1-10给出了法国电力系统的不平衡调节曲线。由图中可以看到，电能供需的不平衡存在一个很明显的日循环特点，因此，最合适的储能技术理想的存储周期是2～15h。