產(chǎn)品介紹

概述:

在新型電力系統(tǒng)中新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發(fā)電、風力發(fā)電是不穩(wěn)定的能源，所以要維持電網(wǎng)穩(wěn)定，促進新能源發(fā)電的消納，儲能將成為至關重要的一環(huán)，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網(wǎng)安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的有效手段。 鼓勵支持市場進行儲能項目建設，全國多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規(guī)定了儲能補貼標準和限額。國內(nèi)分時電價的調(diào)整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個省份每天可實現(xiàn)兩充兩放，EMS能量管理系統(tǒng)-光儲充柴一體化解決方案大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能成為熱門賽道。

今年的1月-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三，占總規(guī)模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區(qū)域1-4月投運儲能項目，達814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也多一共26個。

從應用場景分布上來看，“大儲"依舊占據(jù)主要地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項目共投運24個，裝機規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側(cè)儲能項目共投運23個，裝機規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側(cè)儲能項目，共19個，規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲能項目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲"，但各地電價機制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高。用戶側(cè)配儲可以谷時充電峰時放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶側(cè)參與電力市場，利用峰谷差價實現(xiàn)獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1月-4月份用戶側(cè)項目投運個數(shù)多達20個，隨著投資回報率的提升，EMS能量管理系統(tǒng)-光儲充柴一體化解決方案會越來越多。

二. 儲能電站盈利模式

儲能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節(jié)電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場等方式。

2.1電源側(cè)

2.1.1 電力調(diào)峰：通過儲能的方式實現(xiàn)用電負荷的削峰填谷，即發(fā)電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。

2.1.2 提供容量：通過儲能提供發(fā)電容量以應對發(fā)電尖峰負荷，提升傳統(tǒng)發(fā)電機組的運行效率。

2.1.3 可再生能源并網(wǎng)：在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調(diào)度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進行平滑控制，滿足并網(wǎng)要求。

2.1.4 可再生能源發(fā)電調(diào)峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。

2.1.5 調(diào)頻：頻率的變化會對發(fā)電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響，因此頻率調(diào)節(jié)至關重要。電化學儲能調(diào)頻速度快，可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉(zhuǎn)換，因而成為優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源。

2.1.6 虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為電網(wǎng)尖峰時段提供應急容量，針對突發(fā)情況時為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預留的有功功率儲備。

黑啟動：發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時，在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動能力的發(fā)電機組，逐漸擴大系統(tǒng)恢復范圍，最終實現(xiàn)整個系統(tǒng)的恢復。

盈利方式：提升發(fā)電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發(fā)電效率；峰谷價差套利。

2.2 電網(wǎng)側(cè)

2.2.1 緩解電網(wǎng)阻塞：將儲能系統(tǒng)安裝在線路上游，當發(fā)生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統(tǒng)再向線路放電。

2.2.2延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電系統(tǒng)內(nèi)，可以利用儲能系統(tǒng)通過較小的裝機容量有效提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。

2.2.3 盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。

2.3 用戶側(cè)

2.3.1 容量管理：工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低整體負荷，達到降低容量電費的目的。

2.3.2容量租賃：儲能電站租賃給新能源服務商，目前國內(nèi)的儲能容量租賃費用范圍在250-350元/kW·年，具體定價由儲能電站與新能源電站的項目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長期租賃協(xié)議。

2.3.3 電力自發(fā)自用：安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發(fā)自用水平，降低用電成本。

2.3.4 峰谷價差套利：在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。

2.3.5 消納綠電：當光伏、風力發(fā)電等可再生能源有富余時可儲存電能促進綠電消納。

2.3.6 盈利方式：降低容量電費，節(jié)約用電成本，峰谷價差套利。

三.儲能電站的設計和選型

3.1 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求

GB 51048《電化學儲能電站設計規(guī)范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定》對不同容量的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求，電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統(tǒng)額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構等條件確定，不同額定功率儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：

3.2 8kW及以下儲能系統(tǒng)

8kW及以下的儲能系統(tǒng)一般用于戶用的光儲系統(tǒng)，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現(xiàn)戶用并、離網(wǎng)模式運行。當不允許向電網(wǎng)輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現(xiàn)光伏發(fā)電富余時自動充電，大程度上的消納綠電，配電結(jié)構如圖1所示。

8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統(tǒng)結(jié)構圖

相關所需產(chǎn)品如圖所示

3.2 8kW-1000kW儲能系統(tǒng)

一般500kW以下采用380V并網(wǎng)，500kW-1000kW根據(jù)接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構可采用0.4kV多點并網(wǎng)，也可以采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)。當然采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)需要增加升壓變壓器、中壓開關柜等設備，會增加儲能系統(tǒng)的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點并網(wǎng)以減小投資。

比如企業(yè)內(nèi)部需要安裝大功率充電樁，但是企業(yè)變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統(tǒng)用于擴展用電容量，在盡量不擴展變壓器容量的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統(tǒng)。在光伏發(fā)電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，需要放電的時候放電，以小的成本擴展企業(yè)內(nèi)部用電容量，這種情況典型的場景是城市快速充電站，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業(yè)內(nèi)部配電容量短時間內(nèi)擴展1000kW，滿足企業(yè)擴容需要。

在1000kW以內(nèi)通過0.4kV并網(wǎng)的儲能系統(tǒng)中，首先，在10kV產(chǎn)權分界點需要增加防孤島保護裝置和電能質(zhì)量分析裝置，如果不需要往電網(wǎng)送電還需要安裝防逆流裝置，在低壓側(cè)0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無功補償裝置等等，微電網(wǎng)數(shù)據(jù)通過智能網(wǎng)關采集后可以上傳至微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)平臺，實現(xiàn)可靠、有序用電。

3.4 500kW-5000kW儲能系統(tǒng)

500kW-5000kW儲能系統(tǒng)采用6kV-20kV并網(wǎng)，一般采用電氣集裝箱方式，分為電池艙、電氣艙和升壓艙等。

現(xiàn)行分時電價政策由于不少地區(qū)在冬夏高峰時段每天會有2個尖峰時段，持續(xù)時間2小時，為了保證峰谷套利收益，工商業(yè)儲能系統(tǒng)大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。

按照GB/T 36547-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定》要求，儲能系統(tǒng)交流側(cè)匯流后通過10/0.54kV變壓器升壓至10kV后并入企業(yè)內(nèi)部配電網(wǎng)10kV母線，儲能系統(tǒng)交流側(cè)額定電壓可根據(jù)儲能系統(tǒng)功率確定，一般可選擇線電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV、40.5kV等。

儲能系統(tǒng)的微機保護配置要求：儲能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時應在2s動作，將儲能電站與電網(wǎng)斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護。

關于儲能系統(tǒng)計量點的設置：如果儲能系統(tǒng)采用專線接入公用電網(wǎng)，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式并入公共電網(wǎng)，計量點應設置在儲能系統(tǒng)出線側(cè)；如果儲能系統(tǒng)接入企業(yè)內(nèi)部電網(wǎng)，計量點應設置在并網(wǎng)點，見圖3。

儲能單元應具備絕緣監(jiān)測功能，當儲能單元絕緣低時應能發(fā)出報警和/或跳閘信號通知儲能變流器及計算機監(jiān)控系統(tǒng)。

通過10（6）kV接入公用電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)電能質(zhì)量宜滿足GB/T19862要求的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置，當儲能系統(tǒng)的電能質(zhì)量指標不滿足要求時，應安裝電能質(zhì)量治理設備。

3.5 5000kW以上儲能系統(tǒng)

根據(jù)功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并網(wǎng)，一般采用2MWh~4MWh左右的儲能單元作為一個基礎單元，集成安裝在一個40英尺集裝箱。和儲能單元配套的系統(tǒng)還包括三級電池管理系統(tǒng)(BMS)、消防系統(tǒng)、空調(diào)系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)、環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)(EMS)，每個電池艙還包括電池柜、控制柜(BMS)和匯流柜等。

中大型儲能電站電氣布局示意圖

通過110kV及以上電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站應配置光纖電流差動保護作為主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護；儲能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專用故障記錄裝置。

儲能電站高壓側(cè)接線型式可采用單母線、單母線分段等簡單接線形式。當電化學儲能電站經(jīng)雙回路接入系統(tǒng)時，宜采用單母線分段接線，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護。

接入公用電網(wǎng)的電化學儲能站應在并網(wǎng)點配置電能質(zhì)量監(jiān)測裝置或具備電能質(zhì)量監(jiān)測功能。10(6)kV及以上電壓等級接入公共電網(wǎng)的電化學儲能電站宜配置滿足現(xiàn)行國家標準《電能質(zhì)量監(jiān)測設備通用要求》GB/T 19862要求的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置，當電能質(zhì)量指標不滿足要求時，應安裝電能質(zhì)量治理設備。

四. 微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)

Acrel-2000MG微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)能夠?qū)ζ髽I(yè)微電網(wǎng)的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網(wǎng)（企業(yè)內(nèi)部配電網(wǎng)）、荷（固定負荷和可調(diào)負荷）、儲能系統(tǒng)、新能源汽車充電負荷進行實時監(jiān)測和優(yōu)化控制，保護微電網(wǎng)儲能系統(tǒng)運行安全,實現(xiàn)不同目標下源網(wǎng)荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填谷，減少電網(wǎng)建設投資，提升微電網(wǎng)運行安全，降低運行成本。

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)網(wǎng)絡架構

4.1 數(shù)據(jù)采集及處理

系統(tǒng)通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統(tǒng)(BMS)、汽車充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。

企業(yè)微電網(wǎng)光伏、儲能數(shù)據(jù)統(tǒng)計

4.2 監(jiān)視報警

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態(tài)異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統(tǒng)運行安全。

儲能系統(tǒng)告警記錄

4.3 運行監(jiān)控

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)是儲能系統(tǒng)與運行人員聯(lián)系的主要方式，系統(tǒng)可提供重要參數(shù)的顯示和必要操作，包括儲能系統(tǒng)主要儲能裝機容量、單次充放電量與時間、SOC曲線、收益及儲能系統(tǒng)運行狀態(tài)參數(shù)，手動和自動控制，控制調(diào)節(jié)對象包括直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數(shù)設定等。

企業(yè)微電網(wǎng)運行監(jiān)測

4.4 光伏運行監(jiān)控

監(jiān)測企業(yè)分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數(shù)據(jù)、光伏發(fā)電效率分析、發(fā)電量及收益統(tǒng)計以及光伏發(fā)電功率控制。

4.5 儲能管理

監(jiān)測儲能系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)(BMS)和儲能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據(jù)企業(yè)峰谷特點和電價波動設置儲能系統(tǒng)的充放電策略，控制儲能系統(tǒng)充放電模式，實現(xiàn)削峰填谷，降低企業(yè)用電成本。

4.6 充電樁監(jiān)測

系統(tǒng)具備和企業(yè)充電樁系統(tǒng)或設備的軟件接口， 充電樁數(shù)據(jù)接入微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)進行集中監(jiān)控， 監(jiān)測充電樁的運行狀態(tài)，根據(jù)企業(yè)負荷率變化控制和調(diào)節(jié)充電樁的充電功率，使企業(yè)微電網(wǎng)穩(wěn)定安全運行。

4.7電能質(zhì)量監(jiān)測

監(jiān)測微電網(wǎng)重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質(zhì)量分析與治理提供數(shù)據(jù)來源。及時采取相應的措施提高配電系統(tǒng)的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發(fā)生。

4.8 自診斷和自恢復

系統(tǒng)具備在線診斷能力，對系統(tǒng)自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發(fā)現(xiàn)異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施。