安科瑞張俊杰18706165090
1 概述
在我國新型電力系統(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(guān)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)**的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的**手段。國家鼓勵支持市場進行儲能項目建設(shè)，國內(nèi)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，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能進入熱門賽道。
2 儲能電站盈利模式
據(jù)統(tǒng)計，2023年1-4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月投運儲能項目規(guī)模很大，達814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也很多，共26個。
從應用場景分布上看，“大儲”依舊占據(jù)至高地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)項目儲能規(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，給自身帶來了不小的挑戰(zhàn)。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。1-4月份用戶側(cè)項目投運個數(shù)多達20個，隨著回報比率的提升，用戶側(cè)儲能項目會越來越多。
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(chǔ)設(shè)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。
電源側(cè)
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。
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。
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。
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。
調(diào)頻：頻率的變化會對發(fā)電及用電設(shè)備的**運行及壽命產(chǎn)生影響，因此頻率調(diào)節(jié)至關(guān)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，因而成為好的調(diào)頻資源。
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)**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，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。
電網(wǎng)側(cè)
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(shè)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。
延緩輸配電設(shè)備擴容升級：在負荷接近設(shè)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**提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設(shè)施，降低成本。
盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。
用戶側(cè)
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。
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。
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。
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。
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。
盈利方式：降低容量電費，節(jié)約用電成本，峰谷價差套利。
3 相關(guān)標準
《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB/T 36547
《電化學儲能電站設(shè)計規(guī)范》GB 51048
《電化學儲能電站設(shè)計標準（征求意見稿）》
《電化學儲能系統(tǒng)儲能變流器技術(shù)規(guī)范》GB/T 34120
《電力儲能用鋰離子電池》GB/T 36276
《儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》NB/T 42090
《電化學儲能電站用鋰離子電池技術(shù)規(guī)范》NB/T 42091
《電能質(zhì)量監(jiān)測設(shè)備通用要求》GB/T 19862
《爆炸危險環(huán)境電力裝置設(shè)計規(guī)范》GB 50058
《繼電保護和**自動裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T 14285
《儲能電站用鋰離子電池管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》GB/T 34131
《3~110kV高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范》GB 50060
《20kV及以下變電所設(shè)計規(guī)范》GB 50053
《電力系統(tǒng)**穩(wěn)定導則》GB 38755
《電力系統(tǒng)**穩(wěn)定控制技術(shù)導則》GB26399
《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計規(guī)程》DL/T 5003
《電能量計量系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T 5202
《電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)通用技術(shù)條件》 GB/T 36558
4 電化學儲能電站分類
在GB 51048-2014《電化學儲能電站設(shè)計規(guī)范》(以下簡稱規(guī)范)中電化學儲能電站按電池類型分類可以分為鉛酸(鉛炭)電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池和多類型電化學儲能等，但是在2022年的《電化學儲能電站設(shè)計標準（征求意見稿）》(以下簡稱標準)中已經(jīng)刪除鈉硫電池儲能，明確為鉛酸（鉛炭）電池、鋰離子電池和液流電池。國家能源局綜合司發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》，提出中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池。所以中大型電化學儲能電站電池類型一般可選擇鉛酸（鉛炭）電池、磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池。
另外針對電化學儲能電站的規(guī)模分類，規(guī)范和標準也不同。
表1 規(guī)范和標準對儲能系統(tǒng)規(guī)模定義
通過對比可以發(fā)現(xiàn)，儲能電站的規(guī)模上限定義遠超之前的標準，這也是由于近幾年儲能電站大規(guī)模發(fā)展的原因，放寬功率標準，簡化了電化學儲能電站的建設(shè)要求，便于促進儲能的進一步發(fā)展。
5 儲能系統(tǒng)設(shè)計及選型
5.1 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(shè)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(shè)計標準（征求意見稿）》對接入電壓等級的要**：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(shù)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(gòu)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：
表2 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求
5.2
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，至大程度消納綠電，配電結(jié)構(gòu)如圖1所示。戶用光儲系統(tǒng)數(shù)據(jù)可上傳云平臺供移動端查看數(shù)據(jù)。
圖1 8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統(tǒng)
表3 戶用儲能管理系統(tǒng)硬件推薦
5.3
8kW-1000kW儲能系統(tǒng)
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(gòu)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(guān)柜等設(shè)備，會大大增加儲能系統(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)以減少成本。
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，在不更換變壓器的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統(tǒng)并網(wǎng)。在光伏發(fā)電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，負荷高峰時期放電，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或者需要變壓器擴容的企業(yè)，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)部配電容量一段時間內(nèi)擴展1000kW，滿足企業(yè)用電擴容需要。
圖2 8kW-1000kW工商儲能光伏充電一體化系統(tǒng)
通過0.4kV多點并網(wǎng)的儲能系統(tǒng)中，在10kV產(chǎn)權(quán)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)送電還需要安裝逆功率保護裝置，在低壓側(cè)0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無功補償裝置等，儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過智能網(wǎng)關(guān)采集后可以上傳至本地管理系統(tǒng)或者云平臺，實現(xiàn)企業(yè)可靠、有序用電，降低用能成本。
