hth下载地址 陳聰

1 概述

在我國新型電力係統中，新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發電、風力發電是不穩定的能源，所以要維持電網穩定，促進新能源發電的消納，儲(chu) 能將成為(wei) 至關(guan) 重要的一環，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網安全的必要保障，也是削峰填穀、平滑負荷的有效手段。國家鼓勵支持市場進行儲(chu) 能項目建設，全國多個(ge) 省市出台了具體(ti) 的儲(chu) 能補貼政策，明確規定了儲(chu) 能補貼標準和限額。國內(nei) 分時電價(jia) 的調整也增加了儲(chu) 能項目的峰穀套利空間，多個(ge) 省份每天可實現兩(liang) 充兩(liang) 放，大大縮短了儲(chu) 能項目的投資回收期，這也讓儲(chu) 能進入熱門賽道。

2 儲能電站盈利模式

據統計，2023年1-4月電化學儲(chu) 能投運項目共73個(ge) ，裝機規模為(wei) 2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲(chu) 能項目高達69個(ge) ，裝機規模為(wei) 2.52GW/5.019GWh；液流電池儲(chu) 能項目共4個(ge) ，裝機規模為(wei) 3.1MW/18.1MWh。其中華東(dong) 、西北和華北區域儲(chu) 能規模分列前三，占總規模的78.5%，分別為(wei) 814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東(dong) 區域1-4月投運儲(chu) 能項目規模很大，達814.94MW/1514.2MWh，總數也很多，共26個(ge) 。

從(cong) 應用場景分布上看，“大儲(chu) "依舊占據至高地位，電源側(ce) 和電網側(ce) 項目儲(chu) 能規模合計占比達98%，其中電網側(ce) 儲(chu) 能項目共投運24個(ge) ，裝機規模為(wei) 1542MW/2993MWh，包括7個(ge) 集中式共享儲(chu) 能項目。電源側(ce) 儲(chu) 能項目共投運23個(ge) ，裝機規模為(wei) 922MW/1964.5MWh，其中大部分為(wei) 新能源側(ce) 儲(chu) 能項目，共19個(ge) ，規模占電源側(ce) 的88%。用戶側(ce) 儲(chu) 能項目，雖然規模體(ti) 量上不及“大儲(chu) "，但各地電價(jia) 機製改革後，尖峰電價(jia) 提高，峰穀差價(jia) 拉大，用電成本提高，給自身帶來了不小的挑戰。用戶側(ce) 配儲(chu) 可以穀時充電峰時放電，一方麵可以緩解甚至解決(jue) 尖峰購電壓力；另一方麵，富餘(yu) 的儲(chu) 能還可並網，作為(wei) 用戶側(ce) 參與(yu) 電力市場，利用峰穀差價(jia) 實現獲利，儲(chu) 能的價(jia) 值逐漸凸顯。1-4月份用戶側(ce) 項目投運個(ge) 數多達20個(ge) ，隨著回報比率的提升，用戶側(ce) 儲(chu) 能項目會(hui) 越來越多。

儲(chu) 能在不同環節存在多種盈利模式，儲(chu) 能盈利模式主要有以下幾種：幫助發、輸、配各環節電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰穀價(jia) 差套利、參與(yu) 虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量租賃、電力現貨市場等方式。

電源側(ce)

電力調峰：通過儲(chu) 能的方式實現用電負荷的削峰填穀，即發電廠在用電負荷低穀時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲(chu) 的電量釋放。

提供容量：通過儲(chu) 能提供發電容量以應對發電尖峰負荷，提升傳(chuan) 統發電機組的運行效率。

可再生能源並網：在風、光電站配置儲(chu) 能，基於(yu) 電站出力預測和儲(chu) 能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控製，滿足並網要求。

可再生能源發電調峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲(chu) 後再移至其他時段進行並網，提高可再生能源利用率。

調頻：頻率的變化會(hui) 對發電及用電設備的安全運行及壽命產(chan) 生影響，因此頻率調節至關(guan) 重要。電化學儲(chu) 能調頻速度快，可以靈活地在充放電狀態之間轉換，因而成為(wei) 好的調頻資源。

虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為(wei) 電網尖峰時段提供應急容量，針對突發情況時為(wei) 保障電能質量和係統安全穩定運行而預留的有功功率儲(chu) 備。

黑啟動：發生重大係統故障或全係統範圍停電時，在沒有電網支持的情況下重啟無自啟動能力的發電機組，逐漸擴大係統恢複範圍，實現整個(ge) 係統的恢複。

盈利方式：提升發電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發電效率；峰穀價(jia) 差套利。

電網側(ce)

緩解電網阻塞：將儲(chu) 能係統安裝在線路上遊，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲(chu) 存到儲(chu) 能設備中，等到線路負荷小於(yu) 線路容量時，儲(chu) 能係統再向線路放電。

延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電係統內(nei) ，可以利用儲(chu) 能係統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從(cong) 而延緩新建輸配電設施，降低成本。

盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。

用戶側(ce)

容量管理：工業(ye) 用戶可以利用儲(chu) 能係統在用電低穀時儲(chu) 能，在高峰負荷時放電，從(cong) 而降低整體(ti) 負荷，達到降低容量電費的目的。

容量租賃：儲(chu) 能電站租賃給新能源服務商，目前國內(nei) 的儲(chu) 能容量租賃費用範圍在250-350元/kW·年，具體(ti) 定價(jia) 由儲(chu) 能電站與(yu) 新能源電站的項目收益相互協商，而後雙方簽訂長期租賃協議。

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

峰穀價(jia) 差套利：在實施峰穀電價(jia) 的電力市場中，通過低電價(jia) 時給儲(chu) 能係統充電，高電價(jia) 時儲(chu) 能係統放電，實現峰穀電價(jia) 差套利，降低用電成本。

消納綠電：當光伏、風力發電等可再生能源有富餘(yu) 時可儲(chu) 存電能，促進綠電消納。

盈利方式：降低容量電費，節約用電成本，峰穀價(jia) 差套利。

3 相關標準

《電化學儲(chu) 能係統接入電網技術規定》GB/T 36547

《電化學儲(chu) 能電站設計規範》GB 51048

《電化學儲(chu) 能電站設計標準（征求意見稿）》

《電化學儲(chu) 能係統儲(chu) 能變流器技術規範》GB/T 34120

《電力儲(chu) 能用鋰離子電池》GB/T 36276

《儲(chu) 能電站監控係統技術規範》NB/T 42090

《電化學儲(chu) 能電站用鋰離子電池技術規範》NB/T 42091

《電能質量監測設備通用要求》GB/T 19862

《爆炸危險環境電力裝置設計規範》GB 50058

《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T 14285

《儲(chu) 能電站用鋰離子電池管理係統技術規範》GB/T 34131

《3~110kV高壓配電裝置設計規範》GB 50060

《20kV及以下變電所設計規範》GB 50053

《電力係統安全穩定導則》GB 38755

《電力係統安全穩定控製技術導則》GB26399

《電力係統調度自動化設計規程》DL/T 5003

《電能量計量係統設計技術規程》DL/T 5202

《電力係統電化學儲(chu) 能係統通用技術條件》 GB/T 36558

4 電化學儲能電站分類

在GB 51048-2014《電化學儲(chu) 能電站設計規範》(以下簡稱規範)中電化學儲(chu) 能電站按電池類型分類可以分為(wei) 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(chu) 能等，但是在2022年的《電化學儲(chu) 能電站設計標準（征求意見稿）》(以下簡稱標準)中已經刪除鈉硫電池儲(chu) 能，明確為(wei) 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布《防止電力生產(chan) 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(chu) 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(chu) 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(chu) 能電站的規模分類，規範和標準也不同。

表1 規範和標準對儲(chu) 能係統規模定義(yi)

通過對比可以發現，儲(chu) 能電站的規模上限定義(yi) 遠超之前的標準，這也是由於(yu) 近幾年儲(chu) 能電站大規模發展的原因，放寬功率標準，簡化了電化學儲(chu) 能電站的建設要求，便於(yu) 促進儲(chu) 能的進一步發展。

5 儲能係統設計及選型

5.1 儲(chu) 能係統接入電網電壓等級要求

GB 51048《電化學儲(chu) 能電站設計規範》對並網電壓等級要求沒有非常明確，僅(jin) 僅(jin) 是建議大中型儲(chu) 能係統采用10kV或更高電壓等級並網。在《電化學儲(chu) 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(chu) 能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲(chu) 能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲(chu) 能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學儲(chu) 能係統接入電網技術規定》對不同容量的儲(chu) 能係統並網電壓等級做了詳細的要求，電化學儲(chu) 能係統接入電網的電壓等級應按照儲(chu) 能係統額定功率、接入電網網架結構等條件確定，不同額定功率儲(chu) 能係統接入電網電壓等級如下表所示：

表2 儲(chu) 能係統接入電網電壓等級要求

5.2 
8kW及以下儲(chu) 能係統

8kW及以下的儲(chu) 能係統一般用於(yu) 戶用的光儲(chu) 係統，配合屋頂光伏和光伏、儲(chu) 能一體(ti) 式逆變器，實現戶用並、離網模式運行。當不允許向電網輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現光伏發電富餘(yu) 時自動充電，至大程度消納綠電，配電結構如圖1所示。戶用光儲(chu) 係統數據可上傳(chuan) 雲(yun) 平台供移動端查看數據。

圖1  8kW及以下戶用儲(chu) 能光伏一體(ti) 化係統

表3 戶用儲(chu) 能管理係統硬件推薦

5.3 
 8kW-1000kW儲(chu) 能係統

8kW-1000kW儲(chu) 能係統一般500kW以下采用380V並網，500kW-1000kW根據接入電網網架結構可采用0.4kV多點並網，也可以采用6kV-20kV電壓並網。當然采用6kV-20kV電壓並網需要增加升壓變壓器、中壓開關(guan) 櫃等設備，會(hui) 大大增加儲(chu) 能係統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點並網以減少成本。

比如企業(ye) 內(nei) 部需要安裝大功率充電樁，但是企業(ye) 變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲(chu) 能係統用於(yu) 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(chu) 能係統並網。在光伏發電有富餘(yu) 或者負荷較低的穀電時段充電，負荷高峰時期放電，以小的成本擴展企業(ye) 內(nei) 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(ye) ，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲(chu) 能櫃並入0.4kV母線，這樣可以把企業(ye) 內(nei) 部配電容量一段時間內(nei) 擴展1000kW，滿足企業(ye) 用電擴容需要。

圖2  8kW-1000kW工商儲(chu) 能光伏充電一體(ti) 化係統

通過0.4kV多點並網的儲(chu) 能係統中，在10kV產(chan) 權分界點需要增加防孤島保護裝置和電能質量分析裝置，如果不需要往電網送電還需要安裝逆功率保護裝置，在低壓側(ce) 0.4kV安裝電能質量治理和無功補償(chang) 裝置等，儲(chu) 能係統數據通過智能網關(guan) 采集後可以上傳(chuan) 至本地管理係統或者雲(yun) 平台，實現企業(ye) 可靠、有序用電，降低用能成本。

在這種模式下，hth下载地址電氣可以為(wei) 1000kW以下儲(chu) 能監控係統提供以下設備，見表4。

表4 1000kW以下儲(chu) 能監控係統硬件推薦

5.4 500kW-5000kW儲(chu) 能係統

500kW-5000kW儲(chu) 能係統采用6kV-20kV並網，一般采用電氣集裝箱方式安裝，分為(wei) 電池艙、電氣艙等，也可采用模塊化的分布式儲(chu) 能櫃並聯匯流後升壓並網，組裝方便，安全係數高。

圖3  2MW/4MWh工商業(ye) 儲(chu) 能係統示意圖

現行分時電價(jia) 政策由於(yu) 不少地區在冬夏高峰時段每天會(hui) 有2個(ge) 尖峰時段，持續時間2小時左右，為(wei) 了保證峰穀套利收益更大，工商業(ye) 儲(chu) 能係統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(chu) 能係統接入電網技術規定》要求，儲(chu) 能係統交流側(ce) 匯流後通過變壓器升壓至10kV後並入企業(ye) 內(nei) 部配電網10kV母線，儲(chu) 能係統交流側(ce) 額定電壓可根據儲(chu) 能係統功率確定，一般可選擇線電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV等。

儲(chu) 能係統的微機保護配置要求：儲(chu) 能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時應在2s動作，將儲(chu) 能電站與(yu) 電網斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為(wei) 主保護。

關(guan) 於(yu) 儲(chu) 能係統計量點的設置：如果儲(chu) 能係統采用專(zhuan) 線接入公用電網，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式並入公共電網，計量點應設置在儲(chu) 能係統出線側(ce) ；如果儲(chu) 能係統接入企業(ye) 內(nei) 部電網，計量點應設置在並網點，見圖3。

儲(chu) 能單元應具備絕緣監測功能，當儲(chu) 能單元絕緣低時應能發出報警和/或跳閘信號通知儲(chu) 能變流器及計算機監控係統，如果BMS或者PCS具備絕緣監測功能的話不需要另外配置絕緣監測裝置。

通過10（6）kV接入公用電網的儲(chu) 能係統電能質量宜滿足GB/T19862要求的電能質量監測裝置，當儲(chu) 能係統的電能質量指標不滿足要求時，應安裝電能質量治理設備。

在5000kW以下儲(chu) 能係統中，hth下载地址提供的二次設備推薦如表5所示。

表5 5000kW以下儲(chu) 能監控係統硬件推薦

5.5 5000kW以上儲(chu) 能係統

5000kW以上規模的儲(chu) 能係統根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV並網，一般采用2MWh~4MWh左右的儲(chu) 能單元作為(wei) 一個(ge) 基礎單元，集成安裝在一個(ge) 40英尺集裝箱。和儲(chu) 能單元配套的係統還包括三級電池管理係統(BMS)、消防係統、空調係統、視頻監控係統、環境監控係統、能量管理係統(EMS)，每個(ge) 電池艙還包括電池櫃、控製櫃(BMS)和匯流櫃等。也可采用模塊化的分布式儲(chu) 能櫃並聯匯流後升壓並網，組裝較為(wei) 方便，安全係數較高，但是相對成本偏高。

圖4 中大型儲(chu) 能電站電氣布局示意圖

通過110kV及以上電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站應配置光纖電流差動保護作為(wei) 主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為(wei) 主保護；大型儲(chu) 能電站（100MW以上）應配置專(zhuan) 用故障錄波裝置。

儲(chu) 能電站高壓側(ce) 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(chu) 能電站經雙回路接入係統時，宜采用單母線分段接線，並宜符合下列要求：小型儲(chu) 能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲(chu) 能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲(chu) 能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲(chu) 能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護。

圖5 中大型儲(chu) 能電站電氣接線示意圖

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

表6 5000kW以上儲(chu) 能監控係統硬件推薦

6 儲能工程電能管理係統

Acrel-2000MG儲(chu) 能係統電能管理係統和AcrelEMS能源管理平台能夠對企業(ye) 微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業(ye) 內(nei) 部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲(chu) 能係統、新能源汽車充電負荷進行實時監測和優(you) 化控製，保護微電網儲(chu) 能係統運行安全，實現不同目標下源網荷儲(chu) 資源之間的靈活互動，增加多策略控製下係統的穩定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填穀，減少電網建設投資，提升微電網運行安全，降低運行成本。Acrel-2000MG儲(chu) 能係統電能管理係統適合部署在本地，作為(wei) 實時監控、異常告警和策略管理；AcrelEMS能源管理平台適用於(yu) 企業(ye) 源網荷儲(chu) 充運維的一體(ti) 化管理平台，並提供移動端數據服務和異常告警。

6.1  數據展示

展示儲(chu) 能的容量信息、收益、充放電量及電壓、電流、及充放電功率的變化曲線等。

圖6 儲(chu) 能係統數據展示

6.2 異常報警

儲(chu) 能係統電能管理係統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、狀態異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、溫度異常、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲(chu) 能係統運行安全。

圖7 儲(chu) 能係統告警記錄

6.3 實時監控

儲(chu) 能BMS監測電芯、電池模組、電池簇的電壓、電流、溫度、SOC及越限電芯位置等，並針對越限信息進行告警，儲(chu) 能變流器交直流側(ce) 運行監控、充放電指令下發、參數限值設定等。 

圖8 儲(chu) 能係統實時監控

6.4 光伏運行監控

監測企業(ye) 分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數據、光伏發電效率分析、發電量及收益統計以及光伏發電功率控製。

圖9 光伏運行監測

6.5 電能質量監測

    監測微電網重要回路的電壓波動與(yu) 閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件並故障錄波，為(wei) 電能質量分析與(yu) 治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電係統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。

圖10 電能質量監測

6.6 AcrelEMS能源管理平台

AcrelEMS能源管理平台通過的控製、計量、通信等技術，將分布式電源、儲(chu) 能係統、可控負荷、電動汽車、電能路由器聚合在一起；平台根據新的電網價(jia) 格、用電負荷、電網調度指令等情況，靈活調整微電網控製策略並下發給儲(chu) 能係統、電動汽車充電樁、電能路由器等係統，保障企業(ye) 微電網穩定運行，並提供移動端數據服務。

圖11  AcrelEMS能源管理平台及APP展示