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    微電網EMS管理系統在新能源儲能柜儲能電站應用

    點擊次數:315更新時間:2024-01-06

    今年的1月-4月電化學儲能投運項目共73個,裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個,裝機規模為2.52GW/5.019GWh;液流電池儲能項目共4個,裝機規模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、

    西北和華北區域儲能規模分列前三,占總規模的78.5%,分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區域1-4月投運儲能項目,達814.94MW/1514.2MWh,總數也多一共26個。


    從應用場景分布上來看,“大儲"依舊占據主要地位,電源側和電網側儲能規模合計占比達98%,其中電網側儲能項目共投運24個,裝機規模為1542MW/2993MWh,包括7個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目

    共投運23個,裝機規模為922MW/1964.5MWh,其中大部分為新能源側儲能項目,共19個,規模占電源側的88%。用戶側儲能項目,雖然規模體量上不及“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,作為用戶側參與電力市場,利用峰谷差價實現獲利,儲能的價值逐漸凸

    顯。1月-4月份用戶側項目投運個數多達20個,隨著投資回報率的提升,用戶側儲能項目會越來越多。


    二. 儲能電站盈利模式


    儲能在不同環節存在多種盈利模式,儲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、電力現貨市場等方式。


    2.1電源側


    2.1.1 電力調峰:通過儲能的方式實現用電負荷的削峰填谷,即發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:通過儲能提供發電容量以應對發電尖峰負荷,提升傳統發電機組的運行效率。


    2.1.3 可再生能源并網:在風、光電站配置儲能,基于電站出力預測和儲能充放電調度,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制,滿足并網要求。


    2.1.4 可再生能源發電調峰: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,提高可再生能源利用率。


    2.1.5 調頻:頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響,因此頻率調節至關重要。電化學儲能調頻速度快,可以靈活地在充放電狀態之間轉換,因而成為優質的調頻資源。


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


    黑啟動:發生重大系統故障或全系統范圍停電時,在沒有電網支持的情況下重啟無自啟動能力的發電機組,逐漸擴大系統恢復范圍,最終實現整個系統的恢復。


    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;峰谷價差套利。


    2.2 電網側


    2.2.1 緩解電網阻塞:將儲能系統安裝在線路上游,當發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內,可以利用儲能系統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力,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


    2.3.1 容量管理:工業用戶可以利用儲能系統在用電低谷時儲能,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商,而后雙方簽訂長期租賃協議。


    2.3.3 電力自發自用:安裝光伏的家庭和工商業用戶通過配置儲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。


    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充電,高電價時儲能系統放電,實現峰谷電價差套利,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 儲能系統接入電網電壓等級要求


    GB 51048《電化學儲能電站設計規范》對并網電壓等級要求沒有非常明確,僅僅是建議大中型儲能系統采用10kV或更高電壓等級并網。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《電化學儲能系統接入電網技術規定》對不同容量的儲能系統并網電壓等級做了詳細的要求,電化學儲能系統接入電網的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網網架結構等條件確定,

    不同額定功率儲能系統接入電網電壓等級如下表所示:



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