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微電網(wǎng)EMS管理系統在新能源儲能柜儲能電站應用

更新時(shí)間:2023-12-05      點(diǎn)擊次數:723

今年的1月-4月電化學(xué)儲能投運項目共73個(gè),裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個(gè),裝機規模為2.52GW/5.019GWh;液流電池儲能項目共4個(gè),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(gè)。

從應用場(chǎng)景分布上來(lái)看,“大儲"依舊占據主要地位,電源側和電網(wǎng)側儲能規模合計占比達98%,其中電網(wǎng)側儲能項目共投運24個(gè),裝機規模為1542MW/2993MWh,包括7個(gè)集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個(gè),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(gè),規模占電源側的88%。用戶(hù)側儲能項目,雖然規模體量上不及“大儲",但各地電價(jià)機制改革后,尖峰電價(jià)提高,峰谷差價(jià)拉大,用電成本提高。用戶(hù)側配儲可以谷時(shí)充電峰時(shí)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(hù)側參與電力市場(chǎng),利用峰谷差價(jià)實(shí)現獲利,儲能的價(jià)值逐漸凸顯。1月-4月份用戶(hù)側項目投運個(gè)數多達20個(gè),隨著(zhù)投資回報率的提升,用戶(hù)側儲能項目會(huì )越來(lái)越多。

二. 儲能電站盈利模式

儲能在不同環(huán)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(fā)、輸、配各環(huán)節電力運營(yíng)商以及終端用戶(hù)降本增效;延緩基礎設施投資;通過(guò)峰谷價(jià)差套利、參與虛擬電廠(chǎng)需求響應等輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量租賃、電力現貨市場(chǎng)等方式。

2.1電源側

2.1.1 電力調峰:通過(guò)儲能的方式實(shí)現用電負荷的削峰填谷,即發(fā)電廠(chǎng)在用電負荷低谷時(shí)段對電池充電,在用電負荷高峰時(shí)段將存儲的電量釋放。

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

2.1.3 可再生能源并網(wǎng):在風(fēng)、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(dòng)性的可再生能源發(fā)電出力進(jìn)行平滑控制,滿(mǎn)足并網(wǎng)要求。

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

2.1.5 調頻:頻率的變化會(huì )對發(fā)電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響,因此頻率調節至關(guān)重要。電化學(xué)儲能調頻速度快,可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉換,因而成為優(yōu)質(zhì)的調頻資源。

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

黑啟動(dòng):發(fā)生重大系統故障或全系統范圍停電時(shí),在沒(méi)有電網(wǎng)支持的情況下重啟無(wú)自啟動(dòng)能力的發(fā)電機組,逐漸擴大系統恢復范圍,最終實(shí)現整個(gè)系統的恢復。

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

2.2 電網(wǎng)側

2.2.1 緩解電網(wǎng)阻塞:將儲能系統安裝在線(xiàn)路上游,當發(fā)生線(xiàn)路阻塞時(shí)可以將無(wú)法輸送的電能儲存到儲能設備中,等到線(xiàn)路負荷小于線(xiàn)路容量時(shí),儲能系統再向線(xiàn)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(guò)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(hù)側

2.3.1 容量管理:工業(yè)用戶(hù)可以利用儲能系統在用電低谷時(shí)儲能,在高峰負荷時(shí)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(wù)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(jià)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(cháng)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(hù)通過(guò)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(jià)差套利:在實(shí)施峰谷電價(jià)的電力市場(chǎng)中,通過(guò)低電價(jià)時(shí)給儲能系統充電,高電價(jià)時(shí)儲能系統放電,實(shí)現峰谷電價(jià)差套利,降低用電成本。

2.3.5 消納綠電:當光伏、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源有富余時(shí)可儲存電能促進(jìn)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(jià)差套利。

三.儲能電站的設計和選型

3.1 儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級要求

GB 51048《電化學(xué)儲能電站設計規范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒(méi)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(wǎng)。在《電化學(xué)儲能電站設計標準(征求意見(jiàn)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(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》對不同容量的儲能系統并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求,電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構等條件確定,不同額定功率儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示:










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