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微電網(wǎng)EMS管理系統(tǒng)在新能源儲(chǔ)能柜儲(chǔ)能電站應(yīng)用

更新時(shí)間:2023-12-05      點(diǎn)擊次數(shù):1319

今年的1月-4月電化學(xué)儲(chǔ)能投運(yùn)項(xiàng)目共73個(gè),裝機(jī)規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲(chǔ)能項(xiàng)目高達(dá)69個(gè),裝機(jī)規(guī)模為2.52GW/5.019GWh;液流電池儲(chǔ)能項(xiàng)目共4個(gè),裝機(jī)規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲(chǔ)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(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目,達(dá)814.94MW/1514.2MWh,總數(shù)也多一共26個(gè)。

從應(yīng)用場(chǎng)景分布上來看,“大儲(chǔ)"依舊占據(jù)主要地位,電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能規(guī)模合計(jì)占比達(dá)98%,其中電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共投運(yùn)24個(gè),裝機(jī)規(guī)模為1542MW/2993MWh,包括7個(gè)集中式共享儲(chǔ)能項(xiàng)目。電源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共投運(yùn)23個(gè),裝機(jī)規(guī)模為922MW/1964.5MWh,其中大部分為新能源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目,共19個(gè),規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目,雖然規(guī)模體量上不及“大儲(chǔ)",但各地電價(jià)機(jī)制改革后,尖峰電價(jià)提高,峰谷差價(jià)拉大,用電成本提高。用戶側(cè)配儲(chǔ)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(chǔ)能還可并網(wǎng),作為用戶側(cè)參與電力市場(chǎng),利用峰谷差價(jià)實(shí)現(xiàn)獲利,儲(chǔ)能的價(jià)值逐漸凸顯。1月-4月份用戶側(cè)項(xiàng)目投運(yùn)個(gè)數(shù)多達(dá)20個(gè),隨著投資回報(bào)率的提升,用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目會(huì)越來越多。

二. 儲(chǔ)能電站盈利模式

儲(chǔ)能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式,儲(chǔ)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(yùn)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(jià)差套利、參與虛擬電廠需求響應(yīng)等輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)等方式。

2.1電源側(cè)

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

2.1.2 提供容量:通過儲(chǔ)能提供發(fā)電容量以應(yīng)對(duì)發(fā)電尖峰負(fù)荷,提升傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行效率。

2.1.3 可再生能源并網(wǎng):在風(fēng)、光電站配置儲(chǔ)能,基于電站出力預(yù)測(cè)和儲(chǔ)能充放電調(diào)度,對(duì)隨機(jī)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(fēng)棄光電量存儲(chǔ)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(diào)頻:頻率的變化會(huì)對(duì)發(fā)電及用電設(shè)備的安全高效運(yùn)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(xué)儲(chǔ)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(yīng)為電網(wǎng)尖峰時(shí)段提供應(yīng)急容量,針對(duì)突發(fā)情況時(shí)為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行而預(yù)留的有功功率儲(chǔ)備。

黑啟動(dòng):發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時(shí),在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動(dòng)能力的發(fā)電機(jī)組,逐漸擴(kuò)大系統(tǒng)恢復(fù)范圍,最終實(shí)現(xiàn)整個(gè)系統(tǒng)的恢復(fù)。

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(cè)

2.2.1 緩解電網(wǎng)阻塞:將儲(chǔ)能系統(tǒng)安裝在線路上游,當(dāng)發(fā)生線路阻塞時(shí)可以將無法輸送的電能儲(chǔ)存到儲(chǔ)能設(shè)備中,等到線路負(fù)荷小于線路容量時(shí),儲(chǔ)能系統(tǒng)再向線路放電。

2.2.2延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級(jí):在負(fù)荷接近設(shè)備容量的輸配電系統(tǒng)內(nèi),可以利用儲(chǔ)能系統(tǒng)通過較小的裝機(jī)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(shè)施,降低成本。

2.2.3 盈利方式:提升輸配電效率,延緩?fù)顿Y。

2.3 用戶側(cè)

2.3.1 容量管理:工業(yè)用戶可以利用儲(chǔ)能系統(tǒng)在用電低谷時(shí)儲(chǔ)能,在高峰負(fù)荷時(shí)放電,從而降低整體負(fù)荷,達(dá)到降低容量電費(fèi)的目的。

2.3.2容量租賃:儲(chǔ)能電站租賃給新能源服務(wù)商,目前國內(nèi)的儲(chǔ)能容量租賃費(fèi)用范圍在250-350元/kW·年,具體定價(jià)由儲(chǔ)能電站與新能源電站的項(xiàng)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(chǔ)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,通過低電價(jià)時(shí)給儲(chǔ)能系統(tǒng)充電,高電價(jià)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)放電,實(shí)現(xiàn)峰谷電價(jià)差套利,降低用電成本。

2.3.5 消納綠電:當(dāng)光伏、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源有富余時(shí)可儲(chǔ)存電能促進(jìn)綠電消納。

2.3.6 盈利方式:降低容量電費(fèi),節(jié)約用電成本,峰谷價(jià)差套利。

三.儲(chǔ)能電站的設(shè)計(jì)和選型

3.1 儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級(jí)要求

GB 51048《電化學(xué)儲(chǔ)能電站設(shè)計(jì)規(guī)范》對(duì)并網(wǎng)電壓等級(jí)要求沒有非常明確,僅僅是建議大中型儲(chǔ)能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級(jí)并網(wǎng)。在《電化學(xué)儲(chǔ)能電站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)(征求意見稿)》對(duì)接入電壓等級(jí)的要求是:小型儲(chǔ)能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級(jí);中型儲(chǔ)能電站宜采用10kV~110kV電壓等級(jí);大型儲(chǔ)能電站宜采用220kV及以上電壓等級(jí)。

GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》對(duì)不同容量的儲(chǔ)能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級(jí)做了詳細(xì)的要求,電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級(jí)應(yīng)按照儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級(jí)如下表所示:










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