2022-9-121储能电站关键技术与应用目录CONTENTS政策与收益模式分析2储能电站设计关键技术1工程案例分享31储能电站设计关键技术4储能电站设计关键技术平面布置方案：储能电站的总平布置根据储能电池类型、站址条件、应用场景、建设工期等条件确定。磷酸铁锂电池储能电站为例，一般宜采用预制舱全户外布置或半户外布置，部分电站也采用全户内布置方式。5储能电站设计关键技术平面布置方案，全户外布置。电池采用预制舱形式布置于室外，储能变流器及升压升压设备采用户外一体机形式布置于室外。预制舱之间间隔3m作为防火间隔，并作为检修通道。6储能电站设计关键技术平面布置方案，半户外布置。电池采用预制舱形式布置于室外，储能变流器及升压升压设备布置于室内。预制舱采用背靠背布置，中间采用防火墙间隔，防火墙应超出设备外轮廓1m。不同储能区域被升压楼及环形道路隔开。综合楼位于场站中心。7储能电站设计关键技术平面布置方案12.2.5：锂离子电池设备布置宜分区布置，单层电池厂房单个电池室额定能量不宜超过30MWh，多层电池厂房单个电池室额定能量不宜超过15MWh。屋外电池预制舱（柜）布置分区内储能系统额定能量不宜超过50MWh，相邻分区的间距不应小于10m。当间距不能满足时，应设置耐火极限不应低于4.00h的防火墙，防火墙应超出设备外轮廓1m。8储能电站设计关键技术安全设计，热失控背景介绍电池热失控都是由于电池的生热速率远高于散热速率，且热量大量累积而未及时散发出去所引起的。从本质上而言，“热失控”是一个能量正反馈循环过程：升高的温度会导致系统变热，系统变热后温度升高，又反过来让系统变得更热。9储能电站设计关键技术安全设计，预防为主，防消结合灭火剂灭火机理七氟丙烷隔绝氧气全氟己酮隔绝氧气、蒸发吸热细水雾隔绝氧气、蒸发吸热10储能电站设计关键技术第一级第二级第三级第四级第五级安全设计，消防技术电池本体安全选择性能良好具备认证产品，通过GB/T36276认证在线监测电压、温度在线监测烟感、温感、可燃气体探测器。热失控早期预警故障告警联动断开电气连接启动事故风机气体消防气体消防装置启动后备消防水消防启动，舱体全浸没11储能电站设计关键技术关键技术，电池一致性储能电站设计关键技术闭式循环系统，冷却媒介一般采用乙二醇水溶液，电池的热量通过冷却液带出，并通过换热器进行换热。液冷电池预制舱内最大温差3℃左右，保证电芯的一致性水平，液冷系统具有能量密度高、站用电损耗低、放电深度高、电池衰减小等特点。储能电站设计关键技术大型储能电站数据量异常庞大，同时需满足多个管理单元数据传输需要。一般采取分层分区的监控结构，网络架构一般采用冗余配置，数据传输满足多通道数据传输要求。2政策及收益模式分析体系一：国家能源局（http://sdb.nea.gov.cn/）1、国家能源局区域监管局华北能源监管局/东北能源监管局/西北能源监管局/华东能源监管局/华中能源监管局/南方能源监管局2、省级监管办公室山西能源监管办/山东能源监管办/甘肃能源监管办/新疆能源监管办/浙江能源监管办/江苏能源监管办/福建能源监管办/河南能源监管办/湖南能源监管办/四川能源监管办/云南能源监管办/贵州能源监管办体系二：省（省级能源局）职责分工：原国家能源局与原国家电监会重新组建了国家能源局。在中央层面，重组后的国家能源局实现了政监合一，原来两个部委人员完全融合。在地方层面，原来各省有能源主管部门，原来国家电监会在各省设有派出机构，负责电力行政执法工作。机构重组后，地方（省）层面两个机构并没有融合，基本保持了原来的管理方式。省能源局对本省政府负责，接受国家能源局业务指导，其人财物归省里管，主要负责省里能源项目的规划、计划，业务偏宏观。能源监管办为国家能源派出机构，直接对国家能源局负责，其人财物归国家能源局管，主要业务仍为电力，兼顾油气管网公平开放，业务偏微观。政策发布机构强制配储政策国家能源局：超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。江苏：苏北不低于10%，苏南不低于8%，时长2小时。青海：不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0.2，实现就地平衡。陕西：关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%。山东：原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。福建：不低于开发规模的10%。河北：企业承诺按项目申报容量15%以上配置储能装置的，得10分，储能配置比例不低于15%按插值法得分。储能设置要求按连续储能时长2小时及以上，且须与发电项目同步投运。宁夏：力争到2025年全区储能设施容量不低于新能源装机规模的10%、连续储能时长2小时以上。湖南：电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站。共享储能/独立储能国家能源局：新型储能可作为独立储能参与电力市场；配建形式存在的新型储能项目，可转为独立储能项目。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，参与中长期市场和现货市场。河北：全省“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约1700万千瓦，其中冀北电网需求900万千瓦，河北南网需求800万千瓦。内蒙古：索推广独立共享储能模式，独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4小时。市场化并网消纳的新能源项目要通过自建、合建共享调峰资源或购买服务等市场化方式落实并网条件，按照负荷需求增加并网规模。河南：容量租赁200元/kwh年。容量补偿山东：参与电力现货市场的独立储能容量补偿费用=机组月度可用容量×0.0991元/kwh安徽芜湖：新建分布式光伏发电项目配套建设储能系统，项目投运次月起对储能系统按实际放电量给予0.3元/kwh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。补贴项目为至2023年12月31日期间投产的项目，单个项目补贴年限为5年。共享储能案例分析统一建设，新能源场站租赁费用低于自建，收取租金参与调峰等辅助服务市场获取收益容量补偿根据建设投资、经营成本以及租金水平200元/kwh·年的条件，计算共享储能项目的资本金内部收益率为6.01%。1、政策依据《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》（山东能源监管办）2、技术条件储能设施：具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，充电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时。3、辅助服务交易品种（1）发电侧有偿调峰发电侧有偿调峰辅助服务是指市场主体按照电网调峰需求，通过平滑稳定地调整出力、改变运行状态等所提供的服务。第三十七条参与辅助服务的储能设施在日前申报次日最大充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时）和交易价格，可根据不同调用时段申报不同交易价格，每日最多可申报3个调用时段。试运行初期，储能设施有偿调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行。第三十八条储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元/兆瓦时给予补偿。第九十七条储能设施获得的补偿费用根据储能设施充电电量所对应的出清价进行统计，计算公式如下：储能设施有偿调峰补偿费用＝充电电量×实际出清电价第九十九条并网火电厂、储能设施、虚拟电厂有偿调峰辅助服务补偿费用由火电厂、集中式风电场、集中式光伏电站、核电厂、送入山东的跨省区联络线、地方公用电厂、分布式光伏（户用、扶贫项目除外）等共同分摊。山东省辅助服务市场3、辅助服务交易品种（2）调频（自动发电控制AGC）调频（自动发电控制AGC）辅助服务是指发电机组或储能设施在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。第五十四条参与调频辅助服务市场的机组或储能设施须满足下述条件：1.按并网管理有关规程规定装设AGC装置；2.AGC装置性能指标满足调度运行管理规定相关要求。电力调度机构按季度发布AGC装置的调节速率、调节性能综合指标及AGC建议投运方式。第五十五条调频辅助服务市场采用日前申报、集中优化出清的方式开展。电力调度机构负责根据电网运行情况确定次日电网调频辅助服务总需求量，市场主体通过竞价方式提供调频辅助服务。第五十六条调频辅助服务交易根据日前市场出清价格结算，市场出清价格是指当日中标调频辅助服务的AGC装置（机组或储能设施）的最高报价。试运行初期，设置调频辅助服务报价上、下限，上限暂按8元/兆瓦执行，下限为0元/兆瓦。第一百〇四条调频辅助服务补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、核电厂以及送入山东的跨省区联络线按当日发和受电量比例分摊。山东省辅助服务市场三、青海省1、政策依据《青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》（国家能源局西北监管局）2、共享储能调峰三、青海省2、共享储能调峰火力发电的调节曲线火储联调案例分析调节反向调节偏差（超调/欠调）调节延时机组节流，牺牲机组性能。机组稳定性差。——Kp值1.5~5不等。里程浮动调频里程（MWK值）出清价格（元）日调频里程（元）年运行天数调频补偿收益/年（万元）收益保底费用（万元）固定分担费用（万元）更换电池费用（万元）年运维费（万元）损耗电量（万元）项目净收益/年（万元）投资回收期（年）10%16214140.51134983003404.9412080180801502794.942.065%15477140.51083393003250.1712080180801502640.172.18基准里程14740140.51031803003095.412080180801502485.42.32-5%14003140.5980213002940.6312080180801502330.632.47-10%13266140.5928623002785.8612080180801502175.862.64调频里程（MWK值浮）动K值出清价格（元日调频里）程（元）年运行天数调频补偿收益/年（万元）收益保底费用（万元）固定分担费用（万元）更换电池费用（万元）年运维费（万元）损耗电量（万元）项目净收益/年（万元）投资回收期（年）1474020%16.80.55136197.63004085.92812080180801503475.9281.661474010%15.40.52118037.923003541.137612080180801502931.13761.9614740基准k值140.51031803003095.412080180801502485.42.3214740-10%12.60.4583575.83002507.27412080180801501897.2743.03峰谷价差国家：要求优化峰谷电价、尖峰电价、季节性电价等分时电价机制，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。用户侧储能案例用户变压器低压侧建设储能设施；且用户侧储能不可向电网倒送电力、不能向其它用户转供，否则违反相关法律法规；储能建设容量不大于用户最大负荷或最大负荷一定比例分散建设到各用户专用变压器用户侧；以20万千瓦/60万千瓦时为例，运行方式为每天两充两放，谷时和平时利用变压器剩余容量进行充电、峰时放电，储能可通过峰谷价差获利，且不额外增加用户容量电费。3工程案例分享总体建设目标是通过实施建设“四区、四融合”，打造“两枢纽、两平台”。通过能源站建设，在融合设计、商业模式等方面形成可复制、可推广的创新实践成果，打造功能多样、技术创新、模式创新的示范样本。多站融合储能电站基于能源综合服务站的建设思路，能源站由供电区、储能区、供冷区、数据中心区四大区域构成。同时，采用建筑融合、供电融合、通信融合、数据融合四融合设计，实现多站融合节地节能的综合效益。多站融合储能电站储能电站由升压区域和储能区域组成，其中储能区域全户外布置，采用模块化设计理念，电池采用磷酸铁锂电池，采用1500V液冷技术。共享储能电站一、二次设备高度集成，采用标准预制舱体布置形式，实现设计方案模块化、设备基础通用化、施工建设标准化，缩短建设周期，节约建设成本。电池舱与PCS升压舱（2台PCS+1台升压变）一一对应，采用七氟丙烷气体自动灭火系统（全淹没灭火方式），均装设红外测温高清探头。电网侧储能电站3风光储一体化示范“三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目”建设规模200万千瓦，其中风电170万千瓦、光伏30万千瓦，配套储能55万千瓦（2小时）。项目包含4个风光储单元，分三期建设，共建设4座220kV储能升压站，1座智慧联合集控中心。除采用磷酸铁锂电池1500V直流储能系统外，本项目还示范应用两种新型储能技术，分别是STATCOM储能和数字储能。防火墙变压器室电池预制舱储能变流器电池预制舱至升压站35kV开关柜70MVA主变功率单元舱1500V直流储能440MW/880MWh数字储能50MW/100MWh34STATCOM储能50MW/100MWh建设智慧运维系统，实现设备精细化管理，提出适用于恶劣气候条件下绝缘状态高可靠感知方法和绝缘状态诊断方法，研制高可靠传感器和智能就地监测装置。绝缘状态感知与诊断系统软件画面35GPS电池信息风道温度温感风道温度GPS风速火灾探测湿度温感风道温度风道温度烟感温度火灾报警门禁网关运管平台手持终端LoRa4G4G设备状态运行信息位置信息深度感知专家诊断智能决策主动预警全景展示无线巡检移动储能车环境状态深度感知通过多类型的无线传感器集中配置，实现储能舱环境状态的深度感知，能够为系统/状态监视、智能诊断、远程运维/提供有效保障。移动储能电站