概述:在新型電力系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，儲能將成為至關重要的一環，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，也是削峰填谷、平滑負荷的有效手段。 鼓勵支持市場進行儲能項目建設，全國多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和限額。國內分時電價的調整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個省份每天可實現兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能成為熱門賽道。
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：
3.2 8kW及以下儲能系統
8kW及以下的儲能系統一般用于戶用的光儲系統，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現戶用并、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余時自動充電，大程度上的消納綠電，配電結構如圖1所示。
8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統結構圖
相關所需產品如圖所示
3.2 8kW-1000kW儲能系統
一般500kW以下采用380V并網，500kW-1000kW根據接入電網網架結構可采用0.4kV多點并網，也可以采用6kV-20kV電壓并網。當然采用6kV-20kV電壓并網需要增加升壓變壓器、中壓開關柜等設備，會增加儲能系統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點并網以減小投資。
比如企業內部需要安裝大功率充電樁，但是企業變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統用于擴展用電容量，在盡量不擴展變壓器容量的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統。在光伏發電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，需要放電的時候放電，以小的成本擴展企業內部用電容量，這種情況典型的場景是城市快速充電站，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業內部配電容量短時間內擴展1000kW，滿足企業擴容需要。
8kW-1000kW工商儲能光伏充電一體化系統
在1000kW以內通過0.4kV并網的儲能系統中，首先，在10kV產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防逆流裝置，在低壓側0.4kV安裝電能質量治理和無功補償裝置等等，微電網數據通過智能網關采集后可以上傳至微電網能量管理系統平臺，實現可靠、有序用電。
3.4 500kW-5000kW儲能系統
500kW-5000kW儲能系統采用6kV-20kV并網，一般采用電氣集裝箱方式，分為電池艙、電氣艙和升壓艙等。
現行分時電價政策由于不少地區在冬夏高峰時段每天會有2個尖峰時段，持續時間2小時，為了保證峰谷套利收益，工商業儲能系統大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。
按照GB/T 36547-2018《電化學儲能系統接入電網技術規定》要求，儲能系統交流側匯流后通過10/0.54kV變壓器升壓至10kV后并入企業內部配電網10kV母線，儲能系統交流側額定電壓可根據儲能系統功率確定，一般可選擇線電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV、40.5kV等。
儲能系統的微機保護配置要求：儲能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時應在2s動作，將儲能電站與電網斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護。
關于儲能系統計量點的設置：如果儲能系統采用專線接入公用電網，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式并入公共電網，計量點應設置在儲能系統出線側；如果儲能系統接入企業內部電網，計量點應設置在并網點，見圖3。
儲能單元應具備絕緣監測功能，當儲能單元絕緣低時應能發出報警和/或跳閘信號通知儲能變流器及計算機監控系統。
通過10（6）kV接入公用電網的儲能系統電能質量宜滿足GB/T19862要求的電能質量監測裝置，當儲能系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。
3.5 5000kW以上儲能系統
根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并網，一般采用2MWh~4MWh左右的儲能單元作為一個基礎單元，集成安裝在一個40英尺集裝箱。和儲能單元配套的系統還包括三級電池管理系統(BMS)、消防系統、空調系統、視頻監控系統、環境監控系統、能量管理系統(EMS)，每個電池艙還包括電池柜、控制柜(BMS)和匯流柜等。
中大型儲能電站電氣布局示意圖
通過110kV及以上電壓等級專線方式接入系統的儲能電站應配置光纖電流差動保護作為主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護；儲能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專用故障記錄裝置。
儲能電站高壓側接線型式可采用單母線、單母線分段等簡單接線形式。當電化學儲能電站經雙回路接入系統時，宜采用單母線分段接線，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護。
接入公用電網的電化學儲能站應在并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。
四. 微電網能量管理系統
Acrel-2000MG微電網能量管理系統能夠對企業微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業內部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲能系統、新能源汽車充電負荷進行實時監測和優化控制，保護微電網儲能系統運行安全,實現不同目標下源網荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統的穩定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填谷，減少電網建設投資，提升微電網運行安全，降低運行成本。
微電網能量管理系統網絡架構
4.1 數據采集及處理
系統通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統(BMS)、汽車充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。
企業微電網光伏、儲能數據統計
4.2 監視報警
微電網能量管理系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、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統運行安全。
儲能系統告警記錄
4.3 運行監控
微電網能量管理系統是儲能系統與運行人員聯系的主要方式，系統可提供重要參數的顯示和必要操作，包括儲能系統主要儲能裝機容量、單次充放電量與時間、SOC曲線、收益及儲能系統運行狀態參數，手動和自動控制，控制調節對象包括直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。
企業微電網運行監測
4.4 光伏運行監控
監測企業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制。
4.5 儲能管理
監測儲能系統、電池管理系統(BMS)和儲能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據企業峰谷特點和電價波動設置儲能系統的充放電策略，控制儲能系統充放電模式，實現削峰填谷，降低企業用電成本。
4.6 充電樁監測
系統具備和企業充電樁系統或設備的軟件接口， 充電樁數據接入微電網能量管理系統進行集中監控， 監測充電樁的運行狀態，根據企業負荷率變化控制和調節充電樁的充電功率，使企業微電網穩定安全運行。
4.7電能質量監測
監測微電網重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質量分析與治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。
4.8 自診斷和自恢復
系統具備在線診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施。
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