1電網(wǎng)側(cè)儲能電站的應(yīng)用場景研究

1.1電網(wǎng)現(xiàn)狀與需求

寧夏電網(wǎng)骨干網(wǎng)為750/330/220kV等級，其中，750kV超高壓為雙回路環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)；330kV超高壓形成環(huán)網(wǎng)、雙回鏈式的主輔結(jié)合結(jié)構(gòu)，主要位于寧夏南部的吳忠市、中衛(wèi)市、固原市等地區(qū)；220kV高壓形成網(wǎng)格狀結(jié)構(gòu)，主要位于寧夏北部銀川市、石嘴山市等地區(qū)。截至2021年底，寧夏電網(wǎng)中，火電總裝機容量為29710MW，水電總裝機容量為422MW，風(fēng)電總裝機容量為14548MW，光伏發(fā)電總裝機容量約為13836MW，風(fēng)、光新能源裝機占比達48.5%。電網(wǎng)范圍內(nèi)風(fēng)、光新能源裝機容量規(guī)模仍持續(xù)快速增長，同時，負荷增長慢，可調(diào)節(jié)負荷容量有限且尚難充分調(diào)動，電力系統(tǒng)調(diào)峰資源不足，調(diào)節(jié)電源以火電為主、小容量水電為輔。新能源電力消納能力已接近飽和、無法就近消納等問題日趨嚴峻。儲能電站可在風(fēng)、光新能源電力的發(fā)電高峰時段充電，在發(fā)電低峰時段放電，可以隨時存儲電量并按需輸出電量。電網(wǎng)可利用儲能電站的削峰填谷能力，減少新能源發(fā)電量大或因新能源發(fā)電集中并網(wǎng)導(dǎo)致局部斷面輸電能力受限等造成的“棄電”現(xiàn)象，減少低谷時常規(guī)電源配置容量，為新能源電源的發(fā)展提供空間。寧夏電網(wǎng)急需利用電網(wǎng)側(cè)儲能電站的調(diào)節(jié)靈活性，彌補新能源發(fā)電的間歇性、波動性，促進電網(wǎng)靈活與安全可靠運行。

1.2示范項目概況

該電網(wǎng)側(cè)儲能電站位于固原市，緊鄰330kV電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目裝機100MW/200MWh，儲能系統(tǒng)為集裝箱一體機，由儲能變流升壓一體機與儲能電池集裝箱組成。儲能單元經(jīng)過35kV變壓后接入110kV升壓站，并以1回110kV線路接入電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目選用磷酸鐵鋰電池，其響應(yīng)快、輸出功率精度高、易控制、運行方式靈活，可滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、緊急功率支撐等多種應(yīng)用需求。該儲能電站已于2022年12月31日并網(wǎng)運行。

1.3應(yīng)用場景選擇

固原市“十四五”期間規(guī)劃新建新能源裝機容量約為2390MW，預(yù)計到2025年，固原市累計新能源裝機容量將突破3GW，伴隨風(fēng)、光新能源裝機容量逐漸增多，減少棄光、棄風(fēng)率的任務(wù)也越來越重?？紤]到寧夏及項目所在地新能源裝機容量占比逐漸上升的趨勢，并結(jié)合寧夏當(dāng)?shù)仉娏o助服務(wù)市場運營規(guī)則，本項目應(yīng)用場景重點選擇為系統(tǒng)調(diào)峰與電力供需時間轉(zhuǎn)移，重點解決新能源電力消納和電力系統(tǒng)調(diào)峰問題，可為固原市新能源發(fā)電的繼續(xù)開發(fā)與利用創(chuàng)造有利條件，輔助參與有功調(diào)頻、無功調(diào)壓等其他場景。

2價格機制分析

作為新技術(shù)、新業(yè)態(tài)的新型儲能形式，電網(wǎng)側(cè)儲能電站大規(guī)模商業(yè)化需要解決一系列系統(tǒng)性問題，商業(yè)模式、成本分攤和回收機制是投資商的核心關(guān)切點。建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場[4]是形成電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制的政策鼓勵方向。因此，本項目嘗試建立共享儲能商業(yè)模式，并參與市場電價機制。

2.1容量電價機制

對于電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制的制定，主要參考抽水蓄能的價格機制。政府對抽水蓄能價格機制的指導(dǎo)意見是：堅持容量電價與電量電價兩部制電價，容量電價補償調(diào)峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價補償調(diào)峰的運行成本，以政府定價為主，逐漸推向市場。由于抽水蓄能規(guī)模大、服務(wù)面廣，具體實操仍存在價格核定參數(shù)確定、核定程序確定、電價費用分攤機制確定等諸多難題。相比于抽水蓄能電站，以電池為主的電網(wǎng)側(cè)儲能電站在建設(shè)時受限少、布置靈活，更易于通過市場形成價格機制。

共享儲能商業(yè)模式以市場化通過對外提供儲能電站容量租賃服務(wù)來分攤建設(shè)成本，探索構(gòu)建電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機制。鑒于儲能電站的只存儲能源并不直接產(chǎn)生能源的本質(zhì)，其資本金基準內(nèi)部收益率參照抽水蓄能項目設(shè)定為6.5%，模擬項目各種生產(chǎn)狀態(tài)，測算項目收入、成本和收益水平，確定該儲能電站容量電價按照回收項目固定資產(chǎn)投資原則測算，并確定為對外招租的基準價。該儲能電站單位成本約為200萬元/MWh，部分核心電池部件壽命周期約為10年，按照壽命周期內(nèi)靜態(tài)回收計算分析，容量租賃基準價設(shè)定為20萬元/MWh。鑒于該儲能電站主要作用是增加新能源電力消納及裝機容量，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，計劃向新能源項目提供儲能容量租賃服務(wù)。寧夏政策要求：新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2h以上。從2021年起，儲能設(shè)施與新能源項目同步投運。存量項目在2022年12月底前完成儲能設(shè)施投運[5]。以市場化方式配置儲能設(shè)施是政策引導(dǎo)的方向，截至2021年底，該儲能電站所在區(qū)域風(fēng)電裝機容量為938.5MW，光伏發(fā)電裝機容量為168MW，上述存量項目按政策要求需配置約100MW/200MWh的儲能電站。因此，共享儲能商業(yè)模式有政策引導(dǎo)與需求支撐，該儲能電站也與新能源發(fā)電項目簽署了租賃意向協(xié)議。后續(xù)希望政府建設(shè)公共的租賃市場平臺，撮合市場參與方形成租賃交易。

2.2市場電價機制

新的電力改革目標要求加快電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場體系建設(shè)，當(dāng)下電網(wǎng)側(cè)儲能電站主要可參與電力輔助服務(wù)市場，按照市場規(guī)則提供有功平衡、無功平衡、事故應(yīng)急及電網(wǎng)恢復(fù)等服務(wù)。寧夏電力輔助服務(wù)市場于2018年起試運行，現(xiàn)已正式公布了電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則，但僅明確了電儲能參與調(diào)峰的價格機制。該儲能電站當(dāng)前只考慮參與輔助調(diào)峰服務(wù)。根據(jù)輔助調(diào)峰價格機制及當(dāng)前調(diào)峰補償價格現(xiàn)狀分析，作為火電調(diào)峰第1檔電量調(diào)用后優(yōu)先調(diào)用的調(diào)峰主體，調(diào)峰價格按照0.6元/kWh上限值申報，處于火電1、2檔調(diào)峰上限值之間。后續(xù)將呼吁政府盡快健全電力輔助服務(wù)市場，擴大交易品種，完善相應(yīng)價格機制，最大化發(fā)揮新型儲能電站的功效。

3投資效益分析

3.1項目成本分析

該儲能電站建設(shè)內(nèi)容包括儲能系統(tǒng)、110kV升壓站、110kV送出線路等，儲能系統(tǒng)采用集裝箱一體化方案，預(yù)制艙戶外布置。測算該儲能電站動態(tài)投資成本約為40000萬元，折合單位投資成本為200萬元/MWh，其中儲能系統(tǒng)單位投資成本折合為150萬/MWh。

3.2收入分析

該項目收入主要來自容量租賃與調(diào)峰補償?？紤]到該儲能電站參與輔助調(diào)峰時應(yīng)為容量租賃企業(yè)預(yù)留對應(yīng)時段的新增發(fā)電空間，租賃容量按實際裝機容量的50%考慮?；趯幭碾娋W(wǎng)年度負荷預(yù)測及電源裝機規(guī)模，對該儲能電站進行8760h的生產(chǎn)模擬，計算年完全充放電次數(shù)并模擬計算各年充放電量。

3.3成本分析

儲能電站總成本由經(jīng)營成本、折舊費、攤銷費和財務(wù)費用構(gòu)成。

3.3.1經(jīng)營成本

該儲能電站的經(jīng)營成本是其日常運轉(zhuǎn)的主要支出，由充放電損耗、檢修費用、運行人員成本、其他運行管理費用組成。

1)充放電損耗按照“燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價×(儲能充電量–儲能放電量)”計算。

2)檢修費用包括電池系統(tǒng)、儲能變流器、儲能監(jiān)控系統(tǒng)、輸變電設(shè)備接入及輔助設(shè)施，檢修費通常以費率計取，計算基準為不含建設(shè)期利息的固定資產(chǎn)值。第10年需考慮電池大修回收、更換的費用。

3)運行人員成本按照少人值守原則，設(shè)置站長、主值、電站巡檢等簡單維護人員，以及廚師、清潔人員等，按定員6人考慮。

4)其他運行管理費用主要包括儲能電站日常管理開支、對外售電開支及固定資產(chǎn)保險等。固定資產(chǎn)保險按費率計取，費率取0.05%；其余費用按照項目裝機容量計算，應(yīng)合理設(shè)立單位費用指標計算。

綜合以上，計算得到該儲能電站的年經(jīng)營成本約為400萬元。

3.3.2折舊費及攤銷費

折舊費和攤銷費的計算可按照各投資方的財務(wù)管理規(guī)定執(zhí)行，采用常規(guī)直線法，按規(guī)定選取折舊、攤銷年限，選取殘值率進行計算。

3.3.3財務(wù)費用

該儲能電站的財務(wù)費用主要為建設(shè)儲能電站籌資發(fā)生的利息，包括建設(shè)期借款、流動資金借款、運營期短期借款所產(chǎn)生的利息。與意向銀行溝通，該儲能電站長期借款利率為3.5%，流動資金及短期貸款利率為3.25%，采用等額還本付息方式還款。

3.4盈利能力分析

盈利能力判定指標由項目資本金內(nèi)部收益率體現(xiàn)。即在擬定的融資方案下，從項目資本金出資者整體的角度，確定其現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出，編制項目資本金現(xiàn)金流量表，利用資金時間價值原理進行折現(xiàn)，計算項目資本金內(nèi)部收益率RFIR[6]，計算式為：

按上述條件，通用財務(wù)評價軟件測算，該儲能電站的資本金內(nèi)部收益率為6.6%，接近抽水蓄能電站的資本金內(nèi)部收益率水平，項目投資在經(jīng)濟層面上基本可行。

4安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統(tǒng)解決方案

4.1概述

安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統(tǒng)具有完善的儲能監(jiān)控與管理功能，涵蓋了儲能系統(tǒng)設(shè)備(PCS、BMS、電表、消防、空調(diào)等)的詳細信息，實現(xiàn)了數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲、數(shù)據(jù)查詢與分析、可視化監(jiān)控、報警管理、統(tǒng)計報表等功能。在高級應(yīng)用上支持能量調(diào)度，具備計劃曲線、削峰填谷、需量控制、備用電源等控制功能。系統(tǒng)對電池組性能進行實時監(jiān)測及歷史數(shù)據(jù)分析、根據(jù)分析結(jié)果采用智能化的分配策略對電池組進行充放電控制，優(yōu)化了電池性能，提高電池壽命。系統(tǒng)支持Windows操作系統(tǒng)，數(shù)據(jù)庫采用SQLServer。本系統(tǒng)既可以用于儲能一體柜，也可以用于儲能集裝箱，是專門用于儲能設(shè)備管理的一套軟件系統(tǒng)平臺。

4.2適用場合

4.2.1系統(tǒng)可應(yīng)用于城市、高速公路、工業(yè)園區(qū)、工商業(yè)區(qū)、居民區(qū)、智能建筑、海島、無電地區(qū)可再生能源系統(tǒng)監(jiān)控和能量管理需求。

4.2.2工商業(yè)儲能四大應(yīng)用場景

1）工廠與商場：工廠與商場用電習(xí)慣明顯，安裝儲能以進行削峰填谷、需量管理，能夠降低用電成本，并充當(dāng)后備電源應(yīng)急；

2）光儲充電站：光伏自發(fā)自用、供給電動車充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網(wǎng)的沖擊；

3）微電網(wǎng)：微電網(wǎng)具備可并網(wǎng)或離網(wǎng)運行的靈活性，以工業(yè)園區(qū)微網(wǎng)、海島微網(wǎng)、偏遠地區(qū)微網(wǎng)為主，儲能起到平衡發(fā)電供應(yīng)與用電負荷的作用；

4）新型應(yīng)用場景：工商業(yè)儲能積極探索融合發(fā)展新場景，已出現(xiàn)在數(shù)據(jù)中心、5G基站、換電重卡、港口岸電等眾多應(yīng)用場景。

4.3系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

4.4系統(tǒng)功能

4.4.1實時監(jiān)測

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)人機界面友好，應(yīng)能夠以系統(tǒng)一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測各回路電壓、電流、功率、功率因數(shù)等電參數(shù)信息，動態(tài)監(jiān)視各回路斷路器、隔離開關(guān)等合、分閘狀態(tài)及有關(guān)故障、告警等信號。其中，各子系統(tǒng)回路電參量主要有：三相電流、三相電壓、總有功功率、總無功功率、總功率因數(shù)、頻率和正向有功電能累計值；狀態(tài)參數(shù)主要有：開關(guān)狀態(tài)、斷路器故障脫扣告警等。

系統(tǒng)應(yīng)可以對分布式電源、儲能系統(tǒng)進行發(fā)電管理，使管理人員實時掌握發(fā)電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態(tài)及發(fā)電單元與儲能單元運行功率設(shè)置等。

系統(tǒng)應(yīng)可以對儲能系統(tǒng)進行狀態(tài)管理，能夠根據(jù)儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的監(jiān)控系統(tǒng)界面包括系統(tǒng)主界面，包含微電網(wǎng)光伏、風(fēng)電、儲能、充電樁及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節(jié)能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據(jù)不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統(tǒng)信息進行顯示。

圖2系統(tǒng)主界面

子界面主要包括系統(tǒng)主接線圖、光伏信息、風(fēng)電信息、儲能信息、充電樁信息、通訊狀況及一些統(tǒng)計列表等。

光伏界面

圖3光伏系統(tǒng)界面

本界面用來展示對光伏系統(tǒng)信息，主要包括逆變器直流側(cè)、交流側(cè)運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析、并網(wǎng)柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計、發(fā)電收益統(tǒng)計、碳減排統(tǒng)計、輻照度/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統(tǒng)的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數(shù)據(jù)進行展示。

儲能界面

圖4儲能系統(tǒng)界面

本界面主要用來展示本系統(tǒng)的儲能裝機容量、儲能當(dāng)前充放電量、收益、SOC變化曲線以及電量變化曲線。

圖5儲能系統(tǒng)PCS參數(shù)設(shè)置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數(shù)進行設(shè)置，包括開關(guān)機、運行模式、功率設(shè)定以及電壓、電流的限值。

圖6儲能系統(tǒng)BMS參數(shù)設(shè)置界面

本界面用來展示對BMS的參數(shù)進行設(shè)置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。

圖7儲能系統(tǒng)PCS電網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS電網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數(shù)等。

圖8儲能系統(tǒng)PCS交流側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS交流側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數(shù)、溫度值等。同時針對交流側(cè)的異常信息進行告警。

圖9儲能系統(tǒng)PCS直流側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS直流側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側(cè)的異常信息進行告警。

圖10儲能系統(tǒng)PCS狀態(tài)界面

本界面用來展示對PCS狀態(tài)信息，主要包括通訊狀態(tài)、運行狀態(tài)、STS運行狀態(tài)及STS故障告警等。

圖11儲能電池狀態(tài)界面

本界面用來展示對BMS狀態(tài)信息，主要包括儲能電池的運行狀態(tài)、系統(tǒng)信息、數(shù)據(jù)信息以及告警信息等，同時展示當(dāng)前儲能電池的SOC信息。

圖12儲能電池簇運行數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當(dāng)前電芯的最大、最小電壓、溫度值及所對應(yīng)的位置。

風(fēng)電界面

圖13風(fēng)電系統(tǒng)界面

本界面用來展示對風(fēng)電系統(tǒng)信息，主要包括逆變控制一體機直流側(cè)、交流側(cè)運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計、發(fā)電收益統(tǒng)計、碳減排統(tǒng)計、風(fēng)速/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統(tǒng)的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數(shù)據(jù)進行展示。

充電樁界面

圖14充電樁界面

本界面用來展示對充電樁系統(tǒng)信息，主要包括充電樁用電總功率、交直流充電樁的功率、電量、電量費用，變化曲線、各個充電樁的運行數(shù)據(jù)等。

視頻監(jiān)控界面

審核編輯 黃宇