中國儲能網(wǎng)訊：
為實現(xiàn)雙碳目標，未來新增電源將以風電、光伏等新能源為主，預計2030年前后，新能源發(fā)電裝機將達到16-17億千瓦，屆時將取代煤電成為我國裝機規(guī)模最大的電源，預計2050年前，新能源裝機規(guī)模將超過40億千瓦，發(fā)電量占比接近50%。
儲能必要性一時間
隨著新能源比重提高、常規(guī)火電機組比重下降，系統(tǒng)整體轉(zhuǎn)動慣量降低，新型電力電子設(shè)備應用比例大幅提升，極大地改變了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的運行規(guī)律和特性，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行挑戰(zhàn)日益嚴峻。
儲能必要性一空間
未來新能源+儲能應用場景將更加廣泛，包括利用“風光水火儲”一體化模式支撐高比例新能源基地外送、建設(shè)系統(tǒng)友好型新能源電站、構(gòu)建分布式供能系統(tǒng)促進分布式新能源就近消納等，新能源的開發(fā)與儲能結(jié)合將越來越緊密。
儲能技術(shù)路線概述
儲能技術(shù)路線現(xiàn)狀
儲能布局預測
·“十四五”期間，在西部新能源富集地區(qū)布局電源側(cè)新型儲能，重點布局在內(nèi)蒙古、新疆、青海、甘肅、四川、云南等區(qū)域
·在中東部負荷中心地區(qū)，以源網(wǎng)荷儲模式布局一批電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)新型儲能，重點布局在京津冀、長三角、粵港澳大灣區(qū)等區(qū)域
·在西藏、青海等地區(qū)結(jié)合分布式新能源將布局一批新型儲能，重點解決獨立供電問題。
今后，儲能將作為獨立市場主體參與輔助服務(wù)市場，探索建設(shè)共享儲能！
“十二五” “十三五”期間中國抽蓄的主要政策
抽水蓄能發(fā)展布局
目前，在建抽水蓄能電站規(guī)模5500萬千瓦，約60%分布在華東和華北。中長期，一方在“三北”地區(qū)抽水蓄能布局；另一方面，結(jié)合負荷中心調(diào)峰面將服務(wù)新能源大規(guī)模發(fā)展和電力外送需要，加大東、浙江、及系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行需求，中東部重點在河北、山安徽、河南、湖南、湖北、廣東和廣西等地區(qū)布15400局一批抽水蓄能項目。
抽水蓄能技術(shù)路線
推動700米及以上水頭和單機容量40萬千瓦級抽水蓄能機組實現(xiàn)國產(chǎn)自主化。因地制宜發(fā)展中小型抽水蓄能，開展小微型抽水蓄能技術(shù)與分布式發(fā)電結(jié)合研究。探索推進梯級水電站儲能，依托常規(guī)水電站增建混合式抽水蓄能，推進示范項目建設(shè)并適時推廣。
壓縮空氣儲能技術(shù)介紹
壓縮空氣儲能 (CAES)：壓縮空氣儲能系統(tǒng)是基于燃氣輪機技術(shù)發(fā)展起來的一種能量存儲系統(tǒng)。
世界第一座壓縮空氣儲能電站
——德國漢特福商業(yè)化壓縮空氣儲能電站
世界第一座壓縮空氣儲能電站——德國漢特福商業(yè)化壓縮空氣儲能電站，1978年投入商業(yè)運行，，目前仍在運行中。
機組的壓縮機功率60MW，釋能輸出功率為290MW，系統(tǒng)將壓縮空氣存儲在地下600m的廢棄礦洞中，礦洞總?cè)莘e達31萬m3，壓縮空氣的壓力最高可達10MPa。機組可連續(xù)充氣8h，連續(xù)發(fā)電2h。冷態(tài)啟動至滿負荷約需6min，在25%負荷時的熱耗比滿負荷高211kJ，其排放量僅是同容量燃氣輪機機組的1/3，但燃燒廢氣直接排入大氣。
該電站在1979-1991年期間共啟動并網(wǎng)5000多次，平均啟動可靠性97.6%，平均可用率86.3%，容量系數(shù)平均為33.0%～46.9%。
世界第二座壓縮空氣儲能電站
——美國阿拉巴馬商業(yè)化壓縮空氣儲能電站
美國Alabama州的McIntosh壓縮空氣儲能電站，世界第二座壓縮空氣儲能電站，1991年投入商業(yè)運行。其儲氣洞穴在地下450m，總?cè)莘e為56萬m3，壓縮空氣儲氣壓力為7.5MPa。該儲能電站壓縮機組功率為50MW，發(fā)電功率為110MW，可以實現(xiàn)連續(xù)41h空氣壓縮和26h發(fā)電，機組從啟動到滿負荷約需9min。該機組增加了回熱器用以吸收余熱，以提高系統(tǒng)效率。
該電站由Alabama州電力公司的能源控制中心進行遠距離自動控制。1992年儲能耗電46745MWh，凈發(fā)電量39255MWh。
飛輪儲能的基本構(gòu)成與工作原理
飛輪儲能產(chǎn)品風電一次調(diào)頻應用案例
國內(nèi)外研究現(xiàn)狀
根據(jù)重力儲能的儲能個質(zhì)和落差實現(xiàn)路徑的不同，本文將重力儲能分為以下四類：
廠房布置
受用地限制，結(jié)合儲能電站的容量。車間采用多層布置：
一層：布置電解液罐
二層：布置電池電堆
頂層：設(shè)備平臺布置了預制艙式的PCS
220kV配電裝置及主變壓器布置在一層廠房內(nèi)。
主要設(shè)備的布置
安全防護
——釩液流電池儲能電站的設(shè)計關(guān)注點
1MWh 鈉離子電池儲能系統(tǒng)示范案例
系統(tǒng)概況
本項目在中國科學院A類戰(zhàn)略性先導科技專項 “大規(guī)模儲能關(guān)鍵技術(shù)與應用示范項目”的支持下， 2021年6月28日，中科海鈉聯(lián)合華陽集團在山西 太原綜改區(qū)聯(lián)合推出了全球首套1 MWh鈉離子電 池儲能系統(tǒng)，并成功投入運行。
該系統(tǒng)以鈉離子電池為儲能主體，結(jié)合市電、光伏和充電設(shè)施 形成微網(wǎng)系統(tǒng)，可根據(jù)需求與公共電網(wǎng)智能互動。本項目儲能系統(tǒng)為 1 MWh 低壓直掛系統(tǒng)，經(jīng)用戶0.4 kV母線并入配電線路，可供廠區(qū)生產(chǎn)、生活用電及充電樁供電等。
系統(tǒng)為倉儲式集裝箱儲能系統(tǒng)，采用分倉設(shè)計，分電氣倉及電池倉，電氣倉 內(nèi)集成儲能變流器、配電柜、控制柜、消防主機和 EMS 能量管理系統(tǒng)，其中儲能逆變器采用雙級拓 撲模塊化PCS，16個30 kW模塊，分為兩個機柜， 每個機柜 8 個模塊，共組成 480 kW 儲能變流器；電池倉由16個電池簇組成，每個電池簇由8個電池 插箱和1個高壓箱組成，總配置容量1.1MWh。
本項目儲能系統(tǒng)通過一路出線接入0.4 kV電壓 母線，系統(tǒng)整體架構(gòu)如圖所示：
儲能單元拓撲
雙級拓撲模塊化PCS，16個30kw模塊分為兩個機柜每個機柜8個模塊，共組成480kW儲能變流器，可以實現(xiàn)電池簇單簇管理和交流并聯(lián)，避免電池簇直流側(cè)環(huán)流引起的風險，同時提升系統(tǒng)容量發(fā)揮。儲能系統(tǒng)配置就地監(jiān)控系統(tǒng)，負責對整個儲能系統(tǒng)進行能量管理和監(jiān)測控制，并負責與廠區(qū)微網(wǎng)管理系統(tǒng)通信實現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸和能量管理。
運行情況簡述
本項目自2021年6月28日投運以來，執(zhí)行削峰填谷策略，每日一充一放，充放電深度100%DOD，運行穩(wěn)定。運行期間按照GB/T36548-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范》對其進行性能測試測試結(jié)果表明，系統(tǒng)交流側(cè)平均充電電量1137.41kWh，平均放電電量957.87kwh，綜合運行效率為84.2%。
系統(tǒng)級循環(huán)壽命，8000次，2022年
系統(tǒng)級循環(huán)壽命，12000次，2026年
系統(tǒng)級循環(huán)壽命，15000次，2028-2030年
建設(shè)規(guī)模
本儲能項目一期的儲能系統(tǒng)建設(shè)規(guī)模為331.2MW/714.24MWh，儲能系統(tǒng)采用磷酸鐵鋰電池；
本期建設(shè)一座500kV升壓站；
本期建設(shè)用地總面積為3.23h㎡，建筑面積25170㎡，包括1幢行政樓，1幢配電裝置樓，6幢電池樓，以及站區(qū)構(gòu)筑物和消防設(shè)施等。
投資估算
本儲能站項目靜態(tài)投資為159934萬元，單位造價為2239元/kWh；動態(tài)投資為162909萬元，單位造價為2281元/kWh。
其中：
儲能系統(tǒng)投資128563萬元
建筑工程投資為18197萬元
升壓站設(shè)備費為5048萬元
安裝工程費為2392萬元
主要技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)：其他經(jīng)濟參數(shù)
容量補償收益（或者容量租賃）
?根據(jù)政策編制趨勢，儲能容量每月可獲得約30元/千瓦的容量補償費用，據(jù)此測算得出年均容量補償費用為11923萬元。
深度調(diào)峰收益
? 在補償標準方面，考慮最新發(fā)布的兩個細則有效期為5年，補償標準采用每五年退坡的方式進行測算，退坡梯度分別為0.792元/kWh、0.5元/kWh、0.3元/kWh、0.0999元/kWh。
? 在深度調(diào)峰次數(shù)方面，獨立儲能電站的深度調(diào)峰啟動條件不明確，就實際需求情況而言，至少全年七個節(jié)假日以及52個雙休日的周天可視為深度調(diào)峰需求，共63天，同時可考慮7天的極端天氣情況，即全年深度調(diào)峰次數(shù)至少可考慮70天。
? 基于此，本項目依據(jù)全生命周期深度調(diào)峰次數(shù)的情況制定高、中、低三個方案，年均收益分別為5326萬元/年、2968萬元/年、1765萬元/年。
電力現(xiàn)貨市場收益
?電力市場中，獨立儲能可通過峰谷價差獲取充放電收益。在計算收益過程中，充放電價僅考慮現(xiàn)貨價差，不考慮中長期鎖定作用，具體根據(jù)2020年8月、2021年5月、2021年11月至2022年3月23日的日前市場價格情況進行統(tǒng)計。
?結(jié)果顯示，在兩充兩放的情況下，平均充電價為0.3709元/kWh，平均放電價為0.6346元/kWh，價差為0.2636元/kWh。
一次調(diào)頻
? 根據(jù)歷史數(shù)據(jù)，以轉(zhuǎn)差率1%測算一次調(diào)頻收益。項目日均一次調(diào)頻收入為1.82萬元/日，年均一次調(diào)頻收益為600.19萬元/年。
成本分析
? 運維費用：儲能單位運維成本取0.0448元/Wh，年均運維成本為3199萬元/年。
? 技改費用：項目于第十一年更換電池，電芯價格取0.5元/Wh，即3.57億元
主要經(jīng)濟結(jié)論
? 在不同深度調(diào)峰技術(shù)方案下，“高-中-低”方案的全投資收益率分別可達到8.46%（高）、6.14%（中）、5.04%（低）；
?高方案可達到基準收益率8%的要求；
?低方案亦能實現(xiàn)5.04%的全投資收益率，資本金收益率達6.25%；
敏感性分析（敏感因素上下浮動10%的波動）
? 對靜態(tài)投資最為敏感，變化幅高達20.32%；
? 峰谷價差次之，收益率約上下波動6%；
? 運維費率影響較小，收益率約上下波動0.26%。
