微信客服
微信公眾號
近日，平頂山市首個電網側儲能項目——趔山儲能電站已成功并網，標志著電網側儲能項目技術應用在平頂山正式落地。該項目位于110千伏趔山變電站內，功率為4.8兆瓦、電池容量為4.8兆瓦時，采用全預制艙式布置，選用磷酸鐵鋰電池，通過10千伏電纜線路接入電網側。趔山儲能電站將作為平頂山電網側的“充電寶”，可以為電網運行提供調峰、黑啟動、需求響應等多種服務，有效實現電網削峰填谷，緩解高峰供電壓力，促進新能源消納，為電網安全穩定運行提供了新的途徑。
1電力系統為什么需要調峰？
電力系統主要由發電側和用電側組成的。我國的發電側有水力發電，火力發電，核能發電，以及太陽能、風力等新能源發電等等，用電側主要是工廠、企業、商場、家庭等等。還有一部分設施，既可以用電也可以發電，這個就是儲能電站。發電側和用電側不一定是平衡的，工廠、企業等負荷一般是白天用電多，晚上少，家庭負荷一般是白天用電少，晚上多，但總體說來，白天是用電高峰，晚上是用電低谷。而水力發電、火力發電、核能發電一般都是大型發電機組，設備一旦開動就不能隨便停下來，太陽能、風力等新能源是根據環境和氣候來發電的，發電不穩定，隨時都有變化。因此需要在負荷高峰的時候，增加發電機的出力；在負荷低谷的時候，減少發電機出力，甚至停掉某些機組。電力系統中有些發電機是專門用來進行調峰的，稱為調峰機組。
2電力系統有哪些調峰方式？
根據電力系統要求，調峰設置應該在負荷低時能消納電網多余的電能，在負荷高峰時能增加電能供應，設施應該具備靈活、啟動快等特點，目前可供電力系統調峰的電源有:
（1）抽水儲能機組調峰。抽水蓄能電站有上下兩個有一定高度落差的水庫，在電力負荷低谷時的抽水至上游水庫，在電力負荷高峰期再放水至下游水庫發電。又稱蓄能式水電站。它可將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。抽水蓄能優點是技術成熟可靠，容量很大，可以消峰填谷，設備投資不大，效率通常為70%-85%，缺點是選址比較困難，占地面積大。
（2）發電機組調峰。包括燃煤火電機組和燃氣輪機組，機組負荷特性可調，在負荷高峰時提高輸出功率，在負荷低谷時降低輸出功率。發電機組調峰的優點是占地面積小，初期投資少，效率高，缺點是火力發電廠響應較慢，從鍋爐起爐到汽輪機并網發電時間較長，負荷低谷時不能消納電網電量。
（3）儲能電站調峰。發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施，可以在發電側建設的電儲能設施，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易；或者在用戶側建設的電儲能設施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售，作為獨立市場主體，深度調峰。儲能電站調峰占地面積少，消峰填谷效果明顯，反應時間快，缺點是前期投資大，蓄電池壽命短。
3儲能電站如何參與調峰？
國家鼓勵在集中式新能源發電基地配置電儲能設施，參與調峰輔助服務，10MW以上的電儲能設施，接受電力調度機構統一調度，建設在發電廠的儲能設施(儲電、電供熱儲能)，可與發電廠聯合參與調峰，也可以獨立主體參與調峰。其中，建設在風光電站的電儲能設施，優先考慮風光電站使用后，富裕能力可參與輔助服務市場，用戶側儲能設施（儲電、電供熱儲能）僅可參與深度調峰與啟停調峰。建設在發電廠的儲能設施，放電電量按照發電廠相關合同電價結算，用戶側儲能設施，按市場規則自行購買電量，放電時，可就近向電力用戶出售電力獲得收益，充放電4小時以上的電儲能裝置參與發電側啟停調峰，視為一臺最低穩燃功率相當的火電機組啟停調峰。
4儲能電站參與調峰投資收益計算
儲能最終是否能在調峰輔助服務市場獲得推廣應用，最直接的制約因素還是在于其經濟性。儲能電站的投資收益來自兩塊，一是峰谷電價差的收益，二是調峰補償的收益。下面以南方電網為例，來計算一個儲能電站的投資收益。
2018年1月，南方監管局發布《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則（試行）》，本細則適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。
☆廣州電網峰谷平時段劃分如下：
假設儲能系統在谷段或平段充電，峰段將電全部放光，高峰放電時獲得售電收益，谷段和平段的充電視為參與輔助服務市場調峰，獲得調峰收益。則一套儲能系統在上述時段劃分下，一天可進行2次滿充滿放。
如布置一套20MW/5h的儲能系統，并假設其放電時上網電價采用風電上網電價核算，則其參與調峰的總收益計算如下。
1）每天調峰收益
每天可下調電量40MWh，按照具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時計算，其每天的補償費用為：
深度調峰費用=40MWh*500元/MWh=20000元
2）每天售電收益
儲能高峰放電，平谷時充電，按綜合價差0.6元/kWh計算。假設所存電量高峰期都能出售，且充放電效率為80%，每天的售電收益為：
售電收益=40MWh*1000*0.6元/kWh*0.8=19200元
3）全年收益
考慮到節假日，全年按300天計算，低充高放，則全年收益為：
全年收益=（20000+19200）*300=1176萬元
4）投資回收期
2018年下半年，儲能蓄電池價格大幅下降，儲能系統成本從 3000元/kWh下降到2000元/kWh左右，考慮其他建設、人力、運維成本，按2400元/kWh 計算，20MW/5h的儲能系統總成本為4800萬元（2400元/kWh×2000kWh）。則整個系統的投資回收期為4.08年（4800萬元/1176萬元）。
每天2次循環，4.08年共計循環2448次（2次×300天×4.08年），鋰離子電池、鈉硫電池、液流電池和鉛碳電池的循環壽命基本都能滿足此要求。
1電力系統為什么需要調峰？
電力系統主要由發電側和用電側組成的。我國的發電側有水力發電，火力發電，核能發電，以及太陽能、風力等新能源發電等等，用電側主要是工廠、企業、商場、家庭等等。還有一部分設施，既可以用電也可以發電，這個就是儲能電站。發電側和用電側不一定是平衡的，工廠、企業等負荷一般是白天用電多，晚上少，家庭負荷一般是白天用電少，晚上多，但總體說來，白天是用電高峰，晚上是用電低谷。而水力發電、火力發電、核能發電一般都是大型發電機組，設備一旦開動就不能隨便停下來，太陽能、風力等新能源是根據環境和氣候來發電的，發電不穩定，隨時都有變化。因此需要在負荷高峰的時候，增加發電機的出力；在負荷低谷的時候，減少發電機出力，甚至停掉某些機組。電力系統中有些發電機是專門用來進行調峰的，稱為調峰機組。
2電力系統有哪些調峰方式？
根據電力系統要求，調峰設置應該在負荷低時能消納電網多余的電能，在負荷高峰時能增加電能供應，設施應該具備靈活、啟動快等特點，目前可供電力系統調峰的電源有:
（1）抽水儲能機組調峰。抽水蓄能電站有上下兩個有一定高度落差的水庫，在電力負荷低谷時的抽水至上游水庫，在電力負荷高峰期再放水至下游水庫發電。又稱蓄能式水電站。它可將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。抽水蓄能優點是技術成熟可靠，容量很大，可以消峰填谷，設備投資不大，效率通常為70%-85%，缺點是選址比較困難，占地面積大。
（2）發電機組調峰。包括燃煤火電機組和燃氣輪機組，機組負荷特性可調，在負荷高峰時提高輸出功率，在負荷低谷時降低輸出功率。發電機組調峰的優點是占地面積小，初期投資少，效率高，缺點是火力發電廠響應較慢，從鍋爐起爐到汽輪機并網發電時間較長，負荷低谷時不能消納電網電量。
（3）儲能電站調峰。發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施，可以在發電側建設的電儲能設施，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易；或者在用戶側建設的電儲能設施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售，作為獨立市場主體，深度調峰。儲能電站調峰占地面積少，消峰填谷效果明顯，反應時間快，缺點是前期投資大，蓄電池壽命短。
3儲能電站如何參與調峰？
國家鼓勵在集中式新能源發電基地配置電儲能設施，參與調峰輔助服務，10MW以上的電儲能設施，接受電力調度機構統一調度，建設在發電廠的儲能設施(儲電、電供熱儲能)，可與發電廠聯合參與調峰，也可以獨立主體參與調峰。其中，建設在風光電站的電儲能設施，優先考慮風光電站使用后，富裕能力可參與輔助服務市場，用戶側儲能設施（儲電、電供熱儲能）僅可參與深度調峰與啟停調峰。建設在發電廠的儲能設施，放電電量按照發電廠相關合同電價結算，用戶側儲能設施，按市場規則自行購買電量，放電時，可就近向電力用戶出售電力獲得收益，充放電4小時以上的電儲能裝置參與發電側啟停調峰，視為一臺最低穩燃功率相當的火電機組啟停調峰。
4儲能電站參與調峰投資收益計算
儲能最終是否能在調峰輔助服務市場獲得推廣應用，最直接的制約因素還是在于其經濟性。儲能電站的投資收益來自兩塊，一是峰谷電價差的收益，二是調峰補償的收益。下面以南方電網為例，來計算一個儲能電站的投資收益。
2018年1月，南方監管局發布《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則（試行）》，本細則適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。
☆廣州電網峰谷平時段劃分如下：
假設儲能系統在谷段或平段充電，峰段將電全部放光，高峰放電時獲得售電收益，谷段和平段的充電視為參與輔助服務市場調峰，獲得調峰收益。則一套儲能系統在上述時段劃分下，一天可進行2次滿充滿放。
如布置一套20MW/5h的儲能系統，并假設其放電時上網電價采用風電上網電價核算，則其參與調峰的總收益計算如下。
1）每天調峰收益
每天可下調電量40MWh，按照具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時計算，其每天的補償費用為：
深度調峰費用=40MWh*500元/MWh=20000元
2）每天售電收益
儲能高峰放電，平谷時充電，按綜合價差0.6元/kWh計算。假設所存電量高峰期都能出售，且充放電效率為80%，每天的售電收益為：
售電收益=40MWh*1000*0.6元/kWh*0.8=19200元
3）全年收益
考慮到節假日，全年按300天計算，低充高放，則全年收益為：
全年收益=（20000+19200）*300=1176萬元
4）投資回收期
2018年下半年，儲能蓄電池價格大幅下降，儲能系統成本從 3000元/kWh下降到2000元/kWh左右，考慮其他建設、人力、運維成本，按2400元/kWh 計算，20MW/5h的儲能系統總成本為4800萬元（2400元/kWh×2000kWh）。則整個系統的投資回收期為4.08年（4800萬元/1176萬元）。
每天2次循環，4.08年共計循環2448次（2次×300天×4.08年），鋰離子電池、鈉硫電池、液流電池和鉛碳電池的循環壽命基本都能滿足此要求。
0 條