微电网EMS管理系统在新能源储能柜储能电站应用（微电网储能系统介绍）

今年的1月-4月电化学储能投运项目共73个，装机规模为2.523GW/5.037GWh。其中磷酸铁锂储能项目高达69个，装机规模为2.52GW/5.019GWh；液流电池储能项目共4个，装机规模为3.1MW/18.1MWh。其中华东、西北和华北区域储能规模分列前三，占总规模的78.5%，分别为814.94MW、623.6MW以及541.55MW。华东区域1-4月投运储能项目，达814.94MW/1514.2MWh，总数也多一共26个。

微电网EMS管理系统在新能源储能柜储能电站应用（微电网储能系统介绍）

从应用场景分布上来看，“大储”依旧占据主要地位，电源侧和电网侧储能

新能源侧储能

用户侧储能

谷时充电峰时放电

二.储能电站盈利模式

储能在不同环节存在多种盈利模式，储能盈利模式主要有以下几种：帮助发、输、配各环节电力运营商以及终端用户降本增效

通过峰谷价差套利、参与虚拟电厂需求响应

2.1电源侧

2.1.1电力调峰：通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷

2.1.2提供容量：通过储能提供发电容量以应对发电尖峰负荷，提升传统发电机组的运行效率。

2.1.3可再生能源并网：在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。

2.1.4可再生能源发电调峰：将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。

2.1.5调频：频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。电化学储能调频速度快，可以灵活地在充放电状态之间转换，因而成为优质的调频资源。

2.1.6虚拟电厂：通过虚拟电厂的需求响应为电网尖峰时段提供应急容量，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。

黑启动：发生重大系统故障或全系统范围停电时，在没有电网支持的情况下重启无自启动能力的发电机组，逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。

盈利方式：提升发电效率以增加收入；减少弃风弃光，提升发电效率；峰谷价差套利。

2.2电网侧

2.2.1缓解电网阻塞：将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。

2.2.2延缓输配电设备扩容升级：在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。

2.2.3盈利方式：提升输配电效率，延缓投资。

2.3用户侧

2.3.1容量管理：工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。

2.3.2容量租赁：储能电站租赁给新能源服务商，目前国内的储能容量租赁费用范围在250-350元/kW·年，具体定价由储能电站与新能源电站的项目收益相互协商，而后双方签订长期租赁协议。

2.3.3电力自发自用：安装光伏的家庭和工商业用户通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。

2.3.4峰谷价差套利：在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。

2.3.5消纳绿电：当光伏、风力发电等可再生能源有富余时可储存电能促进绿电消纳

2.3.6盈利方式：降低容量电费，节约用电成本，峰谷价差套利。

三.储能电站的设计和选型

3.1储能系统接入电网电压等级要求

GB51048《电化学储能电站设计规范》对并网电压等级要求没有非常明确，仅仅是建议大中型储能系统采用10kV或更高电压等级并网。在《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》对接入电压等级的要求是：小型储能电站宜采用0.4kV~20kV及以下电压等级；中型储能电站宜采用10kV~110kV电压等级；大型储能电站宜采用220kV及以上电压等级。

GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》对不同容量的储能系统并网电压等级做了详细的要求，电化学储能系统接入电网的电压等级应按照储能系统额定功率、接入电网网架结构等条件确定，不同额定功率储能系统接入电网电压等级如下表所示：