《共享储能电站对电力系统的重要性及工作原理》
黄佑祥 中核汇能贵州能源开发有限公司工程部副主任
第一，储能行业发展的现状和趋势。
什么叫储能？顾名思义，对电网的能量进行储存和调用。有很多种方式，包括储电、储热、储氢、储气，这四种方式相对是比较常用的。
储能的意义，当前新能源的发展是非常迅猛的，风能和光伏产业大量上以后，消纳和发电时间、电量的使用情况过程中可能有所偏差，同时涉及调峰调频难度的问题，所以在当前水电和火电压缩产能的同时，只有储能才能改变风光大发前提下的问题。
为了解决储能的难题，我们国家当前采取了几个很典型的储能应用，其中包括物理储能、化学储能、电池储能和其他储能方式。物理储能，就是抽水蓄能、火电厂的灵活性改造等。化学储能，就是当前使用比较多的铅酸锂电池、全钒液流、钠流等等。电池储能，就是电容、超级电容、超导储能。其他方面，就是一些燃料电池、空气电池等储能模式。
抽水蓄能和水电厂的模式有点相像，在电网电量多余的时间将水抽上来储存好，在需要用电的时候将水能转化成电能。压缩空气和飞轮储能，也是一样的模式，能量的转换。
化学储能，近两年发展很迅速，而且在电力系统中应用比较广泛，其中全钒液流、锂电池储能，就是超级充电宝，平时想将电能储存起来，电网需要电量的时候再把它放出去，就是一种工作模式和原理。
储能技术简单地对比。机械储能，主要应用于调峰、调频，抽水蓄能是很典型的机械储能的模式，当前抽水蓄能，贵州省来说，规划了几个，但是它有一个弊端，建设周期比较长，一时半会儿适应不了当前新能源的发展趋势，虽然效果很好，但是效果很慢。压缩空气储能和飞轮储能，造价是相对比较高的，目前市场上不是很多。化学储能，造价水平基本可以控制在1元以内，建设周期也非常短，下面我会介绍到贵州的储能建设，三个月就完成了，建设周期是非常短的，而且调峰调频来得非常快，响应级别是毫秒级的。电池储能和化学储能，用得相对是比较少的，市场上也不是很常见。
储能的发展趋势，历年的发展容量，目前抽水蓄能相对来说容量是比较大的，但建设周期太长了。储能项目、储能类型主要分几种模式，能量型的和功率型的。能量型的，小电流长时间放电，能量密度不高。功率型储能电站，能够大电流放电，不过能量配置相对小。目前当前最长可以做到4小时，基本2小时居多。但是全钒液流可以做到4小时、8小时，甚至时间更长。
综合评价储能的度电成本，目前全钒液流、锂离子电池成本当前大幅度下降，预计到2030年这两种类型仍然是电化学储能中性价比最高的两种储能类型。
化学储能、锂电池储能主要是电芯方面，当前国家包括电动汽车等各方面大家都在优化电芯的造价，把造价水平已经降下来了，以后我们的电芯储能、电化学储能绝对是主流的发展方向。
发展的趋势不详细和大家介绍了，我这个课件可以分享给大家，大家一会儿看一下。今天时间关系简单让大家看一下有哪些政策支持、哪些商业契机、国内外发展趋势，大家是可以看得到的。
当前新能源发展需要储能的配套解决调峰的问题，针对各个地方，国家层面已经发了通知，新上的风电、光伏的新能源项目必须有一定比例的储能，如果发电企业自己不自主建设，你可以采取租赁的方式，比如我建设的其他发电集团一样可以租赁我的容量，给我一定租赁费用，对我来说也是能够解决消纳配比的问题。
储能重点领域，储能分电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。电源侧，是挂在电源模式上的，大家可能不太好区分，我今天就给大家讲如何区分三个储能项目到底是共享电源、还是用户，根据计量点评判就行了。如果发电侧，和发电项目一起计量的就是电源侧的，电网侧就是能够随时接受电网的调峰调频，是单独计量、单独结算的。用户侧的储能，就是对用电企业单独搞结算的，和用电设备挂钩的。
这是全国储能配额的情况。
这是新能源配储电站大概的模式，一个储存站，一个舱体，储存是直流储存，通过直流和交流之间的变换，通过35kV的升压，到总的升压站，然后接入电网，是独立结算的一个模型。
这是新能源配储开发的一些典型的实例，大家可以了解一下。
当前新能源场站配储面临的问题，配储会增加投资，补贴资金相对来说比较滞后，现在新能源项目也全部是平价上网的，导致我们现在储能为什么大面积不能上网就是这个原因，制约了发电企业的投资决策。
这是独立的储能电站，这个模式和刚刚的是一样的。
探索独立的商业模式，主要是几个方面。一是发电企业的内部租赁，二是投资方自己，比如我自己投的，既是投资方，也是租赁方。三是政府补贴资金的支持。有几种模式可以支撑储能电站的运营，后续储能电站的发展是站得住脚的，后续我们可以作为独立项目进行核算、投资、决策。
这是各个省出台的政策，对储能产业的支持情况。各个省为了推动储能的落地，制定了各方面的电价支持、政策支持，保证我们的储能产业带动新能源项目发展，这是相辅相成的。
把全国几个典型省份的收益模型做了统计，有调峰的、容量租赁的、调频服务费的、参与电力现货交易的、容量补偿的、后续的辅助服务费用，都有相应的政策。
第二，储能应用的场景。
这个图，4排的就是电池舱，里面就是电池、电芯，进行能量储存以后通过升压站，新建了220kV的升压站，接入了贵州电网220kV的变电站，这是典型的独立共享储能项目。这个电站和周边的光伏发电项目独立结算，我们可以单独接收紫云电站调度的，面对的是整个大区域的电网，当这个区域消纳受限的时候，当晚上风力发电无法消纳的时候，就会把电网的电量进行储存，白天用电量需求大的时候就把电放出来给整个电网，这是我们的工作模式。
这个项目总的投资是9.6亿，总占地76亩，总共容量200MW/400MWh，200MW是功率，400MWh是容量，就是以200MWh的功率放电的话，可以连续放电2个小时。
这是网络拓扑结构图，左边就是电池舱，电池舱里面是直流电，通过里面一系列PCS逆变，逆变成交流，出来以后是1500V的直流电，1500V是35kV的升压，直流1000V逆变到交流1000V，交流1500V再通过35kV的相变升压，升压到35kV以后汇集到220V的升压站，通过220V的升压站接入整个大电网。
这就是现场分解的，实际是一体的，我的电池舱和储能一体机是一体的，储能一体机里面就是PCS和相变，整个容量是3.44MW/6.88MWh，总共29台。
通过各个电芯组成簇，最后把它全方位的包罗式的，边上全是冷却系统，大家知道电池是容易发热的，发热就容易发生爆炸，爆炸就会引发一系列事故，所以及时降温是很有必要的，温度控制，下面我会讲到整个储能三大控制系统怎么来控制。
这个是电量和温度很直观的图。
电化学储能当前安全是很大的问题，这几年电化学储能电站发生的安全事故太多，也很典型，所以为了解决这些问题，这个电站特意定制了一些安全方面的措施。装置分级防爆，采取三级消防管控，电池簇，中间空隙部分是七氟丙烷，下面是水消防系统，联合进行安全防控。
刚刚我讲了三大控制系统，PCS、BMS、EMS。PCS就是直流变交流的控制系统，这个系统电力专业的同学们应该不陌生，PCS基本是很常见的，光伏逆变器也是同样原理。EMS（能量管理系统），就是电池的管理系统，EMS是通过就地保护，最后传输到后台进行总的控制、监控，根据它的内部信息程序植入实时将这些数据进行分析、上报。BMS系统，这个是集控中控室的界面，从现场传输过来的，各个电池的性能都看得到，就是管理系统的优势。
当前运维的状况，一个储能电站400MWh，我们配了5个人，平时的工作就是巡检，每天配合充放电工作、定期试验工作、清洁工作、检查工作。
第三，电化学储能系统介绍。
储能系统三大控制系统即BMS、PCS、EMS，三大辅助系统即热管理系统、消防管理系统、辅助电源，几大部分构成了电化学储能的控制系统。
三大系统，电池组串相互控制、相互联系。
这个就是PCS内部的电池簇，是双向变流，这个图大家看的应该比较明了，这就是电池簇上了以后，经过PCS一体机升压。但是它也有一个缺点，比较贵，PCS系统当前也是我们国家目前各个集成商所面临的问题，各个系统组装起来成本造价还是主要的问题之一。
这是集散式的、分散式的，这是集散式和分散式优缺点的对比。
这是高压直挂器，就是没有我的储能，直接挂在电网的35kV上面，不经过我的升压站直接挂上去的，目前贵州省有一个，但是现在有一些弊端，电网已经把它停掉了，开是独立的开关站才能稍微稳定一点。
电化学储能系统主要构成部分，损耗主要来源于几个方面，一是线损，二是设备的损耗，导致了不可能充多少放多少，这也是我们电能电量损失的一大方面，比如我充电30万度，可能真正放电的时候只能有85%，就是有15%的电量损耗。
电芯，目前我们用得比较多的是磷酸铁锂，三元、钛、钴，用的都比较少，尤其是三元锂电池，北京的电站事故以后，基本上电力系统也不会再用了。
这是电芯分解的照片，我和电芯厂家搜集的照片分享给大家。
电池管理系统，详细的理论，时间关系不再细说。
散热系统，有水冷，水冷技术就是冷却液，控制系统，下面是配合的消防、管道，由这几大部分组成。这是散热系统，散热和冷却是电化学储能必须解决的问题，而且是当前很难解决的问题。
消防系统，当前我们采取的是三级消防。一是本题，电池簇PACK级进行保护，尽量控制在单个电芯发生事故以后，将事故控制在最小范围，第二层保护就是水冷系统，第三层就是外部消防，但是基本用了第三层外部消防的时候也就废了，所以尽量在第一层和第二层控制住。
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