1、2022-9-121儲能電站關鍵技術與應用目 錄CONTENTS政策與收益模式分析2儲能電站設計關鍵技術1工程案例分享31儲能電站設計關鍵技術4儲能電站設計關鍵技術平面布置方案：儲能電站的總平布置根據儲能電池類型、站址條件、應用場景、建設工期等條件確定。磷酸鐵鋰電池儲能電站為例，一般宜采用預制艙全戶外布置或半戶外布置，部分電站也采用全戶內布置方式。5儲能電站設計關鍵技術平面布置方案，全戶外布置。電池采用預制艙形式布置于室外，儲 能變流器及升壓升壓設備采用戶外一 體機形式布置于室外。預制艙之間間隔3m作為防火間隔， 并作為檢修通道。6儲能電站設計關鍵技術平面布置方案，半戶外布置。電池采用預制艙形

2、式布置于室外，儲能變 流器及升壓升壓設備布置于室內。預制艙采用背靠背布置，中間采用防火墻 間隔，防火墻應超出設備外輪廓 1m。不同儲能區域被升壓樓及環形道路隔開。綜合樓位于場站中心。7儲能電站設計關鍵技術平面布置方案12.2.5：鋰離子電池設備布置宜分區布置， 單層電池廠房單個電池室額定能量不宜超 過30MWh，多層電池廠房單個電池室額 定能量不宜超過15MWh。屋外電池預制 艙（柜）布置分區內儲能系統額定能量不 宜超過50MWh，相鄰分區的間距不應小 于10m。當間距不能滿足時，應設置耐火 極限不應低于4.00h的防火墻，防火墻應超 出設備外輪廓 1m。8儲能電站設計關鍵技術安全設計，熱失控

3、背景介紹電池熱失控都是由于電池的生熱速率遠高于散熱速率，且熱量大量累積而未及時散發出去所引起的。從本質上而言，“熱失控”是一 個能量正反饋循環過程：升高的溫度會導致系統變熱，系統變熱后溫度升高，又反過來讓系統變得更熱。9儲能電站設計關鍵技術安全設計，預防為主，防消結合滅火劑滅火機理七氟丙烷隔絕氧氣全氟己酮隔絕氧氣、蒸發吸熱細水霧隔絕氧氣、蒸發吸熱10儲能電站設計關鍵技術第一級第二級第三級第四級第五級安全設計，消防技術電池本體安全選擇性能良好 具備認證產品， 通 過 G B / T36276認證在線監測電壓、 溫度在 線監測煙感、 溫感、 可燃氣體探測 器。熱失控早期預警故障告警聯動斷開電氣 連

4、接啟動事故風機氣體消防氣體消防裝置 啟動后備消防水消防啟動， 艙體全浸沒11儲能電站設計關鍵技術關鍵技術，電池一致性儲能電站設計關鍵技術閉式循環系統，冷卻媒介一般采用乙二醇水溶液，電池的熱量通過冷卻液帶出，并通過換熱器進行換熱。 液冷電池預制艙內最大溫差3左右，保證電芯的一致性水平，液冷系統具有能量密度高、站用電損耗低、 放電深度高、電池衰減小等特點。儲能電站設計關鍵技術大型儲能電站數據量異常龐大，同時需滿足 多個管理單元數據傳輸需要。一般采取分層 分區的監控結構，網絡架構一般采用冗余配 置，數據傳輸滿足多通道數據傳輸要求。2政策及收益模式分析體系一：國家能源局（/）1、國家能源局區域監管局華

5、北能源監管局/ 東北能源監管局/西北能源監管局/ 華東能源 監管局/ 華中能源監管局/ 南方能源監管局2、省級監管辦公室山西能源監管辦 /山東能源監管辦 /甘肅能源監管辦/新疆能源 監管辦 /浙江能源監管辦/ 江蘇能源監管辦/ 福建能源監管辦 / 河南能源監管辦/湖南能源監管辦/ 四川能源監管辦/ 云南 能源監管辦/貴州能源監管辦體系二：省（省級能源局）職責分工：原國家能源局與原國家電監會重新組建了國家能源 局。在中央層面，重組后的國家能源局實現了政監合一，原來兩個部委人員完全融合。在地方層面，原來各省 有能源主管部門，原 來國家電監會在各省設有派出機構，負責電力行政 執法工作。機構重組后，地

6、方（省）層面兩個機構 并沒有融合，基本保持了原來的管理方式。省能源局對本省 政府負責，接受國家能源局業 務指導，其人財物歸省里管，主要負責省里能源項 目的規劃、計劃，業務偏宏觀。能源監管辦為國家 能源派出機構，直接對國家能源局負責，其人財物 歸國家能源局管，主要業務仍為電力，兼顧油氣管 網公平開放，業務偏微觀。政策發布機構強制配儲政策國家能源局：超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4 小時以上，下同）配建調峰能力，按 照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。配建比例2022 年后根據情況適時調整，每年公布一次。江蘇：蘇北不低于10%，蘇南不低于8%，時長2小時。青

7、海：不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2 小時以上。對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優先支持。新建、新 投運水電站同步配置新能源和儲能系統，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到120.2，實現就地平衡。陜西：關中、陜北新增10 萬千瓦（含）以上集中式風電、光伏發電項目按照不低于裝機容量10%配置儲能設施，其中榆林地區 不低于20%。山東：原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施，連續充電時間不低于2 小時。 福建：不低于開發規模的10%。河北：企業承諾按項目申報容量15%以上配置儲能裝置的，得10 分，儲能配置比例不低于15%按插值法得分。儲能設置要求按 連續儲能時長2 小時及以

8、上，且須與發電項目同步投運。寧夏：力爭到2025 年全區儲能設施容量不低于新能源裝機規模的10%、連續儲能時長2 小時以上。湖南：電、集中式光伏發電項目應分別按照不低于裝機容量15%、5%比例(儲能時長2 小時)配建儲能電站。共享儲能/獨立儲能國家能源局：新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場；配建形式存在的新型儲能項目，可轉為獨立儲能項目。鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，參與中長期市場和現貨市場。河北：全省“十四五”期間電網側獨立儲能總體需求規模約1700 萬千瓦，其中冀北電網需求900 萬千瓦， 河北南網需求800 萬千瓦。內蒙古：索推廣獨

9、立共享儲能模式，獨立共享式新型儲能電站應集中建設，電站功率原則上不低于5 萬 千瓦，時長不低于4 小時。市場化并網消納的新能源項目要通過自建、合建共享調峰資源或購買服務等市場化方式落實并網條件，按照負荷需求增加并網規模。 河南：容量租賃200元/kwh年。山東：容量租賃 300元/kw年。容量補償山東：參與電力現貨市場的獨立儲能容量補償費用=機組月度可用容量0.0991 元/kwh安徽蕪湖：新建分布式光伏發電項目配套建設儲能系統，項目投運次月起對儲能系統按實際放電量給予0.3 元/kwh 補貼，同一項目年度最高補貼100 萬元。補貼項目為至2023年12 月31 日期間投產的項目， 單個項目補

10、貼年限為5 年。共享儲能案例分析統一建設，新能源場站租賃費用低于自建，收 取租金參與調峰等輔助服務市場獲取收益容量補償根據建設投資、經營成本以及租金水平200元/kwh年的條件，計算共享儲能項目的資本金內部 收益率為6.01%。1、政策依據山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)（山東能源監管辦）2、技術條件儲能設施：具備電力、電量數據分時計量與傳輸條件，數據準確性與可靠性滿足要求，充電功率暫定為不低于5兆瓦，持續充電 時間不低于2小時。3、輔助服務交易品種（1）發電側有償調峰發電側有償調峰輔助服務是指市場主體按照電網調峰需求，通過平滑穩定地調整出力、改變運行狀態

11、等所提供的服務。第三十七條 參與輔助服務的儲能設施在日前申報次日最大充放電功率、可調用時段（調用持續時長不低于1小時）和交易價格，可根據 不同調用時段申報不同交易價格，每日最多可申報3個調用時段。試運行初期，儲能設施有償調峰報價上限暫按400元/兆瓦時執行。第三十八條 儲能示范應用項目參與有償調峰交易時報量不報價，按照200元/兆瓦時給予補償。第九十七條 儲能設施獲得的補償費用根據儲能設施充電電量所對應的出清價進行統計，計算公式如下：儲能設施有償調峰補償費用充 電電量實際出清電價第九十九條 并網火電廠、儲能設施、虛擬電廠有償調峰輔助服務補償費用由火電廠、集中式風電場、集中式光伏電站、核電廠、送

12、入山 東的跨省區聯絡線、地方公用電廠、分布式光伏（戶用、扶貧項目除外）等共同分攤。山東省輔助服務市場3、輔助服務交易品種（2）調頻（自動發電控制AGC）調頻（自動發電控制AGC）輔助服務是指發電機組或儲能設施在規定的出力調整范圍內，跟蹤電力調度指令，按照一 定調節速率實時調整出力，以滿足電力系統頻率和聯絡線功率控制要求的服務。第五十四條 參與調頻輔助服務市場的機組或儲能設施須滿足下述條件：按并網管理有關規程規定裝設AGC裝置；AGC裝置性能指標滿足調度運行管理規定相關要求。電力調度機構按季度發布AGC裝置的調節速率、調節性能綜合指標及AGC 建議投運方式。第五十五條 調頻輔助服務市場采用日前申

13、報、集中優化出清的方式開展。電力調度機構負責根據電網運行情況確定次日電網調頻 輔助服務總需求量，市場主體通過競價方式提供調頻輔助服務。第五十六條 調頻輔助服務交易根據日前市場出清價格結算，市場出清價格是指當日中標調頻輔助服務的AGC裝置（機組或儲能設 施）的最高報價。試運行初期，設置調頻輔助服務報價上、下限，上限暫按8元/兆瓦執行，下限為0元/兆瓦。第一百四條 調頻輔助服務補償費用由火電廠、風電場、光伏電站、核電廠以及送入山東的跨省區聯絡線按當日發和受電量比例分攤。山東省輔助服務市場三、青海省1、政策依據青海省電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）（國家能源局西北監管局）2、共享儲能調峰三、青

14、海省2、共享儲能調峰火力發電的調節曲線火儲聯調案例分析*調節反向*調節偏差（超調/欠調）*調節延時*機組節流，犧牲機組性能。*機組穩定性差。Kp值1.55不等。里程浮 動調頻 里程（MWK值）出清價 格（元）日調頻 里程（元）年運 行天 數調頻補 償收益/ 年（萬 元）收益保 底費用（萬元）固定分 擔費用（萬元）更換電 池費用（萬元）年運維 費（萬 元）損耗電 量（萬 元）項目凈 收益/年（萬元）投資回 收期（年）10%16214140.51134983003404.9412080180801502794.942.065%15477140.51083393003250.171208018080

15、1502640.172.18基準里程14740140.51031803003095.412080180801502485.42.32-5%14003140.5980213002940.6312080180801502330.632.47-10%13266140.5928623002785.8612080180801502175.862.64調頻里 程（MWK值浮）動K值出清價 格（元日調頻里） 程（元）年運行 天數調頻補 償收益/年（萬元）收益保 底費用（萬元）固定分 擔費用（萬元）更換電 池費用（萬元）年運維 費（萬 元）損耗電 量（萬 元）項目凈 收益/ 年（萬 元）投資回 收期（年）14

16、74020%16.80.55136197.63004085.92812080180801503475.9281.661474010%15.40.52118037.923003541.137612080180801502931.13761.9614740基準k值140.51031803003095.412080180801502485.42.3214740-10%12.60.4583575.83002507.27412080180801501897.2743.0314740-20%11.20.4269336.963002080.108812080180801501470.10883.91峰谷價差

17、國家：要求優化峰谷電價、尖峰電價、季節性電價等分時電價機制，上年或當年預計最大系統峰 谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1。用戶側儲能案例用戶變壓器低壓側建設儲能設施；且用戶側儲能不可向電網倒送電力、不能向其它用 戶轉供，否則違反相關法律法規；儲能建設容量不大于用戶最大負荷或最大負荷一定 比例分散建設到各用戶專用變壓器用戶側；以20萬千瓦/60萬千瓦時為例，運行方式為每天兩 充兩放，谷時和平時利用變壓器剩余容量進行充電、 峰時放電，儲能可通過峰谷價差獲利，且不額外增加 用戶容量電費。3工程案例分享總體建設目標是通過實施建設“四區、四融合”，打造“兩

18、樞紐、兩平臺”。通過能源站建設，在融合設計、 商業模式等方面形成可復制、可推廣的創新實踐成果，打造功能多樣、技術創新、模式創新的示范樣本。多站融合儲能電站基于能源綜合服務站的建設思路，能源站由供 電區、儲能區、供冷區、數據中心區四大區域 構成。同時，采用建筑融合、供電融合、通信 融合、數據融合四融合設計，實現多站融合節 地節能的綜合效益。多站融合儲能電站儲能電站由升壓區域和儲能區域組成，其 中儲能區域全戶外布置，采用模塊化設計 理念，電池采用磷酸鐵鋰電池，采用1500V液冷技術。共享儲能電站一、二次設備高度集成，采用標準預制艙體布置形式，實現設計方案模塊化、設備基礎通用化、施工建設標準化，縮短建設周期，節約建設成本。電池艙與PCS升壓艙（2臺PCS+1臺升壓變）一一對應，采用七氟丙烷氣體自動滅火