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在我國新型電力系統中，新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電是不穩定的能源，所以要維持電網(wǎng)穩定，促進(jìn)新能源發(fā)電的消納，儲能將成為至關(guān)重要的一環(huán)，是分布式光伏、風(fēng)電等新能源消納以及電網(wǎng)安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的有效手段。國家鼓勵支持市場(chǎng)進(jìn)行儲能項目建設，全國多個(gè)省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和限額。國內分時(shí)電價(jià)的調整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個(gè)省份每天可實(shí)現兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能進(jìn)入熱門(mén)賽道。
據統計，2023年1-4月電化學(xué)儲能投運項目共73個(gè)，裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個(gè)，裝機規模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個(gè)，裝機規模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區域儲能規模分列前三，占總規模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區域1-4月投運儲能項目規模*大，達814.94MW/1514.2MWh，總數也*多，共26個(gè)。
從應用場(chǎng)景分布上看，“大儲"依舊占據重要地位，電源側和電網(wǎng)側項目?jì)δ芤幠：嫌嬚急冗_98%，其中電網(wǎng)側儲能項目共投運24個(gè)，裝機規模為1542MW/2993MWh，包括7個(gè)集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個(gè)，裝機規模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共19個(gè)，規模占電源側的88%。用戶(hù)側儲能項目，雖然規模體量上不及“大儲"，但各地電價(jià)機制改革后，尖峰電價(jià)提高，峰谷差價(jià)拉大，用電成本提高，給自身帶來(lái)了不小的挑戰。用戶(hù)側配儲可以谷時(shí)充電峰時(shí)放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶(hù)側參與電力市場(chǎng)，利用峰谷差價(jià)實(shí)現獲利，儲能的價(jià)值逐漸凸顯。1-4月份用戶(hù)側項目投運個(gè)數多達20個(gè)，隨著(zhù)投資回報率的提升，用戶(hù)側儲能項目會(huì )越來(lái)越多。
儲能在不同環(huán)節存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節電力運營(yíng)商以及終端用戶(hù)降本增效；延緩基礎設施投資；通過(guò)峰谷價(jià)差套利、參與虛擬電廠(chǎng)需求響應等輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量租賃、電力現貨市場(chǎng)等方式。
電源側
電力調峰：通過(guò)儲能的方式實(shí)現用電負荷的削峰填谷，即發(fā)電廠(chǎng)在用電負荷低谷時(shí)段對電池充電，在用電負荷高峰時(shí)段將存儲的電量釋放。
提供容量：通過(guò)儲能提供發(fā)電容量以應對發(fā)電尖峰負荷，提升傳統發(fā)電機組的運行效率。
可再生能源并網(wǎng)：在風(fēng)、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動(dòng)性的可再生能源發(fā)電出力進(jìn)行平滑控制，滿(mǎn)足并網(wǎng)要求。
可再生能源發(fā)電調峰：將可再生能源的棄風(fēng)棄光電量存儲后再移至其他時(shí)段進(jìn)行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。
調頻：頻率的變化會(huì )對發(fā)電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響，因此頻率調節至關(guān)重要。電化學(xué)儲能調頻速度快，可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉換，因而成為優(yōu)質(zhì)的調頻資源。
虛擬電廠(chǎng)：通過(guò)虛擬電廠(chǎng)的需求響應為電網(wǎng)尖峰時(shí)段提供應急容量，針對突發(fā)情況時(shí)為保障電能質(zhì)量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備。
黑啟動(dòng)：發(fā)生重大系統故障或全系統范圍停電時(shí)，在沒(méi)有電網(wǎng)支持的情況下重啟無(wú)自啟動(dòng)能力的發(fā)電機組，逐漸擴大系統恢復范圍，*終實(shí)現整個(gè)系統的恢復。
盈利方式：提升發(fā)電效率以增加收入；減少棄風(fēng)棄光，提升發(fā)電效率；峰谷價(jià)差套利。
電網(wǎng)側
緩解電網(wǎng)阻塞：將儲能系統安裝在線(xiàn)路上游，當發(fā)生線(xiàn)路阻塞時(shí)可以將無(wú)法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線(xiàn)路負荷小于線(xiàn)路容量時(shí)，儲能系統再向線(xiàn)路放電。
延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電系統內，可以利用儲能系統通過(guò)較小的裝機容量有效提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。
盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。
用戶(hù)側
容量管理：工業(yè)用戶(hù)可以利用儲能系統在用電低谷時(shí)儲能，在高峰負荷時(shí)放電，從而降低整體負荷，達到降低容量電費的目的。
容量租賃：儲能電站租賃給新能源服務(wù)商，目前國內的儲能容量租賃費用范圍在250-350元/kW·年，具體定價(jià)由儲能電站與新能源電站的項目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長(cháng)期租賃協(xié)議。
電力自發(fā)自用：安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶(hù)通過(guò)配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發(fā)自用水平，降低用電成本。
峰谷價(jià)差套利：在實(shí)施峰谷電價(jià)的電力市場(chǎng)中，通過(guò)低電價(jià)時(shí)給儲能系統充電，高電價(jià)時(shí)儲能系統放電，實(shí)現峰谷電價(jià)差套利，降低用電成本。
消納綠電：當光伏、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源有富余時(shí)可儲存電能，促進(jìn)綠電消納。
盈利方式：降低容量電費，節約用電成本，峰谷價(jià)差套利。
《電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》GB/T 36547
《電化學(xué)儲能電站設計規范》GB 51048
《電化學(xué)儲能電站設計標準（征求意見(jiàn)稿）》
《電化學(xué)儲能系統儲能變流器技術(shù)規范》GB/T 34120
《電力儲能用鋰離子電池》GB/T 36276
《儲能電站監控系統技術(shù)規范》NB/T 42090
《電化學(xué)儲能電站用鋰離子電池技術(shù)規范》NB/T 42091
《電能質(zhì)量監測設備通用要求》GB/T 19862
《爆炸危險環(huán)境電力裝置設計規范》GB 50058
《繼電保護和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規程》GB/T 14285
《儲能電站用鋰離子電池管理系統技術(shù)規范》GB/T 34131
《3~110kV高壓配電裝置設計規范》GB 50060
《20kV及以下變電所設計規范》GB 50053
《電力系統安全穩定導則》GB 38755
《電力系統安全穩定控制技術(shù)導則》GB26399
《電力系統調度自動(dòng)化設計規程》DL/T 5003
《電能量計量系統設計技術(shù)規程》DL/T 5202
《電力系統電化學(xué)儲能系統通用技術(shù)條件》 GB/T 36558
在GB 51048-2014《電化學(xué)儲能電站設計規范》(以下簡(jiǎn)稱(chēng)規范)中電化學(xué)儲能電站按電池類(lèi)型分類(lèi)可以分為鉛酸(鉛炭)電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池和多類(lèi)型電化學(xué)儲能等，但是在2022年的《電化學(xué)儲能電站設計標準（征求意見(jiàn)稿）》(以下簡(jiǎn)稱(chēng)標準)中已經(jīng)刪除鈉硫電池儲能，明確為鉛酸（鉛炭）電池、鋰離子電池和液流電池。國家能源局綜合司發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項的要求（2022年版）（征求意見(jiàn)稿）》，提出中大型電化學(xué)儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動(dòng)力電池。所以中大型電化學(xué)儲能電站電池類(lèi)型一般可選擇鉛酸（鉛炭）電池、磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池。
另外針對電化學(xué)儲能電站的規模分類(lèi)，規范和標準也不同。
表1 規范和標準對儲能系統規模定義
通過(guò)對比可以發(fā)現，儲能電站的規模上限定義遠超之前的標準，這也是由于近幾年儲能電站大規模發(fā)展的原因，放寬功率標準，簡(jiǎn)化了電化學(xué)儲能電站的建設要求，便于促進(jìn)儲能的進(jìn)一步發(fā)展。
GB 51048《電化學(xué)儲能電站設計規范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒(méi)有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學(xué)儲能電站設計標準（征求意見(jiàn)稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。
GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》對不同容量的儲能系統并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求，電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：
表2 儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級要求
8kW及以下的儲能系統一般用于戶(hù)用的光儲系統，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實(shí)現戶(hù)用并、離網(wǎng)模式運行。當不允許向電網(wǎng)輸送電能時(shí)，通過(guò)防逆流裝置可以實(shí)現光伏發(fā)電富余時(shí)自動(dòng)充電，*大程度消納綠電，配電結構如圖1所示。戶(hù)用光儲系統數據可上傳云平臺供移動(dòng)端查看數據。
圖1 8kW及以下戶(hù)用儲能光伏一體化系統
表3 戶(hù)用儲能管理系統硬件推薦
8kW-1000kW儲能系統一般500kW以下采用380V并網(wǎng)，500kW-1000kW根據接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構可采用0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)，也可以采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)。當然采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)需要增加升壓變壓器、中壓開(kāi)關(guān)柜等設備，會(huì )大大增加儲能系統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)以減少成本。
比如企業(yè)內部需要安裝大功率充電樁，但是企業(yè)變壓器容量不滿(mǎn)足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統用于擴展用電容量，在不更換變壓器的情況下，可以在0.4kV母線(xiàn)增加儲能系統并網(wǎng)。在光伏發(fā)電有富余或者負荷較低的谷電時(shí)段充電，負荷高峰時(shí)期放電，以*小的成本擴展企業(yè)內部用電容量，這種情況*典型的場(chǎng)景是城市快速充電站或者需要變壓器擴容的企業(yè)，如圖2所示。通過(guò)多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線(xiàn)，這樣可以把企業(yè)內部配電容量一段時(shí)間內擴展1000kW，滿(mǎn)足企業(yè)用電擴容需要。
圖2 8kW-1000kW工商儲能光伏充電一體化系統
通過(guò)0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)的儲能系統中，在10kV產(chǎn)權分界點(diǎn)需要增加防孤島保護裝置和電能質(zhì)量分析裝置，如果不需要往電網(wǎng)送電還需要安裝逆功率保護裝置，在低壓側0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無(wú)功補償裝置等，儲能系統數據通過(guò)智能網(wǎng)關(guān)采集后可以上傳至本地管理系統或者云平臺，實(shí)現企業(yè)可靠、有序用電，降低用能成本。
在這種模式下，安科瑞電氣可以為1000kW以下儲能監控系統提供以下設備，見(jiàn)表4。
表4 1000kW以下儲能監控系統硬件推薦
500kW-5000kW儲能系統采用6kV-20kV并網(wǎng)，一般采用電氣集裝箱方式安裝，分為電池艙、電氣艙等，也可采用模塊化的分布式儲能柜并聯(lián)匯流后升壓并網(wǎng)，組裝方便，安全系數高。
圖3 2MW/4MWh工商業(yè)儲能系統示意圖
現行分時(shí)電價(jià)政策由于不少地區在冬夏高峰時(shí)段每天會(huì )有2個(gè)尖峰時(shí)段，持續時(shí)間2小時(shí)左右，為了保證峰谷套利收益*大化，工商業(yè)儲能系統大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。
按照GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》要求，儲能系統交流側匯流后通過(guò)變壓器升壓至10kV后并入企業(yè)內部配電網(wǎng)10kV母線(xiàn)，儲能系統交流側額定電壓可根據儲能系統功率確定，一般可選擇線(xiàn)電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV等。
儲能系統的微機保護配置要求：儲能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時(shí)應在2s動(dòng)作，將儲能電站與電網(wǎng)斷開(kāi)；通過(guò)10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動(dòng)或方向保護作為主保護。
關(guān)于儲能系統計量點(diǎn)的設置：如果儲能系統采用專(zhuān)線(xiàn)接入公用電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在公共連接點(diǎn)；采用T接方式并入公共電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在儲能系統出線(xiàn)側；如果儲能系統接入企業(yè)內部電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在并網(wǎng)點(diǎn)，見(jiàn)圖3。
儲能單元應具備絕緣監測功能，當儲能單元絕緣低時(shí)應能發(fā)出報警和/或跳閘信號通知儲能變流器及計算機監控系統，如果BMS或者PCS具備絕緣監測功能的話(huà)不需要另外配置絕緣監測裝置。
通過(guò)10（6）kV接入公用電網(wǎng)的儲能系統電能質(zhì)量宜滿(mǎn)足GB/T19862要求的電能質(zhì)量監測裝置，當儲能系統的電能質(zhì)量指標不滿(mǎn)足要求時(shí)，應安裝電能質(zhì)量治理設備。
在5000kW以下儲能系統中，安科瑞提供的二次設備推薦如表5所示。
表5 5000kW以下儲能監控系統硬件推薦
5000kW以上規模的儲能系統根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并網(wǎng)，一般采用2MWh~4MWh左右的儲能單元作為一個(gè)基礎單元，集成安裝在一個(gè)40英尺集裝箱。和儲能單元配套的系統還包括三級電池管理系統(BMS)、消防系統、空調系統、視頻監控系統、環(huán)境監控系統、能量管理系統(EMS)，每個(gè)電池艙還包括電池柜、控制柜(BMS)和匯流柜等。也可采用模塊化的分布式儲能柜并聯(lián)匯流后升壓并網(wǎng)，組裝較為方便，安全系數較高，但是相對成本偏高。
圖4 中大型儲能電站電氣布局示意圖
通過(guò)110kV及以上電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站應配置光纖電流差動(dòng)保護作為主保護；通過(guò)10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動(dòng)或方向保護作為主保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專(zhuān)用故障錄波裝置。
儲能電站高壓側接線(xiàn)型式可采用單母線(xiàn)、單母線(xiàn)分段等簡(jiǎn)單接線(xiàn)形式。當電化學(xué)儲能電站經(jīng)雙回路接入系統時(shí)，宜采用單母線(xiàn)分段接線(xiàn)，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線(xiàn)變組、單母線(xiàn)接線(xiàn)等；中型儲能電站可采用單母線(xiàn)或單母線(xiàn)分段接線(xiàn)等；大型儲能電站可采用單母線(xiàn)分段接線(xiàn)、雙母線(xiàn)接線(xiàn)等，儲能電站35kV及以上電壓等級的母線(xiàn)宜設置母線(xiàn)保護。
圖5 中大型儲能電站電氣接線(xiàn)示意圖
接入公用電網(wǎng)的電化學(xué)儲能站應在并網(wǎng)點(diǎn)配置電能質(zhì)量監測裝置或具備電能質(zhì)量監測功能。10(6)kV及以上電壓等級接入公共電網(wǎng)的電化學(xué)儲能電站宜配置滿(mǎn)足現行國家標準《電能質(zhì)量監測設備通用要求》GB/T 19862要求的電能質(zhì)量監測裝置，當電能質(zhì)量指標不滿(mǎn)足要求時(shí)，應安裝電能質(zhì)量治理設備。
表6 5000kW以上儲能監控系統硬件推薦
Acrel-2000MG儲能系統能量管理系統和AcrelEMS能源管理平臺能夠對企業(yè)微電網(wǎng)的源（市電、分布式光伏、微型風(fēng)機）、網(wǎng)（企業(yè)內部配電網(wǎng)）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲能系統、新能源汽車(chē)充電負荷進(jìn)行實(shí)時(shí)監測和優(yōu)化控制，保護微電網(wǎng)儲能系統運行安全，實(shí)現不同目標下源網(wǎng)荷儲資源之間的靈活互動(dòng)，增加多策略控制下系統的穩定運行。同時(shí)促進(jìn)新能源消納、合理削峰填谷，減少電網(wǎng)建設投資，提升微電網(wǎng)運行安全，降低運行成本。Acrel-2000MG儲能系統能量管理系統適合部署在本地，作為實(shí)時(shí)監控、異常告警和策略管理；AcrelEMS能源管理平臺適用于企業(yè)源網(wǎng)荷儲充運維的一體化管理平臺，并提供移動(dòng)端數據服務(wù)和異常告警。
展示儲能的容量信息、收益、充放電量及電壓、電流、及充放電功率的變化曲線(xiàn)等。
圖6 儲能系統數據展示
儲能系統能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動(dòng)作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態(tài)異常信息或電芯過(guò)壓、電芯欠壓、溫度異常、電池簇過(guò)壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統運行安全。
圖7 儲能系統告警記錄
儲能BMS監測電芯、電池模組、電池簇的電壓、電流、溫度、SOC及越限電芯位置等，并針對越限信息進(jìn)行告警，儲能變流器交直流側運行監控、充放電指令下發(fā)、參數限值設定等。
圖8 儲能系統實(shí)時(shí)監控
監測企業(yè)分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數據、光伏發(fā)電效率分析、發(fā)電量及收益統計以及光伏發(fā)電功率控制。
圖9 光伏運行監測
監測微電網(wǎng)重要回路的電壓波動(dòng)與閃變、電壓暫升/暫降、短時(shí)中斷情況，實(shí)時(shí)記錄事件并故障錄波，為電能質(zhì)量分析與治理提供數據來(lái)源。及時(shí)采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發(fā)生。
圖10 電能質(zhì)量監測
AcrelEMS能源管理平臺通過(guò)先進(jìn)的控制、計量、通信等技術(shù)，將分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動(dòng)汽車(chē)、電能路由器聚合在一起；平臺根據*新的電網(wǎng)價(jià)格、用電負荷、電網(wǎng)調度指令等情況，靈活調整微電網(wǎng)控制策略并下發(fā)給儲能系統、電動(dòng)汽車(chē)充電樁、電能路由器等系統，保障企業(yè)微電網(wǎng)高效、穩定運行，并提供移動(dòng)端數據服務(wù)。
圖11 AcrelEMS能源管理平臺及APP展示
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