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國家鼓勵支持市場進行儲能項目建設，全國多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規(guī)定了儲能補貼標準和限額。
國內(nèi)分時電價的調(diào)整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個省份每天可實現(xiàn)兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能進入熱門賽道。
儲能電站盈利模式據(jù)統(tǒng)計，2023年1-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。
其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。
其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三，占總規(guī)模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。
華東區(qū)域1-4月投運儲能項目規(guī)模*大，達814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也*多，共26個。
從應用場景分布上看，“大儲”依舊占據(jù)重要地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)項目儲能規(guī)模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項目共投運24個，裝機規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。
電源側(cè)儲能項目共投運23個，裝機規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側(cè)儲能項目，共19個，規(guī)模占電源側(cè)的88%。
用戶側(cè)儲能項目，規(guī)模體量上不及“大儲”，但各地電價機制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高，給自身帶來了不小的挑戰(zhàn)。
用戶側(cè)配儲可以谷時充電峰時放電，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)，作為用戶側(cè)參與電力市場，利用峰谷差價實現(xiàn)獲利，儲能的價值逐漸凸顯。
1-4月份用戶側(cè)項目投運個數(shù)多達20個，隨著率的提升，用戶側(cè)儲能項目會越來越多。
儲能在不同環(huán)節(jié)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(jié)電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量**、電力現(xiàn)貨市場等方式。
電源側(cè)電力調(diào)峰：通過儲能的方式實現(xiàn)用電負荷的削峰填谷，即發(fā)電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。
提供容量：通過儲能提供發(fā)電容量以應對發(fā)電尖峰負荷，提升傳統(tǒng)發(fā)電機組的運行效率。
可再生能源并網(wǎng)：在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調(diào)度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進行平滑控制，滿足并網(wǎng)要求。
可再生能源發(fā)電調(diào)峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。
調(diào)頻：頻率的變化會對發(fā)電及用電設備的安全運行及壽命產(chǎn)生影響，頻率調(diào)節(jié)至關重要。
電化學儲能調(diào)頻速度快，可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉(zhuǎn)換，成為的調(diào)頻資源。
虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為電網(wǎng)尖峰時段提供應急容量，針對突發(fā)情況時為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預留的有功功率儲備。
黑啟動：發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時，在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動能力的發(fā)電機組，逐漸擴大系統(tǒng)恢復范圍，*終實現(xiàn)整個系統(tǒng)的恢復。
盈利方式：提升發(fā)電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發(fā)電效率；峰谷價差套利。
電網(wǎng)側(cè)緩解電網(wǎng)阻塞：將儲能系統(tǒng)安裝在線路上游，當發(fā)生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統(tǒng)再向線路放電。
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(tǒng)內(nèi)，可以利用儲能系統(tǒng)通過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。
用戶側(cè)容量管理：工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低整體負荷，達到降低容量電費的目的。
容量**：儲能電站**給新能源服務商，目前國內(nèi)的儲能容量**費用范圍在250-350元/kW·年，具體定價由儲能電站與新能源電站的項目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長期**協(xié)議。
電力自發(fā)自用：安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶通過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。
峰谷價差套利：在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。
消納綠電：當光伏、風力發(fā)電等可再生能源有富余時可儲存電能，促進綠電消納。
盈利方式：降低容量電費，節(jié)約用電成本，峰谷價差套利。
相關標準《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB/T 36547《電化學儲能電站設計規(guī)范》GB 51048《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》《電化學儲能系統(tǒng)儲能變流器技術(shù)規(guī)范》GB/T 34120《電力儲能用鋰離子電池》GB/T 36276《儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》NB/T 42090《電化學儲能電站用鋰離子電池技術(shù)規(guī)范》NB/T 42091《電能質(zhì)量監(jiān)測設備通用要求》GB/T 19862《爆炸危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》GB 50058《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T 14285《儲能電站用鋰離子電池管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》GB/T 34131《3~110kV高壓配電裝置設計規(guī)范》GB 50060《20kV及以下變電所設計規(guī)范》GB 50053《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》GB 38755《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制技術(shù)導則》GB26399《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設計規(guī)程》DL/T 5003《電能量計量系統(tǒng)設計技術(shù)規(guī)程》DL/T 5202《電力系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)通用技術(shù)條件》 GB/T 36558電化學儲能電站分類在GB 51048-2014《電化學儲能電站設計規(guī)范》(以下簡稱規(guī)范)中電化學儲能電站按電池類型分類可以分為鉛酸(鉛炭)電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池和多類型電化學儲能等，在2022年的《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》(以下簡稱標準)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）（征求意見稿）》，提出中大型電化學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力電池。
中大型電化學儲能電站電池類型一般可選擇鉛酸（鉛炭）電池、磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池。
針對電化學儲能電站的規(guī)模分類，規(guī)范和標準也不同。
表1 規(guī)范和標準對儲能系統(tǒng)規(guī)模定義通過對比可以發(fā)現(xiàn)，儲能電站的規(guī)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(guī)模發(fā)展的原因，放寬功率標準，簡化了電化學儲能電站的建設要求，便于促進儲能的發(fā)展。
儲能系統(tǒng)設計及選型.       儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求GB 51048《電化學儲能電站設計規(guī)范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。
在《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》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《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》對不同容量的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求，電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統(tǒng)額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)等條件確定，不同額定功率儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：表2 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求.       8kW及以下儲能系統(tǒng)8kW及以下的儲能系統(tǒng)一般用于戶用的光儲系統(tǒng)，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現(xiàn)戶用并、離網(wǎng)模式運行。
當不允許向電網(wǎng)輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現(xiàn)光伏發(fā)電富余時自動充電，*大程度消納綠電，配電結(jié)構(gòu)如圖1所示。
戶用光儲系統(tǒng)數(shù)據(jù)可上傳云平臺供移動端查看數(shù)據(jù)。
圖1 8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統(tǒng)表3 戶用儲能管理系統(tǒng)硬件推薦.       8kW-1000kW儲能系統(tǒng)8kW-1000kW儲能系統(tǒng)一般500kW以下采用380V并網(wǎng)，500kW-1000kW根據(jù)接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)可采用0.4kV多點并網(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、中壓開關柜等設備，會大大增加儲能系統(tǒng)的成本，在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點并網(wǎng)以減少成本。
比如企業(yè)內(nèi)部需要安裝大功率充電樁，企業(yè)變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統(tǒng)用于擴展用電容量，在不更換變壓器的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統(tǒng)并網(wǎng)。
在光伏發(fā)電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，負荷高峰時期放電，以*小的成本擴展企業(yè)內(nèi)部用電容量，這種情況*典型的場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。
通過多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業(yè)內(nèi)部配電容量一段時間內(nèi)擴展1000kW，滿足企業(yè)用電擴容需要。
圖2 8kW-1000kW工商儲能光伏充電一體化系統(tǒng)通過0.4kV多點并網(wǎng)的儲能系統(tǒng)中，在10kV產(chǎn)權(quán)分界點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(cè)0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無功補償裝置等，儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過智能網(wǎng)關采集后可以上傳至本地管理系統(tǒng)或者云平臺，實現(xiàn)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(jiān)控系統(tǒng)提供以下設備，見表4。
表4 1000kW以下儲能監(jiān)控系統(tǒng)硬件推薦.       500kW-5000kW儲能系統(tǒng)500kW-5000kW儲能系統(tǒng)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(shù)高。
圖3 2MW/4MWh工商業(yè)儲能系統(tǒng)示意圖現(xiàn)行分時電價政策由于不少地區(qū)在冬夏高峰時段每天會有2個尖峰時段，持續(xù)時間2小時左右，為了保證峰谷套利收益*大化，工商業(yè)儲能系統(tǒng)大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。
按照GB/T 36547-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》要求，儲能系統(tǒng)交流側(cè)匯流后通過變壓器升壓至10kV后并入企業(yè)內(nèi)部配電網(wǎng)10kV母線，儲能系統(tǒng)交流側(cè)額定電壓可根據(jù)儲能系統(tǒng)功率確定，一般可選擇線電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV等。
儲能系統(tǒng)的微機保護配置要求：儲能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時應在2s動作，將儲能電站與電網(wǎng)斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護。
關于儲能系統(tǒng)計量點的設置：如果儲能系統(tǒng)采用專線接入公用電網(wǎng)，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式并入公共電網(wǎng)，計量點應設置在儲能系統(tǒng)出線側(cè)；如果儲能系統(tǒng)接入企業(yè)內(nèi)部電網(wǎng)，計量點應設置在并網(wǎng)點，見圖3。
儲能單元應具備絕緣監(jiān)測功能，當儲能單元絕緣低時應能發(fā)出報警和/或跳閘信號通知儲能變流器及計算機監(jiān)控系統(tǒng)，如果BMS或者PCS具備絕緣監(jiān)測功能的話不需要配置絕緣監(jiān)測裝置。
通過10（6）kV接入公用電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)電能質(zhì)量宜滿足GB/T19862要求的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置，當儲能系統(tǒng)的電能質(zhì)量**不滿足要求時，應安裝電能質(zhì)量治理設備。
在5000kW以下儲能系統(tǒng)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(jiān)控系統(tǒng)硬件推薦.       5000kW以上儲能系統(tǒng)5000kW以上規(guī)模的儲能系統(tǒng)根據(jù)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基礎單元，集成安裝在一個40英尺集裝箱。
和儲能單元配套的系統(tǒng)還包括三級電池管理系統(tǒng)(BMS)、消防系統(tǒng)、空調(diào)系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)、環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)(EMS)，每個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(shù)較高，相對成本偏高。
圖4 中大型儲能電站電氣布局示意圖通過110kV及以上電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站應配置光纖電流差動保護作為主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統(tǒng)的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專用故障錄波裝置。
儲能電站高壓側(cè)接線型式可采用單母線、單母線分段等簡單接線形式。
當電化學儲能電站經(jīng)雙回路接入系統(tǒng)時，宜采用單母線分段接線，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護。
圖5 中大型儲能電站電氣接線示意圖接入公用電網(wǎng)的電化學儲能站應在并網(wǎng)點配置電能質(zhì)量監(jiān)測裝置或具備電能質(zhì)量監(jiān)測功能。
10(6)kV及以上電壓等級接入公共電網(wǎng)的電化學儲能電站宜配置滿足現(xiàn)行國家標準《電能質(zhì)量監(jiān)測設備通用要求》GB/T 19862要求的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置，當電能質(zhì)量**不滿足要求時，應安裝電能質(zhì)量治理設備。
表6 5000kW以上儲能監(jiān)控系統(tǒng)硬件推薦儲能工程能量管理系統(tǒng)Acrel-2000MG儲能系統(tǒng)能量管理系統(tǒng)和AcrelEMS能源管理平臺能夠?qū)ζ髽I(yè)微電網(wǎng)的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網(wǎng)（企業(yè)內(nèi)部配電網(wǎng)）、荷（固定負荷和可調(diào)負荷）、儲能系統(tǒng)、新能源汽車充電負荷進行實時監(jiān)測和優(yōu)化控制，保護微電網(wǎng)儲能系統(tǒng)運行安全，實現(xiàn)不同目標下源網(wǎng)荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。
促進新能源消納、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(tǒng)能量管理系統(tǒng)適合部署在本地，作為實時監(jiān)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，并提供移動端數(shù)據(jù)服務和異常告警。
.       數(shù)據(jù)展示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等。
圖6 儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)展示.       異常報警儲能系統(tǒng)能量管理系統(tǒng)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)異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、溫度異常、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統(tǒng)運行安全。
圖7 儲能系統(tǒng)告警記錄.       實時監(jiān)控儲能BMS監(jiān)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，并針對越限信息進行告警，儲能變流器交直流側(cè)運行監(jiān)控、充放電指令下發(fā)、參數(shù)限值設定等。
圖8 儲能系統(tǒng)實時監(jiān)控.       光伏運行監(jiān)控監(jiān)測企業(yè)分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數(shù)據(jù)、光伏發(fā)電效率分析、發(fā)電量及收益統(tǒng)計以及光伏發(fā)電功率控制。
圖9 光伏運行監(jiān)測.       電能質(zhì)量監(jiān)測監(jiān)測微電網(wǎng)重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質(zhì)量分析與治理提供數(shù)據(jù)來源。
及時采取相應的措施提高配電系統(tǒng)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(jiān)測.       AcrelEMS能源管理平臺AcrelEMS能源管理平臺通過先進的控制、計量、通信等技術(shù)，將分布式電源、儲能系統(tǒng)、可控負荷、電動汽車、電能路由器聚合在一起；平臺根據(jù)*新的電網(wǎng)價格、用電負荷、電網(wǎng)調(diào)度指令等情況，靈活調(diào)整微電網(wǎng)控制策略并下發(fā)給儲能系統(tǒng)、電動汽車充電樁、電能路由器等系統(tǒng)，保障企業(yè)微電網(wǎng)、穩(wěn)定運行，并提供移動端數(shù)據(jù)服務。
安科瑞太陽能光伏發(fā)電防孤島保護裝置光伏并網(wǎng)柜燃氣發(fā)電站新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)防孤島保護裝置主要適用于35kV、10kV及低壓380V光伏發(fā)電、燃氣發(fā)電等新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)。
當發(fā)生孤島現(xiàn)象時，可以快速切除并網(wǎng)點，使本站與電網(wǎng)側(cè)快速脫離，保證整個電站和相關維護人員的生命安全。
產(chǎn)品品牌安科瑞型號規(guī)格AM5SEIS發(fā)貨產(chǎn)地江蘇省無錫市江陰市價格5250.00元/件安科瑞電氣股份有限公司提供了一種先進的太陽能光伏發(fā)電防孤島保護裝置，為光伏發(fā)電和燃氣發(fā)電站的新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)提供了可靠的保護措施。
這個裝置主要用于35kV、10kV及低壓380V光伏發(fā)電和燃氣發(fā)電等新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)，當發(fā)生孤島現(xiàn)象時，它可以快速切除并網(wǎng)點，保證電站與電網(wǎng)的快速脫離，從而保證整個電站的安全運行以及維護人員的生命安全。
該防孤島保護裝置具有以下特點1. 快速切除并網(wǎng)點當發(fā)生孤島現(xiàn)象時，裝置可以迅速切除電站與電網(wǎng)的連接，以保證電站不再受電網(wǎng)影響，從而避免電站發(fā)生故障。
2. 可靠的保護性能裝置采用先進的技術(shù)，具有高度可靠的保護性能，能夠快速檢測孤島現(xiàn)象，并及時切除并網(wǎng)點，保證電站的安全運行。
3. 全面的應用范圍裝置適用于35kV、10kV及低壓380V光伏發(fā)電和燃氣發(fā)電等新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)，可以在不同規(guī)模的電站中使用。
4. 高性價比這款防孤島保護裝置價格為5250.00元/件，，適合不同預算的電站購買和使用。
安科瑞太陽能光伏發(fā)電防孤島保護裝置是目前市場上一款性能優(yōu)越、價格合理的產(chǎn)品。
作為安科瑞電氣股份有限公司的產(chǎn)品，該裝置已經(jīng)在江蘇省無錫市江陰市的發(fā)貨中心準備好，可以隨時發(fā)貨到全國各地。
本防孤島保護裝置非常重要，它能夠保護電站的安全運行，保證維護人員的生命安全。
如果您的電站需要進行并網(wǎng)供電系統(tǒng)的防孤島保護，安科瑞太陽能光伏發(fā)電防孤島保護裝置將是您的佳選擇。
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問答1. 該防孤島保護裝置適用于哪些新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)該裝置主要適用于35kV、10kV及低壓380V光伏發(fā)電、燃氣發(fā)電等新能源并網(wǎng)供電系統(tǒng)。
2. 這款防孤島保護裝置的價格是多少該裝置的價格為5250.00元/件。
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