湖南新型储能应用与展望2023

01 02 目录 03 CONTENTS 04 05 储能发展展望 Part1 为什么要发展储能 为什么要发展储能 湖南电力系统特点 湖南电力系统源网荷三侧对调节能力的需求都极为强烈 为什么要发展储能 湖南发展储能的原因 电源结构变化 新型电力系统的构建，进一步改变了电源结构，新能源这类非调节性电源的占比不断提升，实现发用实时平衡难度大。 电网建设成本高 湖南电网一次能源的遗之、用电结构的现状以及发用两张网的特性推高电网建设成本，运行效率较低，降低用能成本难度大 为什么要发展储能 湖南发展储能优势 国网湖南省电力有限公司 拥有新型储能全场景参与电力系统全过程全电磁仿真平台基于柔性互联智能融合的多类型储能协调互动平台规模化电池储能应用技术湖南省工程研究中心省内高新技术企业、知名高校、研究院所在国家级、省部级科技创新项目上累计获得上亿元支持，在新型储能标准、发明专利、研究论文等方面更是突飞猛进 全国首家储能集控云平台 为什么要发展储能 湖南储能发展需求迫切 储能既可以提供调节能力又可实现需求响应，双倍助力发用实时平衡 储能优化布局可以改善发用两张网的特性，提高电网运行效率，降低建设成本，提高电网效率，灵活特性助力用能高效 一把钥匙开两把锁，储能发展需求十分紧迫电电 Part2 储能发展现状 储能发展现状 二 储能类型选择 锂离子电池为主的电化学储能是湖南省配电网储能的主要技术形式 能量密度高 产能稳定，价格稳中有降 技术成熟，安全稳定电电电脑 安装部署简单，周期短 诸能发展现状 新型储能装机规模实现高速发展 新型储能建设情况 2023年上半年湖南 累计投运新型储能266万干瓦/532万千瓦时，位居全国第二新增新型储能装机200万干瓦/400万干瓦时，位居全国第一 诸能发展现状 二 新型储能政策情况 2021年省发改委、省能源局印发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》（湘发改能源【2021］786号）！作为湖南省第一个新型储能支持文件，提出了力争2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上的发展规模明确建立风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%比例（时长2小时）配建储能电站的“新能源+储能”机制。电电 诸能发展现状 二 新型储能政策情况 2022年省发改委省能源局印发《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》（湘发改能源【2022】687号）、《湖南省新型储能容量市场化交易试点方案》（湘发改能源【2022】1051号）1在786号文的基础上，对2022年底、2023年6月底前并网储能项目，分别按装机容量的1.5倍、1.3倍计算配建容量，并于全国范围内首次提出新型储能价格机制同时启动了新型储能容量市场化交易试点。 湖南省发展和改革委员会关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知 湖南省发展和改革委员会关于印发（湖南省新型储能容量市场化交易试点方案》的通知电电电 提出“新能源+储能”模式，明确配置比例 试点项目享受配置容量奖励，率先提出新型储能价格机制，开启容量市场交易试点 加大“新能源+储能”模式支持力度，严格落实储能配置 诸能发展现状 二 新型储能政策情况 2023年省发改委、省能源局印发《关于做好新型储能与新能源项目容量配置工作的通知》（湘发改能源【2023】67号】，为了刚性执行687号文提出的新能源+储能”模式，推动存量新能源项目与储能项目落实配置关系，提出将把新能源与储能的匹配关系作为纳入试点项目的主要依据，抓紧组织开展容量市场化交易。 湖南省发展和改革委员会关于做好新型储能与新能源项目容量配置工作的通知 Part3 诸能参与市场情况 储能参与市场情况 三 湖南储能当前运行策略 口湖南省集中式储能当前仅参与调峰 口电化学储能容量较小，2小时调节能力 口多针对全省调节需求时兼顾区域的问题一次性解决（如全省放电需求17：00-24：00根据地区差别于19：00-21:00、21:00-23：00时段放电） 口在全省无需求时也可优化自身的充放电策略 储能参与市场情况 三 湖南储能当前运行策略 口湖南电化学储能主要采用日内集中式“一充一放充放电策略，充电需求主要集中在凌晨低谷负荷时段，放电时段为晚间负荷高峰时段（晚间无光伏，顶峰压力更大）口充放电计划以调度日前负荷预测曲线和电源计划出力曲线为基础，统筹电网调峰需求和断面输电压力后进行安排，实际运行中将根据系统当日需求进行微调口以耒阳储能电站为例，”一充一放”模式下，充电时段通常为04：00-06：30，放电时段通常为17：00-21：30 ·电力建设 储能参与市场情况 湖南储能当前运行策略 口在电网腰荷时段存在调节需求时（一般为光伏大发或丰水期腰荷较小时段）电化学储能将调整采用集中式两充两放充放电策略口以未阳储能电站为例，第一次充电时间与“一充一放模式下的充电时间相同，一般为凌 晨04：00-06：30，第一次放电时间为上午负荷爬坡时段，一般为8：00-11：00口第二次充电时间为午后的负荷下降光伏大发时段，一般为12：30-15：00，第二次放电时间为负荷晚高峰时段，一般为17：00-21：30 全省负荷曲线 储能参与市场情况 三 湖南储能参与市场情况 口目前电化学储能电站主要通过参与储能容量租赁市场、辅助服务交易市场和电力中长期交易市场获取容量租赁、辅助服务和充放电价差3类收入。 口容量租赁：按照《湖南省新型储能容量市场化交易试点方案》（湘发改能源【2022】1051号）开展，采用双边协商、挂牌、集中竞价等交易方式，市场平均配置价格为40万元/兆瓦*年。 口辅助服务：根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》的通知》（湘监能市场【2020】81号】，独立储能电站可参与深度调峰交易获得补偿，平均补偿价格0.246元】千瓦时。 口电力中长期市场：根据《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知（湘发改能源【2022】687号）文件，储能通过电力市场交易方式形成新型储能项目充放电价格。甲电力建设 Part4 配网侧储能典型应用 配网侧储能典型应用 四 技术原理与应用成效 配网侧储能典型应用 四 典型应用案例1 光储一体化低电压治理系统 本项目进行光储源荷一体化供电系统整体方案设计，系统由配网、光伏电池板、储能电池组电力电子变换器以及负荷共同构成。该拓扑能够有效管理光储源荷多种能源之间的电能耦合关系解决配电网所面临的电能质量综合问题。 配电网储能典型应用 典型应用案例1 设备适用场景 单次低电压持续时间有限 低电压问题发生频繁 用电功率有限 电压质量要求较高台区线损偏高 配网侧储能典型应用 典型应用案例1 电网电压正常时工作原理 当电网电压正常时，旁路开关合闸，逆变单元停止运行，负荷由电网直接供电：光照资源充足时，光伏系统进行最大功率跟踪 产生的电量优先配给储能电池充电，待储能电池电量充满后，产生的剩余电量首先就近消纳负荷其次剩余电量上网光照资源不充足时电池仍旧需要备电电网能 量对储能系统进行慢充，充电系数可设置甲甲电信 配网侧储能典型应用 电网电压异常时工作原理 典型应用案例1 当电网低电压时旁路开关断开，调压系统工作，逆变器稳压运行储能电池放电支撑负荷光伏系统发电提供能量，电网经过变流器给负荷供电，保障输出电压值，使用户则负荷正常运行。光照资源充足时，电网、光伏系统与储能系统同时给负 荷供电，电池电量不足时，储能系统停止运行。光伏发电量充足时，发电电能在补偿调压能量缺额后还有剩余电量回馈电网光照资源不充足时，光伏系统不发电，电网与储能电池 共同给负荷供电：电池放电系数可设置光照资源不充足直电池电量不足时，光伏系统与储能系统均不参与工作，电网直接给负荷供电，能量全部来自于电网，通过调压装置来进行调压。通过变流器交直流转换达到调压（110V-265V之间都可以调压） ·电力建设 配网侧储能典型应用 四 典型应用案例1 试点一：益阳市资阳区张家塞乡，屋顶安装光伏板，调研平时电压170-185V（寒暑假及国家法定节假日更低）试点二：益阳市资阳区沙头镇金山村，屋 后菜地安装，调研平时电压180V左右，（寒暑假及国家法定节假日更低）。试点三：益阳市安化县龙塘镇，杂物棚方 式，调研平时电压190-200V左右，寒暑假及国家法定节假日只有170-180V 配网侧储能典型应用 四 典型应用案例1 应用成效 蓝色部分为电网电压，红色部分为负载电压，青色部分为装置工作电压。电网电压低于200V时设备进入工作状态，以减少损耗。如图所示为试点电压治理情况低电压治理装置对手电网低电压有明显的升效果，低电压治理装置能将负荷电压维持在200V以上至220V左右。根据现场数据分析节假日用电高峰期间，装置设备也可有效将抬升用户端电压至200V 配网侧储能典型应用 四 典型应用案例2 整体方案构建 光储一体化微电网装置 本项目进行光储荷一体化供电系统整体方案设计，系统由配网、光伏电池板、储能电池组电力电子变换器以及负荷共同构成。该拓扑能够有效管理光储荷多种能源之间的电能耦合关系解决配电网所面临的电能质量可靠性等综合问题。 配网侧储能典型应用 设备适用场景 配网侧储能典型应用 四 典型应用案例2 常德桃源县漆河乡石板坪七组台区线路未端，输电距离远，供电质量不佳台区用户低电压问题严重（2022年低压户天数为1237）用户长期被低电压等电能质量电问题困扰（用电高峰期空调、电饭锅、洗衣机等设备无法正常使用），短期内无法通过台区改造解决主要为低压两相供电。 配网侧储能典型应用 应用成效 典型应用案例2 配网侧储能典型应用 四 储能经济可行性分析 Part5 储能发展超趋势展望 储能发展趋势展望 政策机制发展趋势展望 1推进分布式电源配储政策，开放配电网分布式储能指标共享模式，增强配电网储能发展动力。 2.通过政策引导，鼓励围绕分布式能源、微电网、电动汽车充电设施、工业园区等热点，探索储能融合发展新场景。甲 3.引导灵活性资源聚合商加入配电网储能建设和利用，为配电网储能参与电力辅助服务提供技术支持和获利渠道。 4结合国家电动汽车下乡，推进农村配电网电动汽车V2G落地实施。加电 储能发展趋势展望 加强相关研究论证 结合配电网实际情况，充分论证挖掘配电网替代性储能应用场景和条件。结合林区、湖泊、高寒地区、偏远村落、分布式电源集中接入、电动汽车下乡等具体情况开展量化测算工作，分析各场景下储能综合利用可行性，提高配电网设备利用水平和综合投资效益。 2。拓展台区间建立柔性直流互联通道，提升新能源消纳和储能综合利用水平，提高供电质量和供电可靠性 介绍完毕感谢聆听！ 电力建设