5种储能解决方案技术路线流程
原创王含蓄 杂事咸亨2024-05-10 17:11 江苏16人听过
《「十四五」新型储能发展实施方案》明确提出，到2030年，新型储能全面市场化发展。如今，从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间已经不多
储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的关键。我们日常所说的储能，通常是指新能源领域的电力储能，简单讲就是把风、光、水等发的电存起来，待需要时再用。换句话说，储能就像个大充电宝，可以将光伏、风电这种新能源设施发的电储存起来，并入电网。
储能主要分为抽水蓄能和新型储能。相比抽水蓄能，新型储能投资小、建设周期短、部署灵活。2017年底，自五部委联合发布首个储
能行业指导意见以来，储能热度逐日攀升。
2022 年以来，包括《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《「十四五」新型储能发展实施方案》等多项重磅文件相继出台。近日，国家能源局又发布了《新型电力系统发展蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》)，通过对现状和定位的分析，《蓝皮书》明确新型电力系统总体架构和主要发展任务，即“锚定一个基本目标，聚焦一条主线引领，加强四大体系建设，强化三维创新支撑”。
型储能技术的开发和应用做出了指引。受政策驱动，新型储能再次迎来了爆发式
现阶段存在几种主流的储能解决方案技术路线，不同的技术路线各有优缺点。简单介绍如下:
1、集中式:电池簇→直流电缆→直流汇流箱→直流电缆→集中式变流器→交流电缆→升压变压器
多个电池簇直接在直流侧的母线并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流，这种方式是目前应用较广的一种技术路线，优点是控制简单，缺点是电池簇之间电压不一致时会产生环流。代表企业:YG，SN，KH等
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2、分散式:电池簇→直流电缆→变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器
每个电池簇单独与一个储能变流器串联，多个储能变流器在交流母线侧进行并联，不在直流侧并联。这种方式的优点是可以解决电池簇间的环流问题，每个簇可以单独管理或者故障隔离，缺点是因为变流器数量较多，对系统的稳定性和可靠性要求较高。代表企业:JD
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3、集散式:电池簇→DC/DC→直流电缆→单个变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器
每个电池簇经过直流变压器(DC/DC)变成一致的电压以后在直流侧进行并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流。不同于集中式的是集散式在每个电池簇使用了DC/DC。优点是可以解决电池簇间因电压不一样会产生环流的问题。缺点是增加了DC/DC元件，也有能量损耗。代表企业:
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5、高压级联直挂式:电池→H桥(DC/AC功率单元)→H桥级联→三相星型连接。
系统包含多个储能单元，每个储能单元由H桥和独立小电池堆组成，每相由多个储能单元串联至一定的电压直接接入交流电网。优点是无需升压变压器，减小系统损耗，减少占地面积，无电池簇间并联，消除簇间环流问题。缺点是5MW以上才有经济性，只能输出6kV、10kV等电压等级，在工商业应用缺少灵活性。代表企业:ZG、NR、XD
A相 B相 C相
6~35kV 6~35kV 6~35kV
H桥 H桥 H桥
H桥 H桥 H桥
H桥 H桥 H桥
总体来说，储能项目聚焦“源、网、荷、储”等元素的协同，共同构建新型电力系统。在电源侧，为提高绿电占终端能源消费的比重，大量分布式能源接入配电网，对能源高效调控利用的需求越来越大;在电网侧，网侧构架日益庞杂，电力系统中的大量电源、负荷、储能呈现出非线性、随机性等特征;在用户侧，更多新型用能场景涌现，电动汽车、电化学储能、变频等直流负荷、灵活负荷比重越来越大，数据中心等重要负荷对供电可靠性和能效的要求越来越高;储能方面，为了保障整个系统的安全稳定运行，多时间尺度、多种形式的储能开始规模化的应用充当调节作用。
能源格局的深刻调整给电网发展带来关键变革，电网内电源结构向新能源发电装机占主导转变，负荷特性向柔性、生产与消费兼具转变，运行特性向源网荷储高度协同转变。因此，如何在新能源高比例渗透、多元新型负荷叠加和多种储能规模化应用的情况下，通过电网保障整个电力系统的安全，成为未来一段时期电力系统转型的重要任务和内容。
兼容互补 互为支撑
我国地域辽阔，各地的资源禀赋和经济发展水平不一致，因此在践行“双碳”目标和构建新型能源体系中，“源”的开发，大致包含两种模式:
平不一致，因此在践行“双碳”目标和构建新型能源体系中，“源”的开发，大致包含两种模式:
一是以大基地项目为代表的清洁能源基地建设，即风电、光伏项目联合开发，配套煤电或者水电作为调峰电源，利用特高压大电网进行大范围甚至全国性的电量输送和整体平衡;
二是以“分布式能源”的开发为主，配套“储能”、自带“负荷”的“源网荷储一体化”模式。“源网荷储一体化”模式侧重于新能源的就地开发、就近接入和就地消纳，在该模式下，新能源“间歇、波动、随机”和“新能源高渗透率下网络系统安全稳定运行”问题亟待解决，分布式智能电网在这种场景下应运而生。分布式智能电网是一种能够满足各种新能源的就近接入和就地消纳、相对独立又能与大电网灵活耦合、相互支撑的智能电网。
考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来电力系统应仍以交、直流区域互联大电网为基本形态，推进柔性交、直流输电等新型输电技术广泛应用。其中，“大电网”通过跨省跨区直流、交流输电网的支撑，消纳集中式新能源。同时，以分布式智能电网为方向的新型配电系统形态逐步成熟，分布式智能电网通过源网荷储协调发展，消纳本地新能源。“大电网”和“分布式智能电网”两者之间互相支撑、双向互动、协作共生，并最终形成“大电网”与“分布式智能电网”兼容并存的电网格局。
实际上，2022年4月26日习近平总书记主持召开中央财经委员会第十一次会议，首次提出分布式
分布式智能电网所支撑的“源网荷储一体
化”，首先其能源结构以新能源为主体，其次内部源网荷储融合互动并具备平衡自治和相对独立的能力，同时能够与大电网之间灵活耦合互相支撑。在和“大电网”关系方面，分布式智能电网通过部署能量管理系统，实现“源网荷储一体化”控制管理，相对于大电网表现为单一可控单元，与大电网交换功率和交换时段应灵活可控，并提供调峰、需求侧响应等双向服务。同时，分布式智能电网可利用备用容量，以储能的方式消纳大电网电量，对大电网的安全稳定运行提供重要支撑。
在规模、容量和电压等级上，分布式智能电网针对用户的特定化需求，容量可大可小，电压等级可高可低。小的分布式智能电网更趋近于微电网;大的分布式智能电网可包含多个配电网、微电网和各类资源集群，并形成一种分层分区分群、多级平衡的网络构架，每个平衡区内部源网荷储一体化与多能互补深度融合，实现群内自我优化、群间协同支撑。
分布式智能电网是在我国能源革命与新型能源体系建设背景下应运而生的，具有鲜明的中国特色和时代特征。在未来的电力系统中，“大电源、大电网”和“分布式电源、分布式智能电网”兼容互补，互为支撑。分布式智能电网和大电网一起构建更加和谐的电网形态，共同支撑新型电力系统建设。
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