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方案一 低压接入分布式,单机400kw
上图系统设计中采用的是10KV的进线,低压接入分布式,单机400kw,说明:
储能单元并接在变压器低压侧400V母线上,电池充电状态相当于用电负荷,选择变压器轻载及电价低谷时充电,这跟平时削峰填谷的策略一样,不同之处在于,根据调度需要充电的时候也是要进行充电的;
储能系统放电状态,相当于发电机,放电功率一般为变压器负载的20%-80%,放电时,还是需要使用部分电网电量;
储能系统逆变器属于电力电子设备,充放电时,能自动跟踪电网系统频率及电压,通过抬高或降低储能系统电压来实现充电或者放电,属于在线式工作,跟传统柴油发电机等有区别,不存在切换电源问题,比传统发电机响应速度更快,更为直接。
由于储能单元(单机400kw/500kwh )并网接入点为变压器低压侧母线,故不占用报装容量,目前也没有明确的规定需要向供电局申报。
由于需要考虑与用户变压器负载配合,选择用户范围少,比较困难。
方案二 中压接入集中式,单机500kw -1000kw
方案二中的储能系统直接接入到10KV的母线上,说明:
储能单元通过变压器并接在开关站10kV母线上,电池充电状态相当于用电负荷,放电状态相当于电源。
直挂10kV母线上,故储能单元充放电,不受单台用户变压器负载的限制。
由于储能单元并网接入点为10kV母线上,按照目前政策要占用容量,需要交纳基本电费,这跟低压侧接入有所区别,按照供电局的规定,低压侧这边是利用用户现有的变压器容量来装机,如果要接入10KV母线,就需要增加变压器,就要向供电局申报,缴纳基本电费。
由于不需要考虑单台变压器负载情况,故受限少,可选用户范围广。
2、储能电站方案存在的问题
问题一:
储能电站规模 最小值2MW/1MWH,以上分布式、集中式是否都符合?目前没有明确的表示。
集中式直挂10kV母线,是否需要交纳基本电费(容量电费)?目前我们在为电网提供辅助服务,按照诉求应该是不需要缴纳基本电费的,因为现在是为电网提供服务,但并无相关的条文支撑。按照目前增加变压器容量后,需要缴纳基本电费,其经济性需要重新评估。
节假日,用户负荷可能小于储能电站放电功率,是否可以反送电到系统?目前在执行的过程中,供电局对用户反送电有严格的考核。1)如无法向电网反送电,自身负荷无法消耗储能电站的电量,储能电站的收益降低。而为了参与辅助服务而增加储能电站的容量和PCS功率,增加投资成本,延长投资回收期。2)如可以实施反送电,功率是否有限?如果不能,那是否免考核?
解决方案:
集中式选择110kV专业用户,分布式选择10kV供电的大用户,年用电量2000万千瓦时以上。
选择用户负荷曲线跟统调吻合的用户(完全自我消纳)。
以上选取的园区的负荷曲线基本跟广东省的负荷曲线一致。
从广东电力系统运行的特点可以看出:
上午7:45 - 9:00及下午13:15-14:00这两个时间段负荷急剧攀升;
上午11:30-12:15,17:15-18:00 负荷急剧下降,负荷变化超过1000万千瓦。
上午9:00-11:00,14:00-17:00 ,18:00-22:00变化缓慢,此时间段是储能电站参与调峰的主要时间段。
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