储能的市场化应用该如何推广？用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨-第2页-北极星储能网

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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。

原标题：储能的市场化应用该如何推广？南方监管局发布的《实施细则》存在哪些问题？

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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