工商业用户侧储能系统工程设计要点

1.2、项目初步分析

正常的项目方案收资中，除常规需要提供的配电系统图、地下管网图、防雷接地图等资料外，还需要用户所在地的供电局提供用户多年的月均用电量、典型工作日的负荷曲线、典型非工作日的负荷曲线。目前大多数的供电局出于保护业主隐私的目的，一般难以拿到上述资料，因此可以参考的数据包括用户抄表数据、用户过去年一整年的电费清单，用户峰平谷电价及时间段。

根据上述资料可以大致估算出用户的用电数据信息：

峰时段包括８：００～１１：００，１３：００～１５：００，１８：００～２１：００；谷时段包括２２：００～０６：００；其余时段为平时段。用户典型月份下的工作日和非工作日的曲线如图２～图５所示。

2、项目初步方案

从储能项目的经济性考虑，要求储能系统每年运行的天数足够多，而且每天放电量也足够多，这样从经济指标上更有吸引力。从用户的典型负荷曲线分析得出线路１的配置储能系统，更能满足运行天数的要求。此外，从削峰的角度和简化接入的要求，储能作为辅助调节，配置的功率不宜过大，选取２５０ｋＷ 的储能变流器接入。充放电策略按每天２充２放运行，每一次放电时长３ｈ；选用磷酸铁锂电池，设置按８０％放电深度，单次充／放的效率按０．９２考虑，则储能电池容量２５０×３／（０．９２×０．８）＝１ＭＷｈ。充放电策略如图６所示。

项目最终配置的方案为２５０ｋＷ／１ＭＷｈ。

3、储能工程深化设计

3.1、接入设计

对于储能系统，国网在２０１９年２月发布的《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》中指出，对客户侧储能的接入参照分布式电源管理办法执行；用户侧的储能系统也需要向项目所在地的供电公司报备。同时参照国标ＧＢ／Ｔ３６５４７中推荐的接入电压，系统选取低压接入３８０Ｖ。电化学储能接入电网电压等级推荐表见表１。储能系统接入单线系统图如图７所示。

3.2、继电保护与安全自动装置

目前储能项目调节峰谷带来的收益吸引了越来越多的工商业用户、大工业用户。对大电网而言，用户自备储能项目能够缓解当地高峰用电的紧张局面，同时也一定程度影响到了配电网的继电保护；用户由之前的单一电源供电转为双端电源供电，提高了现有的继电保护配置的复杂度。

对于采用逆变整流接入的新能源系统，发生短路故障时，逆变器会封锁其脉冲输出，限制短路电流。在国网ＱＧＤＷ１１１４７中明确其短路电流按１．５Ｉｎ计算。３８０Ｖ低压接入的储能工程对继电保护的影响并不大，故在ＧＢ／Ｔ３３９８２中提出需要有短路瞬时、长延时、分励脱扣和欠压脱扣的功能。现有主流品牌的塑壳断路器都满足以上功能。

储能系统将单电源系统转为双电源系统，在特定的时候会一定程度上影响配电网的潮流。目前对于低电压接入的中小型系统在Ｑ－ＧＤＷ１１３７６中也明确不用考虑这一部分的影响。

此外，对于目前造价偏贵的储能系统，设计的初衷是利用峰谷价差满足用户收益最大化，故而对储能系统所放的电量一般是不允许倒送电到电网中的，在公共电网联接点需要装设防逆流装置，检测到储能系统倒送电到电网时，调节储能变流器降功率运行或停止工作。

在Ｑ－ＧＤＷ１４８０中还提到，分布式电源接入容量超过所在本台区配变额定容量２５％时，在配变低压母线处装设反孤岛装置。

故而此项目在并网柜中选用逆壳断路器时需要同厂家明确上述功能要求；同时鉴于项目容量小于２５％的配变容量，可不装设反孤岛装置。

3.3、防雷接地

目前大多数的储能工程采用集装箱型式，就地放置在用户配电房附近，一般会处于配电房的避雷针的保护范围内，不需要再另外避雷装置。

针对储能集装箱和储能变流器，并网柜等设备，根据用户提供的配电房的接地系统图，在施工设计时就近选取两处与原配电网接地系统相连，且满足接地电阻不大于４Ω。

3.4、储能系统与调度通信

储能系统是否接入调度，应根据储能系统所在地区的安装容量和接入电压等级来确定。同时在ＧＢ／Ｔ３６５５８中明确储能系统的监控系统应具备与电网调度机构之间数据通信的能力，能够将储能系统运行数据实时上传给电网调度机构。

一般的工商业和大工业用户大都是采用１０ｋＶ／３５ｋＶ进线，对于接受电网调度的储能系统，在ＧＢ／Ｔ３６５４７中提到通过１０（６）ｋＶ及以上电压等级的公用电网的储能系统应向电网调度提供储能系统的一些状态量、模拟量、电能量等信息。储能系统监控系统如图８所示。

对于低压接入的储能系统，可不与调度通信，但是需要具备与调度通信的能力。目前在低压侧接入的储能系统除非当地供电公司明文规定，一般可不接入调度。

另外，在低压接入的储能系统，并不参与电网的有功／无功功率控制。对于用户而言，该储能系统可以调节输出功率因数，对用户侧的功率因数改善有一定的作用。

4、项目收益测算

在计算项目收益时需要明确以下几点：锂电池系统放电深度为８０％，电池系统循环次数在５０００次，充／放电的效率在９２％；电池容量每年衰减率按２．８％考虑；系统残值为５％；收益为纯削峰填谷的电价差，并未计入共它附带的收入。储能系统用于削峰填谷收益测算：年均放电量４６．６７万ｋＷｈ；年均平价充电量２７．４５万ｋＷｈ；年均谷价充电量２７．４５万ｋＷｈ；年均放电收入４８．０３万元；年均充电成本２６．６６万元；年均收益２１．３７万元。

5、总结

目前储能项目处于边摸索边完善的过程中，国家及行业都有正在制定或更新相关的规范标准。此外，目前锂电池单价成本仍然偏高，单一依据峰谷差价的收入对项目投资回报并不具备吸引力；但储能在实际用户侧还具备应急电源，延缓扩容，削减需量等附加的收入。此外，储能在结合其他分布式能源后，其对能量的调配作用更加明显，这也是储能应用的一个重要方向。