储能规划

6月12日，国家能源局批准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等310项能源行业标准。将于11月26日实施。

在“双碳”目标提出的背景下，新能源机组在电力系统中的并网规模逐步增加；而随着社会经济的持续快速发展，负荷类型日趋多样化，负荷需求不断提高，这就导致电力系统中源荷两端出力与用能的不确定性与不匹配性特征愈发明显，系统对灵活性调节资源的需求不断提高。储能技术是提升电网灵活性、优化新能源并网友好性的重要手段。提出一种考虑充放电寿命的电化学储能规划配置与运行模拟模型，以及基于精细化生产运行模拟的规划方案评估方法，为新型电力系统中受端电网的储能布局与配置提供了理论支撑。算例表明：加入储能后，可以降低系统运行成本与温室气体排放，显著提升系统可靠性与新能源消纳能力。

为解决目前储能规划中场景划分不够精确及模型适用范围有限的问题，提出了基于负荷场景多层聚类的储能精细化规划方法。首先，提出了基于关联分析与聚类的负荷时空耦合特性分析方法及考虑负荷时空特性的负荷场景多层聚类方法。其次，面向典型负荷场景，构建了综合考虑碳排放、全周期成本、弃风弃光惩罚及储能和分布式电源协同的储能精细化规划模型。最后，选取某地实际配电网开展算例分析，得到了不同负荷场景下储能与分布式电源的最优协同配置方案，验证了所提模型与方法的可行性与有效性。 To address the current issues of insufficient precision in scenario division and limited applicability of models in energy storage planning, the paper proposes a method for refined energy storage planning based on multilayer clustering of load scenarios. Firstly, an analysis method is introduced that considers the spatiotemporal coupling characteristics of load using association analysis and clustering, along with a multi-layer clustering method considering load spatiotemporal characteristics. Secondly, for typical load scenarios, a refined energy storage planning model is constructed that comprehensively considers carbon emissions, lifecycle costs, penalties for curtailed wind and solar power, and the coordination of energy storage and distributed energy sources. Finally, a case study is conducted on an actual distribution network, resulting in optimal coordinated configurations of energy storage and distributed energy sources for different load scenarios. This validates the feasibility and effectiveness of the proposed model and method.

电化学储能(electrochemical energy storage, EES)内部的多种功能性老化行为是影响EES规划决策以及经济性评估的重要因素。针对独立运营模式下EES同时参与电能量和调频市场的容量配置问题，首先提出计及功能性衰减的EES两阶段容量优化配置决策模型。第一阶段模型以EES期望寿命周期内收益最大化为目标进行EES容量优化配置；第二阶段模型考虑EES寿命和功能性老化行为约束，以日运行利润最大化为目标优化各运行年内EES运营决策。然后采用多参数规划理论方法对两阶段模型进行联合优化求解，以获得独立运营模式下EES的配置容量及其期望寿命。最后通过算例仿真分析了EES的功能性老化行为对其经济寿命及容量配置的影响，验证了所提模型和方法的有效性。

储能是新一代能源系统的重要组成部分。随着电化学储能技术性能持续提升、成本快速下降，规模化应用前景广阔。然而，电化学储能在电网侧规模化应用仍亟待突破部分关键技术。一是规划方面，目前缺少针对电网侧储能多种应用功能的选址定容方法。二是设计方面，现有储能安全防护设计体系薄弱，缺少电站级的储能集成优化设计技术。三是设备方面，现有储能关键设备多应用于动力和新能源领域，缺少适应电网侧规模化应用的模块化并联与快速响应控制技术。四是运行方面，现有储能电站未直接接入调度管辖，储能集中聚合调度控制技术在国内外仍处于空白。 项目立足破解电网侧规模化储能应用技术瓶颈、提升电网灵活运行水平的现实需求，在电网侧规模化储能优化规划、安全防护、关键涉网设备性能提升、聚合调控等关键技术方面取得技术突破。首创统筹不同时间尺度和多重应用效益的电网侧储能规划及效益评估方法，实现对含百兆瓦级储能系统的建模分析及稳定性、灵活性、经济性、可靠性评估，解决了电网侧规模化储能的选址定容规划难题。建立储能系统电池舱、防火分区、水消防系统的防消结合三级防护体系，实现电池管理系统与消防系统的有机联动及储能电站消防隔离设计，革新了储能电站安全防护设计技术。提出适于电网侧应用的基于自适应无迹卡尔曼滤波法的 SOC 估计方法及大容量储能变流器多级并联优化提升方法，有效提升设备控制的响应水平。首创基于电网断面与储能电池荷电在线状态的储能电站站间功率优化分配方法，实现电网侧储能聚合调控及快速精准控制，经现场实测 AGC 调节时间最快 1.62 秒、参与紧急功率控制的整体响应时间小于 350 毫秒。 项目授权发明专利 12 项，授权实用新型专利 10 项；发表论文 20 篇，其中 SCI 检索 8 篇；取得软件著作权 4 项；发布国家标准 1 项、行业标准 2 项、国家电网有限公司企业标准 3 项；编写专著 1 本。由中国工程院院士周孝信等组成的鉴定委员会认为，项目研究成果整体达到国际领先水平。项目整体应用于镇江电网侧储能项目及江苏第二批电网侧储能项目（10 座储能电站，合计40 万千瓦），镇江储能项目是目前全球容量最大的电网侧储能项目，构成了全球首套毫秒级响应的“源网荷储”系统，此外部分关键技术应用于无锡、长沙、顺德等地的储能项目，具有较高的普适性和广阔应用前景。

4月13日，海南省发改委发布遴选《海南省“十四五”新型储能规划研究》课题研究机构的通知。课题控制价42万元。从源、网、荷三侧研究海南省“十四五”及中长期新型储能替代电源能力、发展方向、发展原则、发展规模、全省布局、发展时序、商业模式。

从储能技术发展概况、南网储能创新探索与实践、储能工作思路与研究开展、储能发展展望四个方面介绍了储能技术当前的发展现状、不同储能技术路线的特点及存在的问题，南网储能在抽水蓄能电站建设、电化学储能技术研究、电化学储能电站建设方面的研究进展，南网储能关于储能的工作思路与公司目前重点科技项目开展情况，最后从储能发展政策、南方电网新能源与储能规划目标两个方面对储能发展做出展望。