今天分享的是储能系列报告 ：《新能源基地送电配置新型储能报告》报告出品方： 《电力规划设计总院》

  1.0.1 为规范和指导新能源基地送电配置新型储能规划工作,统一技术原则和计算方式,制定本标准。

  1.0.2本标准适用于新能源基地送电配置的新型储能规划工作1.0.3新能源基地送电配置新型储能规划应以国家级(省级)能源、电力规划及新能源规划为依据,与抽水蓄能等相关专项规划相衔接,宜作为新能源基地规划的组成部分

  1.0.4新型储能配置应遵循技术可行、经济合理、安全可靠、绿色环保的原则。

  1.0.5新能源基地送电配置新型储能规划应通过多方案比选论证,明确新型储能的配置规模、技术选型建设布局规划选址接入系统、建设时序等。

  1.0.6 新能源基地送电配置新型储能规划除应符合本标准的规定外尚应符合国家现行有关标准的规定

  2.0.1 新能源基地new energy resource base指以风电、光伏发电为主的能源生产和供应基地2.02新型储能new-type energy storage除抽水蓄能外以能量存储、转换并释放电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术,包括但不限于电化学储能、压缩空气储能、热储能、重力储能等。

  2.0.3 新型储能电站new-type energy storage power station指采用新型储能技术进行能量存储、转换及电力释放的电站可由新型储能系统和变配电系统、监控系统和辅助设备设施组成。

  3.1.1新能源基地送电配置新型储能应第一先考虑新能源基地调峰和外送通道可靠送电需要。通过配套电源与新型储能的一体化运行,满足国家对外送通道可再次生产的能源电量比例、新能源利用率通道年利用小时数等要求，且不宜增加送端电网调峰压力。

  3.1.2新能源基地新型储能容量配置应以基地配套电源方案电源出力特性及调节能力、通道送电曲线 新能源基地新型储能容量配置应结合储能的选型,通过多方案比选优化,提出技术可行的储能配置方案。

  3.2.1 储能容量配置宜采用电力系统生产模拟法分析计算,对不同的储能功率、时长组合方案,测算通道可再次生产的能源电量比例新能源利用率、基地出力满足送电曲线可靠性等指标进行多方案比选。

  3.2.2储能容量配置按照输电通道规划的配套电源方案及通道送电曲线方案开展电力系统生产模拟计算;输电通道尚未明确送电曲线的,可在最大限度地考虑送端新能源特性和受端负荷特性基础上，参考相关工程实践，拟定送电曲线,开展电力系统生产模拟计算。

  3.2.3 电力系统生产模拟计算中,风电出力数据原则上根据当地测风塔代表年风资源数据来进行测算,光伏出力数据原则上根据当地测光站代表年太阳能总辐射量进行测算。若无上述实测数据可参考近区有代表性的场站标杆机组实际运行数据或利用相关气象、卫星等数据来进行估算

  3.2.4 电力系统生产模拟中,应考虑通道配套支撑调节电源出力特性的约束,其中煤电最小技术出力原则上不应高于 30%额定功率。

  4.1.1 新型储能选型应以国家新型储能有关政策为指导,符合有关规程、规范的要求。

  4.1.2新能源基地送电配置新型储能应结合技术发展、调度运行、商业模式等因素选型,因地制宜多元化发展。

  4.2.1 新能源基地送电配置新型储能的选型应考虑新型储能电站的建设条件、系统对新型储能电站运行方式的要求等因素。4.22新能源基地送电配置新型储能的选型应在满足系统调峰需求的基础上,兼顾系统对储能调频、调压、调相、惯量支撑、紧急功率支撑等需求。

  4.2.3新能源基地送电配置新型储能的选型应匹配基地对储能功率、储能时长、充放电速度、充放电倍率、充放电次数响应速率调节精度、经济性等的需求

  4.2.4新能源基地送电配置新型储能的选型可考虑多种类型储能的优势互补,协同参与新能源基地电力外送。

  5.1.1 新能源基地送电配置的新型储能电站应结合其应用场景站址条件、技术选型、功能作用进行规划布局,遵循安全、高效、经济环保的原则。

  5.1.2新能源基地送电配置的新型储能电站应考虑主要布局在输电通道送端。受端电网具备条件的情况下,可考虑在受端进行一定规模的布局，并同步优化送端储能配置

  5.2.1新能源基地送电配置的新型储能宜考虑规模化,单元化的布局与管理模式。

  5.2.2根据新型储能电站的站址条件、基地新能源的布局、系统安全需要等,新型储能电站可选择布局在新能源场站、汇集站、系统枢纽站等。

  5.2.3 布局在新能源场站的新型储能规模可按照该场站新能源规模的特殊的比例确定。

  5.2.4布局在基地不同位置的新型储能电站应协同配合与基地配套电源共同满足国家对外送输电通道提出的可再次生产的能源电量比例、新能源利用率等技术指标要求

  5.3.1新型储能电站接入系统方案应适应新能源基地整体规划布局,接线结构相对比较简单清晰,运行安全、可靠、灵活。

  5.3.2新型储能电站接入系统方案应考虑接入点升压站,汇集站或枢纽变电站的变压器容量的限制。

  5.3.3新型储能电站接入系统电压等级的选择应考虑储能的选型、在电网中的作用、近远期规模容量接入点电网结构等因素。

  5.4.1 新型储能电站接入系统应进行多方案比选,通过电气计算、经济技术比较及综合评价,提出推荐方案。5.4.2新型储能电站接入系统方案应结合新能源出力特性和系统运行需要,统筹优化变压器容量和导线截面选择,提高设备利用效率。

  6.1.1 新型储能电站站址选择应满足国土空间规划、土地利用总体设计、城乡规划的有关要求，严格执行环保、交通运输、消防安全、水文地质等方面的相关标准。

  6.1.2新型储能电站应结合储能类型、建设规模、建设条件、线路走廊、周边电网情况等进行选址。

  6.2.1 新型储能电站可独立建设,亦可结合储能类型、建设规模接入点电压等级等,与新能源基地的风电场、光伏电站、汇集站等合建。当采用合建方式时,宜与配电设施、站用电设施、监控系统通信系统、辅助控制管理系统等进行融合。

  6.2.2 新型储能电站所需的场地面积应根据近远期规划需要确定，并留有一定的发展空间。

  6.2.3 新型储能电站可依托新建、现役、退役及改造的火电厂可利用场地建设。若新型储能电站对站址条件有特别的条件,宜同步进行选址规划专题研究。

  7.1.1 新型储能电站的继电保护应以新能源基地规划的一次网架和设备为基础,应按照现行国家标准《继电保护和安全自动装置作业规程》GB/T14285 的要求，与新能源基地侧继电保护统筹配置。

  7.1.2新型储能电站的安全自动装置应按照现行国家标准《电力系统安全稳定导则》GB 38755 和《电力系统安全稳定计算规范》GB/T 40581的要求,与新能源基地侧安稳系统统筹配置

  7.2.1 新型储能电站应具备接受调度机构统一调度的能力，其调度方式应根据所处地区、安装容量、接入电网电压等级等确定7.2.2新型储能电站可具备接受新能源基地集控中心控制和管理的能力。

  7.2.3新型储能电站的调度自动化应满足现行行业标准《电力系统调度自动化设计规程》DL/T 5003 的要求其配置应与新能源基地侧统筹考虑,调度运行信息应纳入全国新型储能大数据平台管理。

  7.2.4新型储能电站的电能量计量应满足现行行业标准《电能量计量系统模块设计规程》DL/T 5202 的要求

  7.3.1新型储能电站的通信应满足现行行业标准《电力系统通信设计导则》DL/T 5599、《电源接入系统模块设计规程》DL/T 5611的要求,同时应与电网通信规划相符。

  7.3.2新型储能电站的通信应满足生产调度和生产管理各类业务对传输通道及通信速率的要求。

  7.3.3新型储能电站的通信应与新能源基地侧统筹考虑具备两路通信通道，满足新能源基地通信系统的统一要求。7.3.4 新型储能电站与新能源基地间的信息交互安全应符合现行国家标准《信息安全技术 网络基础安全技术方面的要求》GB/T20270、《信息安全技术 物联网感知终端应用安全技术方面的要求》GB/T36951的有关规定

  8.1.1 方案技术比较应结合新能源基地送电对新型储能的需求从系统定位、配置容量、选址布局、技术选型接入系统方案等方面综合评价新型储能配置方案的可行性和合理性。

  8.1.2方案技术比较宜结合国家对新能源基地送电规划、构建新型电力系统及新型储能技术发展等有关政策和要求,对比各方案对促进送端新能源消纳和受端能源替代的整体作用。

  8.1.3 方案经济比较应在技术方案优选基础上进行,应统筹考虑送电通道配套电源、储能、汇集及外送输变电工程的经济性，并结合新型储能的运行方式及常规使用的寿命开展综合评估。

  8.1.4方案经济比较应最大限度地考虑新型储能的收益模式和新能源基地规划的全生命周期内新型储能的投资费用、储能调峰、送端新能源电量增加、受端容量替代等直接、间接效益。

  8.1.5宜采用年费用评估或收益/成本评估等方法分析各比选方案新型储能规划期内的经济效益，结合方案的技术性能提出基地配置新型储能的推荐方案。

  8.2.1 针对推荐方案开展财务分析,可参考编制年发电工程限额或同一地区实际投运的同类项目投资费用,并最大限度地考虑新型储能原材料价格、技术发展进步对投资造价的影响，对新能源基地送电配置新型储能规划方案来投资估算。

  8.2.2财务分析应根据储能的收益模式和投资收益率要求、合理的折旧率、贷款利息等参数,采用内部收益率法、投资回收期法等

  （本文仅供参考，不代表我们任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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