光伏电站发展形式分析

光伏发电又称太阳能光伏发电，是利用半导体界面的光伏特效将光能转化为电能的技术。主要由太阳能电池板（光伏组件）组成、控制器和逆变器三大部分组成。

光伏电站大致可分为集中式光伏电站和分布式光伏电站两类。

集中光伏电站是利用沙漠等地大面积集中建设大型光伏电站，发电后直接并入公共电网，接入高压输电系统供应远程负荷。常见于青海、宁夏、甘肃、新疆等地区。

分布式光伏电站是指在用户所在地或附近建设和运行，主要由用户侧自发使用，剩余电源上网。在华南华北地区建设光伏电站比较常见。由于纳入规模指标管理，分布式光伏发展陷入困境。后来，“全县分布式试点”政策成为行业热点[1]。

电化学储能技术概述2

电化学储能技术是一种通过化学电池储存电能的技术。

据不完全统计，截至2022年9月底，国内已投入运营的电力储能项目中，抽水蓄能约占85.6%，电化学储能约占12.78%，容量约6149万kW，是国家规划目标的两倍以上。

目前，储能已成为获取新能源发展指标的关键手段。截至2022年9月底，我国30多个省区出台了明确新能源配置和储存要求的政策，装机比例约为5%～连续储能时间为130%～4小时。该政策规定，新能源项目储能较强，并指出青海、山东、江西、陕西、广西、新疆优先发展电化学储能。

在现行政策的支持下，光伏项目配备电化学储能。

从技术路线的角度来看，抽水蓄能模式相对成熟，但施工周期长，受地理条件限制，响应速度慢，与我国风能太阳能资源存在区域错位。电化学储能不受自然条件影响，响应快，技术成熟；锂离子电池具有能量密度高、循环寿命长、充放电速度快、自放电率低的特点，适合风景项目的发展。随着我国碳达峰碳中和的逐步发展和风力和光伏发电的大规模推广，电化学储能产业将获得更广阔的市场机遇。

电化学储能技术主要分为铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂电池四类。

电化学储能技术也存在一些问题。

（1）安全：为加强电化学储能安全管理，国家能源局起草了《电化学储能电站安全管理暂行办法》，要求（1）储能电站建设单位对安全负主要责任。（2）建设单位应委托具有相应资质和等级的设计单位设计和咨询储能电站，并组织设计审查（3）禁止在拥挤场所、高层建筑、地下建筑、易燃易爆场所部署储能电站。在保证安全的同时，也增加了电化学储能项目的发展难度。为了提高安全性，将导致投资增加，选址有限，减少拥挤用户侧储能电站，主要是电源侧和电网侧项目。

（2）成本高：目前抽水蓄能单位成本约1元，电化学储能成本约1.7元，远离大规模应用推广的目标成本。通过进一步改造电池结构和工艺，提高材料利用率，降低材料制造成本，设计电极和壳体结构，增加电站残值，降低成本。

（3）储能比例问题：新能源项目与储能发展相结合已成为标准。目前，许多地方都出台了储能比例相关政策，比例规模从10%不等～25%不等。如何在储能配置的基础上优化项目收益率成为一个新的命题。

3光存储项目研究

3.1接入方式

储能系统接入光伏电站可采用交流侧集中布置接入方式和直流侧分布式布置接入方式两种技术。

采用交流侧集中布置接入方式，储能电池组集中布置在电站升压站/开关站，逆变升压后直流电源接入升压站交流母线，储能系统与电力系统之间的功率交换接受调度控制。交流侧集中储能方案应配备多台PCS，实现并机运行，增加升压变压器和配电装置。

3.2容量确定

从多个角度确定光存储项目容量：

(1)根据施工条件考虑施工容量

以华东地区某项目为例：

本项目属于太阳能资源三类地区，具有利用太阳能实施光伏发电项目的客观条件。根据工厂实际可铺设光伏面积计算，确定工程建设光伏容量为1500kW。

本项目所在工业厂区生产线连续运行24小时，除尘通风等辅助系统也与生产线运行模式一致，因此厂区日用电负荷相对平均。

考虑到该区域存在分时段电价，工程建设时峰谷价差约为0.7元/kW·h，可考虑建设大规模储能，实现峰谷套利。但由于厂房变压器容量充电不足，部分储能功率为150kW。考虑到项目的经济性和光伏发电时间，储能时间确定为4小时。

(2)以解决弃光问题为依据，考虑建设容量

这些项目可以通过统计每月弃电量数据和当前情况下储能配制技术的经济分析来确定储能配制容量。

以我国某项目为例：

在相同的储能功率配置下，储能电池容量越大，弃电量越小[2]，投资回收时间越长，增加储能电池容量的经济效益并不明显。考虑到储能系统配置后电站的弃电率、投资回收成本时间和初始投资。

(3)根据政策考虑建设容量

根据项目所在地政策要求，配置相应的容量，最大限度地提高储能系统的经济效率。

在我国电价峰谷价差较大的地区，可以考虑建设大规模储能，实现峰谷套利。

3.3充放电运行策略

在光伏电站正常发电的工作日，随着辐照的增加，网络的理论输出逐渐增加，会导致电网频率和电压的增加，威胁到安全稳定的运行。此时，通过储能系统适当的充放电控制，可以提高整个输出，减少弃电。当网络的实际需求功率大于光伏理论时，储能系统通过放电跟踪关口点，满足系统要求；当实际需求比光伏理论输出小时时，储能系统可以存储多余的电能，减少现场弃电。

光存储项目的运行策略与项目所在地峰谷价差、储能容量等有关。

以华东地区项目为例：

(1)分析用户需求:本项目建设容量为1500kW光伏，配套150kW/600kW·h电化学储能。本项目厂区生产线连续24小时，用电负荷平缓。

(2)峰谷价差:根据工程建设时该地区一般工业电价，峰值电价为1.0697元/kW·h，0.6418元/平值电价kW·h，0.3129元/谷值电价/kW·计算峰谷差电价0.758元/kW·h，0.4279元/峰值平差电价kW·h。峰谷价差较大，适用于储能项目的开发。000:00～08:00为谷时段，08:00～12:00为峰时段，12:00～17:00为平时段，17:00～21:00为峰时段。

(3)储能系统通过峰谷平价差实现其投资价值，可采用两充两放、一充一放、一充两放三种模式。

在一充一放模式下，能源系统综合电价最高，但深充放电降低了电池的使用寿命，一充两放方案经济效益低。考虑到储能电池的使用寿命和经济效益，建议采用两充两放的运行模式。

4结语

光伏项目采用电化学储能系统，既能保证清洁能源的电能质量和并网能力，又能满足电网公司的强制配套储能要求。同时可以解决弃光问题，减少资源浪费。