解读中能建刘建波：电化学储能项目设计实践与思考

课件性质与整体脉络

这是一份由浙江省电力设计院有限公司刘建波主讲的课件，主题是电化学储能项目设计实践与思考，共32页。课件从目录看分为五块：电化学储能项目概述、规范梳理、典型架构、工程设计要点分析，以及电化学储能项目的思考。它不是一份政策文件，也不是研究报告，而是一线设计单位把项目执行中的实战经验做了系统归纳，适合储能项目开发、设计和咨询人员作为工作参考。

储能电池怎么分类

课件先按电池类型把电化学储能铺开：铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池。其中锂离子电池又细分为钴酸锂、锰酸锂、镍钴锰酸锂（即三元锂电池）、镍钴铝酸锂、钛酸锂和磷酸铁锂，课件还分别标注了它们各自的典型应用场景——从手机、电动工具到电动车、工业动力总成。

磷酸铁锂被课件描述为安全性较高、性价比高，适用于大规模储能系统，这基本勾勒出了当前储能电站主流电池选型的方向。液流电池则列出铁铬液流、全钒液流和锌溴液流三种。按服务对象，储能又分为电源侧、电网侧和用户侧，电源侧还包括新能源侧和火电厂。

项目执行各阶段的问题清单

课件把电化学储能项目执行中的问题分成四个阶段来提。立项阶段问的是“想投资储能？如何确定规模？”；设计阶段要理清收取哪些资料、办理什么手续、准备哪些报告；系统集成阶段要回答设备执行什么标准、集成路线如何选择；调试阶段则关注调试范围、并网检测和涉网试验。这些问题不是泛泛而谈，而是设计单位在项目中反复遇到的真实卡点。

这句话是课件在这一页给出的结论，也顺理成章地引出了后面大篇幅的规范梳理内容。

储能规范体系的分类梳理

课件用六页篇幅把储能相关标准按环节归类，覆盖面相当完整。前期策划阶段列了《电力系统配置电化学储能电站规划导则》（GB/T XXXX，正在征求意见）。接入电网要求方面，既有现行的DL/T 2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》、GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，也有正在征求意见的接入电网运行控制规范、用户侧接入配电网技术规定，还有杭州储能行业协会的T/HZESA001—2021《浙江电化学储能电站并网技术规范》。

设计阶段的标准密度最高。课件列出的重要规范包括GB 51048-2014《电化学储能电站设计规范》，这是住建部发布的现行标准；DL/T 5810-2020《电化学储能电站接入电网设计规范》；以及2023年8月6日即将实施的一批DL/T 5860-2023可研报告内容深度规定、DL/T 5861-2023初步设计内容深度规定、DL/T 5862-2023施工图设计内容深度规定。安全与环境方面，GB/T 42288-2022《电化学储能电站安全规程》和GB/T 42318-2023《电化学储能电站环境影响评价导则》也列为即将实施。

设备、运维标准与前期策划收资

储能设备相关标准覆盖了电池、变流器、监控系统等关键设备。课件列出的现行标准包括GB/T 36558-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》、GB/T 36276-2018《电力储能用锂离子电池》、GB/T 36280-2018《电力储能用铅炭电池》、GB/T 34120-2017《电化学储能系统储能变流器技术规范》等，黑启动技术导则还处于征求意见阶段。运行维护方面，DL/T 2246系列从第1部分到第9部分，把并网运行调试、并网运行、验收、继电保护、安全稳定控制、调度信息通信、惯量支撑与阻尼控制、仿真建模、仿真计算模型与参数实测逐一规范，配套还有DL/T 2579-2022并网试验规程和DL/T 2581-2022调试导则。

前期策划阶段，课件列出了一份基础数据收集清单，包括站址用地性质及规模、地质初勘或测量资料、地上地下布置图、水文气象、电网结构及年负荷量、拟接入电压等级与变电站位置、送出线路长度和廊道条件、当地电网公司政策、水源情况以及雨污水市政管网情况。这些收资项的完整程度，直接决定了后续可研和设计的推进效率。

浙江备案制与分级管理

浙江省新型储能项目管理暂行办法明确了三级管理架构：省发改委（能源局）负责全省规划、指导和监督管理，制定发布省级发展规划；设区市发展改革委负责本地区项目纳规建议报送、年度建设计划编制报送及建设监督管理；各县（市、区）发展改革局负责本地项目备案、建设管理等工作。

项目备案按规模分级推进。电源侧、电网侧新型储能项目须先纳入《新型储能发展规划》或全省年度建设计划，再执行备案流程。纳入规划且额定功率50MW以下的项目，由属地县（市、区）发展改革局备案；50MW至200MW的项目，需经有市级主管部门参与的专项论证后由属地县级备案；200MW及以上项目，专项论证须有省级主管部门参与；动力电池梯次利用项目同样需省级主管部门参与专项论证。

工程设计五大要点

工程设计要点部分，课件用五张图分别讲接入系统、全厂总平面、储能系统、消防安全和暖通设计，另加收益测算。接入系统按规模分级：额定功率大于100MW的大型储能电站一般接入220kV及以上电网，30MW至100MW的中型电站一般接入110kV，30MW及以下的小型电站一般接入35kV及以下。课件举例，100MW出线1回、导线截面300mm²，200MW导线截面400mm²；100MW/200MWh储能电站主变容量一般为120MVA；储能系统功率因数应能在0.9超前至0.9滞后范围内连续可调。

全厂总平面遵循按最终规模、远近结合、以近为主的原则，站区标高大型储能电站按1%洪水水位或历史最高内涝水位设计，中小型按2%洪水水位或历史最高内涝水位。受江、河、湖、海风浪影响时，按2%风浪高加0.5m。布置形式有全户外、全户内、半户内三种。储能系统方面，电池须通过GB/T 36276和NB/T 42091-2016认证，额定电压宜选38.4V至166.4V系列；BMS应具备数据采集、估算、控制、保护、故障诊断等功能；PCS保护功能涵盖短路、极性反接、直流过欠压、过电流、过温、交流进线相序错误、通讯故障、冷却系统故障和防孤岛保护。电池预制舱长边和短边间距均不宜低于3m，距站内道路不小于1m，堆叠不宜超过两层。消防方面，电池舱应设置自动灭火系统，最小保护单元宜为电池模块，灭火介质应具备良好绝缘性能和降温性能，消防给水须满足GB 51048要求。暖通则对比了空气冷却、液体冷却、热管冷却和相变冷却的散热效率、速度、温差、寿命和成本差异。

收益模式与行业思考

收益测算是课件最贴近算账的板块。以浙江省“十四五”新型储能示范项目为例，调整后共计1915.7MW（含储热），其中电网侧20个项目1071MW、占比55.92%，用户侧20个项目722.17MW、占比37.71%，电源侧4个项目122MW、占比6.37%。电源侧收益包括火储调频奖励、参与电力辅助服务市场获取调频收益、减少考核分摊费用；用户侧靠峰谷套利和示范补贴。

电网侧的收益来源更复杂。示范补贴方面，浙江省对过渡期调峰项目（年利用小时数不低于600小时）给予容量补偿，补贴按200元、180元、170元/千瓦年三年退坡。现货套利方面，电力现货市场运行前电网侧示范项目可委托电网企业代理购电，充电按一般工商业及其他用电价格执行，上网电量按燃煤发电基准价执行。调峰价格上限1000元/兆瓦时，填谷调峰上限320元/兆瓦时；一次调频价格上限120元/兆瓦时，二次调频上限60元/兆瓦时；旋转备用按《交易规则》上限15元/兆瓦时、按《试运行方案》上限50元/兆瓦时。共享租赁浙江无政策、山东为300元/kW年，容量电价浙江无政策、山东按火电1/6补偿约600万元/年。课件最后给出六点思考：储能发展非常必要但地域集中，西部北部以电源侧电网侧为主、东部南部以电网侧用户侧为主，政策与配套市场仍在建立中，盈利短期困难长期向好，行业规范正在完善，集成技术百花齐放、安全防护路径仍待统一。

这组数据来自课件的收益测算部分，展示的是浙江省“十四五”新型储能示范项目经调整后的构成。全部项目合计1915.7MW（含储热），其中电网侧以20个项目、1071MW占据55.92%的容量份额，用户侧同样是20个项目但容量为722.17MW、占37.71%，电源侧仅4个项目、122MW、占6.37%。 电网侧和用户侧项目数量相同，但电网侧单体规模明显更大，这与电网侧储能承担调峰调频、需要一定规模支撑有关。对项目开发人员来说，这个分布也说明浙江省储能示范项目的重心在电网侧和用户侧两端。

这组数据把电网侧储能的收益来源做了量化整理，可以当成一张算账底表来看。示范补贴方面，浙江省对过渡期调峰项目（年利用小时数不低于600小时）给予容量补偿，补贴标准逐年退坡，从200元/千瓦年降到180元再降到170元，补贴期暂定3年。辅助服务方面，削峰调峰价格上限1000元/兆瓦时、填谷调峰上限320元/兆瓦时、一次调频上限120元/兆瓦时、二次调频上限60元/兆瓦时。 共享租赁和容量电价这两块，浙江省暂无相关政策，课件给出的参考是山东省：共享租赁300元/kW年，容量补偿按火电的1/6执行，对一座100MW/200MWh的独立储能电站约600万元/年。这两项收益的缺位，是影响浙江电网侧储能项目收益测算的关键变量。