国家电投黄河水电设计中心主任李晓峰
致辞原文：
大家好！我是李晓峰，我们公司主要从事新能源发电领域的方案提供，施工设计和项目建设。前边的领导和各位专家都讲的很好，我这次主要和大家分享一下我们在新能源系统里头设计方面的一些心得，主要是和新能源配套的。
四个内容：第一个新能源发电面临的问题，第二个，新能源发展对储能的应用要求，介绍两个案例，还有存在的一些问题。前面这两个问题基本上大家都清楚了，已经介绍过了，我就不再说了。
储能在我们新能源里干什么呢？我们新能源现在发展到这个地步，基本上已经发展到天花板了，怎么继续让它健康有效的发展呢？我们要引入储能，储能在新能源发展中的作用，基本上我们要实现这5个功能才能保证它是一个可控的电源，可控、可调的，不是垃圾电源，而是一个能够取代常规能源的一个电源。
新能源配套储能联合运行，我们可以实现一些好处，优点是什么？
（1）可以增强新能源电源的调节能力。
（2）提高电网的安全稳定和可靠性。
（3）提高负荷的可控性。
（4）提高新能源电站的输出特性。
（5）增强大规模集中式新能源发电送出能力，提升消纳水平。
（6）为电网提供辅助服务。
工程案例1，项目海拔在3000米左右，光伏系统是两个光伏子方阵，主要为光伏电站不同的组件，干过光伏的大家都知道，组件有双面有单面，支架有固定的有跟踪的，还有不同的逆变闲形式，加入储能，通过分散式和集中式的接入方式进行对比，解决削峰填谷，这种运行方式，我们拿这个数据运行数据，同时开展应用示范工作。
光伏系统一共18个光伏/光储子方阵。10个子方阵采用固定式支架，倾角均为33度。储能系统是这样的，在16个子方阵里头配套分散式的储能单元，同时建设6套集中式储能单元，6套储能电源我们可以认为是电源侧的储能，全部是采用户外型设备，储能电池采用三元锂，磷酸铁锂、全钒液流。储能设备基本上采用储能变流器、直流变换器和光储一体机这种设备。
16套分散式的储能单元共配置容量9MWh，容量配置按照光伏子方阵的容量，根据限电情况，按照目前电网下达的限电功率，从20%-40%进行容量配比，主要是测试储能系统在光伏侧分散布置时的功能，6套集中式的单元，一共7MWh，直接在电压侧。这是对比分析，16个子方阵里头我们根据组件和支架的不同，组件和支架的不同决定发电的特性。这时候气电量是不同的，这时候根据发电的特性配置电池。
接入方式，这个工程采用经逆变器直流侧或交流侧介入和经35KV交流母线接入两种方式。第一种就近充放电所以损耗较少，优势比较大。第二种和电源侧和电网侧接入方式是一样的，便于就近控制和维护，但是因为是在远端充放电，损耗比上一个方式要大。
我们先看第一种方式，第一种方式是在直流系统和光伏系统直接并联，这个图上看到了，储能系统经过直流变换器和光伏直流汇流箱并联，集中式逆变器具备双向逆变功能。
第二种，采用光储一体机，大家看到图片里头，光储一体机是三端设备，一端接交流侧，另外两端一个接光伏直流，一个接电池，单机容量30MW/100MWh，直接接到直流侧的时候有什么好处？可以就近进行储能充电，虽然主光伏侧投资成本增加了，但是通过这个方式可以把电量就近存起来，不因为限电的问题损失我的收益。还有个问题，所有的小容量设备全部就近分散布置，解决了锂电池燃烧爆炸的危险性，可以减少到最小的范围。
还有一种方式是交流侧接入，这种接入方式储能直接和阻串式逆变器结合使用，这是箱变，对侧是集装箱里头的设备，这是相比较刚才的设备，这是在光伏的汇流侧解决的。
还有一种方式，这是35KV接入的，这种方式和刚才的方式有点类似，但是相当于把我的组件变成了另外一种电池，这种接线有什么好处呢？可以在共用一套设备的情况下可以在下面接不同的电池类型。这种方式储流变压器，目前电网侧做的基本就是这种方式。
第二个案例：风电储能，上一个工程已经在2017年投运了，目前正在进行控制策略的调整和完善。这两个项目是在建的，但是投标已经完成了，风电已经建设完了，储能要在8月份全部投运，两个项目基本在一起，基本海拔在3200米以内。
储能是这样的，通过第一个实验基地项目的设计经验和建设经验，我们觉得储能系统还是分布到就地比较好，主要采用分布式就地安装和集中式控制，为什么这样子？我们想把新能源电站打造成一个可控的电站，送到电网的时候，它是一个优质电源，我们不需要再让电网再进行和其他电源的配套了，我们送过去就是一个可控的电源和一个优质的电源，这样子可以减少电网的调度能力和他再进行储能配置容量的费用。
现在配置的时候是在风机附近直接配置储能电源，电池采用三元锂、磷酸铁锂、全钒液流。液流电池的特点是利用循环次数高和燃烧爆炸可能性小的特点，同时利用时间长，充放电时间很长，我们设置是5个小时解决风电比光伏更不可靠的波动性的问题。 0.5C是用于锂电池，作为能量型的，2C的电池也是用锂电池，是作为风电这种功率忽高忽低的时候我们进行功率调整和频率调整的作用，减少两个细则对我的考核，这个也是全部采用户外集装箱方式。
单体容量，液流的电池和低倍率的电池单机容量都是5MWh一套，2C的是0.5MWh。乌兰和这个类似，因为只在4台风机上装，所以我们装的都是能量型电池。接入方式采用分散布置，集中控制，电气接线：储能单元与风机变流器并联接入风机箱变低压侧。
控制方式：风电场设置能量管理控制系统，用于集中管理风机和储能单元。这套控制系统采用南瑞继保的系统，这套系统是集升压站监控，风电场监控和储能监控合一的一套系统，把原来的三大脑袋现在合成一个脑袋，这样有利于设备的优化和费用的降低。
就地平衡，各储能单元接到控制指令后，结合对应风机的实时出力，就地吸收和释放能量。电气接线基本上我的储能单元通过我的变压器升压成690V和风机变流器配套使用，这是一个电气接线。
这里头我们有两个控制方式：第一个适用于机械化控制的储能单元，还有一个适用于快速控制的。机械化控制的，我们就把它归纳到削峰填谷和解决气风限电问题。这是我们的通信框图，用于快速控制的里头有一个快速控制网，这个快速控制网直接针对变流器，对电池储能进行充放电。这套系统要求南瑞继保的监控系统，变流器是阳光电源和北京索英的。电池系统是三星的三元锂，松下的18650和宁德的CTL的电池。整体的闭环时间要求在200毫秒以内完成，下达指令以后，频率调整完以后是在200毫秒以内闭环运行。
现在存在的问题，经过这两个项目的设计、建设和现在的运行，现在有几个问题：
第一个设备规则参数不一，为什么呢？因为储能设备的性能参数、设备命名、信息点表不一，造成设计制造、运行不一样，同样的有的叫电池簇，有的叫电池模组，什么名字都不一样，所以我们建议统一制造标准和命名标准。
第二，系统的匹配性不强，储能系统和新能源发电系统之间的电气连接需要通过变压器、规约转换器来实现。我们做设计就是按照规程规范，不同电压，不同标准的东西要连接在一起。大家可以看到这张图里面增加的一个变压器，增加了一个规约转换器，这两个设备，作为整个系统之间只是增加了一个费用和一个损耗。所以我们建议，我们的储能设备和光伏发电设备应该是标准一致的，包括规则、电压应该做出合一的。这种设备不但造成了投资增加，而且造成了整体损耗降低，这是不利于整体的系统集成的。
第三，认证和测试标准不一。目前我们用的锂电池，实际上投标给我们送的认证报告和测试报告全部都是动力电池，没有一个说专门应用于储能电池的设备。这里头为什么说不适应呢？运行温度、放电深度、循环次数、系统效率和衰减率，这是决定了一个储能系统收益率的问题，我们更注重的是循环次数，但是实验报告里头对循环字数多的做3000次，少的500次，这种完全达不到储能的收益的标准。
另外，对于储能系统整体的测试标准没有，整体的测试标准不只是指PCS或者一个储能系统的，或者是他们两者之间的，而是说我们建完新能源储能系统以后，整体的测试的标准，现在我们的规范和标准都不适用于储能的应用。同时液流电池也没有第三方的认证和测试报告，经过调查，我们了解到不是他不做，而是现有的认证的企业，他的技术达不到，怎么说呢？说明我们现在测试的手段和技术已经满足不了我们储能的发展了。
第四，电池安全性的问题，电池安全性，搞过电力系统的人我们都知道安全性是最重要的，我们是在安全性的地方才讲究技术先进性，所以对材料的稳定性，充放电的方式，保护电池热冷空和消防是要整体考虑，这是一个整体集成的技术，不是一个单方面就能搞定的，所以系统集成很重要。
第五，控制策略和能量管理功能不成熟，控制策略不支持是一个很大的问题，我们辛辛苦苦存的电池，如果热备的时候控制策略搞不好，可能我们一晚上把这个电放完了，最大的问题就是，我想充的时候充不进去，想放的时候放不出去，这个时候是控制策略对储能是最大的难点。能量管理系统现在不是简简单单的就是管这两个东西，管新能源和储能，一定要结合调度上的功能预测、AGC/AVC、监控、运动系统，按照光储/风储发电模式进行设计。
第六，现在都搞平价上网，搞平价上网以后我加装储能，但是效益如何？所以储能是一个系统工程，从小的方面说，它是一个设备的集成，从中间说，它是一个设计制造建设和运行的集成，从大的方面说，它是结合我们发电侧、电网侧、设计制造侧以及国家政策的整体的大的系统集成。总之，我们黄河水电公司为实现新能源发电彻底替代常规能源的努力上，我们提供技术支撑，尽我们央企的社会责任，谢谢大家！
