《重塑储能“可靠、极简、收益”新标准 特变电工新能源精彩亮相上海EESA储能展》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2025-08-14
  • 8月13日-15日上海EESA储能展会,特变电工新能源携多项创新成果闪耀登场。其中,组串式储能变流升压一体机(TE5000KT-ED),凭借先进技术攻克超大规模储能电站协同控制难题,让电站在复杂电网中稳定运行,改善系统可靠性的同时,实现了放电量提升与经济性并存。

    特变电工新能源储能交直流一体方案(BPS)以独特架构和设计,能实现调试时间减少50%、安装时间减少80%的极速部署,还具备安全保障与宽温域适配能力。此外,工商业储能一体柜也一同亮相,它是一款极致安全、稳定高效和电网友好的工商储一体柜明星产品。系统支持三相三线/三相四线交流接入,支持快速并离网切换、离网模式运行及黑启动,灵活适配于工商业全场景。

    特变电工新能源在2025上海EESA储能展上的创新展示,不仅展现了其在储能领域的深厚实力,更为储能行业的发展提供了新的思路和方向。

    在大型储能电站的发展进程中,构网技术始终是行业的核心追求。 特变电工新能源组串式储能变流升压一体机凭借一系列技术革新,让“储能构网”不再是简单的口号,而是有了更精准、更全面的技术支撑。

    现阶段,传统储能电站常常面临两大难题:一是超大规模设备集群的协同失控风险,二是复杂电网环境下的适应能力不足。

    为了破解上述难题,特变电工新能源自主研发的构网型组串式储能变流升压一体机,通过“量级群控技术+宽范围 SCR 适配”的双重核心构网技术优势,为这两大难题提供了颠覆性的解决方案。


    量级群控技术是什么,能起到什么作用?

    传统的储能设备控制技术,可能最多指挥几十、几百个模块,并且同步性较差,而“量级群控”能轻松指挥上万甚至几十万级别的模块。比如一个GWh级的大型储能电站,里面有数千个储能变流器(PCS),量级群控技术能让这些设备像“一个整体”一样行动,不会各自为战。让超大规模储能电站集群响应一致性达到毫秒级,从根本上消除了模块间“步调混乱”导致的响应一致性差,电网支撑能力弱。

    而特变电工新能源构网型组串式储能变流升压一体机的宽范围适配能力堪称“全场景通关证书”。传统储能设备在弱电网(低SCR值)中常常“水土不服”,面对极端扰动支撑能力不足。特变电工新能源的一体机则打破了这种 “挑电网”的局限:在偏远新能源基地等脆弱电网中,它能稳如泰山,避免电网崩溃;在城市核心区强电网中,又能精准配合调度,绝不“添乱”。这种“强弱通吃”的适应力,让特变电工新能源构网型储能系统在任何电网环境下都能可靠运行。

    此外,特变电工新能源组串式储能变流升压一体机实现μs级通信时延,能让整个电站的响应速度达到毫秒级,电网调度指令一到,立刻就能执行。不仅如此,该一体机在安全性和经济性上的细节设计,进一步夯实了可靠性的基础。电气安全多层设计构建起 “零隐患”的防护网,能量精细化管理降低木桶效应,让系统放电量提升8%;这些技术细节共同作用,让可靠性不再是孤立的性能指标,而是贯穿于电站全生命周期的综合优势。

    在此次展会上,特变电工新能源的另一项展品——储能交直流一体机,因直击行业“建设周期长、占地成本高、复杂场景适配难”的痛点,以“省时省地、高效安全、全场景适配” 的综合优势,也备受参会企业与行业专家的关注。

    在全球新能源装机量迅猛增长的当下,储能项目面临 “规模化扩张”与“快速落地” 的双重挑战,传统储能系统因设备分散、线缆复杂、场景适配性差等问题,导致项目落地困难。

    特变电工新能源储能交直流一体方案(BPS)正是针对这一行业痛点推出的竞争力解决方案,凭借独特设计与强大性能,为储能项目带来全方位突破。

    从架构与设计来看,特变电工新能源储能交直流一体机采用交直流深度融合架构和模块化预装设计,这就像拼积木一样,让项目建设变得简单高效。这种设计能节约项目占地,对于土地资源紧张的地区来说,无疑是一大福音;同时,还能缩短 50%的调试时间和减少80%的安装时间,真正实现了极速部署,让储能项目能更快投入运行。

    而且,这个方案在追求快的同时,安全一点没含糊。方案通过直流线缆全内置布局,从根源上消除了传统方案中直流线缆外露易引发的触电、短路等风险;搭配 “预、泄、消” 三层满配设计,就像给整个系统穿上了一件“零隐患”的安全护盾,全方位保障系统的安全运行,让用户无需为安全问题过多担忧。

    性能提升也是该方案的一大亮点。簇控技术的应用,让系统转换效率提升了2.2%,这意味着能源的利用更加充分;年放电量增益超8%,能为项目带来更多的收益;LCOS降低6.5%,有效提升了项目的经济性。再加上加载的量级控制系统,使得电网能得到快速支撑和精准调度,进一步增强了系统与电网的协同能力。

    不仅如此,该方案还具备宽温域全天候适配能力。当前新能源项目正从平原向高原、沿海、极寒等复杂区域延伸,传统设备常因环境适应性不足导致运行稳定性下降,而特变电工新能源这一方案无论面对高原的低气压、沿海的盐雾侵蚀,还是极寒的低温环境等极端挑战,都能稳定运行,展现出了强大的环境适应力,可广泛应用于各种复杂场景中。

    从建设时的“省时省地”,到运行时的 “高效安全”,特变电工新能源储能交直流一体方案用实打实的表现,把储能项目落地效率提到了新高度。它不仅让储能项目建得更快、用得更省,还能适应各种复杂环境,真正让储能项目从 “难落地” 变成 “易部署、快见效”,引领储能项目进入极简部署的新时代。

  • 原文来源:https://solar.in-en.com/html/solar-2453592.shtml
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  • 《“新能源+储能”要抓住“碳中和”机遇》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2021-02-12
    • 2020年9月22日,我国在联合国大会上向世界承诺,“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”(以下简称“30·60双碳目标”)。2020年12月13日,我国在气候雄心峰会上进一步阐述碳达峰、碳中和目标,提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。 国家能源局公布的数据显示,2020年全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦,风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。此前国家能源局公布2020年1-11月新增风电装机2462万千瓦,新增太阳能发电装机2590万千瓦。这意味着,仅2020年12月的风电、太阳能新增装机容量就分别高达4705万千瓦、2330万千瓦。截至2020年底,风电、太阳能发电累计装机总容量超过5.3亿千瓦。 国家能源局已发布2021年新增风电、太阳能发电1.2亿千瓦的目标,如果按照新能源装机的5%来配置储能,那么2021年新能源侧储能规模将新增6GW。 按照2030年风电、太阳能发电总装机12亿千瓦以上的目标,预计未来10年,风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上,才能实现12亿千瓦以上的目标。若按5%的配置储能比例测算,2030年风光新能源将新增配套储能34GW以上。 中国投资协会联合落基山研究所预测,在“碳中和”目标下,2050年,中国光伏和风电将占到电力总装机量的70%。相应地,电化学储能将由2016年的189MW增长到510GW,年均增长率达26%。 “30·60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展,高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求,给储能发展带来新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷,增加电网调峰能力,也可参与系统调频调压,提高电网安全稳定性。加快储能有效融入电力系统发、输、用各环节进程,对于保障电力可靠供应与新能源高效利用,实现“30·60双碳目标”具有重要意义。 “新能源+储能”问题不少 一是灵活性资源不足。 由于我国资源禀赋和用能负荷不均衡,加之新能源的时空不匹配,风光大规模接入电网,其波动性和间歇性给电网带来的影响也被日趋放大。电网的调峰、消纳压力巨大,需要更多灵活性资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。目前,我国电力系统灵活性较差,远不能满足波动性风光电并网规模快速增长的要求。我国灵活调节电源,包括燃油机组、燃气机组以及抽蓄机组占比远低于世界平均水平。特别是新能源富集的三北地区,灵活调节占比不到4%。高比例可再生能源电力系统运行的最大风险就是灵活性可调节资源不足,调频调峰资源明显不足,安全稳定问题凸显。 最新发布的《电力系统安全稳定导则》(GB38755-2019)要求,电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力。随着光伏风电发电比例不断增大,电网的调频需求越来越大。截至2020年底,已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比比例,配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽未要求具体储能配置比例,但相关文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。 目前新能源配置储能项目普遍被认为是新能源配电储能装置,尤其是化学电池。但灵活性资源有多种,既包括灵活性火电、抽水蓄能电站、燃气电站、燃油电站、储能,还包括可调节负荷等,应从系统的角度统筹优化,共同参与到电力系统的运行调节过程中。 二是市场机制和相关激励机制不健全。 受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响,我国新能源发电一直存在消纳难题。目前储能存在技术经济性不高、位置独立分散、利用率低,成本疏导途径及盈利能力受限等问题。 由于各地新能源发展规模、电网结构、调峰资源缺口程度有所不同,强配储能给新能源企业带来较大的成本压力。尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势,但目前仍高达0.6-0.8元/kWh,远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外,融资成本、项目管理费等附加费用也很高。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素,新能源项目盈利空间逐步压缩,配置储能缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道,带来的收益有限,企业建设积极性较低,导致部分省份新能源与电网企业矛盾加剧。 三是电化学储能相关标准缺失。 电化学储能产业已发展十几年,相关标准却没有得到完善,储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维,以及储能系统的灾后处理、电池回收等,都没有非常完善的标准和政策来支撑。 新能源配储要抓住四个关键点 首先,加强储能与“源—网—荷”协调规划。 政府应统筹规划所有灵活性资源的发展,如果一拥而上、泛滥式发展,其结果只会造成无序竞争和社会资源的浪费。 加强储能与“源—网—荷”协调规划,促进“源—网—荷-储”协调发展。根据不同地区对灵活调节资源的需求、发展定位和特点,明确储能发展规模和布局,实现“源—网—荷—储 ”协调发展,合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序并滚动调整,引导储能合理布局、有序发展。 其次,加快电力市场建设。 应进一步加快建设电力中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场和可能的容量市场等,使各种电力资源都能在市场交易中实现其经济价值,以促进新能源在更大范围、全电量市场化消纳,最终提高新能源发电占比。 要建立能够充分反映储能价值的市场化机制,合理科学地评估储能配置规模和储能服务价值,针对市场化过渡阶段和全面市场化阶段分别设计市场规则,最终形成“谁受益,谁付费”的市场化长效机制。可以先从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手,使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务。除了拉大峰谷价差外,储能的价格机制可按照容量电价、电量电价、辅助服务电价予以制定,且以对电能质量的影响作为电价的评估标准。在出台相应价格政策的同时,也要通过其实践情况进行调整和修正。 再次,推动储能云平台建设。 以互联网思维看待储能服务,推动储能云平台建设,以共享经济、平台经济的发展模式创新储能运营的体制机制,充分挖掘储能云的利用潜力,积极探索综合能源服务、绿电交易、需求响应、能源托管等新型商业模式,通过设备共享、资源共享和服务共享最大限度地发挥储能设备的利用价值,实现储能设备资源优化配置和高效利用。 最后,制定和完善储能相关标准。 进一步完善储能规划设计、设备试验、并网检测、安全运维、消防等技术标准,建立储能实施门槛。推进储能技术创新与标准化协同发展,解决储能设施参与系统运行的关键问题,有效保障我国储能产业高质量发展。