黑龙江相变储能系统生产厂

压缩空气储能电站(CAES)是一种调峰用燃气轮机发电厂，主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在典型压力7.5MPa的高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。对于同样的输出，它消耗的燃气要比常规燃气轮机少40%。压缩空气储能电站建设投资和发电成本均低于抽水蓄能电站，但其能量密度低，并受岩层等地形条件的限制。压缩空气储能电站可以冷启动、黑启动，响应速度快，主要用于峰谷电能回收调节、平衡负荷、频率调制、分布式储能和发电系统备用。压缩空气常常储存在合适的地下矿井或者岩洞下的洞穴中。第1个投入商业运行的压缩空气储能是1978年建于德国Hundorf的一台290MW机组。随着分布式能量系统的发展以及减小储气库容积和提高储气压力至10-15MPa的需要，8-12MW微型压缩空气储能系统称为关注焦点。技术的特点是在低温下储能，具有较高的储能量密度，可在一定的相变温度下取出热量。黑龙江相变储能系统生产厂

在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再生能源并网方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在2017年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。黑龙江相变储能系统生产厂储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。

现在中国也没有特别好的能够像光伏的补贴政策，或者是类似的市场机制，或者说在德国、日本、韩国相关的市场机制能够很好的促进发展，大量的可能是用于峰谷电价，这是已有的政策，它生存的空间是在中国已有的电力政策里去发展。比如说峰谷电价套利，利用尖峰电价和低谷电价的价差来生存。另外是参与调频辅助服务，也有比较好的商业化的案例在北京，这个工作也是来自于中国的一项政策，在2006年出台的发展厂并网的管理办法里有两个细则，我们称这两个细则对于火电机组调频的要求，锂离子电池参与了调频辅助服务。这两个应用化场景在中国目前，在化学储能方面是应用的两个标志，而且它也是在中国现有的政策之下很好的商业化发展的示范项目。

一种相变储能系统，其特征在于，用于将水电站的供电网中的电能转换成热能进行储存，在需要使用热能时释放所储存的热能，所述相变储能系统包括：额定功率在预设功率范围内的电加热装置，用于利用所述供电网中的电能加热所述相变储能电炉；相变储能电炉，用于将从所述电加热装置所获得的热能进行储存，以及在需要使用热能时释放所储存的热能。相变储能供热单元概况：将相变材料封装在中大型容器中，其能量的储存和释放通过自身封装容器壁或辅助换热器来完成。储能主要包括热能、动能、电能、电磁能、化学能等能量的存储。

通过先进的电力、电子和信息技术，融合了大量分布式可再生能源发电装置和分布式储能装置，从而实现能量和信息流互联互通，降低成本。可再生能源有非常大的间歇性和不稳定性，电源出电不稳定会对传统电网造成一定的冲击，需要配套一定比例的储能系统稳定和缓冲。储能系统应用于传统能源系统中可以改变能源的生产、输送、使用同步完成的模式，将解决产能和用能在时间上和空间上不匹配的问题。一些**认为，除了性能、成本等因素外，缺乏相应的市场机制是造成我们储能推广应用发展较为缓慢的主要原因。储能固熔化温度窄，相变潜热高，导热率高，比热大，凝固时无过冷或过冷度极小，化学性能稳定。黑龙江相变储能系统生产厂

中国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导，铅蓄电池储能是重要组成部分。黑龙江相变储能系统生产厂

储能用于平抑功率波动。风电、光伏等分布式可再生电源出力的波动性将引起配电网功率的波动，利用储能系统快速充放电特性，减小可再生能源并网对配电网的冲击，增强配电网的可控性。储能用于负荷削峰填谷。利用储能系统实现用电负荷的时空转移，延迟配电设备容量升级。基于动态规划的电池储能系统削峰填谷实时优化，提出了一种基于动态规划的实时修正优化控制策略，可在优化模型中引入充放电次数限制和放电深度限制等非连续约束条件，并通过将电池电量离散化等方法解决含有非连续约束的优化问题。采用恒功率充放电策略对储能进行控制，并就储能削峰填谷优化模型进行了研究，针对模型约束中的非线性和变量不连续问题，提出一种适用于该模型的简化计算方法。黑龙江相变储能系统生产厂