第一名：广东电网有限责任公司电力科学研究院——面向网络化运营的多元储能典型应用

　　项目介绍

　　本项目在能源消费革命、电力体制改革和售电侧市场化背景下，从电网公司实际需求出发，深入开展面向网络化运营的多元储能典型应用及关键技术研究，旨在解决工业/商业/居民用户固定式储能和电动汽车移动储能等分布式储能系统网络化运营所涉及的运营模式、支撑平台、标准接入、高效管理等问题，实现分布式储能系统网络化运营和管控，支撑分布式储能参与削峰填谷、需量管理、可再生能源消纳等应用，促进储能资源开放共享、高效利用。

　　项目创新性

　　1、应用模式方面，提出共享储能理念，实现工业/商业/居民用户固定式储能和电动汽车移动储能等分布式储能资源互联共享，发展了储能应用新模式。2、方案设计方面，首次提出一种“本地和远程两级部署、多系统集成应用”的储能网络化运营平台架构，解决用户侧分布式储能系统互联网管控和运营技术手段缺失问题，支撑了分布式储能系统网络化运营。3、策略方面，提出一种考虑时空分布特性的多元储能应用负荷预测及电能优化调配方法，建立了省级-区域-站级三层调控模型，实现了分布式储能资源优化调控。4、突破点方面，建立了储能网络化运营平台，首次实现工业/商业/居民用户固定式储能和电动汽车移动储能等分布式储能系统运行监控和统一运营管理，促进了储能资源高效利用。

　　运行效果及推广前景

　　项目成果成功应用，具备良好社会、经济效益，推广应用前景广阔，为充分发挥分布式储能在电力与能源市场的多元化作用提供了技术支撑。储能网络化运营平台上线运行3年，实现1个工业固定式储能系统、14个电动汽车移动储能系统、626个充电桩等平台接入，整体运行良好。经测算，工业固定式储能可为用户年节约电费61.3万元，电动汽车移动储能典型日可节约充电电费15.04万元，且项目收益来源可持续、潜在收益空间大。

　　第二名：山东圣阳电源股份有限公司——西藏尼玛县可再生能源局域网工程储能系统

　　项目介绍

　　西藏尼玛县可再生能源局域网工程，总装机容量为22MW光伏和3MW油机，12MWh锂电、36MWh铅炭储能。一期工程2016年建设，包括10MWp光伏、3MW油机，6MWh锂电、26.928MWh铅炭储能、柴油发电机，其中圣阳提供了14.688MWh铅炭储能系统，实现了调频调压、移峰填谷、稳定电力输出、提高光伏发电质量、黑启动功能等功能。剩余工程部分列入二期工程，2017年完成建设。

　　项目创新

　　针对当地高海拔、低温的自然环境特点，圣阳FCP铅炭储能系统进行了创新性、定制化设计，保障系统在恶劣环境条件下稳定运行，持续输出电能。有如下方面的突出创新：

　　1、国际领先的FCP铅炭储能电池。国际领先的铅炭技术：日本古河公司铅炭技术，提高了充电接受能力，减少负极板硫酸盐化，适合部分荷电状态（PSOC工况）下使用。长寿命：70%DOD循环寿命，电池单体高达4200次以上，储能系统达3500次以上。大容量：模块化设计，结构紧凑，40尺集装箱储能容量超过1.22MWh。高一致性：先进的制造技术和严格的制造工艺，圣阳创新精工制造保证了电池的一致性。高效率：按PCS充放电效率各按96%计算，储能系统效率高达80%以上。

　　2、创新定制的高寒型集装箱系统。动环系统与BMS一体化集成，空调运行区分夏季和冬季两种控制模式，远程控制、自动切换。高寒型集装箱，针对项目低温的环境条件，创新设计了高寒型集装箱，通过隔绝热桥以及采用新型保温隔热材料，提高保温性能。

　　夜间零能耗温控，圣阳创新设计了温控策略，配合高寒型集装箱结构，相比同行，冬季集装箱夜间内部温度高7℃以上，实现夜间零能耗温控，减少了站内夜间用电、保障了系统效率。

　　3、应用多项自有储能专利技术。本项目应用圣阳公司自有储能发明专利、实用新型专利技术十余项。

　　项目前景

　　本项目是国家重点扶持的精准扶贫、精准脱贫的民生工程，项目实施后，尼玛县人均用电量从2015年的18kWh提升到600kWh，极大改善了藏族同胞的生活。经过本项目的验证，圣阳FCP铅炭储能系统性能可靠、运行稳定、表现优异，获得了业务方的极大认可和赞誉。

　　第三名：大连恒流储能电站有限公司——大连液流电池储能调峰电站国家示范项目

　　项目介绍

　　大连液流电池储能调峰电站是由国家能源局批准的国家示范项目，该项目被确定为《中国制造2025》2016年度15个重大标志性项目之一。项目建设规模为200MW/800MWh，总投资约37亿，项目建成后，将成为全球最大全钒液流电池储能电站。

　　项目优势

　　提高辽宁尤其是大连电网调峰能力；改善大连电网电源结构；有利于节能降耗，提高电网经济性，避免弃风弃光，促进节能减排；为风电的规模开发提供支撑；提高大连市区南部电网供电可靠性；大连电池储能调峰电站的科技示范作用。

　　项目创新

　　1、采用余热回收系统。通过分时冷却，保证系统制冷的同时，回收余热，提高电站效率，实现电热连储。2、系统模块化设计。除变压器和电解液灌外，电站实现全模块化设计：电堆模块、变流集电模块、冷却（回收）模块和220千伏GIS模块。3、电气系统优化。将35千伏变压器由1MW整合为2MW，变压器数量减少为一半，相应的开关设备减少一半，二次控制、保护设备大幅简化。4、多功能集成化电池储能电站智能管理系统。开发针对储能电站的智能控制系统，整合电站控制、智能楼宇、智能巡检、综合布线等技术，实现储能电站监控、运维、节能的智能化控制，构建智能化的电池储能电站。5、储能车间的排氢通风设计优化，简化系统设计，解决系统因排氢问题带来的巨大安全隐患。

　　第四名：ABB（中国）有限公司——日本北海道日高项目

　　项目介绍

　　新千岁柏台太阳能发电站是日本能源产品公司和韩国电力公司的合资企业，也是日本在太阳能发电方面的重要项目。日本能源产品公司希望能够促进可再生能源在发电中的应用，该项目便是其中一个组成部分。电站拥有超过10000块的光伏电池板，每年预计可发电35吉瓦时，相当于大约11000户当地家庭的年耗电量。

　　项目优势

　　ABB为该项目提供了集装箱式17兆瓦EssPro^TMPCS储能系统、光伏逆变器、系统性能仿真解决方案、66kV升压站电网接入系统以及电站控制系统。电站控制系统具有自动运行、远程监控维护等功能。根据北海道电力公司的并网准则，EssPro^TM储能系统将通过对能量的供应或吸收，将每分钟光伏发电的缓变率限制在额定容量的+/-1％范围内，以调节光伏发电站的电力供应。与其它地区多数电网介于每分钟10％至20％之间的可再生能源缓变率要求相比，这一要求显得异常严格，需要储能和逆变器解决方案具有高度的动态控制响应性能。项目已经于2017年1月完成现场验收测试。

　　第五名：深圳市先进清洁电力技术研究有限公司——德国锂电池储能电站

　　项目介绍

　　项目选址位于德国东北部，MurchinCity,Relzow；装机容量：100MW/200MWh；技术类型：电池储能电站；电池材料：磷酸铁锂（LiFePO）；技术来源：DurionEnergy（猛狮科技控股）；目标市场：PC/SC、调峰、黑启动；总投资：约1.2亿欧元（约11亿人民币）。

　　项目创新

　　Durion电池储能系统的独特之处在于，其单体1MW的系统为模块化设计，课大规模累加，无需重新设计BMS。因此，从10MW级到100MW级的大型电池储能电站都可以轻松构建。该技术将大大减少设计成本和运营成本。

　　商业模式

　　从2012以来，德国每周PC市场容量交易均价为3170欧元/MW，保守计算，100MW储能电站每年可获得容量交易收益16000000欧元。项目资本金收益率为17.42%，投资回收期约为7年。因此本项目的商业模式成熟，可以直接投入使用且将保持持续的盈利能力。

　　第六名：北京普莱德新能源电池有限公司——储能式电动汽车移动充电系统

　　项目介绍

　　PBEA系列储能式电动汽车移动充电系统是公司研制的一款能够为电动汽车灵活充电的设备，该产品主要为解决电动汽车行业目前面临的充电设施普及率低、充电设施建设困难、现有充电设施充电速度慢、充电设施对电网负荷冲击大等充电难题。在方便场所、方便时间对设备进行充电储能，移动至需要场所供电动汽车充电使用。

　　项目优势

　　1、移动方式灵活，可全天候区域性工作2、补电方式多样化（支持交、直流补电），能量转换效率高3、人机交互友好等技术优点，良好、便捷的界面操作4、可根据客户需求不同进行计价计量（扫码及刷卡计费）5、具有智能控制、远程定位等功能。

　　产品技术推广应用前景

　　该产品可实现不增加巨额投入前提下增加慢充站的快充功能，在不增加电网容量的情况下扩大快充站的规模，如只有交流桩的充电场所、快充桩数量无法满足需求时的充电场所、需要急充急走的路边停车场；也可实现在无法建桩的地点进行车辆充电，如因走线困难而无法建桩的路边停车场、公共停车场；电网容量有限无法建桩的写字楼等。

　　产品技术经济性

　　由于电池成本在整个移动充电系统成本中占很大的比重，该移动充电系统可采用电动汽车退运电池进行重新评估及成组，成本较低，同时产品开发设计可实现不增加巨额投入的前提下增加了慢充站的快充、快换功能，便于充电系统电池的快速更换，可以保证移动充电系统的正常运营，根据电网的峰谷特性，该设备可以分时充放电，减少对电网负荷的冲击，节约使用成本。

　　第七名：国网电动汽车服务有限公司——高速公路服务区“光储充”一体化试点示范项目

　　项目介绍

　　项目位于京津塘高速徐官屯服务区，华北高速有意与国家电网电动汽车公司合作，建设光储充一体化电站，解决服务区用电紧张问题，打造绿色用能服务区。项目光伏设计总容量为292.1KW，储能电池组容量为500AH，总投资314.3万元。

　　项目创新性

　　1、储能策略：最大效率地利用峰谷差及光伏所发电力，每天充放电两次，充放电量按储存电量的90%考虑。2、项目应用场景选择：从解决充电网络发展实际问题入手，以高速公路快充站、服务区为应用场景，整合光伏、储能、充电等业务，建设“光储充”一体化电站，实现了绿色能源与绿色出行的有机融合。3、项目设计方案的创新性：充分利用服务区已有土地资源和配电设施，降低项目投资；利用退役的锂离子动力电池，建设低成本储能电站，使储能在现阶段的盈利成为可能，为动力电池回收探索可行的路径；因地制宜，在建筑屋顶和充电站停车位顶棚采用单晶硅、薄膜两种不同的光伏组件，将来可对两种光伏组件的运行情况进行深入比较。4、项目运营策略的创新性：储能系统每天充放电两次，可以最大限度的利用峰谷价差及光伏所发电力，提升项目盈利能力。5、项目运营模式的创新性：试点合同能源管理等模式，为今后与高速公路产权单位的广泛合作奠定基础。未来取得售电牌照后，也可直接向服务区售电，实现“光储充售”一体化运营。

　　第八名：中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司——直流侧光伏储能系统开发及协同运行研究

　　项目介绍

　　在光伏电站应用储能技术，切实解决弃光问题，促进可再生能源消纳，也可以实现平滑功率波动、削峰填谷、调频调压，是实现可再生资源大规模接入电网的重要手段，同时它也是分布式微电网、智能电网系统的重要组成部分，在未来的能源互联网中具有举足轻重的地位。

　　分布式直流侧光伏储能技术的优势

　　1、普遍适用各种型号的集中式逆变器，不受逆变器的限制，无需与逆变器进行交互和通讯；基本实现即插即用的模式。2、核心的DC-DC硬件控制模式和软件控制算法，实现双扰动源的交互与分时独立控制，保证光伏组件最大功率输出不受影响的同时，保证储能系统进行高效的功率输出。3、分布式直流侧光伏储能技术扩大传统直流侧光伏储能技术的适用范围，技术具有普遍适用性，极大的提升了其推广应用价值，特别是早期高电价光伏电站的储能改造增加发电量。4、分布式直流侧光伏储能技术不仅适用于传统集中式光伏，也适用于集散式光伏电站。

　　第九名：南京金合能源材料有限公司——中广核新疆阿勒泰市风电清洁供暖示范项目

　　项目介绍

　　中广核新疆阿勒泰市风电清洁供暖示范项目属国家级示范项目，采用公司自主研发的电热相变储能炉为阿勒泰市第三中学及周边新建住宅供暖。系统输入电压10kV，总电功率6MW，总蓄热量36MWh，热效率>95%，供暖温度可达25℃。其工作原理是将弃风电/低谷电通过电加热器转换为热能储存至复合相变储热材料，并利用储存的热量实现供暖需求。

　　项目商业模式

　　国家能源局发布了一系列做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知，明确指出可再生能源消纳可通过电储能供热替代燃煤锅炉供热的方式。在政府政策强力推动下，清洁供暖市场呈现快速增长的态势。本项目总投资2067万，商业模式主要由风电场通过30%的增发电量、峰谷电价差额和供暖费用来实现利润。每供暖季实现净利润394万元，静态回收期5.2年。

　　项目关键技术

　　项目关键技术包括大容量储热技术、高电压大功率直热技术和自动化智能控制技术。大容量储热技术的核心是将复合相变储热材料作为系统储热介质，以耐高温无机材料为载体骨架，利用载体微结构对相变材料镶嵌包裹，并复合导热增强材料。与传统镁铁砖蓄热相比蓄热密度增大一倍，体积减小一半。高电压大功率直热技术实现了系统10kV直接接入，采用多重绝缘设计，安全可靠，省去了采用变压器的成本和电力转换造成的电力损失。自动化智能控制技术主要通过对控制系统进行设计，使风机、电加热和换热器等模块的运行实现自动化和智能化，保证热用户的供暖循环水温度和流量稳定。

　　第十名：浙江南都电源动力股份有限公司——徐州中能硅业电网级调峰储能电站

　　项目介绍

　　项目建设开始时间为2016年1月，于2016年8月投运。该电站初期定义为试验系统，通过考核实际的运行情况，为后期大规模装备提供依据。项目建设目的：削峰填谷，降低高峰时段的电力需求，提升电力系统运行经济性和稳定性，实现传统能源与清洁能源互联互通，互补共享，提升公司电气系统抗风险、抗干扰能力。

　　项目实际运行情况

　　中能硅业项目位于江苏中能硅业科技发展有限公司内，铅炭电池组作为储能载体，在电网处于“谷”时段充电，在电网处于“峰”时段放电，实现电力削峰填谷。本系统每天完成一次充放电循环，即完成在低电价区蓄电、高电价区放电的过程。系统规模为：功率1.5MW，额定储能容量12MWh，所用的铅炭电池组在70%DOD放电深度下的预期使用寿命为4000次（天），实际可用容量为8.4MWh。