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World File Search System备用容量
D2435-M-MS1-PSUMON-01数据表03012025V5
DyCon D2435-M-MS1是一种高效率，5个安培开关模式，双输出，“智能” 24VDC电源（PSU），带有整体的Dycon PSUMON-01 PSU显示器和显示。PSU模块具有按需负载共享，以提供出色的灵活性，可以快速，大容量，电池充电，延长，备用，在光负载下持续持续时间，或者短，高电流，高电流，峰值负载，备用容量转移到电池充电中。它装有恒定操作温度传感器，该温度传感器会自动调整充电速率，以确保仅仅因为环境温度的上升而不会过度充电。这些单元不再依靠简单的电压读数来衡量电池状况，而是不断检查并显示电池的阻抗和电压，这使得对即将到来的问题和延长电池寿命的读数和警告更加准确。积分PSUMON-01监视器和易于阅读的显示器实时显示所有操作数据，而无需多米。可选的快速扫描模式即使显示了毫米和毫米的最小变化，任何故障消息都以红色显示。D2435-M-MS1-PSUMON-01安装并连接到2毫米钢安装板，一个可远程安装的绿色LED状态指示器，所有电池，地球和显示连接器都包含在纸箱中。
WEM 投资确定性审查 – 倡议 1 和 2 峰会 Southern Cross Power Holdings Pty Ltd
备用容量机制 (RCM) 一直在 WEM 中发挥着核心作用。虽然其本意是充当“备用交易者”机制，确保系统采购了满足十年一遇高峰需求所需的边际可调度容量 MW，但它在市场设计中的笨拙实施导致其渗透到市场规则的许多方面，从设定零售商 IRCR 义务到管理发电机性能；甚至对于不依赖容量信用的发电机，例如基本负荷煤炭和天然气，根据市场设计，它们依赖于长期双边合同。因此，鉴于广泛的意义、依赖和自身利益，改革 RCM 一直充满挑战。事实证明这是有问题的。WEM（以及世界其他地区）的供需性质发生了如此根本的变化，以至于 RCM 的原始设计现在完全不足以发挥其功能。几年前，当 WEM 的“舒适”供需平衡为实施面向未来的市场设计提供了机会时，就应该实施一种全新的管理充足供应的方法。然而，多年来，监管机构和政策机构并没有对 RCM（以及整个市场）进行适当的“改革”，而是决定在边缘上进行修修补补，重点是通过 RCM 价格模型来激励高效的产能组合。为了做到这一点，我们进行了以下工作：
根据可接受的风险评估储能需求
随着电网脱碳，间歇性可再生能源在电力供应结构中的比例越来越大。这导致供需平衡变得困难。储能提供了一种有希望的应对这一挑战的方法，通过在供过于求时充电，在供不应求时放电，可以平滑波动。这自然会引出一个问题：一个国家电力系统需要多少储能。由于经济限制，仅仅大幅度采购储能容量是不够的，但任何具有实际限制的水平都必然伴随着无法平衡系统的风险。英国 (GB) 电网 2019 年的停电就是一个例子，当时根本没有足够的备用容量来满足罕见事件的要求 [1]。在这项工作中，我们提供了一个将风险偏好映射到储能容量需求的框架。用户可以定义短缺事件的类别，然后指定他们愿意接受每种事件发生的频率。 [2] 中提出的机会约束规范形式用于确定所需的最小储能容量。为了便于描述，我们重点关注英国国家电网系统，但我们的方法仍然具有普遍性。我们没有使用静态电网供应组合，而是考虑了英国国家电网（英国输电系统运营商）预测的随时间变化情况，这种情景旨在满足英国在《巴黎协定》下的义务 [3]。
绿色移动通信混合太阳能光伏/氢气/燃料电池供电方案技术经济分析
摘要：氢能作为一种能源载体和储能系统受到了全球的广泛关注。氢能载体引入了电转氢 (P2H) 和电转氢转电 (P2H2P) 设施，将多余的能源储存在可再生能源储存系统中，具有大规模储存容量、可运输性和多种用途等特点。这项工作研究了混合太阳能光伏 (PV)/氢/燃料电池供电的蜂窝基站在发展绿色移动通信以减少环境恶化和缓解化石燃料危机方面的技术经济可行性。使用电力可再生能源混合优化模型 (HOMER) 优化工具进行广泛的模拟，以评估不同相关系统参数下的最佳规模、能源产量、总生产成本、单位能源生产成本和碳足迹排放。此外，借助基于 MATLAB 的蒙特卡罗模拟，严格评估了无线网络的吞吐量和能源效率性能，其中考虑了多径衰落、系统带宽、传输功率和小区间干扰 (ICI)。结果表明，对于电信行业来说，由推荐的混合供电系统驱动的宏蜂窝基站将是一种更稳定、更可靠的绿色解决方案。混合供电系统拥有约 17% 的剩余电力和 48.1 小时的备用容量，通过保持更好的服务质量 (QoS) 来提高系统可靠性。最后，将建议系统的结果与其他供电方案和之前发表的研究工作进行了比较，以证明所提系统的有效性。
海事电气公司，有限公司2020集成系统...
执行摘要此集成系统计划文件的目的是为资本预算应用程序提供背景，并提出了公司预见的主要项目以及技术趋势和发展的预示。即将到来的一些项目是由于气候变化和省政府相关的政策而直接或间接的。其他人是由推进技术及其可以带给公司客户带来的价值和收益所驱动的。负载模式和驱动器的电气化供应空间加热和运输将增加系统的负载，并将推动其他基础设施以满足客户的供应和可靠性需求。电动空间加热一直处于向上的趋势，并在此期间驱动了大部分负载增长。该系统已经能够通过以前内置在系统中的备用容量来适应这种增长。电气运输目前在PEI乘用车市场中几乎没有渗透，并且对电能或需求要求的影响忽略不计。在没有省级购买激励措施的情况下，未来五年内预计会有很少的重大影响。在从长远来看，随着电动汽车变得越来越普遍，能源和基础设施的影响都将被视为。将充电转换为非高峰将有助于减少支撑电动汽车充电所需的额外系统基础设施的数量，为了促进这种情况，可能需要更改费率结构。海上电气将有90兆瓦的柴油发电一代剩余的岛上，用于备份和紧急目的。海上电气必须期待，计划增加负载，并开始向系统建立备用容量，否则它将无法在当地一级充电。未能实现广泛的非高峰充电将导致大幅增加基础设施的增加，并相关的成本在高峰期间启用充电。生成和存储在2022年关闭夏洛特敦热生成站（“ CTGS”），将从公司的车队中删除所有重型燃油基础的一代。公司超过60％的产能要求将来自离岛外国来源，并将在CTG关闭后通过大陆传输系统提供。建模表明，在罕见的延长到大陆连接的罕见事件中，岛上可以看到明显的旋转中断，因为当沿着岛上的载荷提供后，只能提供有限的风能。因此，在传输限制期间确保公司的供应并提供备份和紧急服务，需要额外的往岛上可调节产生能力。可调度生成是可以控制燃料源的生成 - 如果燃料源可控，则输出是可控的。燃烧涡轮机，水力，核和蒸汽轮机是可分配产生的例子。太阳能和风是不可触及的，因为这些资源的输出不能用操作可靠的电气系统所需的精度来控制。这将取代由于CTG退休而损失的容量。应将额外的可分配生成连接到69 kV系统，以便可以帮助卸载138/69 KV变压器以及提供紧急和备份服务。在2024年，应在夏洛特敦地区安装至少50兆瓦的额外发电量，以提供容量，电压和运营支持。即将接近生命末端的Borden燃烧涡轮机，应在2030年左右的更新燃烧涡轮机中代替，新涡轮机位于Sherbrooke或Borden Station。
CUC 和 Wärtsilä 签署 20 MW/20 MWh 电池存储项目协议
加勒比公用事业有限公司 (CUC) 和技术集团瓦锡兰签署了一项协议，瓦锡兰将为 CUC 提供两个 10 兆瓦 (MW)/10 兆瓦时 (MWh) 储能系统。该项目将成为 CUC 的第一个储能设施，将使该公司在大开曼岛的可再生能源容量增加一倍左右。储能设施将使 CUC 能够更高效地运营其发电设施，从而降低电力消费者的燃料成本。此外，储能将促进总计高达 29 兆瓦的分布式客户可再生能源资源，而不会对其电网产生不利影响。与许多岛屿电网一样，CUC 的电力系统与其他电力系统隔离，并且容易受到发电量意外变化的影响。到目前为止，大开曼岛的联网发电源包括 161 兆瓦的柴油发电和大约 14 兆瓦的太阳能光伏 (PV) 发电。客户服务和技术副总裁 Sacha Tibbetts 表示：“我们很高兴与 Wärtsilä 合作建立我们的第一个能源存储系统。这是 CUC 将更多可再生能源整合到电网中的关键一步。一旦该项目完成，我们还预计可以节省燃料成本并提高客户服务的可靠性。”能源存储系统将连接到 Hydesville（西湾）和 Prospect 变电站，并将提供广泛的电力系统优化功能 - 从旋转备用容量到改进的频率响应，再到增强的电网稳定性。该项目还将节省燃料成本。这些节省的成本将转嫁给客户。
日前和自动频率恢复储备市场上电池存储系统竞标的经济评估
在未来的电力系统中，低碳技术不仅要提供发电，还要提供频率稳定。电池系统是填补这一空白的一个有前途的解决方案。然而，有关其收入潜力的不确定性可能会阻碍投资。因此，我们应用基于代理的电力市场模型 AMIRIS 来模拟日前市场和自动频率恢复储备市场。为了演示模型设置，我们选择了可再生能源占比较高的场景。首先，我们使用 2019 年德国的历史市场数据对我们的模型进行回测。模拟结果的平均日前价格为 39.20 欧元/兆瓦时，接近历史价格 38.70 欧元/兆瓦时。其次，我们在 2030 年的情景下对这两个市场进行建模。模拟的日前市场价格平均高于今天观察到的价格，尽管我们发现大约 550 小时/年负载完全由可再生能源覆盖。模拟价格的方差与历史值相比略高。备用容量市场的竞标源自不参与日前市场的机会成本。这导致正备用价格高达 45 欧元/兆瓦，而负备用价格为 0 欧元/兆瓦。最后，我们评估电池存储的收入潜力。与 2019 年相比，我们看到日前市场的经济潜力有所提高，重要性也有所增加。高功率电池存储表现最佳，而往返效率的提高只会略微提高收入。尽管在德国进行了演示，但所提出的模块化方法可以适应国际市场，从而实现全面的电池存储评估。
拉斯帕尔马斯案例研究
摘要：本文分析了 2050 年西班牙拉斯帕尔马斯孤立电力系统的发电、存储和输电扩展情况。该电力系统由两个孤立系统组成：兰萨罗特岛-富埃特文图拉岛和大加那利岛。要建设的发电、存储和输电容量是通过求解一个两阶段随机投资模型来确定的，该模型考虑了不同的长期不确定参数：不成熟的发电和存储技术的投资成本、年需求增长、电动汽车数量、屋顶太阳能渗透率和天然气价格。还考虑了将兰萨罗特岛-富埃特文图拉岛和大加那利岛孤立电力系统连接在一起以实现更高可再生能源渗透率的可能性。通过考虑日前能源和备用容量市场来模拟电力系统的运行。使用一组特征日来表示目标年份，可以对每小时可用风能和太阳能发电的变化以及需求水平进行建模。通过使用电力系统的交流模型进行样本外分析来评估所得电力系统的性能。数值结果表明，未来拉斯帕尔马斯电力系统可以实现以太阳能和风力发电机组为主，并辅以燃气发电机组和储能装置的配置。
政策简报 - 铁转化为氢
德国在电力系统脱碳方面取得了巨大进展；2024 年上半年，可再生能源在总电力消耗中的比例为 57%。到 2030 年，可再生能源的比例将至少上升到 80%，到 2035 年将上升到 100%。气候中性电力系统主要基于风能和太阳能等低成本但依赖天气的能源，需要灵活的备用容量，能够使用可储存的无二氧化碳能源发电。计划中的《发电厂安全法》解决了这个问题，该法规定建造或改造 7 吉瓦的 H2 就绪燃气发电厂，这些发电厂将长期使用绿色氢能运行，以及 500 兆瓦的所谓的短跑发电厂，这些发电厂仅使用绿色氢能。氢气供应有几种技术选择。讨论最多的选择是在德国本地利用海上风能发电生产氢气。但是，这种方案不足以满足德国的全部氢气需求（尤其是工业和备用发电厂）。因此，德国政府的氢气战略预计到 2030 年进口份额将达到 50-70%。另一种选择是从世界其他地区进口绿色氨，然后在德国的裂解装置中分解。在这两种情况下，氢气都将通过 H2 核心网络输送到发电厂。供应 H2 的第三种选择是直接进口还原铁 (DRI)，并通过轮船/火车将其运送到发电厂。DRI 可以储存大量能量，并且只需要很少的额外能量即可释放储存的能量。当在化学过程中与水、热和催化剂结合时，DRI 会发生反应形成氧化铁（铁锈）并释放氢气。然后可用于在发电厂发电。气候中和基金会已委托知名咨询和认证公司 DNV 从成本和技术成熟度方面研究德国发电厂使用的三种氢气生产途径。
印尼扩大太阳能规模
图 11：按客户细分的印尼屋顶太阳能光伏发电回收期 ...................................... 7 图 12：印尼可再生能源投资 ...................................................................... 9 图 13：印尼太阳能和风能项目的债务成本 ...................................................... 10 图 14：印尼太阳能和风能项目的股权内部收益率（税后）预期 ............................................................................................. 10 图 15：2018 年印尼各地区平均本地和全国发电成本 ............................................................................................. 12 图 16：印尼太阳能 PPA 价格 ............................................................................. 13 图 17：2021 年第一季度在特定市场授予和公布的清洁能源产能 ............................................................................................. 15 图 18：RUPTL 2019-28 和 RUPTL 2021-30 草案下拟议的产能增加 ............................................................................................................. 16 图 19：印尼已装机发电容量 ............................................................................. 18 图 20：印尼图 21：2020 年印尼各电网的备用容量 .............................................................. 19 图 22：RUPTL 印尼电力需求增长预测 .............................................................. 19 图 23：RUPTL 下从 IPP 购买的电力 .............................................................. 19 图 24：PT PLN 的长期债务，2013-18 年 ...................................................................... 20 图 25：35GW 计划下计划增加的容量，按合同状态 ............................................................................................. 21 图 26：35GW 计划下计划增加的容量，按项目开发状态 ............................................................................................. 21 图 27：PLN 提议的煤炭淘汰时间表 ............................................................................. 22 图 28：印尼全国电气化率 ............................................................................................. 23 图 29：印尼已安装的可再生能源微电网容量 ............................................................................. 23 图 30：电力供应的可靠性和稳定性，部分东南亚公用事业 ................................................................................................................................ 25 图 31：印尼政府的柴油转换计划（按容量划分） ........................................................ 26 图 32：印尼各行业的电力需求 ............................................................................ 27 图 33：2019 年各国工业电价 ............................................................................ 27 图 34：印尼国家电力特许经营区以外的工业区 ............................................................. 27 图 35：印尼在 BNEF 全球电池供应链排名中的得分 28 图 36：全球一级镍供应能力预测 .............................................................. 28