金武士UPS不间断电源GT2KS 在线式2KVA/1.8KW 外接电池组
金武士UPS不间断电源GT2KS 在线式2KVA/1.8KW 外接电池组
| 容量 | 2KVA/1.8KW |
| 型号 | GT2KS |
GT2KS输入参数
| 整流器类型 | IGBT整流 |
| 额定电压 | 220Vac |
| 输入电压范围 | 115~300 VAC |
| 输入频率范围 | 40Hz~60Hz（可调） |
| 输入功率因数 | >=0.99 |
GT2KS输出参数
| 额定输出功率 | 2KVA/1.8KW |
| 额定输出电压 | 220Vac |
| 输出频率 / 输出功因 | 50/60 Hz +/- 0.5Hz / 0.9 |
| 工作方式 | 在线式 |
| 输出波形 | 正弦波 |
| 转换时间 | 0ms |
| 过载能力 | 125%，50s |
GT2KS电池和运行时间
| 电池型号 | 免维护密封铅酸电池 |
| 标机后备时间 | 半载：≥11分钟 |
| 电池包型号 | 12V7AHX6 |
| 电池典型充电时间 | 8小时 |
| 电池电压 | 72V |
GT2KS系统参数及标准
| 安装方式 | 塔式 |
| 整机效率 | Up to 90% |
| 电磁兼容 | ICE/EN/AS 62040-1；CISPR 22 A级 |
| 浪涌保护 | ICE/EN 62040-2，满足ICE/EN 61000-4-5 |
| 防护类型 | IP20 |
GT2KS通信和管理
| 接口端口 | RS232，可选Wedpower卡、AS400卡 |
| 控制面板 | LED状态指示 |
| 有声报警 | 市电停电时报警4秒一次：特别的低电池报警每秒一次 |
GT2KS物理指标
| W | 425.00 mm |
| D | 190.00 mm |
| H | 328.00 mm |
| 重量 | 22.50 KG |
| 颜色 | 黑色 |
GT2KS环境
| 工作环境 | 0 - 40 °C |
| 工作相对湿度 | 0 - 95% |
| 操作高度 | 0-1500米 |
| 存储温度 | -5 - 45 °C |
| 存储相对湿度 | 0 - 95% |
| 存储高度 | 0-1500米 |
| 听觉噪音距设备表面 1 m 处 | <40.00 dB |
GT2KS保修
| 标准质保 | 3年内维修或更换 |
（一）市场机制与价格机制不完善
新能源配储发展的关键不在于时长、比例，而是建立起相应的成本疏导途径，目前，新型储能收益普遍不足。一方面，新型储能市场机制和商业模式不成熟，其技术优势无法通过电力市场充分发挥价值，可以实际参与交易的品种仍然有限，导致储能项目盈利困难。另一方面，目前我国已有多地探索建立新型储能容量电价机制，但国家层面统一新型储能容量电价政策尚未出台。新型储能建设运行成本不能通过输配电价疏导，成本多由新能源电站单一主体“买单”。有业内人士指出，华能在山东的储能项目，56%的收入来自新能源项目的租赁，即靠租金维持储能电站的生存，这意味着新能源项目要付出大量的租用储能电站的成本。
（二）部分地方新型储能项目“建而不用”
中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。需要注意的是，受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，当前部分储能项目盈利水平不高，存在新型储能规划与实际装机差距较大、“建而不用”等问题。还有部分地方调度部门“嫌弃”新型储能规模小、“不愿调”，难以充分发挥储能系统的调节作用。
（三）新能源配建储能的实际利用率不高
部分地方不少新建的新能源项目都配置了储能电站，但由于主动支撑等能力不足，利用率普遍偏低。受收益模式不明确、设备质量等原因影响，据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%，相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数，显然，新能源配储整体调用情况不理想。这也与新能源利用率很高有关。根据国网能源研究院定量分析，按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年国家电网经营区调峰缺口达到8000万千瓦左右，2030年调峰缺口达到1.6亿千瓦左右。通过新能源优化配置储能，可以提升系统调节能力，支撑高比例新能源高效利用。而全额消纳通常是包括但不限于并网规模、网架结构、系统综合调节能力、调度运行安排等多种因素综合作用的结果。在缺乏新型储能等调节能力支撑的情况下，新能源利用率可能会受到影响。
三、有关建议
（一） 做好顶层设计，科学规划新能源与储能
推动价格疏导，研究出台国家层面的新型储能两部制电价政策，提升市场主体创新活力。按照“谁受益、谁付费”的原则，建立合理的成本分摊和疏导机制，推动各类市场主体共同分摊新型储能建设成本。加快制定大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道统筹规划配置、调度运用新型储能相关标准规范，创新消纳政策机制。通过风光火储一体化模式加快推动新型储能发展。加强“源网荷储”一体化协调发展，推动新型储能系统示范应用，大力发展“新能源+储能”模式，支持新能源合理配置储能，鼓励建设集中式共享储能设施，推动“风光储”一体化项目建设。加大支持新型储能发展的财政、金融、税收、土地等政策力度。
（二） 坚持市场导向，鼓励新能源配建储能参与电力市场交易
建立能够反映电力资源稀缺属性的电价机制，加快电力现货市场建设，引导配建储能参与电力现货市场，丰富新型储能参与的交易品种，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目的效益Zui大化。深化能源电力体制改革，优化储能服务市场算法规则和储能调用机制，探索储能参与碳市场和绿证市场，疏解储能成本。新型储能是重要的灵活性调节资源，盈利不能只靠电价政策，也应从运行角度考虑，容量电价实施需要做好前期规划。
（三）坚持创新引领，持续增强技术竞争力及产业链的安全
通过能源创新加强关键技术攻关，补齐产业链短板，解决“卡脖子”问题，持续增强能源产业链自主可控能力。围绕新型电力系统建设，加快适应大规模高比例可再生能源友好并网的新一代电网、储能、源网荷储衔接等关键技术和ups电源等核心装备的突破，加快储能技术、特别是大规模和超大规模的储能问题的解决，以应对风光项目的不稳定性冲击。