1、研究背景

江蘇鎮(zhèn)江101 MW/202 MW·h電網(wǎng)側(cè)分布式儲能電站工程于2018年7月18日正式并網(wǎng)投運，成為了目前國內(nèi)規(guī)模最大的電網(wǎng)側(cè)儲能電站項目。有別于電源側(cè)儲能電站與負荷側(cè)儲能電站，電網(wǎng)側(cè)儲能電站主要面向電網(wǎng)調(diào)控運行，能夠滿足區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、應急響應、黑啟動等應用需求，為當?shù)仉娋W(wǎng)迎峰度夏期間的安全平穩(wěn)運行提供保障。然而，中國電網(wǎng)側(cè)儲能項目尚處于起步階段，其在規(guī)劃建設、調(diào)度控制、運行評價等方面均缺乏經(jīng)驗，相關(guān)標準的建立也迫在眉睫。

本文將從建設背景、集成方案、運行控制等方面詳細剖析江蘇電網(wǎng)側(cè)儲能電站建設運行過程，并根據(jù)項目實際經(jīng)驗對未來儲能電站的建設與發(fā)展進行分析與展望，為中國快速增長的儲能建設需求提供相關(guān)經(jīng)驗借鑒和參考建議。

2、江蘇電網(wǎng)側(cè)儲能電站建設背景分析

從外在背景來說，電化學儲能不僅具有快速響應和雙向調(diào)節(jié)的技術(shù)特點，還具有環(huán)境適應性強、小型分散配置且建設周期短的技術(shù)優(yōu)勢，對于電網(wǎng)來說是一種非常優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源。目前，國家和地方出臺了一系列政策對儲能的發(fā)展給予支持和鼓勵，而電池成本的快速下降更是激發(fā)了國內(nèi)各省市相關(guān)企業(yè)的建設熱情。

從內(nèi)在動因來說，江蘇鎮(zhèn)江電網(wǎng)側(cè)儲能項目的建設還有著如下幾方面原因：

1）緩解鎮(zhèn)江電網(wǎng)2018年迎峰度夏供電壓力；

2）提高鎮(zhèn)江區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)頻能力；

3）為可再生能源的規(guī)模開發(fā)提供支撐。

從經(jīng)濟性角度分析，以鎮(zhèn)江地區(qū)2018年迎峰度夏負荷缺口200 MW為例，若新建火電機組，以30～60萬燃煤火電機組每千瓦時造價3500元計算，初始投資需7億元。而鎮(zhèn)江101 MW/202 MW·h儲能電站的投資預計在7.5億元左右，每千瓦時儲能投資成本3750元，與燃煤火電初始投資成本價格相當。而其對于環(huán)境保護和促進新能源消納方面的意義更是不可忽視。

3、電網(wǎng)側(cè)儲能電站的集成方案

3.1、電池選型

儲能電站電池投資成本占總投資成本一半以上，因此，選擇合適的儲能電池是儲能電站規(guī)劃的重要內(nèi)容。電網(wǎng)側(cè)儲能電站對電池選型方面的需求與特點主要表現(xiàn)在安全性能、運行性能與經(jīng)濟性能三方面，目前市場上商業(yè)成熟度較高的電池類型主要有磷酸鐵鋰電池、三元鋰電池及鉛炭電池，綜合考慮磷酸鐵鋰電池的安全性、經(jīng)濟性等因素，本期電網(wǎng)側(cè)儲能電站均選用了磷酸鐵鋰電池。

3.2、電氣一次集成方案

該批次項目儲能電池的現(xiàn)場安裝均采用預制艙式設計方案。每個40英尺集裝箱配置2 MW·h儲能電池，分別通過2個位于PCS升壓艙內(nèi)的500 kW PCS逆變后，接至同在艙內(nèi)的升壓分裂變壓器的低壓側(cè)，升壓后接至10 kV/35 kV配電裝置實現(xiàn)匯流。一次接入方案考慮就近接入電網(wǎng)的原則，依據(jù)儲能規(guī)模不同以一回或多回10 kV/35 kV電纜接入附近110 kV/220 kV變電站。為保證儲能電站滿功率有功出力時并網(wǎng)點的電壓穩(wěn)定性，還在低壓母線側(cè)配置了一定容量的SVG無功補償裝置。

3.3、通信架構(gòu)

各站雖然均采用了層級式網(wǎng)絡拓撲架構(gòu)，將站內(nèi)網(wǎng)絡通信架構(gòu)劃分為站控層與間隔層，但在間隔層中PCS與EMS監(jiān)控系統(tǒng)的通信方式上各站略有不同。

PCS與站控層監(jiān)控系統(tǒng)的通信根據(jù)其是否支持IEC 104規(guī)約主要分為兩種模式。一種是支持IEC 104規(guī)約的PCS采用光纖直連的方式與站控層監(jiān)控系統(tǒng)通信，具有響應速度快，通信延遲小的優(yōu)點。另一種是只支持MODBUS規(guī)約或TCP/IP協(xié)議的PCS則必須經(jīng)安裝在就地監(jiān)控系統(tǒng)中的規(guī)約轉(zhuǎn)化裝置轉(zhuǎn)換為IEC 104規(guī)約，實現(xiàn)與站控層監(jiān)控系統(tǒng)的通信。該模式實現(xiàn)簡單，但規(guī)約轉(zhuǎn)換過程將大幅增加PCS的控制指令響應時間。

站控層主要包含了儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)，負責站內(nèi)所有運行設備的監(jiān)測與控制，接收調(diào)度控制指令的同時也將站內(nèi)設備運行信息上送至電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)，通信采用IEC 104規(guī)約，上送方式則采用1‰死區(qū)變化上送的模式。

其中，不同生產(chǎn)設備信息根據(jù)其生產(chǎn)控制實時性與非實時性要求分送至調(diào)度安全Ⅰ區(qū)與安全Ⅱ區(qū)，用于輔助決策與信息展示的設備信息則經(jīng)橫向隔離裝置上送至調(diào)度管理信息Ⅲ區(qū)。電站總體通信架構(gòu)圖如圖2所示。

4、電網(wǎng)側(cè)儲能電站控制方式

4.1、AGC控制方式

本地控制模式下，儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)通過讀取從調(diào)度主站根據(jù)當天負荷預測結(jié)果下發(fā)的充放電計劃曲線，對儲能電站進行分時段控制，實現(xiàn)調(diào)峰功能。在遠方AGC調(diào)度控制模式下，通過增加儲能電站的分區(qū)屬性，與區(qū)域內(nèi)火電及燃機機組等一同進行所屬訪晉分區(qū)的斷面控制。其控制系統(tǒng)架構(gòu)如圖3所示。

分區(qū)斷面控制提供分區(qū)儲能的一鍵緊急控制（一鍵充電、一鍵放電）模式及按優(yōu)先級和比例分擔的baseO功率控制模式。

4.2、應急響應控制方式

江蘇電網(wǎng)-源-網(wǎng)荷精準切負荷系統(tǒng)（以下簡稱源網(wǎng)荷系統(tǒng)）由控制中心站、控制子站、就近變電站、負控終端組成，如圖4所示。

為實現(xiàn)PCS的快速功率響應，互動終端與站內(nèi)PCS采用干接點連接方式，能夠使PCS在100 ms內(nèi)實現(xiàn)充放電功率的反轉(zhuǎn)，在此過程中，為了避免長時間滿發(fā)功率對電池造成傷害，在反轉(zhuǎn)完成一段時間后，將由儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)對PCS進行接管控制，依據(jù)電池實際工況對PCS下發(fā)經(jīng)濟調(diào)度指令，并在接受到負荷恢復指令或一段時間后恢復正常工作狀態(tài)。圖5所示為新壩儲能電站源-網(wǎng)-荷切負荷實際測試過程PMU錄波圖。該測試中，新壩儲能電站20臺PCS在接收到緊急功率支撐指令后全部完成功率反轉(zhuǎn)僅用時60 ms，充分驗證了儲能作為應急響應資源在響應速度方面的優(yōu)勢。


4.3、一次調(diào)頻控制方式

儲能電站的一次調(diào)頻由PCS直接參與，主流的PCS一次調(diào)頻控制采用下垂控制，一次調(diào)頻的性能參數(shù)可根據(jù)實際運行工況進行設置，其典型運行參數(shù)為頻率調(diào)節(jié)死區(qū)0.033 Hz，限幅80%，不等率0.1%，穩(wěn)定運行時間1 min，其典型一次調(diào)頻控制曲線如圖6所示。

5、建設經(jīng)驗總結(jié)和未來發(fā)展建議

1）盡快完善電網(wǎng)側(cè)儲能的相關(guān)技術(shù)標準；

2）促進儲能并網(wǎng)運行檢測工作；

3）將儲能融入現(xiàn)有的輔助服務市場體系；

4）加強分布式儲能電站協(xié)調(diào)控制方法研究；

5）將儲能電站建設納入電網(wǎng)規(guī)劃建設體系；

6）盡快提高儲能電站安全運維水平。