省級重點城市儲能互聯網構建研究

柯圣舟

（國網福建省電力有限公司經濟技術研究院，福建 福州350012）

0 引 言

儲能技術作為能源互聯網4大關鍵技術之一，可以通過給能量增加時間變量的方式，促進電網發展模式的根本性變革。儲能技術將現有電力系統的“源+網+荷”結構變革為“源+網+荷+儲”結構，使電力系統變得更加“柔性”和“智能”，既可以平抑大規模清潔能源發電接入電網帶來的波動性，又可以提高電網運行的安全性、經濟性以及靈活性[1]。

近年來，多地電網在夏季負荷高峰時段，出現了不同程度的供電緊張問題。儲能由于可實時調整充放電功率和充放電狀態，因此建設在電網側可具備兩倍于自身裝機容量的調峰能力。規模化配置后，可提供高效的削峰填谷服務，有效緩解局部電網供電壓力，延緩配電網投資建設。

1 目前電化學儲能電站應用情況

1.1 國 外

美國、德國以及英國等歐美發達國家電力市場建設較為成熟，儲能應用主要集中在可再生能源并網和電力輔助服務市場（調峰、一次調頻），如美國的SDG&E Escondido 30 MW/120 MWh儲能電站。2016年澳大利亞發生一系列停電事件，增強了全澳對能源安全的重視程度，因此澳洲大力發展電網側儲能。電網側儲能作為事故后應急功率支撐，現已收到初步成效，如南澳州的特斯拉100 MW/129 MW·h投運后成功阻止了該地區一次潛在的由機組脫網引起的頻率下降事故。受福島事件影響，日本大力發展可再生能源，通過配置輸配網儲能，促進風光資源消納，從而滿足電網供需平衡。

1.2 國 內

江蘇鎮江101 MW/202 MW·h儲能電站是迄今已建成的世界最大規模電網側電化學儲能項目，分散在鎮江地區8個儲能電站，有效緩解了2018年夏季因電廠退役引起的鎮江東部電網的供電壓力。進入10月以來，電站主要按調頻方式運行，兼顧事故備用、黑啟動以及需求響應等多種功能。山東電工、許繼集團以及江蘇綜合能源公司作為項目的總包商，投資7.5億元，采用經營性租賃投資模式。近期，江蘇公司啟動了第二批電網側儲能項目合計4×105kW。項目由平高集團投資，計劃于2019年底前實現項目整體投運。江蘇公司計劃每年新投運電網側儲能規模在5×105kW左右，待儲能技術取得突破性進展后將進一步擴大投運規模。重點考慮在特高壓直流落點近區、可再生能源高滲透率地區、省會城市以及負荷密度較高地區布局。

山西陽光電廠9 MW/4.5 MW·h儲能電站的功能定位是火電聯合調頻，參加電力輔助服務市場交易。山西省火電機組比重較高雖然水電等調頻資源嚴重不足，但是政府制定的調頻交易補償標準高，因此山西電源側儲能發展較快。需要注意而是，山西部分電廠儲能在電池系統、防火設計以及運維管理方面均存在問題，存在火災隱患，如山西京玉電廠2017年連續發生兩次儲能系統起火爆炸事故。

河南100.8 MW/125.8 MW·h電網側儲能電站已于2018年底并網投運，分散在鄭州和洛陽等9個地市的16個儲能電站。該項目為河南省特高壓交直流故障提供快速功率支援，豐富電網調峰調頻手段，提高能源利用綜合收益。

湖南長沙120 MW/240 MW·h電池儲能電站由湖南綜合能源服務公司投資8.2億建成。一期60 MW/120 MW·h已于2019年1月27日投運，分散在長沙3座220 kV變電站內。功能定位是緩解長沙地區局部高峰期供電壓力，提升新能源供電穩定性，提高祁韶直流特高壓輸送能力。

此外，國網系統內的上海公司和浙江公司等也都有推進電網側儲能項目的計劃。

2 省級重點城市儲能互聯網設計

2.1 重點城市儲能站布點方案

在福建省沿海重點城市福州、廈門以及泉州等城市的高密度負荷區域、電網卡脖子區域以及沿海風電匯集站等區域進行選址踏勘與布點工作。通信交互層面通過調度通信網互聯互通，統一由省調進行調度運行。

2.2 儲能站設計

2.2.1 儲能站布置方案

儲能系統采用模塊化設計，根據需要在每個變電站配置1個或多個儲能單元。安裝單元以容量為1.2 MW的儲能電池集裝箱串接1臺容量為1.25 MVA的變壓器組成。儲能單元由4個安裝單元并聯接入1個兩進四出的環網柜構成，其容量為4.8 MW。1個儲能單元（4.8 MW）占地約600 m2。

2.2.2 儲能單元平面布置

根據儲能單元戶外艙體式布置型式，結合設備艙體外形尺寸，考慮到變電站空余土地，初步設計出一個布置方案，如圖1所示。

由圖1可知，儲能單元的布置應結合變電站的實際空地情況，可以適當調整10 kV環網柜和變壓器，另外需計列足夠的電纜數量。

圖1 單個儲能單元（4.8 MW）平面布置圖

2.2.3 接入系統電氣接線

儲能電池模塊作為電流源直接接入到相應變電站（220 kV/110 kV站）的10 kV出線間隔，如圖2所示。

圖2 儲能接入系統電氣接線示意圖

2.3 儲能互聯網綜合運行平臺及自動發電控制

儲能互聯網綜合運行平臺由能量管理系統、儲能變流器、電池管理系統、儲能電池本體以及通信網絡組成。為了控制儲能電站的有功功率，要求儲能電站站內計算機監控系統具備遠方自動控制功能。即儲能電站站內計算機監控系統應具備接收并自動執行調度部門遠方發送的有功功率控制信號的功能，確保儲能電站最大有功功率值和有功功率變化值不超過電網調度部門的給定值。儲能電站的AGC功能應與計算機監控系統進行一體化設計。計算機監控系統統一通過調度數據網與調度端EMS系統通信，不單獨配置AGC的接口及通道[2,3]。

2.4 儲能電站日常運行充放電模式

儲能電站按照每天“低谷時段充電、高峰時段放電”和“平時段充電、高峰時段放電”兩個充放電循環運行。

2.4.1 第一階段充電

每天23：00～次日7：00（用電低谷時段）系統工作于充電狀態。以恒定功率244 kW進行充電，3 h可將配置的732 kWh電池充滿，如果提前充滿則系統停機。每天7：00～8：30，PCS自動調節，如第一階段未充滿，則繼續充電。

2.4.2 第一階段放電

每天8：30～11：30（用電高峰時段）系統工作于放電狀態。放電功率根據智能采集模塊的負荷總功率實時進行調節。如果配變負荷≥244 kW，PCS以最大功率放電，如果配變負荷＜244 kW，PCS提供負荷當前的實時功率。

2.4.3 第二階段充電

每天11：30～14：30（用電平時段）系統工作于充電狀態。充電功率為244 kW，3 h內可充電732 kWh。如果提前充滿，則系統停機。

2.4.4 第二階段放電

每天14：30～17：30（用電峰時）系統工作于放電狀態，放電功率根據智能采樣模塊的負荷總功率實時進行調節，如果配變負荷≥244 kW，PCS以最大功率放電，如果配變負荷＜244kW，PCS提供負荷當前的實時功率。每天17：30～23：00，PCS自動調節，若未放完，剩余電量考慮在晚高峰（19：00～21：00點）繼續放電。

2.5 通信網絡建設方案

儲能互聯網綜合運行平臺通信網絡由省調平臺、各地的儲能子站、調度數據網以及現場總線網構成。其中，現場總線網實現儲能電池和控制端之間的通信。通過現場總線實現儲能設備數據的采集和控制，形成網絡互動和即時連接，實現交互式數據聚合，并選擇合理現場總線[4]。

3 儲能互聯網功能定位

利用儲能布點靈活的特點，將儲能電站分布式布置于城市各區域，解決正常運行時局部電網的差異化需求。同時將這些功能定位差異的分布式儲能電站通過電網互聯，服從省調調度，必要時作為事故下大電網的緊急控制和黑啟動電源，或參與系統調峰等輔助服務市場交易，發揮“電力海綿”作用，提升重點城市電網防災抗災能力[5]。功能定位主要包括以下幾點。

3.1 緩解迎峰度夏期間局部電網供電壓力

目前，福建沿海城市中心區電網局部卡脖子問題迫在眉睫。通過在部分變電站布置一定容量儲能電站，可緩解迎峰度夏期間因短時尖峰負荷引起的設備重過載問題。

3.2 發揮臺風等嚴重災害下的應急支援作用

福建是臺風、地震以及冰凍等自然災害高發地區。電網側儲能可在災害發生時期作為城市（如廈門）保底電網的應急控制和黑啟動電源，提升電網防災抗災能力。

3.3 參與調峰等電力輔助服務市場交易

就福建省而言，隨著峰谷差逐年增大，核電和風電等清潔能源大幅擠占火電機組出力空間。火電機組在調節空間受限情況下還需承擔調峰任務，極大影響了火電機組的經濟安全運行。而電網側儲能可發揮調峰、調頻以及調壓的作用，從輔助服務市場獲取相應收益。

3.4 緩解未來風電送出受限問題

目前，福建省海上風電步入一個快速發展的階段，海上風電規劃遠期總裝機容量將達到13 300 MW。未來幾年，福建海上風電消納存在以下兩方面問題。一方面是福建海上風電多為大規模和集中式注入電網末端，而并網點所在的末端網架結構通常較為薄弱。另一方面為滿足海上風電消納需要，需配套加強當地電網。但沿海線路走廊緊缺，建設難度日益加大，影響風電送出工程的及時投產。若在靠近風電并網點布置儲能，可減少盛風期風電外送尖峰潮流，在一定程度上緩解未來風電送出受限問題，并可平滑風電出力，提升風電并網友好性。

3.5 提升電網安全穩定水平

儲能作為毫秒級響應電源，發揮比常規火電調頻速度快30倍的優勢，可在暫態時間尺度為系統提供緊急功率支撐。此外，若儲能配套的并網逆變器采取合適的控制策略，即虛擬同步機技術，可使儲能具備傳統電廠同步旋轉電機外特性，為未來電力電子化的電網提供虛擬轉動慣量，從而提高系統安全穩定水平。

3.6 提升離網型海島微網供電能力

此外，福建省某些海島遠離陸地，與電網無電氣聯系，負荷由島內微網孤立運行供電。這種情況下，使用光儲發電系統替代柴油發電機，可大幅度降低居民用電成本。

4 結 論

電化學儲能技術可以充分發揮其靈活的四象限出力調節能力，廣泛應用在電力系統的發電側、電網側以及用戶側，為充分消納清潔能源、保障電網安全以及平抑負荷波動和分布式電源并網等提供支撐。此外，由于電化學儲能相對其他電源規模較小而成本較高，因此化零為整聚合分布式儲能資源和構建省級重點城市儲能互聯網是一個較好的選擇，對解決電網迎峰度夏期個別變電站短時重過載，或由主網工程配套送出線路建設困難導致下級變電站重載，事故下大電網緊急控制和黑啟動電源等問題具有積極應用前景。