湖南电网侧电池储能电站概况及调控运行启示

2020-02-24李军胡斌奇杨俊黄际元

湖南电力 2020年1期

李军，胡斌奇，杨俊，黄际元

(1.国网湖南省电力有限公司，湖南长沙410004；2.国网湖南省电力有限公司长沙供电分公司，湖南长沙410012)

电网侧电池储能电站作为泛在电力物联网建设的重要内容，得到了社会的广泛关注。全国各级单位相继出台了相关政策以推动储能行业发展[1]。2017年9月，国家五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确指出将鼓励多种储能技术路线和应用场景并行发展，这标志着储能在电网中主体地位的确立；2019年2月，国家电网有限公司下发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，明确表示支持电源侧储能发展、服务客户侧储能发展、加强电网侧储能规划，指出将有序开展储能投资建设业务，并主要集中在电网侧储能；2019年6月，国家发改委等机构联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019—2020年行动计划》，明确指出将重点推进储能示范应用，推进储能标准化建设。

在工程应用上，自2018年起，江苏、河南等省份已有示范工程相继投运，其主要利用变电站空余场地及租用社会用地进行建设，采用磷酸铁锂电池和预制舱的设计方案，以10 kV电压等级分散接入，统一纳入省级调控平台[2]。其中，江苏8座储能电站总计规模为101 MW/202 MWh，主要集中在镇江市以应对火电机组退役和镇江东部高峰负荷压力。河南16座储能电站总计规模为100.8 MW/125.8 MWh，分布在9个地市以应对特高压闭锁和峰谷差问题。目前，国内储能产业呈现良好发展态势，江苏 (二期)、浙江、辽宁等省份陆续规划建设储能电站，主要特征如下:电池类型多元化，包括磷酸铁锂、铅碳、液流及梯次电池等；配置形式多样化，集中式与分布式相结合，融入 “多站合一”智慧能源站 (含变电站、数据中心站、储能电站等)等形式进行规划[3]。这些均为电网侧储能电站商业化应用提供了重要实践依据。

在技术发展上，随着各类电池性能提升、成本持续下降，储能规模化应用接近其商业化运营的技术经济拐点，并已成为储能产业创新的重点领域[4]。应当指出，目前储能电站主要基于 “分布式布置、模块化设计、单元化接入、集中式控制”的架构进行设计，这能提高储能电站运行可靠性、增加其可扩展性和降低储能电站建设难度，但也增加了储能电站的控制难度，调度部署也相对复杂，需要将指令拆分后再下发到站，同时，对储能电站的响应时间也提出了更高的要求。此外，分散式布置存在的技术多样性，使得储能电站运维检修和管理难度增加。随着储能电站规模化并网运行，传统电网的调控运行将面临巨大挑战。

为此，以湖南电网榔梨储能电站为例，阐述该储能电站的特点与架构，重点分析其调控运行模式，并指出其调控运行所面临的主要科学问题。

1 电池储能电站典型架构

为提升湖南电网安全稳定运行水平和特高压直流输送能力，解决长沙地区峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力不足等系列问题，2019年5月，国网湖南省电力有限公司建成长沙储能示范工程并投入运行，总规模60 MW/120 MWh，分别布置于榔梨 (24 MW/48 MWh)、芙蓉 (26 MW/52 MWh)、延农 (10 MW/20 MWh)三个220 kV变电站内。工程创新性地采用电池本体租赁模式，拥有国内首个全室内、单体容量最大的芙蓉储能电站。芙蓉、延农储能电站已在国内率先打造成 “三站合一”典型试点。

1.1 总体架构

榔梨储能电站位于220 kV榔梨变电站西北侧，占地面积3 000 m2，全预制舱布置。该储能电站主要包含24个电池集装舱 (每个集装箱包含1 MW/2 MWh电池)、24个功率变换系统 (PCS)变压集装箱 (每个集装箱含 2台 500 kW PCS和 1台1 250 kVA变压器)、1个10 kV配电室、1个总控集装舱等设备，通过3回10 kV线路并入220 kV榔梨变。以一回储能进线10 kV为例，并网方式如图1所示。

图1 榔梨储能电站并网示意图

由图1可知，榔梨储能电站中，1 MW/2 MWh的电池储能单元通过连接2个500 kWPCS升压舱，将直流电变换为交流电，并经1 250 kVA的升压变压器升至10 kV，4台变压器并接至10 kV配电室进线柜，每两条进线汇聚至10 kV出线接入220 kV榔梨变10 kV母线。

1.2 基本构成

1.2.1 电池集装舱

电池集装舱是储能电站的关键部分，主要涉及电池本体及其相关保护控制的辅助功能设备。储能电站电池本体方面，电池集装舱为标准预制舱，内部配置1 MW/2 MWh电池组、电池管理系统(BMS)、汇流柜、消防及空调等设备。其中，电池本体所采用的单体电芯容量为3.2 V/105 Ah，36个电芯串联形成1个模块，18个模块串联形成1簇，6簇经汇流柜并联形成 1堆 (0.5 MW/1 MWh)，2堆分别连接PCS变压集装箱内的2台500 kW PCS，组成1 MW/2 MWh电池储能单元。

储能电站保护控制等功能方面，BMS可全面监测电池的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷电量等，并将监测数据供给PCS以实施闭环控制，具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。电池舱内配置有空调和消防等辅助系统，为电池组提供相对恒定的温度和湿度等环境条件，并保证紧急情况下实现自动报警及联锁保护功能。

1.2.2 PCS变压集装箱

PCS变压集装箱的主要功能是将电池组的直流电转换成交流电，一般配置2台500 kWPCS、1台升压变压器。PCS主要由DC/AC双向变流器、控制单元构成，用于实现储能电池与交流电网间的交直流变换和双向能量传递，可支持锂电池、铅炭、液流电池等多种类型电池的接入和通讯。升压变压器将PCS输出的电能升压至10 kV以并入变电站10 kV母线，除了自身的保护装置外，还可由上级的10 kV馈线保护实现。

1.2.3 10 kV配电室

10 kV配电室是储能电站电能汇集和分配的重要节点，主要包含储能电站所有开关柜及保护设备等。电池预制舱内的电池单元经PCS升压舱将电压升压至10 kV后全部接入配电室内的开关柜。其中每回10 kV线路配置光纤电流差动保护装置，保证故障发生时可快速处理及切断。

1.2.4 总控集装舱

总控集装舱是储能电站的监控系统与能量管理系统所在处，主要负责采集储能电站信息、接收电网调度指令，并通过相应的控制策略使储能电站满足调度控制要求。该总控集装舱主要功能有:①通过采集电池组、储能单元的实时数据，实现储能系统的实时监测和控制；②通过控制PCS有功功率实现储能系统有功控制，以满足电网调峰调频需求；③通过控制PCS无功功率实现储能系统无功电压控制，以满足电网安全稳定运行需要。此外，其还具有故障录波、防孤岛保护装置、电能计量系统、智能网荷互动终端、时间同步系统以及EMS等功能设备。

2 储能电站调控运行模式

按照 “省调调度有功、地调调度无功”的原则，结合电网负荷调节需求和电池运行特性，主要设计了储能电站参与电网紧急控制、调峰、调频和调压等应用场景的运行策略。紧急控制场景通过源网荷系统控制储能电站紧急提供有功和无功支撑来实现；调峰和调频场景通过省级调度自动发电控制(AGC)系统控制储能电站释放有功功率来实现；而调压场景通过地区调度自动电压控制 (AVC)系统控制储能电站释放无功功率来实现，储能电站调压理论上只占用PCS容量，不消耗电池本体的储存能量[5-6]。

2.1 储能纳入源网荷控制

2.1.1 工程实现

源网荷系统主要通过快速精准控制可中断的用电负荷，高效实现特高压直流闭锁后的故障处置，提升系统调节性能，保障 “强直弱交”矛盾下电网运行稳定性。将储能电站纳入源网荷系统，在紧急情况下，以最高优先级直接控制PCS，充分发挥储能电站启动时间短、响应速度快、调节精度高的优势[7-8]，保障电网安全稳定运行。目前，榔梨储能电站已通过源网荷系统调试，具备该控制功能。

榔梨储能电站配置源网荷互动终端柜，内含一台源网荷互动终端和一台MUX-02E2M协议转换器。源网荷互动终端对上经由2M协议转换器和地调SDH接入220 kV浦沅变电站精切子站；对下经硬接线控制站内48台PCS，同时通过网线与储能电站能量管理系统 (EMS)进行通讯交互。源网荷互动终端设备采用干接点直接与PCS接口，通过串口与储能站监控后台通讯。储能电站精切系统结构如图2所示。

图2 储能电站精切系统结构图

2.1.2 运行策略

源网荷系统接收到电网故障信息后，由稳控终端同时向PCS和储能电站EMS发送指令，PCS接收稳控终端硬接点信号，EMS接收稳控终端网络信号，1 s内PCS控制电池进行最大功率放电，1 s后由EMS进行控制。EMS根据PCS与电池状态下发不同指令:若电池与PCS无法支撑满功率放电则根据电池或PCS情况进行放电或待机，但此时仍是精切系统控制模式；如果设备处于正常状态，则仍要求EMS控制PCS按照最大功率进行放电。

2.2 储能纳入自动发电控制 (AGC)

2.2.1 工程实现

电网AGC调节的主要目标是在保证电网频率质量和区域间功率交换计划的前提下按最优分配的原则协调出力。当储能电站通过接收省级调度的AGC指令后，其能量管理系统根据调度AGC调节指令结合站端各储能单元当前状态实时生成站端AGC控制命令，可实现调度AGC指令跟踪的同时有效保障电池运行安全，进而实现参与电网调峰/调频服务的目标[9]。

储能电站参与电网AGC的功能控制架构如图3所示。该系统由省级调度主站、调度数据网通道和储能电站EMS组成。储能电站的有功功率控制模式优先级从高到低依次为调度指令控制、AGC控制、日前计划控制及本地控制。

图3 储能电站AGC功能控制架构

省级调度主站侧储能AGC功能模块运行于智能电网D5000调度控制系统，实时计算各电池储能电站的有功出力设定值，并下发至接入AGC控制的储能电站。接入AGC控制的储能电站由数据通信网与调度通信，上传AGC控制相关的实时信息，接收调度主站下发的有功控制指令。储能电站EMS根据控制模式和储能电站运行情况，合理分配输出功率值并发送至PCS执行。

省级调度主站Ⅰ区储能AGC功能模块，通过实时下发充放电功率指令对各储能电站进行直接控制。该系统可以收集各储能电站上传的可用功率及荷电状态 (SOC)信息，实时计算每一时刻储能可用功率，以及该可用功率下的可用时间。

省级调度主站Ⅲ区调度计划功能模块，通过结合日前负荷预测数据和电网实际调度目标需求，确定未来一天的建议储能计划出力曲线，调度结合该曲线与实际情况以下达储能调度指令。

2.2.2 运行策略

目前主要采用 “日前调度计划”模式控制储能电站参与调峰。根据全网负荷预测、分区电网调峰需求、发电计划等数据，参考储能电站最大允许充放电功率、SOC范围、运行一致性、良性运行区间等参数，确定储能电站运行的日前计划曲线，重点采用 “一充一放”或 “一充两放”运行模式。储能电站在早、晚用电高峰时段放电顶峰，缓解各关键断面的供电压力。

通过储能AGC功能模块远方遥控实现储能电站参与调频。根据电网发/用电变化情况，采用自动跟踪区域控制偏差 (ACE)模式参与二次调频。通常需明确AGC指令的下发频次，开发储能电站基于分区、分组、分时段的AGC控制策略。储能电站用于电网调频时通常处于浅充浅放状态，无需充放电翻转，对电池寿命影响较小，但为满足电网紧急控制的需要，应考虑维持储能电站荷电状态水平在合理范围内[10]。相关研究表明储能AGC响应时间约为常规机组的1/15，调节速率比常规机组快65至258倍，控制精度误差小[11]。与日前调度计划控制模式相比，AGC模式跟踪电网ACE动态变化，有助于提升电网CPS考核指标。

2.3 储能纳入自动电压控制 (AVC)

2.3.1 工程实现

当电网呈现出以电压问题为主导的运行状态时，将储能电站纳入参与AVC系统调压具有一定的实用价值。AVC系统是使用广泛的电压无功控制系统，它能够根据设定的电压无功情况，自动控制无功设备，保障电能质量[12-13]。

基于D5000系统将储能电站纳入地调自动电压控制 (AVC)系统进行统一调控。AVC主站基于地调辐射网络结构和无功就地平衡的准则，考虑储能电站作为连续无功源的无功电压特性，将其合理接入AVC主站无功电压控制。构建储能电站的控制单元模型，将储能电站AVC子站构建PVC子站模型信息，可设置其主站命令控制模式，并关联与AVC子站的交互遥信、遥测、遥调信息，为控制策略生成和执行提供模型基础。

2.3.2 运行策略

为充分发挥PCS无功调节能力，且尽可能避免PCS无功调节影响有功出力，按照优先调节电容器、电抗器以及变压器档位的原则，在电压波动大、传统调节设备补偿不足时使用PCS无功控制能力，即由容抗器先进行 “初步调压”，再由储能电站进行 “精准调压”，以此制定储能电站AVC控制策略。

在控制模式方面，通过设置储能电站电压调控优先级，实现储能与传统调压手段的协同控制。设置电压控制和无功控制两种控制模式，可在不同场景下自由切换。基于用户对10 kV母线高电压质量要求，采用电压控制模式，实时计算储能电站无功输出需求，实现母线电压稳定控制；针对220 kV母线电压及供电区无功平衡控制，采用无功控制模式，稳定储能电站无功输出，为供电区提供稳定的无功支撑电源。同时，在AVC系统汇总储能电站的可调无功裕度等信息，根据汇总的全网信息，对地区电网进行全网动态潮流优化计算，最终形成最优的控制策略。

3 关键科学问题

从储能电站调控运行角度，结合泛在电力物联网建设，凝练出融合虚拟电厂和大数据技术的多点布局储能调控、评价、运营、标准等关键科学问题。

1)基于 “虚拟电厂”技术，多点布局储能电站的集群控制问题。

基于省级调度层面，考虑储能电站集群参与调峰、调频、无功控制、断面控制、清洁能源消纳等全局性优化任务的协作机制和执行策略。通过建立储能设备汇聚潜力模型，基于不同储能技术与工况需求的匹配度，提出以运行状态感知、发展态势研判、运行场景识别为基础，考虑储能的 (集中/分散)配置模式、 (统一/分层)调度模式，以参与调峰 (小时级)为核心、以主导场景调度需求为目标兼顾其他应用场景 (安全稳定运行 (毫秒—秒级)、调频调压以及动态无功支撑 (毫秒—秒级)的储能协同优化调度策略。

2)基于大数据分析技术，储能电站的运行性能、运行效果评价问题。

以示范工程为基础，结合储能电站运行场景和电量、能效、可靠性、经济性等指标，分场景对其运行性能和效果进行综合评价；建立储能功能设计、运行条件与电池状态变化之间的关系，归纳反映电池状态的特性参数及阈值，与电池性能评价方法相结合，建立储能全寿命周期评价方法及指标，为运维检修提供参考。

3)基于电力市场发展需求，储能电站的商业模式问题。

考虑辅助服务市场、政策环境、电网运行等因素，分析储能价值可变现程度，研究储能多重应用的可变现价值评估方法；考虑储能同时向电源、用户和电网提供服务并获得收益，研究基于源-网-储-荷协同的储能优化运营策略，研究激励储能向电网提供服务的价格或交易机制。从促进电力市场建设和电池储能产业合理发展角度出发，向政府主管部门提出包括市场准入、投融资方式、价格补偿机制等的相关政策与配套实施规则。

4)与储能相关的标准体系构建问题。

推进储能运行调控、运维检修、安全防护等技术标准的制定实施，根据技术发展和电网运行要求对相关标准进行修订，加强储能安全和消防新技术研究，明确储能电池、退役电池等关键设备防火要求，建立健全储能安全消防技术标准与规章制度。