柯圣舟

（国网福建省电力有限公司经济技术研究院，福建 福州350012）

0 引 言

储能技术作为能源互联网4大关键技术之一，可以通过给能量增加时间变量的方式，促进电网发展模式的根本性变革。储能技术将现有电力系统的“源+网+荷”结构变革为“源+网+荷+储”结构，使电力系统变得更加“柔性”和“智能”，既可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，又可以提高电网运行的安全性、经济性以及灵活性[1]。

近年来，多地电网在夏季负荷高峰时段，出现了不同程度的供电紧张问题。储能由于可实时调整充放电功率和充放电状态，因此建设在电网侧可具备两倍于自身装机容量的调峰能力。规模化配置后，可提供高效的削峰填谷服务，有效缓解局部电网供电压力，延缓配电网投资建设。

1 目前电化学储能电站应用情况

1.1 国 外

美国、德国以及英国等欧美发达国家电力市场建设较为成熟，储能应用主要集中在可再生能源并网和电力辅助服务市场（调峰、一次调频），如美国的SDG&E Escondido 30 MW/120 MWh储能电站。2016年澳大利亚发生一系列停电事件，增强了全澳对能源安全的重视程度，因此澳洲大力发展电网侧储能。电网侧储能作为事故后应急功率支撑，现已收到初步成效，如南澳州的特斯拉100 MW/129 MW·h投运后成功阻止了该地区一次潜在的由机组脱网引起的频率下降事故。受福岛事件影响，日本大力发展可再生能源，通过配置输配网储能，促进风光资源消纳，从而满足电网供需平衡。

1.2 国 内

江苏镇江101 MW/202 MW·h储能电站是迄今已建成的世界最大规模电网侧电化学储能项目，分散在镇江地区8个储能电站，有效缓解了2018年夏季因电厂退役引起的镇江东部电网的供电压力。进入10月以来，电站主要按调频方式运行，兼顾事故备用、黑启动以及需求响应等多种功能。山东电工、许继集团以及江苏综合能源公司作为项目的总包商，投资7.5亿元，采用经营性租赁投资模式。近期，江苏公司启动了第二批电网侧储能项目合计4×105kW。项目由平高集团投资，计划于2019年底前实现项目整体投运。江苏公司计划每年新投运电网侧储能规模在5×105kW左右，待储能技术取得突破性进展后将进一步扩大投运规模。重点考虑在特高压直流落点近区、可再生能源高渗透率地区、省会城市以及负荷密度较高地区布局。

山西阳光电厂9 MW/4.5 MW·h储能电站的功能定位是火电联合调频，参加电力辅助服务市场交易。山西省火电机组比重较高虽然水电等调频资源严重不足，但是政府制定的调频交易补偿标准高，因此山西电源侧储能发展较快。需要注意而是，山西部分电厂储能在电池系统、防火设计以及运维管理方面均存在问题，存在火灾隐患，如山西京玉电厂2017年连续发生两次储能系统起火爆炸事故。

河南100.8 MW/125.8 MW·h电网侧储能电站已于2018年底并网投运，分散在郑州和洛阳等9个地市的16个储能电站。该项目为河南省特高压交直流故障提供快速功率支援，丰富电网调峰调频手段，提高能源利用综合收益。

湖南长沙120 MW/240 MW·h电池储能电站由湖南综合能源服务公司投资8.2亿建成。一期60 MW/120 MW·h已于2019年1月27日投运，分散在长沙3座220 kV变电站内。功能定位是缓解长沙地区局部高峰期供电压力，提升新能源供电稳定性，提高祁韶直流特高压输送能力。

此外，国网系统内的上海公司和浙江公司等也都有推进电网侧储能项目的计划。

2 省级重点城市储能互联网设计

2.1 重点城市储能站布点方案

在福建省沿海重点城市福州、厦门以及泉州等城市的高密度负荷区域、电网卡脖子区域以及沿海风电汇集站等区域进行选址踏勘与布点工作。通信交互层面通过调度通信网互联互通，统一由省调进行调度运行。

2.2 储能站设计

2.2.1 储能站布置方案

储能系统采用模块化设计，根据需要在每个变电站配置1个或多个储能单元。安装单元以容量为1.2 MW的储能电池集装箱串接1台容量为1.25 MVA的变压器组成。储能单元由4个安装单元并联接入1个两进四出的环网柜构成，其容量为4.8 MW。1个储能单元（4.8 MW）占地约600 m2。

2.2.2 储能单元平面布置

根据储能单元户外舱体式布置型式，结合设备舱体外形尺寸，考虑到变电站空余土地，初步设计出一个布置方案，如图1所示。

由图1可知，储能单元的布置应结合变电站的实际空地情况，可以适当调整10 kV环网柜和变压器，另外需计列足够的电缆数量。

图1 单个储能单元（4.8 MW）平面布置图

2.2.3 接入系统电气接线

储能电池模块作为电流源直接接入到相应变电站（220 kV/110 kV站）的10 kV出线间隔，如图2所示。

图2 储能接入系统电气接线示意图

2.3 储能互联网综合运行平台及自动发电控制

储能互联网综合运行平台由能量管理系统、储能变流器、电池管理系统、储能电池本体以及通信网络组成。为了控制储能电站的有功功率，要求储能电站站内计算机监控系统具备远方自动控制功能。即储能电站站内计算机监控系统应具备接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号的功能，确保储能电站最大有功功率值和有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。储能电站的AGC功能应与计算机监控系统进行一体化设计。计算机监控系统统一通过调度数据网与调度端EMS系统通信，不单独配置AGC的接口及通道[2,3]。

2.4 储能电站日常运行充放电模式

储能电站按照每天“低谷时段充电、高峰时段放电”和“平时段充电、高峰时段放电”两个充放电循环运行。

2.4.1 第一阶段充电

每天23：00～次日7：00（用电低谷时段）系统工作于充电状态。以恒定功率244 kW进行充电，3 h可将配置的732 kWh电池充满，如果提前充满则系统停机。每天7：00～8：30，PCS自动调节，如第一阶段未充满，则继续充电。

2.4.2 第一阶段放电

每天8：30～11：30（用电高峰时段）系统工作于放电状态。放电功率根据智能采集模块的负荷总功率实时进行调节。如果配变负荷≥244 kW，PCS以最大功率放电，如果配变负荷＜244 kW，PCS提供负荷当前的实时功率。

2.4.3 第二阶段充电

每天11：30～14：30（用电平时段）系统工作于充电状态。充电功率为244 kW，3 h内可充电732 kWh。如果提前充满，则系统停机。

2.4.4 第二阶段放电

每天14：30～17：30（用电峰时）系统工作于放电状态，放电功率根据智能采样模块的负荷总功率实时进行调节，如果配变负荷≥244 kW，PCS以最大功率放电，如果配变负荷＜244kW，PCS提供负荷当前的实时功率。每天17：30～23：00，PCS自动调节，若未放完，剩余电量考虑在晚高峰（19：00～21：00点）继续放电。

2.5 通信网络建设方案

储能互联网综合运行平台通信网络由省调平台、各地的储能子站、调度数据网以及现场总线网构成。其中，现场总线网实现储能电池和控制端之间的通信。通过现场总线实现储能设备数据的采集和控制，形成网络互动和即时连接，实现交互式数据聚合，并选择合理现场总线[4]。

3 储能互联网功能定位

利用储能布点灵活的特点，将储能电站分布式布置于城市各区域，解决正常运行时局部电网的差异化需求。同时将这些功能定位差异的分布式储能电站通过电网互联，服从省调调度，必要时作为事故下大电网的紧急控制和黑启动电源，或参与系统调峰等辅助服务市场交易，发挥“电力海绵”作用，提升重点城市电网防灾抗灾能力[5]。功能定位主要包括以下几点。

3.1 缓解迎峰度夏期间局部电网供电压力

目前，福建沿海城市中心区电网局部卡脖子问题迫在眉睫。通过在部分变电站布置一定容量储能电站，可缓解迎峰度夏期间因短时尖峰负荷引起的设备重过载问题。

3.2 发挥台风等严重灾害下的应急支援作用

福建是台风、地震以及冰冻等自然灾害高发地区。电网侧储能可在灾害发生时期作为城市（如厦门）保底电网的应急控制和黑启动电源，提升电网防灾抗灾能力。

3.3 参与调峰等电力辅助服务市场交易

就福建省而言，随着峰谷差逐年增大，核电和风电等清洁能源大幅挤占火电机组出力空间。火电机组在调节空间受限情况下还需承担调峰任务，极大影响了火电机组的经济安全运行。而电网侧储能可发挥调峰、调频以及调压的作用，从辅助服务市场获取相应收益。

3.4 缓解未来风电送出受限问题

目前，福建省海上风电步入一个快速发展的阶段，海上风电规划远期总装机容量将达到13 300 MW。未来几年，福建海上风电消纳存在以下两方面问题。一方面是福建海上风电多为大规模和集中式注入电网末端，而并网点所在的末端网架结构通常较为薄弱。另一方面为满足海上风电消纳需要，需配套加强当地电网。但沿海线路走廊紧缺，建设难度日益加大，影响风电送出工程的及时投产。若在靠近风电并网点布置储能，可减少盛风期风电外送尖峰潮流，在一定程度上缓解未来风电送出受限问题，并可平滑风电出力，提升风电并网友好性。

3.5 提升电网安全稳定水平

储能作为毫秒级响应电源，发挥比常规火电调频速度快30倍的优势，可在暂态时间尺度为系统提供紧急功率支撑。此外，若储能配套的并网逆变器采取合适的控制策略，即虚拟同步机技术，可使储能具备传统电厂同步旋转电机外特性，为未来电力电子化的电网提供虚拟转动惯量，从而提高系统安全稳定水平。

3.6 提升离网型海岛微网供电能力

此外，福建省某些海岛远离陆地，与电网无电气联系，负荷由岛内微网孤立运行供电。这种情况下，使用光储发电系统替代柴油发电机，可大幅度降低居民用电成本。

4 结 论

电化学储能技术可以充分发挥其灵活的四象限出力调节能力，广泛应用在电力系统的发电侧、电网侧以及用户侧，为充分消纳清洁能源、保障电网安全以及平抑负荷波动和分布式电源并网等提供支撑。此外，由于电化学储能相对其他电源规模较小而成本较高，因此化零为整聚合分布式储能资源和构建省级重点城市储能互联网是一个较好的选择，对解决电网迎峰度夏期个别变电站短时重过载，或由主网工程配套送出线路建设困难导致下级变电站重载，事故下大电网紧急控制和黑启动电源等问题具有积极应用前景。