甘海庆，任禹丞，齐 路，沈 源，王雨薇，孙 志

（1.国网江苏省电力有限公司，南京 210024；2.国网江苏省电力有限公司 南京供电分公司，南京 210000；3.国网江苏省电力有限公司 镇江供电分公司，江苏 镇江 212000；4.国网江苏省电力有限公司 连云港供电分公司，江苏 连云港 222000）

0 引言

由于需求响应快、配置灵活、控制精准［1］，且可根据需求响应实时调整策略，提高需求响应参与率等特点，客户侧大规模电池储能在电网中能够实现快速调频、削峰填谷、提高电力市场的稳定性等，近年来受到国家电网工程广泛关注。客户侧储能规模化参与成为电力系统中新的发展趋势［2］。

国内多省逐步建设的储能电站正在成为自主开发的客户侧储能监控与互动平台，可利用储能缓解多地区电力供应的压力。2019年1月，国家领导人在国家能源局调研时强调“坚定不移发展新能源新技术，大力发展清洁能源，超前部署研究先进储能等战略性前沿技术”；2020年2月，国家电网印发《2020年改革攻坚重点工作安排》（国家电网体改〔2020〕8号），提出“促进新业务发展的体制机制，落实工业芯片、IGBT、储能、智能终端、北斗及地理信息等新业务实施方案”、“加快推进全国统一电力市场建设”。客户侧储能技术作为一项前沿推广主体，在陆续出台的政策指导下，仅在江苏省已建成60座客户侧储能电站，总容量97 MW/689 MWh。

在考虑当前电力市场机制下，如何制定针对客户侧储能参与需求响应的控制策略，进一步提升电网日常维稳及灾备能力，这是未来需要研究的技术问题。现阶段针对客户侧储能自动需求响应的项目，助力国家电网客户侧负荷调控领域保持先进性，实现利益最大化的研究较少。文献［3］在微电网独立运行模式下，制定了实时激励优化策略。文献［4］在储能参与多个市场的运行策略方面进行研究，以储能系统在日前市场中的收益最大化为目标。文献［5］在制定储能参与目前主能量市场和备用市场优化投标策略时考虑了未来实时市场中可能的出力调整。文献［6］提出一种电网企业（配电运营商）主导和以售电公司、能源公司及共享储能系统为主体的运营模式。综合考虑可再生能源发电利用率、用户电费支出满意度等约束条件，以售电公司净利润最大和储能运营商收益最高为目标，构建低碳经济调度模型。

除此之外，目前对于电力系统中蓄电池储能经济优化运行与应用的相关研究大致可以分为以下几类：在发电侧与新能源发电系统联合运行以平滑出力波动［7—8］，在输配电侧提升电网可靠性与运行效率［9］，在配用电侧与分布式电源、用户负荷等组成虚拟电厂优化运行［10］或参与实现家庭能效管理［11—12］。这些研究重点在于如何通过储能充放电控制实现联合系统整体运行效果最优或经济效益最大，同时保证储能系统本身效益最大化。现阶段针对独立储能系统的优化运行、最大化独立储能系统市场收益的研究较少。文献［13］研究了单个电力市场价格波动环境下的储能充放电套利政策。文献［14］提出计及电热综合需求响应下共享储能容量配置的双层优化模型。文献［15］以储能系统在日前市场中的收益最大化为目标，对储能在日前主能量市场、旋转备用市场和调频市场中各时段出力优化配置进行了研究。

可见，在电力市场环境中，未来储能电站运营面临的最大的问题是如何制定参与不同市场优化的运行策略，充分实现储能市场收益最大化。

当下电力市场机制的改革为客户侧储能电站的建设提供了市场环境和政策支持。客户侧储能电站为使参与需求响应或辅助服务电力市场的效益最大化，此部分收益远大于用户利用峰谷价差进行“削峰填谷”的收益，故用户参与自动需求响应的意愿极高，愿将储能配置全部上交。基于上述分析，并通过阅读参考文献，本文研究了客户侧储能参与需求响应控制策略的意义，在于可实现电网与用户之间的友好交互，具体来说一是通过利用用户现有储能资源，进行自动需求响应，以减轻或规避有序供电调控，从而达到电网与用户间的友好交互；二是通过参与需求响应，用户可以获得可观的需求响应激励，远远大于日常削峰填谷的收益。

1 客户侧储能参与自动需求响应项目架构

通过调研，准确评估客户侧储能资源可转移负荷量，基于经济性分析，对储能资源进行合理调配，释放客户侧储能用户负荷调节潜力，为储能客户提升储能应用效益，提升客户侧储能用户和电网之间的黏性，从而建立经济性和灵活性的需求响应执行策略，在保证电网和用户双重收益下，引导用户储能资源主动参与需求响应。

如图1所示，从客户侧储能参与自动需求响应项目架构示意图来看，整体架构可包括云层、管层、边层、端层。

图1 系统架构示意图Fig.1 Schematic diagram of system architecture

（1）云层主要是可调负荷集控系统以及各类分级调控中心或者负荷集成商调控中心，其负责对所有接入到主站平台或者分级调控中心的负荷进行统筹调配及下发电网互动的指令。

（2）管层主要是用来连接云层与边层的通信层，一般是采用互联网或者城际广域网的方式。管层除了负责通信外，还需要负责通信安全，一般采用防火墙或者专用管路的方式。

（3）边层实现对用户侧储能运行数据的存储、预处理、分析等，并集成相关控制策略对用户侧储能电站进行实时控制。另外，边层还负责接收云层发布的电网互动指令，将电网互动指令根据用户侧储能电站运行情况实时转换为控制策略，下发到端层执行单元进行实时控制。

（4）端层主要分为各个储能变流器（power conversion system，PCS）及电池组，通过对PCS出力的控制，改变用户侧储能电池对用户供电的力度大小，从而使用户能够通过储能参与电网侧需求响应。

2 客户侧储能参与需求响应控制策略模型

传统的需求响应控制策略是由供电公司向需求响应用户发起电话邀约，用户同意参与后电话通知到具体的指令执行人，执行人在需求响应时间段手动对储能能量管理系统（energy management system，EMS）进行控制，由储能EMS根据信息值自动调节PCS进行控制。

然而，上述传统的需求响应控制策略实时性低，需要电话通知，不能体现储能响应迅速的特点；容错性低，调度指令错误后修改困难；不支持实时反馈，不能根据响应效果实时调整储能出力。

针对上述传统策略的不足，本文对客户侧，即储能用户参与需求响应进行研究，如图2所示的模拟效果图可以看出其亮点是，需求响应及时率高，爬坡率满足100%/min。

图2 储能用户参与需求响应模拟效果Fig.2 Simulation effect of energy storage user participating in demand response

2.1 基于信息系统需求响应的控制策略

如图3所示，该基于信息系统需求响应的控制策略实时性高，秒级响应，同时并行下发，执行侧实时接受调度指令；容错性高，可通过系统实时修改调度指令；支持实时反馈，能根据响应效果实时调整储能出力。

图3 基于信息系统需求响应的控制策略Fig.3 Control strategy based on information system demand response

2.2 基于标准模块化的需求响应预案的控制策略

预案一：① 需求响应开始前1 min降低加深PCS1、PCS2放电深度到100%；② 需求响应开始前1 min降低加深PCS3、PCS4放电深度到95%；③ 需求响应结束后立即恢复各个PCS的放电深度。

预案二：① 需求响应开始前1 min改变PCS1、PCS2、PCS3、PCS4充电为放电；② 需求响应结束后改变PCS1、PCS2、PCS3、PCS4放电为充电；③ 更新储能电池削峰填谷策略。

此策略优点具体体现在以下3点。

（1）负荷可预测：对储能资源实现负载标准化管理，对标准化负载资源实现时序化组合并形成需求反应预案。对需求与反应预案都采用了量化计算，结合预测负荷曲线，得到用户需求响应时段的负荷曲线。

（2）精确可计量：通过对用户侧用能负荷与储能负荷进行实时监测，同时与基线计算方法计算的基线进行差异计算，获得可计量的需求响应执行成效。

（3）结果可评估：根据各个不同的预案对预期削减负荷曲线和实施需求响应后的工厂实际负荷曲线进行定性定量的分析对比后，可以对工厂进行需求响应的效果进行评定。

2.3 计及不同场景下的储能调控的控制策略

（1）邀约削峰/填谷需求响应

如图4所示，更新储能电站原有日常削峰填谷策略，保障在需求响应时段能够以预案最大负荷进行充/放电，同时保证最大程度保障用户日常削峰填谷效益。

图4 邀约削峰需求响应数值Fig.4 Figure of peak shaving demand response of invitation

（2）实时需求响应，负荷状态（state of charge，SOC）支持按预案最大负荷参与

如图5所示，预测按照当前策略进行充放电时，是否能够满足当需求响应开始时按照预案最大负荷充/放电，若满足，则继续按照日常削峰填谷策略执行；若不满足，则停止日常削峰填谷策略，以保证需求响应执行量。

图5 SOC支持按预案最大负荷参与数值Fig.5 Figure of SOC support participation according to the maximum load of the plan

（3）实时需求响应，SOC不支持按预案最大负荷参与

如图6所示，在需求响应开始前进行反向需求响应策略保证SOC能够尽可能充足，保证参与需求响应效果。

图6 SOC不支持按预案最大负荷参与数值Fig.6 SOC does not support participation according to the maximum load of the plan

（4）电力市场机制下的电价波动

如图7所示，电力市场机制下接受电力价格信号，根据价格信号与约束条件（电池容量约束、功率约束、充放电次数约束等）生成储能电站充放电策略。

图7 电力市场机制下的电价波动数值Fig.7 Price fluctuation under electricity market mechanism

3 案例分析

以一个独立运行建设的客户侧储能项目为例，为确保客户侧储能参与需求响应控制策略的有效落地，建设储能需求响应资源管理系统进行测试，假定测试客户为4家，测试时间为14:30—15:30，表1为4家客户测试前基本数据。

表1 测试数据值表Table 1 Test data values

具体实时过程如下。

（1）需求信号下发

14:15全省可调负荷资源集控系统向指定地区的储能需求响应资源管理平台下发削峰需求信号，告知将于14:30—15:00在指定地区开展削峰实时需求响应。

（2）可调能力上报

14:20指定地区的储能需求响应资源管理平台向全省可调负荷资源集控系统上报当前时刻储能可削减负荷量2 359 kW、可调增负荷量1 309 kW（常态化上报，5 min/次）。

（3）调控指令下达

14:21可调负荷资源集控系统根据指定地区的储能需求响应资源管理平台上报的可削减负荷能力，下达“14:30—15:00，削减负荷2 300 kW”的调控指令。

（4）指令分解执行

14:30指定地区的储能需求响应资源管理平台根据接收的调控指令，在完成对4家子用户调控量的分解后，下发相应执行策略，开始执行响应。

（5）响应结束

15:00响应结束，指定地区的储能需求响应资源管理平台对4家子用户储能电站充放电策略进行复位。

通过上述实施过程，如图8所示，按照《江苏省电力需求响应实施细则（修订版）》中规定的削峰实时需求响应负荷基线认定规则：响应基线功率值为-999.69 kW（12:30—14:29功率均值）；响应时段功率均值为1 468.61 kW（14:30—15:00）。

图8 4家客户侧储能电站PCS负荷曲线Fig.8 PCS load curves of four customer side energy storage power stations

认定响应负荷量=1 468.61 kW-（-999.69 kW）=2 468.3 kW，时段内最大响应负荷量为2 557.69 kW。达到最大响应负荷95%的时刻为14:32，认为本次联调响应到位用时2 min。

响应恢复阶段，从14:59分第一家子用户开始恢复，至15:01全部恢复完毕，用时2 min。

以上为实现客户侧储能参与需求响应控制策略的测试方法，不单只作短时间的测试，更适用于长期实施的效果验证。

4 成效分析

（1）工作成效

通过建设储能需求响应管理系统，完成了系统化、综合信息资源信息管理、集中控制、决策控制和管理、告警信息控制和管理、数据显示、历史报告、需求响应信息管理等功能；可以完成储能需求响应资源管理系统以及按照用户需要而定制的各种实用性功能，比如多种形式的告警信息推送、满足各类需求的收益报表、能耗报表等，提升储能用户使用体验。

储能需求响应资源管理系统整合储能用户本地EMS，将用户侧储能电站各类数据集成到平台，供各类上级平台调用。若接入储能用户为5家，即可采集储能信息点远超1 000个，信息点颗粒点细化到储能电站电池，信息维度覆盖全面。同时采取分钟级频度进行数据采集，保证储能数据的连续性。

储能需求响应资源管理系统将储能资源纳入需求响应系统中，探讨储能参与需求响应的各种方式，不仅打破了当前储能电站只监不控的现有状况，同时打造了国内首个客户侧储能实时需求响应试点项目，丰富需求响应资源种类，帮助国网江苏省电力有限公司在用户侧负荷调控领域保持先进性、权威性，扩大影响力。

（2）经济成效

电力规划设计总院《火电工程限额设计参考造价指标（2016年水平）》、电力规划设计总院《电网工程限额设计参考造价指标（2016年水平）》，100万kW电源投资约15.8亿元，输电配套投资约15.8亿元。

以上述标准为测算依据，在本文所述案例中，客户侧储能电站共形成了最大2.75 MW的自动需求响应能力，可相应节省同等规模发电站与输配电设备建设投资869万元。

《江苏省电力需求响应实施细则》：在用电高峰期通过系统执行实时需求响应30 min，针对削减的负荷可获取补贴30元/kW。

以上述政策为测算依据，客户侧参与需求响应的远景收益为：每年参加一次削峰（106.7 MW）、一次填谷（106.7 MW），可获得补贴373.45万元。

（3）环境成效

按照国家统计局标准折标煤系数计算方法，每节电1 kWh相当于节约0.404 kgce（即电力折标煤的等价值），减排CO20.997 kg，减排SO20.030 kg。

以上述标准为测算依据，在江苏省的客户侧储能电站都接入省级可调负荷集控平台后，在电网负荷低谷时期，客户侧储能电站参与市场1 h的“填谷”需求响应，可以消纳的清洁能源发电量为10.67万kWh/a，还可以节省4.31 tce/a，减少CO210.64 t/a，减少SO20.32 t/a。

5 结束语

本文研究了考虑电力市场机制下的客户侧储能参与需求响应的控制策略，研究发现，利用先进的通信控制技术对多个离散的、规模较小的客户侧储能系统进行集群控制，调控其参与电力需求响应，扩展了客户侧储能电站的应用场景，可显著提高客户侧储能系统的收益，降低企业用能成本。此外，可调动广大企业参与客户侧储能系统建设的积极性，加快客户侧储能商业模式的创新，进一步推动储能相关产业与技术的快速发展，对未来的用电制度具有重大意义。