1、研究背景

江蘇鎮(zhèn)江101 MW/202 MW·h電網(wǎng)側(cè)分布式儲(chǔ)能電站工程于2018年7月18日正式并網(wǎng)投運(yùn)，成為了目前國(guó)內(nèi)規(guī)模最大的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站項(xiàng)目。有別于電源側(cè)儲(chǔ)能電站與負(fù)荷側(cè)儲(chǔ)能電站，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站主要面向電網(wǎng)調(diào)控運(yùn)行，能夠滿足區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、應(yīng)急響應(yīng)、黑啟動(dòng)等應(yīng)用需求，為當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)迎峰度夏期間的安全平穩(wěn)運(yùn)行提供保障。然而，中國(guó)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目尚處于起步階段，其在規(guī)劃建設(shè)、調(diào)度控制、運(yùn)行評(píng)價(jià)等方面均缺乏經(jīng)驗(yàn)，相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的建立也迫在眉睫。

本文將從建設(shè)背景、集成方案、運(yùn)行控制等方面詳細(xì)剖析江蘇電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站建設(shè)運(yùn)行過程，并根據(jù)項(xiàng)目實(shí)際經(jīng)驗(yàn)對(duì)未來儲(chǔ)能電站的建設(shè)與發(fā)展進(jìn)行分析與展望，為中國(guó)快速增長(zhǎng)的儲(chǔ)能建設(shè)需求提供相關(guān)經(jīng)驗(yàn)借鑒和參考建議。

2、江蘇電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站建設(shè)背景分析

從外在背景來說，電化學(xué)儲(chǔ)能不僅具有快速響應(yīng)和雙向調(diào)節(jié)的技術(shù)特點(diǎn)，還具有環(huán)境適應(yīng)性強(qiáng)、小型分散配置且建設(shè)周期短的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，對(duì)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(guó)家和地方出臺(tái)了一系列政策對(duì)儲(chǔ)能的發(fā)展給予支持和鼓勵(lì)，而電池成本的快速下降更是激發(fā)了國(guó)內(nèi)各省市相關(guān)企業(yè)的建設(shè)熱情。

從內(nèi)在動(dòng)因來說，江蘇鎮(zhèn)江電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)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(jì)性角度分析，以鎮(zhèn)江地區(qū)2018年迎峰度夏負(fù)荷缺口200 MW為例，若新建火電機(jī)組，以30～60萬(wàn)燃煤火電機(jī)組每千瓦時(shí)造價(jià)3500元計(jì)算，初始投資需7億元。而鎮(zhèn)江101 MW/202 MW·h儲(chǔ)能電站的投資預(yù)計(jì)在7.5億元左右，每千瓦時(shí)儲(chǔ)能投資成本3750元，與燃煤火電初始投資成本價(jià)格相當(dāng)。而其對(duì)于環(huán)境保護(hù)和促進(jìn)新能源消納方面的意義更是不可忽視。

3、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站的集成方案

3.1、電池選型

儲(chǔ)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(chǔ)能電池是儲(chǔ)能電站規(guī)劃的重要內(nèi)容。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站對(duì)電池選型方面的需求與特點(diǎn)主要表現(xiàn)在安全性能、運(yùn)行性能與經(jīng)濟(jì)性能三方面，目前市場(chǎng)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(jì)性等因素，本期電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)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(xiàng)目?jī)?chǔ)能電池的現(xiàn)場(chǎng)安裝均采用預(yù)制艙式設(shè)計(jì)方案。每個(gè)40英尺集裝箱配置2 MW·h儲(chǔ)能電池，分別通過2個(gè)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(shí)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(chǔ)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(chǔ)能電站滿功率有功出力時(shí)并網(wǎng)點(diǎn)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(wú)功補(bǔ)償裝置。

3.3、通信架構(gòu)

各站雖然均采用了層級(jí)式網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浼軜?gòu)，將站內(nèi)網(wǎng)絡(luò)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(yīng)速度快，通信延遲小的優(yōu)點(diǎn)。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(shí)現(xiàn)與站控層監(jiān)控系統(tǒng)的通信。該模式實(shí)現(xiàn)簡(jiǎn)單，但規(guī)約轉(zhuǎn)換過程將大幅增加PCS的控制指令響應(yīng)時(shí)間。

站控層主要包含了儲(chǔ)能電站監(jiān)控系統(tǒng)，負(fù)責(zé)站內(nèi)所有運(yùn)行設(shè)備的監(jiān)測(cè)與控制，接收調(diào)度控制指令的同時(shí)也將站內(nèi)設(shè)備運(yùn)行信息上送至電網(wǎng)調(diào)度機(jī)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(shè)備信息根據(jù)其生產(chǎn)控制實(shí)時(shí)性與非實(shí)時(shí)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(shè)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(chǔ)能電站控制方式

4.1、AGC控制方式

本地控制模式下，儲(chǔ)能電站監(jiān)控系統(tǒng)通過讀取從調(diào)度主站根據(jù)當(dāng)天負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果下發(fā)的充放電計(jì)劃曲線，對(duì)儲(chǔ)能電站進(jìn)行分時(shí)段控制，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰功能。在遠(yuǎn)方AGC調(diào)度控制模式下，通過增加儲(chǔ)能電站的分區(qū)屬性，與區(qū)域內(nèi)火電及燃機(jī)機(jī)組等一同進(jìn)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(chǔ)能的一鍵緊急控制（一鍵充電、一鍵放電）模式及按優(yōu)先級(jí)和比例分擔(dān)的baseO功率控制模式。

4.2、應(yīng)急響應(yīng)控制方式

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

為實(shí)現(xiàn)PCS的快速功率響應(yīng)，互動(dòng)終端與站內(nèi)PCS采用干接點(diǎn)連接方式，能夠使PCS在100 ms內(nèi)實(shí)現(xiàn)充放電功率的反轉(zhuǎn)，在此過程中，為了避免長(zhǎng)時(shí)間滿發(fā)功率對(duì)電池造成傷害，在反轉(zhuǎn)完成一段時(shí)間后，將由儲(chǔ)能電站監(jiān)控系統(tǒng)對(duì)PCS進(jìn)行接管控制，依據(jù)電池實(shí)際工況對(duì)PCS下發(fā)經(jīng)濟(jì)調(diào)度指令，并在接受到負(fù)荷恢復(fù)指令或一段時(shí)間后恢復(fù)正常工作狀態(tài)。圖5所示為新壩儲(chǔ)能電站源-網(wǎng)-荷切負(fù)荷實(shí)際測(cè)試過程PMU錄波圖。該測(cè)試中，新壩儲(chǔ)能電站20臺(tái)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(shí)60 ms，充分驗(yàn)證了儲(chǔ)能作為應(yīng)急響應(yīng)資源在響應(yīng)速度方面的優(yōu)勢(shì)。


4.3、一次調(diào)頻控制方式

儲(chǔ)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(shí)際運(yùn)行工況進(jìn)行設(shè)置，其典型運(yùn)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(yùn)行時(shí)間1 min，其典型一次調(diào)頻控制曲線如圖6所示。

5、建設(shè)經(jīng)驗(yàn)總結(jié)和未來發(fā)展建議

1）盡快完善電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)；

2）促進(jìn)儲(chǔ)能并網(wǎng)運(yùn)行檢測(cè)工作；

3）將儲(chǔ)能融入現(xiàn)有的輔助服務(wù)市場(chǎng)體系；

4）加強(qiáng)分布式儲(chǔ)能電站協(xié)調(diào)控制方法研究；

5）將儲(chǔ)能電站建設(shè)納入電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)體系；

6）盡快提高儲(chǔ)能電站安全運(yùn)維水平。