江苏电网侧电池储能电站建设运行的启示

李建林, 王上行, 袁晓冬, 雷 震, 惠 东

(1. 新能源与储能运行控制国家重点实验室(中国电力科学研究院有限公司), 北京市 100192; 2. 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院, 江苏省南京市 211103; 3. 国网江苏省电力有限公司, 江苏省南京市 210024)

0 引言

近年来,得益于电池成本的不断降低,以及具有快速响应能力的电池储能系统在增强电网调节能力方面的巨大潜力[1],应用于电网中的电池储能电站数量及规模也在显著增加,一大批储能项目并网运行并不断刷新容量纪录[2]。2011年12月,拥有14 MW锂电池、2 MW液流电池、2 MW铅酸电池及1 MW钛酸锂电池的国家风光储输示范工程投运,较好地改善了新能源并网对电网的影响[3]。2015年5月,美国西弗吉尼亚州Beech Ridge 31.5 MW/12.06 MW·h储能项目投运,主要参与当地调频市场。2017年2月,美国SDG&E Escondido 30 MW/120 MW·h储能项目投运,能够自动响应市场信号参与实时电力市场。2017年12月,澳大利亚南澳100 MW/129 MW·h Tesla锂电池储能项目投运,在刷新已投运电池储能系统规模世界纪录的同时,成功阻止了南澳地区一次潜在的由机组脱网引起的频率下降事故,吸引了全世界电力从业人员的目光。

电池储能作为电能存储的重要方式,具有功率和能量可根据不同应用需求灵活配置,响应速度快,不受地理资源等外部条件的限制,适合大规模应用和批量化生产等优势,使得电池储能在配合集中/分布式新能源并网、电网运行辅助等方面具有不可替代的地位[4-7]。将其应用于电网侧时,可以充分发挥其灵活的四象限出力调节能力,实现电网调峰、调频、调压、应急响应、备用电源等功能应用,具有广阔的发展前景。

在上述背景下,江苏镇江101 MW/202 MW·h电网侧分布式储能电站工程于2018年7月18日正式并网投运,成为目前国内规模最大的电网侧储能电站项目。有别于应用于平滑新能源出力波动、跟踪调度计划指令、增加消纳水平或参与联合调频辅助服务等场景的电源侧储能电站[8-10],或应用于削峰填谷、用电需量管理及需求响应等场景的负荷侧储能电站[11-13],电网侧储能电站主要面向电网调控运行,能够满足区域电网调峰、调频、调压、应急响应、黑启动等应用需求[14-17],为当地电网迎峰度夏期间的安全平稳运行提供保障。

然而,中国的电网侧储能项目尚处于起步阶段,其在规划建设、调度控制、运行评价等方面均缺乏经验,相关标准的建立也迫在眉睫。本文将从建设背景、集成方案、运行控制等方面详细剖析江苏电网侧储能电站建设运行过程,并根据项目实际经验对未来储能电站的建设与发展进行分析与展望,为中国快速增长的储能电站的建设与发展提供经验借鉴和建议参考。

1 江苏电网侧储能电站建设背景

1.1 电网侧储能电站发展概况

电化学储能不仅具有快速响应和双向调节的技术特点,还具有环境适应性强、小型分散配置且建设周期短的技术优势,对于电网来说是一种非常优质的调节资源[18-20]。

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,电网调峰压力巨大。储能可实时调整充放电功率及充放电状态,建设在电网侧可具备2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,有效缓解地区电网调峰压力,延缓配电网投资建设。另一方面,储能建设在电网侧还能够辅助调整系统频率、提供无功电压支撑、调节区域电网潮流,提高电网运行灵活性和稳定性,对于未来含有大规模分布式新能源接入的电网而言是重要的电网调节手段[21-25]。

随着储能对于电网的积极作用逐渐被国家和行业所重视,国家和地方出台了一系列政策对储能的发展给予支持和鼓励。在国家层面,制定出台了一系列涉及储能应用发展的支持性政策和方案,其中,中国的五部委在2017年联合出台了首个国家级储能政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》,对国内储能技术发展和应用作出全面的战略部署,明确了储能对于推动能源革命的重要意义,要求地方政府、电网公司及电力业主对储能的应用价值予以重视。在地方层面,各地政府积极响应国家号召,推动储能支持政策落地,进一步支撑储能技术应用发展。截至目前,中国共有8个地区和省市出台了辅助服务市场运营规则(如附录A表A1所示),允许储能以电源侧、负荷侧或独立主体身份等多种形式参与市场运行。

技术优势和政策支持给电网侧储能电站的建设奠定了良好的基础,而电池成本的快速下降更是激发了国内各省市相关企业的建设热情。中国南方电网于2010年建成深圳宝清电池储能电站,成为中国首座兆瓦级具有调峰、调频功能的锂离子电池储能电站;河南电网100 MW电池储能示范工程信阳龙山9.6 MW/9.6 MW·h储能电站也于2018年7月并网投运。

江苏省电力有限公司于2018年5月底在镇江大港、丹阳、扬中地区开始了101 MW/202 MW·h分布式电网侧储能电站的施工建设,并于7月18日实现了全部8个储能电站的并网投运,成为目前国内最大规模的分布式电网侧储能电站。各储能电站规模及设备厂商情况如附录A表A2所示。

镇江电网侧储能项目的建成运行拉开了全国电网侧分布式储能项目建设的序幕,其高效安全运行对于全国其他省份地区电网侧储能电站的推广具有良好的示范作用。

1.2 江苏电网侧储能建设的内在动因

1)缓解镇江电网2018年迎峰度夏供电压力

谏壁电厂3台330 MW机组已于2017年9月全部停运,对整个镇江东部电网电力平衡造成影响。考虑到镇江燃机因故近期无法投运,2018年迎峰度夏期间镇江东部电网预计将有200 MW的电力缺口,会影响镇江东部大港地区、丹阳及扬中地区用电。

储能电站具有削峰填谷的双重功效,是不可多得的调峰电源,也是缓解镇江电网供电缺口问题的有效方法;另一方面,火电机组运行在额定出力附近时的效率最高,相应的煤耗率最低。当火电机组降低运行负荷进行调峰时,效率降低,煤耗率会相应提高。储能的削峰填谷作用,可有效提高火电机组运行小时数,使电网内煤电机组能够在其经济区间上运行;对于需要启停机组调峰的电网,可减少电网启停机组的费用和对机组寿命的影响,进而提高电网的经济性。因此,为缓解2018年镇江东部电网迎峰度夏供电压力,提升电网运行经济性,建设储能电站是非常必要的。

2)提高镇江区域电网的调频能力

江苏境内由于受自然条件限制,长期以来以火力发电为主。由于火电机组响应时滞长,不适合参与较短周期的调频,而参与二次调频的火电机组受爬坡速率限制,不能精确跟踪调度调频指令,因此以火电为主的电网整体调频能力较为有限。

电池储能电站跟踪负荷变化能力强,响应速度快,出力控制精确,且具有双向调节能力;几乎能实现调频跟踪曲线与指令曲线重合,调节反向、偏差和延迟等现象将不会出现。因此通过建设储能电站参加电网调频和紧急事故备用,可有效增强电网频率调节能力,对提高供电质量、保证镇江电网的安全稳定运行有较大作用。

3)为可再生能源的规模开发提供支撑

在未来扩充发电容量解决“电荒”的过程中,利用可再生能源发电将成为重点发展方向之一。可再生能源发电有效地解决了传统火电带来的诸多制约因素。光伏发电、风力发电是目前已经较为成熟的可再生能源发电方式，而由于光伏、风电的随机性和间歇性,无法为电网提供稳定的电力供应,加剧电网的调峰运行负担。

截至2017年底,镇江地区已有并网光伏项目3 212个,总容量约128.63 MW,未来镇江地区大规模光伏、风电的并网将对电网产生重大冲击和影响。因此具有间歇性特征的光伏、风电等新能源电站,必须具备一定的平滑能力,而且需要有一定时间常数的备用容量。储能电站的响应快速性和灵活性能够对风电的随机性和间歇性进行弥补,可以大幅提升电网对可再生能源的消纳能力,减少低谷弃风等现象的出现,为大力发展可再生能源创造有利条件。

1.3 电网侧储能电站建设的经济性分析

通过1.2节分析可知,储能在缓解镇江电网迎峰度夏压力,提高电网调节能力及新能源接纳能力等方面相比传统火电具有显著技术优势,而随着储能电池成本的快速下降,电网侧储能电站的经济性也得到了明显改善。

以镇江地区2018年迎峰度夏负荷缺口200 MW为例,若新建火电机组,以300～600 MW燃煤火电机组造价为3 500元/(kW·h)计算,初始投资需7亿元。而镇江101 MW/202 MW·h储能电站的投资预计在7.5亿元左右,储能投资成本为3 750元/(kW·h),与燃煤火电初始投资成本价格相当。

在发电成本上,火电机组供电煤耗按320 g/(kW·h),标准煤价格700元/t计算,应对高峰200 MW·h供电需求,每天消耗燃煤价格4.48万元;同时,因火电机组产生的环境污染问题将增加一定的外部成本(即环境成本),脱硫燃煤机组发电按0.010 124 6元/(kW·h)计算,200 MW·h电量将产生2万元外部成本。若采用储能方案,储能充电电量可全部为可再生能源,在逆调峰时段充电,用电高峰放电,即可增加新能源并网发电量200 MW·h。

综上所述,电网侧分布式储能电站的建设能够满足镇江东部电网的调峰、调频需求,增加电网的调节手段,提高电网对分布式新能源发电的接纳能力,同时还具备较好的经济性和环保性,对于保障区域电网安全经济运行具有较大意义。

2 电网侧储能电站的集成方案

电网侧储能电站的主要应用场景为电网调峰、调频、应急响应、黑启动等,因此在集成方案的安全性、可靠性、经济性等方面有着区别于电源侧和用户侧储能的特点。

2.1 电池选型

储能电站电池投资成本占总投资成本一半以上,因此,选择合适的储能电池是储能电站规划的重要内容。电网侧储能电站对电池选型方面的需求与特点主要表现在如下几方面。

1)安全性能

电网侧储能电站选址往往在变电站内或变电站周围,一旦发生安全事故引发火灾将危及站内设备的安全,从而威胁电网的安全运行,故对电网侧储能电站电池的选型必须充分考虑电池在极端情况下的稳定性与安全性。

2)运行性能

电网侧储能电站需支持自动发电控制(automatic generation control,AGC)和一次调频等功能,需具有良好的快速响应和充放电能力;为减少电网运行损耗,同时还需具备较高的充放电转换效率。

3)经济性能

电网侧储能电站依据每天不同的实际负荷情况可能存在多充多放的运行方式,因此对电池可循环次数和寿命要求较高;另一方面,因其采用无人值守方式运营,电站运营维护成本应尽可能低。

目前市场上商业成熟度较高的电池类型主要有磷酸铁锂电池、三元锂电池及铅炭电池等。综合考虑磷酸铁锂电池的安全性、经济性等因素,本期电网侧储能电站选用该类电池。

2.2 电气一次集成方案

储能电站电池集成方式可分为厂房式和预制舱式两类,而预制舱式电池集成方案具有施工工期短、调配灵活的特点,故该批次项目储能电池的现场安装均采用预制舱式设计方案(如附录A图A1所示)。每个12.192 m(40英尺)集装箱配置2 MW·h储能电池,分别通过2个位于储能变流器(power conversion system,PCS)升压舱内的500 kW PCS逆变后,接至同在舱内的升压分裂变压器的低压侧,升压后接至10 kV/35 kV配电装置实现汇流。

本批次电网侧储能电站的一次接入方案考虑就近接入电网的原则,依据储能规模不同以一回或多回10 kV/35 kV电缆接入附近110 kV/220 kV变电站。为保证储能电站满功率有功出力时并网点的电压稳定性,还在低压母线侧配置了一定容量的静止无功发生器(static var generator,SVG)进行无功补偿。

2.3 通信架构

由于本批次的储能电站的集成商与设备厂商不同,各站虽均采用了层级式网络架构,将站内网络通信架构划分为站控层与间隔层,但在间隔层中PCS与能量管理系统(energy management system,EMS)监控系统的通信方式上各站略有不同。

间隔层包含了电池管理系统(battery management system,BMS)、PCS控制系统、规约转化装置、交换机,以及用来收集、展示、筛选、上送各储能单元中电池和PCS运行信息的就地监控系统等。

BMS与下级电池管理单元(battery management unit,BMU)通信介质一般采用CAN总线。在收集到储能单元内所有电池的运行信息后，通过MODBUS协议采用RS-485通信线或网络线上送至PCS控制系统和就地监控系统,经就地监控系统上送至站控层监控系统。

PCS与站控层监控系统的通信根据其是否支持IEC 104规约主要分为两种模式:一种是支持IEC 104规约的PCS采用光纤直连的方式与站控层监控系统通信,它具有响应速度快、通信延迟小的优点；另一种是只支持MODBUS规约或TCP/IP协议的PCS则必须经安装在就地监控系统中的规约转化装置转换为IEC 104规约,实现与站控层监控系统的通信。该模式实现简单,但规约转换过程将大幅增加PCS的控制指令响应时间。两种通信模式的架构如图1所示。

图1 储能电站内部通信架构图Fig.1 Internal communication architecture of energy storage power station

站控层主要包含了储能电站监控系统,负责站内所有运行设备的监测与控制,接收调度控制指令的同时也将站内设备运行信息上送至电网调度机构,通信采用IEC 104规约,上送方式则采用0.1%死区变化上送的模式。

其中,不同生产设备信息根据其生产控制实时性与非实时性要求分送至调度安全Ⅰ区与安全Ⅱ区,用于辅助决策与信息展示的设备信息则经横向隔离装置上送至调度管理信息Ⅲ区。电站总体通信架构如图2所示。

图2 储能电站总体通信架构图Fig.2 General communication architecture of energy storage power station

3 电网侧储能电站控制方式

电网侧储能电站因其快速的功率指令响应能力和灵活的出力特性,在调峰、调频、调压、应急响应、黑启动等方面具有巨大的应用潜力。江苏电网侧储能电站目前已经具备AGC、应急响应控制以及一次调频控制三种应用功能,能够较好地满足夏季迎峰度夏期间保障电网安全稳定运行的要求。本文将对三种控制方式进行详细剖析。

3.1 AGC方式

与传统的基于本地监控实现电池充放电控制的用户侧与电源侧储能系统不同,电网侧储能系统除具备本地控制模式外,在远方AGC调度控制模式下还接受电网调度机构的AGC统一调度控制。本地控制模式下,储能电站监控系统通过读取从调度主站根据当天负荷预测结果下发的充放电计划曲线,对储能电站进行分时段控制,实现调峰功能。在远方AGC调度控制模式下,通过增加储能电站的分区属性,与区域内火电及燃机机组等一同进行所属访晋分区的断面控制。其控制系统架构如图3所示。

分区断面控制提供分区储能的一键紧急控制(一键充电、一键放电)模式及按优先级和比例分担的BASEO功率控制模式。

图3 储能电站AGC系统架构Fig.3 Architecture of AGC system for energy storage power station

一键充电模式的控制目标是在充电时段结束前充满电量,并在紧急情况下尽量避免充电行为恶化电力系统区域控制误差(area control error,ACE)。其控制策略表述如下:在充电时段开始后,若ACE为负值,且处于次紧急区或紧急区,执行0功率指令(不充不放),其余情况下均以最大充电功率允许值(或预设充电功率)进行充电。同时,实时预测未来电池充电进度,若发现剩余时间全力充电还不足以充满电池,则在剩余时间内按照最大充电功率进行充电,包括负向紧急区和次紧急区。

一键放电模式的控制目标是在放电时段结束前释放电量,并在紧急情况下尽量避免放电行为恶化ACE。其控制策略表述如下:在放电时段开始后,若ACE为正值,且处于次紧急区或紧急区,执行0功率指令(不充不放),其余情况下均以最大放电功率允许值(或预设放电功率)进行放电;同时,实时预测未来电池放电进度,若发现剩余时间全力放电还不足以放完电量,则在剩余时间内按照最大放电功率进行放电,包括负向紧急区和次紧急区。

储能BASEO模式控制行为与常规机组BASEO模式一致,主要用于调度人工给定控制目标。由于增加了储能电站所属分区定义,也可用于分区平衡紧张时,调度人员手工设置分区储能总体控制目标,AGC依据该目标根据各储能电站分配系数自动将目标分解下发,实现分区平衡裕度存在情况下的储能电站紧急控制。第i个储能电站的分配系数fESS,i的计算可由下式表述:

(1)

式中:St为储能电站荷电状态(state of charge,SOC)实际值,Smax和Smin分别为储能电站荷电状态的上限值和下限值;Pgoal为分区功率控制目标。

获取各储能电站实时分配系数后,一方面可以按照分配系数大小,成比例地计算各储能电站充放电功率,与最大可充电和可放电功率校验后,下发至各储能电站;另一方面也可以按照分配系数由大到小,依次按照最大可充电和可放电功率分配至各储能电站。

3.2 应急响应控制方式

江苏电网源—网—荷精准切负荷系统(以下简称源—网—荷系统)由控制中心站、控制子站、就近变电站、负控终端组成,如图4所示。

图4 源-网-荷系统通信架构Fig.4 Communication architecture of source-grid-load system

控制中心站在接收协控总站切负荷容量命令后,结合本站频率防误判据,给控制子站下发切负荷层级命令,控制子站通过安装在就近变电站内的光电转换装置,向安装在储能站侧的负控终端发送切负荷命令,之后通过以太网口发送至源—网—荷互动终端(以下简称终端)和EMS监控系统。终端统计本终端可切负荷总量并上送至对应控制子站,并执行切负荷命令,在特高压故障时控制PCS由充电(热备)工作状态切换至向电网放电工作状态,实现储能电站向电网倒送电功能。

该过程中,为实现PCS的快速功率响应,终端与站内PCS采用干接点连接方式,能够使PCS在100 ms内实现充放电功率的反转。在此过程中,为了避免长时间满发功率对电池造成伤害,在反转完成一段时间后,将由储能电站监控系统对PCS进行接管控制,依据电池实际工况对PCS下发经济调度指令,并在接收到负荷恢复指令或一段时间后恢复正常工作状态。具体动作过程如下。

1)PCS接到终端紧急控制指令,向电网满发出力(最大功率)。

2)EMS监控系统接到终端紧急控制指令后延迟1 s以上,根据储能电池实际工况,经济出力(适合电池状况的功率)。

3)EMS监控系统接到负荷恢复指令后或5 min尚未接到恢复指令,均恢复PCS紧急控制前工作状态。

图5为新坝储能电站源—网—荷切负荷同步相量测量单元(phasor measurement unit,PMU)实际录波图。该测试中,新坝储能电站20台PCS在接收到紧急功率支撑指令后全部完成功率反转仅用时60 ms,充分验证了储能作为应急响应资源在响应速度方面的优势。

图5 新坝储能电站源-网-荷系统切负荷测试有功功率Fig.5 Active power of source-grid-load system load shedding test of Xinba energy storage power station

3.3 一次调频控制方式

储能电站作为电源接入电网必须具备一次调频能力,而为了保证一次储能参与调频过程的响应速度,储能电站的一次调频由PCS直接参与,因此储能电站PCS必须具备电网频率采集能力和一次调频功能。

目前,主流的PCS一次调频控制采用下垂控制,一次调频的性能参数可根据实际运行工况进行设置,其典型运行参数为频率调节死区0.033 Hz,限幅80%,不等率0.1%,稳定运行时间1 min,其典型一次调频控制曲线如图6所示。

4 建设经验总结和未来发展建议

镇江101 MW/202 MW·h分布式电网侧储能项目的建成投运,让国内外从业人员关注到了储能在电网当中应用的巨大潜力与市场。然而电网侧储能电站的建设才刚刚起步,如何更好地发挥储能应用价值,提升电网安全经济运行水平,仍需开展大量实际工作。

图6 典型一次调频控制曲线Fig.6 Typical primary frequency modulation control curve

4.1 尽快完善电网侧储能的相关技术标准

江苏镇江分布式储能项目是国内首批电网侧储能项目,其规划设计、建设运行过程等均有着与传统电源侧和负荷侧储能电站不相一致的特点,相关领域的标准建设工作存在着明显的滞后现象。

目前,电网侧储能电站相关行业标准及规范体系尚不健全,难以适应电网侧储能快速发展现状,主要体现在如下几个方面。①部分储能标准及规范缺失。例如针对电网侧储能电站的规划设计、运行管理、安全消防等均没有相应标准作出参考,难以支撑未来大规模储能接入的局面。②部分已有标准缺乏完备性。例如已经颁布且正在修订的企业标准Q/GDW 676—2011《储能系统接入配电网测试规范》,具体内容的侧重点在于储能本体设备的一些测试,而不是针对系统的并网特性测试,因此该标准只能根据现有技术的发展实时修订。③部分已有标准之间缺乏逻辑性。例如已经发布的企业标准Q/GDW 697—2011《储能系统接入配电网监控系统功能规范》与Q/GDW 1887—2013《电网配置储能系统监控及通信技术规范》两个标准界面不清,逻辑不合理,内容上存在很多重叠,需要进行修订。

为此,应依托工程建设实践经验和相关领域科研成果,尽快制定和完善相关标准体系,填补储能标准在基础综合、规划设计、设备材料、工程建设、信息安全、运行维护、调度与交易等领域的空白;还需提升已发布标准的等级,开展企标升行标、国标的相关工作,增强标准的约束力;与此同时,还应根据既有标准体系,按照重要性,逐步制(修)订体系中的相关标准,满足储能并网的实际需要。

4.2 促进储能并网运行检测工作

电网侧储能项目直接参与系统调度运行,其能否执行电网调度指令直接关系到电网安全、可靠、高效运行,因此必须加强电网侧储能电站并网运行监测工作,由具有检测资质的权威检测机构在储能电站投运前对其进行性能、安全性、对电网的影响等方面做出全面检测,才能保障其并网可靠性与安全性,顺利实现既定设计功能。

1)储能电站并网检测是生产商、集成商产品质量的有力证明

目前,由于国内储能行业处于发展初期,储能电站设备厂商众多,产品参差不齐,且已投运项目较少,各厂家设备的运行性能及可靠性无从比较。通过开展储能电站的并网检测,能够对不同厂家设备的综合性能做出一个初步分析,这对于未来更多储能项目建设过程中的设备选择采用与技术标准制定具有重要参考价值和借鉴意义。

2)储能系统检测是应用方安全、稳定、经济运行的有力保证

由于国内没有权威的产品检测认证机构对储能设备进行评价认证,各厂商设备集成后能否满足电网调度对出力、响应等方面的需求存在较大不确定性,这使得项目建成后无从判断该储能项目能否按照设计功能实现调度需求。通过对储能电站性能、响应过程、并网影响等具有针对性的并网检测项目进行测试,能够确保储能电站投运后支撑电网安全、稳定、经济运行。

3)储能系统检测标准化是储能行业健康发展的重要支撑

电网侧储能电站建设方兴未艾,其并网检测过程所测试的项目及所遵循的标准及规程,也必然对于后续设备生产商、集成商规范自身产品,提升对电网侧储能设备性能,具有重要指导意义,从而促进整个储能产业的发展。

4)储能系统检测是储能系统接入电力系统的必然要求

储能系统并网过程由于采用电力电子装置,其对电网难免产生一些谐波、闪变等不同形式的干扰,若不通过并网检测对其进行有效约束,未来规模庞大的电网侧及用户侧储能系统接入电网后,将严重威胁电网的安全可靠运行,因此储能系统的并网检测是储能系统接入电力系统的必然要求。

4.3 将储能融入现有的辅助服务市场体系

近年来,城市等负荷中心用电总量逐年上升,用户负荷峰谷差日益增大,阶段性功率尖峰明显提高,同时,分布式新能源的大规模接入又使得系统频率波动频发,系统亟需灵活的调峰、调频资源。然而土地资源紧张,地下综合管廊利用饱和,难以新建电源点、变电站或进行通道扩建。电化学电池储能系统因其快速的出力响应特性,是优质的调峰、调频资源,其占地少、寿命长的优势使得其在辅助服务领域具有巨大的潜力。

中国对于储能参与辅助服务也有着潜在需求。以西北地区为例,近年来新能源尤其是光伏发电的大规模并网,其分钟级的波动性和间歇性,使得电力系统运行对于快速调节服务的需求大幅增加,这是因为大规模新能源并网一方面会增加系统快速调节服务的需求;另一方面,光伏替代火电机组发电,减少了快速调节服务的供给资源。在调峰方面,由于线路阻塞、常规能源调峰能力不足等原因,部分电网的新能源限电损失较为严重。长远来看,加强电网结构、提升外送能力以及提高常规火电机组调峰能力可以有效减少新能源限电损失。但在上述补强措施尚不具备实施条件的地区开展储能系统建设,通过储能系统的作用可以将风电等新能源就地消纳,减少电力的外送容量,能够有效缓解弃风弃光问题。

中国尚无储能参与电力辅助服务的市场机制,储能若以统调电厂的身份将辅助服务作为基本服务被电网考评,难以真正发挥储能在辅助服务领域的价值,也不利于储能在电网当中真正发挥作用。为此,需尽快建立健全储能参与辅助服务的市场机制,给予储能准入地位,并根据系统需要,完善可发挥储能技术优势的市场机制,以签订协议的方式要求较大规模的储能接受配电网调度。

4.4 加强分布式储能电站协调控制方法研究

大量的分布式储能系统安装在电网中,且装机容量累积到一定规模后,电网通过对众多的分布式储能开展主动控制和有序管理,可以实现分布式储能在电网中的规模化聚合,这不但能够显著发挥储能在局部电网的多功能应用,同时还为电网提供了容量可观的可调节资源。然而,目前关于分布式储能协调控制的研究尚显落后,亟需在以下方面加快研究,挖掘分布式储能应用潜力,促进分布式储能在电网当中的发展。

1)提出适用于大型电网仿真的分布式储能系统建模及仿真技术,准确模拟分布式电池储能系统在电网中的聚合效应,满足不同应用场景的电网仿真要求。

2)构建计及多功能需求、多输入变量、复杂边界条件的分布式储能广域布局与容量优化模型,实现分布式储能的有序布局。

3)提出分布式储能系统规模化聚合支撑电网安全稳定的控制策略,实现分布式储能系统间的协调控制,以及分布式储能规模化聚合后与电网已有稳控系统的协同控制。

4)提出分布式储能系统支持电网安全、清洁能源高效利用及调峰、调频、调压等多种应用的多目标优化控制方法,构建分布式电池储能调度系统,实现多点布局分布式储能的就地与远程的分层耦合优化控制与调度管理。

5)提出分布式储能系统多目标应用的经济分析模型和方法,实现分布式储能系统在不同应用场景下的经济性与安全性的统一。

4.5 将储能电站建设纳入电网规划建设体系

大规模储能电站通过统一调度,可有效提高电网设备利用率,延缓为满足短时最大负荷或网络阻塞而新增的电网建设投资。在负荷增长缓慢且季节性临时负荷较大的地区,可利用储能代替配电网升级改造。如对于额定输送容量为15 MW的10 kW配电线路,假设线路最小容量裕度已达到3%,考虑负荷年增长率2%,若增配3 MW储能设备,可将馈线改造扩容时限推迟3 a。故未来在电网规划当中，应充分考虑储能在延缓电网投资建设当中的重要作用。

4.6 尽快提高储能电站安全运维水平

尽管储能已采用安全性较高的集装箱式设计,但仍无法完全杜绝电池单元在过充或过放、短路及机械破坏时,可能导致的电池内部热失控,继而引发燃烧或者爆炸。因此,储能装置在接入电网时,需要制定详细的安全运维规程及措施,研究制定有效的储能电池消防措施,不断提高储能电站安全运维水平,避免发生事故影响电网运行。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。