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1、研究背景
江蘇鎮江101 MW/202 MW·h電網側分布式儲能電站工程于2018年7月18日正式并網投運，成為了目前國內規模最大的電網側儲能電站項目。有別于電源側儲能電站與負荷側儲能電站，電網側儲能電站主要面向電網調控運行，能夠滿足區域電網調峰、調頻、調壓、應急響應、黑啟動等應用需求，為當地電網迎峰度夏期間的安全平穩運行提供保障。然而，中國電網側儲能項目尚處于起步階段，其在規劃建設、調度控制、運行評價等方面均缺乏經驗，相關標準的建立也迫在眉睫。
本文將從建設背景、集成方案、運行控制等方面詳細剖析江蘇電網側儲能電站建設運行過程，并根據項目實際經驗對未來儲能電站的建設與發展進行分析與展望，為中國快速增長的儲能建設需求提供相關經驗借鑒和參考建議。
2、江蘇電網側儲能電站建設背景分析
從外在背景來說，電化學儲能不僅具有快速響應和雙向調節的技術特點，還具有環境適應性強、小型分散配置且建設周期短的技術優勢，對于電網來說是一種非常優質的調節資源。目前，國家和地方出臺了一系列政策對儲能的發展給予支持和鼓勵，而電池成本的快速下降更是激發了國內各省市相關企業的建設熱情。
從內在動因來說，江蘇鎮江電網側儲能項目的建設還有著如下幾方面原因：
1）緩解鎮江電網2018年迎峰度夏供電壓力；
2）提高鎮江區域電網的調頻能力；
3）為可再生能源的規模開發提供支撐。
從經濟性角度分析，以鎮江地區2018年迎峰度夏負荷缺口200 MW為例，若新建火電機組，以30～60萬燃煤火電機組每千瓦時造價3500元計算，初始投資需7億元。而鎮江101 MW/202 MW·h儲能電站的投資預計在7.5億元左右，每千瓦時儲能投資成本3750元，與燃煤火電初始投資成本價格相當。而其對于環境保護和促進新能源消納方面的意義更是不可忽視。
3、電網側儲能電站的集成方案
3.1、電池選型
儲能電站電池投資成本占總投資成本一半以上，因此，選擇合適的儲能電池是儲能電站規劃的重要內容。電網側儲能電站對電池選型方面的需求與特點主要表現在安全性能、運行性能與經濟性能三方面，目前市場上商業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、經濟性等因素，本期電網側儲能電站均選用了磷酸鐵鋰電池。
3.2、電氣一次集成方案
該批次項目儲能電池的現場安裝均采用預制艙式設計方案。每個40英尺集裝箱配置2 MW·h儲能電池，分別通過2個位于PCS升壓艙內的500 kW PCS逆變后，接至同在艙內的升壓分裂變壓器的低壓側，升壓后接至10 kV/35 kV配電裝置實現匯流。一次接入方案考慮就近接入電網的原則，依據儲能規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。為保證儲能電站滿功率有功出力時并網點的電壓穩定性，還在低壓母線側配置了一定容量的SVG無功補償裝置。
3.3、通信架構
各站雖然均采用了層級式網絡拓撲架構，將站內網絡通信架構劃分為站控層與間隔層，但在間隔層中PCS與EMS監控系統的通信方式上各站略有不同。
PCS與站控層監控系統的通信根據其是否支持IEC 104規約主要分為兩種模式。一種是支持IEC 104規約的PCS采用光纖直連的方式與站控層監控系統通信，具有響應速度快，通信延遲小的優點。另一種是只支持MODBUS規約或TCP/IP協議的PCS則必須經安裝在就地監控系統中的規約轉化裝置轉換為IEC 104規約，實現與站控層監控系統的通信。該模式實現簡單，但規約轉換過程將大幅增加PCS的控制指令響應時間。
站控層主要包含了儲能電站監控系統，負責站內所有運行設備的監測與控制，接收調度控制指令的同時也將站內設備運行信息上送至電網調度機構，通信采用IEC 104規約，上送方式則采用1‰死區變化上送的模式。
其中，不同生產設備信息根據其生產控制實時性與非實時性要求分送至調度安全Ⅰ區與安全Ⅱ區，用于輔助決策與信息展示的設備信息則經橫向隔離裝置上送至調度管理信息Ⅲ區。電站總體通信架構圖如圖2所示。
4、電網側儲能電站控制方式
4.1、AGC控制方式
本地控制模式下，儲能電站監控系統通過讀取從調度主站根據當天負荷預測結果下發的充放電計劃曲線，對儲能電站進行分時段控制，實現調峰功能。在遠方AGC調度控制模式下，通過增加儲能電站的分區屬性，與區域內火電及燃機機組等一同進行所屬訪晉分區的斷面控制。其控制系統架構如圖3所示。
分區斷面控制提供分區儲能的一鍵緊急控制（一鍵充電、一鍵放電）模式及按優先級和比例分擔的baseO功率控制模式。
4.2、應急響應控制方式
江蘇電網-源-網荷精準切負荷系統（以下簡稱源網荷系統）由控制中心站、控制子站、就近變電站、負控終端組成，如圖4所示。
為實現PCS的快速功率響應，互動終端與站內PCS采用干接點連接方式，能夠使PCS在100 ms內實現充放電功率的反轉，在此過程中，為了避免長時間滿發功率對電池造成傷害，在反轉完成一段時間后，將由儲能電站監控系統對PCS進行接管控制，依據電池實際工況對PCS下發經濟調度指令，并在接受到負荷恢復指令或一段時間后恢復正常工作狀態。圖5所示為新壩儲能電站源-網-荷切負荷實際測試過程PMU錄波圖。該測試中，新壩儲能電站20臺PCS在接收到緊急功率支撐指令后全部完成功率反轉僅用時60 ms，充分驗證了儲能作為應急響應資源在響應速度方面的優勢。
4.3、一次調頻控制方式
儲能電站的一次調頻由PCS直接參與，主流的PCS一次調頻控制采用下垂控制，一次調頻的性能參數可根據實際運行工況進行設置，其典型運行參數為頻率調節死區0.033 Hz，限幅80%，不等率0.1%，穩定運行時間1 min，其典型一次調頻控制曲線如圖6所示。
5、建設經驗總結和未來發展建議
1）盡快完善電網側儲能的相關技術標準；
2）促進儲能并網運行檢測工作；
3）將儲能融入現有的輔助服務市場體系；
4）加強分布式儲能電站協調控制方法研究；
5）將儲能電站建設納入電網規劃建設體系；
6）盡快提高儲能電站安全運維水平。
江蘇鎮江101 MW/202 MW·h電網側分布式儲能電站工程于2018年7月18日正式并網投運，成為了目前國內規模最大的電網側儲能電站項目。有別于電源側儲能電站與負荷側儲能電站，電網側儲能電站主要面向電網調控運行，能夠滿足區域電網調峰、調頻、調壓、應急響應、黑啟動等應用需求，為當地電網迎峰度夏期間的安全平穩運行提供保障。然而，中國電網側儲能項目尚處于起步階段，其在規劃建設、調度控制、運行評價等方面均缺乏經驗，相關標準的建立也迫在眉睫。
本文將從建設背景、集成方案、運行控制等方面詳細剖析江蘇電網側儲能電站建設運行過程，并根據項目實際經驗對未來儲能電站的建設與發展進行分析與展望，為中國快速增長的儲能建設需求提供相關經驗借鑒和參考建議。
2、江蘇電網側儲能電站建設背景分析
從外在背景來說，電化學儲能不僅具有快速響應和雙向調節的技術特點，還具有環境適應性強、小型分散配置且建設周期短的技術優勢，對于電網來說是一種非常優質的調節資源。目前，國家和地方出臺了一系列政策對儲能的發展給予支持和鼓勵，而電池成本的快速下降更是激發了國內各省市相關企業的建設熱情。
從內在動因來說，江蘇鎮江電網側儲能項目的建設還有著如下幾方面原因：
1）緩解鎮江電網2018年迎峰度夏供電壓力；
2）提高鎮江區域電網的調頻能力；
3）為可再生能源的規模開發提供支撐。
從經濟性角度分析，以鎮江地區2018年迎峰度夏負荷缺口200 MW為例，若新建火電機組，以30～60萬燃煤火電機組每千瓦時造價3500元計算，初始投資需7億元。而鎮江101 MW/202 MW·h儲能電站的投資預計在7.5億元左右，每千瓦時儲能投資成本3750元，與燃煤火電初始投資成本價格相當。而其對于環境保護和促進新能源消納方面的意義更是不可忽視。
3、電網側儲能電站的集成方案
3.1、電池選型
儲能電站電池投資成本占總投資成本一半以上，因此，選擇合適的儲能電池是儲能電站規劃的重要內容。電網側儲能電站對電池選型方面的需求與特點主要表現在安全性能、運行性能與經濟性能三方面，目前市場上商業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、經濟性等因素，本期電網側儲能電站均選用了磷酸鐵鋰電池。
3.2、電氣一次集成方案
該批次項目儲能電池的現場安裝均采用預制艙式設計方案。每個40英尺集裝箱配置2 MW·h儲能電池，分別通過2個位于PCS升壓艙內的500 kW PCS逆變后，接至同在艙內的升壓分裂變壓器的低壓側，升壓后接至10 kV/35 kV配電裝置實現匯流。一次接入方案考慮就近接入電網的原則，依據儲能規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。為保證儲能電站滿功率有功出力時并網點的電壓穩定性，還在低壓母線側配置了一定容量的SVG無功補償裝置。
3.3、通信架構
各站雖然均采用了層級式網絡拓撲架構，將站內網絡通信架構劃分為站控層與間隔層，但在間隔層中PCS與EMS監控系統的通信方式上各站略有不同。
PCS與站控層監控系統的通信根據其是否支持IEC 104規約主要分為兩種模式。一種是支持IEC 104規約的PCS采用光纖直連的方式與站控層監控系統通信，具有響應速度快，通信延遲小的優點。另一種是只支持MODBUS規約或TCP/IP協議的PCS則必須經安裝在就地監控系統中的規約轉化裝置轉換為IEC 104規約，實現與站控層監控系統的通信。該模式實現簡單，但規約轉換過程將大幅增加PCS的控制指令響應時間。
圖1 儲能系統內部通信架構圖
站控層主要包含了儲能電站監控系統，負責站內所有運行設備的監測與控制，接收調度控制指令的同時也將站內設備運行信息上送至電網調度機構，通信采用IEC 104規約，上送方式則采用1‰死區變化上送的模式。
其中，不同生產設備信息根據其生產控制實時性與非實時性要求分送至調度安全Ⅰ區與安全Ⅱ區，用于輔助決策與信息展示的設備信息則經橫向隔離裝置上送至調度管理信息Ⅲ區。電站總體通信架構圖如圖2所示。
圖2 儲能電站總體通信架構圖
4、電網側儲能電站控制方式
4.1、AGC控制方式
本地控制模式下，儲能電站監控系統通過讀取從調度主站根據當天負荷預測結果下發的充放電計劃曲線，對儲能電站進行分時段控制，實現調峰功能。在遠方AGC調度控制模式下，通過增加儲能電站的分區屬性，與區域內火電及燃機機組等一同進行所屬訪晉分區的斷面控制。其控制系統架構如圖3所示。
圖3 儲能電站AGC系統架構
分區斷面控制提供分區儲能的一鍵緊急控制（一鍵充電、一鍵放電）模式及按優先級和比例分擔的baseO功率控制模式。
4.2、應急響應控制方式
江蘇電網-源-網荷精準切負荷系統（以下簡稱源網荷系統）由控制中心站、控制子站、就近變電站、負控終端組成，如圖4所示。
圖4 源-網-荷切負荷系統通信架構圖
為實現PCS的快速功率響應，互動終端與站內PCS采用干接點連接方式，能夠使PCS在100 ms內實現充放電功率的反轉，在此過程中，為了避免長時間滿發功率對電池造成傷害，在反轉完成一段時間后，將由儲能電站監控系統對PCS進行接管控制，依據電池實際工況對PCS下發經濟調度指令，并在接受到負荷恢復指令或一段時間后恢復正常工作狀態。圖5所示為新壩儲能電站源-網-荷切負荷實際測試過程PMU錄波圖。該測試中，新壩儲能電站20臺PCS在接收到緊急功率支撐指令后全部完成功率反轉僅用時60 ms，充分驗證了儲能作為應急響應資源在響應速度方面的優勢。
圖5 新壩儲能站源網荷切負荷測試有功功率
4.3、一次調頻控制方式
儲能電站的一次調頻由PCS直接參與，主流的PCS一次調頻控制采用下垂控制，一次調頻的性能參數可根據實際運行工況進行設置，其典型運行參數為頻率調節死區0.033 Hz，限幅80%，不等率0.1%，穩定運行時間1 min，其典型一次調頻控制曲線如圖6所示。
圖6 典型一次調頻控制曲線
5、建設經驗總結和未來發展建議
1）盡快完善電網側儲能的相關技術標準；
2）促進儲能并網運行檢測工作；
3）將儲能融入現有的輔助服務市場體系；
4）加強分布式儲能電站協調控制方法研究；
5）將儲能電站建設納入電網規劃建設體系；
6）盡快提高儲能電站安全運維水平。
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