2018年7月18日,中国首批101MW/202MW·h分布式电网侧电池储能电站在江苏镇江投运,在夏季迎峰度夏时段充分发挥电池储能系统调峰、调频、应急响应的作用,解决了镇江仿晋分区夏季负荷供电缺口,有效增加了电网的调节手段和调节能力,有助于电网安全稳定运行。投运至今该储能电站已多次向电网提供自动发电控制(AGC)功率响应、调峰调频等辅助服务。
本文通过分析镇江电网侧储能电站建设的背景和内在动因,接着从电池选型、一/二次架构等方面介绍其集成方案,并对其 AGC控制、应急响应控制以及一次调频控制分别进行了介绍与分析。
1.研究背景
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，成为了目前国内规模最大的电网侧储能电站项目。有别于电源侧储能电站与负荷侧储能电站，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，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建设需求提供相关经验借鉴和参考建议。
2.江苏电网侧储能电站建设背景分析
从外在背景来说，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。目前，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，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。
从内在动因来说，江苏镇江电网侧储能项目的建设还有着如下几方面原因：
1)缓解镇江电网2018年迎峰度夏供电压力;
2)提高镇江区域电网的调频能力;
3)为可再生能源的规模开发提供支撑。
从经济性角度分析，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30～60万燃煤火电机组每千瓦时造价3500元计算，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，每千瓦时储能投资成本3750元，与燃煤火电初始投资成本价格相当。而其对于环境保护和促进新能源消纳方面的意义更是不可忽视。
3.电网侧储能电站的集成方案
3.1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安全性能、运行性能与经济性能三方面，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，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均选用了磷酸铁锂电池。
3.2 电气一次集成方案
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。每个40英尺集装箱配置2 MW˙h储能电池，分别通过2个位于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。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SVG无功补偿装置。
3.3 通信架构
各站虽然均采用了层级式网络拓扑架构，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EMS监控系统的通信方式上各站略有不同。
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，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。
图1 储能系统内部通信架构图
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。电站总体通信架构图如图2所示。
图2 储能电站总体通信架构图
4.电网侧储能电站控制方式
4.1 AGC控制方式
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。
图3 储能电站AGC系统架构
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。
4.2 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-荷切负荷系统通信架构图
为实现PCS的快速功率响应，互动终端与站内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，并在接受到负荷恢复指令或一段时间后恢复正常工作状态。图5所示为新坝储能电站源-网-荷切负荷实际测试过程PMU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 新坝储能站源网荷切负荷测试有功功率
4.3 一次调频控制方式
储能电站的一次调频由PCS直接参与，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。
图6 典型一次调频控制曲线
5.建设经验总结和未来发展建议
1)尽快完善电网侧储能的相关技术标准;
2)促进储能并网运行检测工作;
3)将储能融入现有的辅助服务市场体系;
4)加强分布式储能电站协调控制方法研究;
5)将储能电站建设纳入电网规划建设体系;
6)尽快提高储能电站安全运维水平。
来源:电力系统自动化
