电网侧电池储能电站智能调度方法及商业模式

为应对省级电网清洁能源迅猛发展、电网峰谷差进一步加大、电网调峰能力和运行控制难度偏大的问题，提升特高压直流的输送能力和电网安全供电保障能力；同时，为解决地区电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力严重不足等问题，缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力，结合电池储能电站（简称“储能电站”）建设周期短、布点灵活的特点，国网湖南省电力有限公司在地区电网开展了储能电站示范工程的建设与应用，探索储能电站的投资规划、运行维护、调度管理、分析评价等各个方面。

长沙储能示范工程规模60兆瓦/120兆瓦时（10千伏电压等级接入），分别位于220千伏榔梨、延农、芙蓉变电站，分别于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入运行。

目前针对储能电站的研究已经日趋成熟，但是储能电站的运行经验还有待完善，为了填补储能电站实际运行方面的空白，为电网管理、储能设备制造和投资决策提供参考依据，笔者结合湖南电网及储能电站一期示范工程实际情况，研究并提出储能电站运行方案，该方案已经应用于湖南电网储能电站示范工程。实际结果表明，该方案能够充分反映储能电站运行情况，实现对储能设备的调控运行，同时对湖南电网储能电站的商业模式进行了探索，全面提高了湖南电网储能电站运行管理水平，可为其他地区电网建设储能电站提供经验和参考。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：彭清文等）

储能电站运行模式

储能电站控制模式设计

储能电站运行控制遵循省调调度有功、地调调度无功，优先保障有功的原则，主要考虑以下几种控制模式：

日前调度计划控制模式。省、地调根据负荷预测情况及清洁能源消纳要求，考虑电网调峰调频及安全约束，经过校核后制定充放电计划，既保障电池性能和使用寿命，又充分发挥储能电站顶峰能力。

AGC控制模式。根据湖南电网负荷水平特点，将储能电站纳入AGC调节范畴，通过省调AGC主站下发调节指令，由PCS自动实现该指令，实时动态调节储能电站有功功率，充分发挥储能电站调节快速的优势，参与大电网实时调控。

储能电站无功控制模式。将储能电站纳入地调自动电压控制（AVC）系统进行统一调控，合理设置储能电站电压调控优先级，实现储能与传统调节手段的协同控制。

储能电站辅助电网紧急控制模式。将储能电站纳入精准切负荷系统，在紧急情况下，以最高优先级直接控制储能电站PCS，充分发挥储能电站启动时间短、响应速度快、调节精度高的特点。

储能电站充放电模式

根据储能电站运行情况及电网实际需求，重点从削峰填谷、促进清洁能源消纳两个方面进行研究，制定了中长期、短期充放电方案，“一充一放”结合“两充两放”模式，探求最大经济效益。自投运至2020年4月2日，三座储能电站（芙蓉、榔梨、延农）采取“一充一放”的计划出力模式，通过开展运行安全分析及经济效益评估，在4月3日后调整为“两充两放”。自投运至2019年10月27日，荷电状态（SOC）上下限范围设为20%～80%，之后调整至10%～90%。截至2020年6月，储能电站累计充电量5218万千瓦时，放电量4143万千瓦时。

2019年度夏期间，执行的是“一充一放”运行策略，充电时间段为00:00～08:00，充电时间约8小时；榔梨、延农储能电站放电时间段为20:30～22:00，放电时间约1.5小时；芙蓉储能电站放电时间段为12:00～13:30，放电时间约1.5小时。榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在80%左右。

目前执行的是“两充两放”运行策略，针对风力发电的反调峰特性和光伏发电午间出力最大的特点，储能电站充电时段分别为03:30～05:30和13:30～16:30；放电时段为电网高峰负荷时段，分别为10:00～12:00和18:00～21:00；每天放电量约为16万千瓦时，充电量约为21.3万千瓦时；榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在85%左右。“两充两放”模式综合运行效率更高，能够充分地消纳湖南省内清洁能源，配合长沙地区负荷早晚高峰的顶峰作用更为明显。

储能电站商业模式

示范工程由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营，采取与属地化电力供电公司（长沙供电公司）签订电费结算协议方式，按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算，同期正开展“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务市场”多元化商业模式，推广储能增值服务。

电费营业收入

采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算，长沙供电公司向综合能源公司支付储能电站电费。湖南省综合能源公司年电费营业收入约3120万元，年备用容量费约为1320万元；电量电费按照储能电站发电量核算，年发电量不低于4000万千瓦时，每年电费营业收入约1800万元。

新能源配套储能租赁服务营业收入

“新能源配套储能租赁服务”是指电网公司将储能电站租赁给风电、光伏等新能源企业，开展风电、光伏并网配套储能租赁业务，储能电站6万千瓦装机容量，每年实现1600余万元营业收入。

电力辅助服务市场补贴营业收入

“电力辅助服务市场”是指储能电站参与湖南省内电力辅助服务市场交易，获取相关辅助服务补贴，根据省内辅助服务市场需求与规模，依据调度测算准则，每年实现600万元营业收入。随着电力市场的快速发展，据《湖南省电力辅助服务市场模拟运行规则》的规定，储能电站可增加辅助服务品种：深度调峰、启停调峰、紧急短时调峰。

储能电站应用效果

储能电站可以日常参与电网调峰，满足长沙地区“午高峰+晚高峰”电力供应需求，有效降低峰谷差，优化负荷特性；新能源与负荷出力不匹配时段，存储电量，促进新能源消纳；同时储能电站具备毫秒级响应调度指令能力，能够参与电网调频和调压；紧急状况下，能够提供快速功率支撑，提高电网暂态稳定性；纳入源网荷储统一管理，与精准切负荷系统配合，实现储能电站源荷快速转换，增加电网安全稳定裕度，提升祁韶直流输送容量。

在提升电网供电充裕性方面，2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期间，储能电站在负荷高峰时段顶峰，有效缓解了湖南省网断面的负荷压力；2019年12月19日，三座储能电站实现跨省调用，在低谷时段对河南进行调峰支援，调峰电力2.6万千瓦，持续时间2个小时；2020年6月14～18日某500千伏变电站3号主变停电期间导致该主变下网超稳定控制，通过提前调整延农储能电站出力，在一定程度上缓解了其所在省网断面潮流及500千伏变电站供电区下网负荷（见图）。

在提升电网供电稳定性方面，储能电站在辅助电网紧急控制方面发挥了重要作用。2020年5月6日，储能电站完成配合精切传动试验，祁韶直流功率从80万千瓦降为0后，芙蓉储能电站精切动作后立即从满功率充电转为满功率放电，实现功率支撑5.2万千瓦。

在促进清洁能源消纳方面，截至2020年8月9日，累计在低谷负荷时段消纳湖南省新能源电量6055.76万千瓦时，同时在尖峰时期提高了分散分布式清洁能源发电并网的消纳能力，促进了可再生能源消纳。不考虑配置储能时，预计2020年全省丰水年/平水年清洁能源弃电量为26.7亿/18.9亿千瓦时。根据消纳能力测算，每配置1千瓦时储能装置能为系统每年减少400千瓦时的新能源弃电量，120兆瓦时的储能电站2020年可降低全省清洁能源弃电量0.48亿千瓦时。

在降低碳排放方面，储能系统在火电机组出力低谷期间充电，可以增加低谷期机组出力，降低火电机组调峰深度，有效降低机组单位电量煤耗。示范工程每年可有效减少二氧化碳排放1.6万吨，减少二氧化硫排放480吨，有效促进了节能减排。

湖南储能电站能够通过中长期“一充一放”、“两充两放”的充放电方案实现削峰填谷，缓解电网重载；针对不同应用场景，采用不同的控制策略，能够发挥辅助电网紧急调峰、促进清洁能源消纳、提升电网供电可靠性等巨大作用，极大地提高了长沙地区及湖南电网的稳定性。同时探索储能电站运行经营的商业模式，积极开发储能电站在电力市场中的交易品种，实现储能电站的盈利，丰富了储能电站的交易模式。湖南省储能电站的运行管理方案可以为评判各厂家设备提供参考，为电网侧储能探索不同的应用场景提供数据支撑，为其他地区建设管理电网侧储能电站提供参考。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期，作者彭清文、吴东琳、黄际元供职于国网湖南省电力有限公司长沙供电分公司，黄博文供职于国网湖南综合能源服务有限公司，徐民供职于国网湖南省电力有限公司