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【摘 要】随着智能电网时代的到来，储能技术的作用日益明显，其应用范围已涉及发、输、配、用各个环节。电力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、配置方式灵活且建设周期短等优势。预计到2050年，我国能源革命将取得阶段性成果，能源生产和终端消费环节新能源比重将超过“两个50%”，储能市场空间巨大。文章在此基础上就电网侧储能技术应用的相关内容进行分析。
【关键词】电网侧储能;技术应用;分析
1电网侧储能技术发展现状
在电力系统中，储能成为热点，其在电源侧、用户侧、电网侧各环节中具有极高的应用价值。国内外学术界对电网侧储能概念的讨论形成狭义和广义两个范畴。狭义的电網侧储能属于电网设施的概念范畴，根据储能设备在电力系统中的位置决定，体现出储能设备中电能的双向流动性、充放电及时性等特点;广义的电网侧储能属于储能资源的概念范畴，指电力系统中达到一定规模的、能够实时监测的储能设备的总和，旨在根据全网需求进行充放电调节，体现出投资主体多样化、建设位置分散等特点。目前，国内电网侧储能项目处于积极探索阶段，已投运电化学储能累计装机规模达到1010兆瓦，装机规模以用户侧为主，占比为47%，显著高于其他国家，电网侧储能占比为23%。我国电网侧储能项目在江苏、河南、湖南、浙江等省份得到推广示范，通过建设储能电站实现电网系统的调峰调频。
2储能在电网侧的角色定位分析
2.1储能对系统的影响
（1）改变系统潮流。储能系统接入电网后，对电网的潮流分布造成了一定的影响，从而也会影响电网损耗，储能系统接入容量和接入位置的不同所带来的网损变化亦是不同。如果将储能系统装在合适的位置，可以明显减少负荷高峰时段电网主干线路上所流过的电流，进而减少负荷高峰时段变压器和线路的损耗;可在负荷低谷时段储能进行充电时，也会增大原线路的电流而使得线路损耗增大，但若储能系统接入容量适合，并依照合理的调度策略充放电运行，便可以使馈线的综合线损率降低。因此，储能系统既可能减小损耗亦可能增大损耗，这就由储能系统的接入位置和接入容量等因素所决定。合理的配置储能系统，可降低负荷高峰电网主干线路中的电流，进而减小损耗。（2）提供辅助服务。储能系统不仅可以联合常规机组提供辅助服务，也可以独立参与提供辅助服务。储能系统参与电网调频调压，可以增加调频调压容量和控制灵活性，有利于调度运行和系统稳定。储能参与自动发电控制和自动电压控制时，可以参考常规机组的收益模式，根据可调容量的大小和累计运行时间来获得效益。
2.2储能对新能源的影响
随着可再生能源的快速发展，弃风、弃光问题仍十分严重，急需充分挖掘电网对新能源的消纳能力，尤其是在火电机组以热定电方式运行的取暖季。引入储能系统可以平滑可再生能源功率输出、提高可再生发电日前计划跟踪能力。针对风电及光伏等新能源出力的短期波动性和预测误差，能够利用蓄电池等快速响应储能装置快速充放电来有效消除。储能用于大规模风光的并网，可解决其因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题，大幅度提升电网对新能源的消纳能力。
2.3储能对常规机组的影响
（1）辅助火电机组调峰。光伏和风力发电具有随机性和间歇性等特点，使得它们无法为电网提供稳定的电力输入，加剧了电网的调峰负担。储能系统具有削峰填谷的功能，可以辅助火电机组充当调峰电源。火电机组的出力在额定功率附近时，效率最高，单位煤耗最低。当负荷降低，需要火电机组向下调峰，机组减小出力甚至启停机组，煤耗随之提高。因此，储能的加入使得火电机组的运行小时数得到提高，并且能够在经济区间内运行。减少启停费用、提高机组使用寿命，进而提高电网的经济性。（2）提升常规机组AGC调频性能。目前，主要由火电机组提供AGC调频服务。火电机组进行调频，即频繁变功率的工况运行，机组调频的煤耗成本是上升的。以相关文献的测算，火电机组调频和不调频相比，供电煤耗差异约1%。而且更严重的是，由于调频可能导致调门损坏，进而致使机组停机。这个对于发电企业的来讲会导致更高的经济损失，大幅超过调频服务获得的补偿。另外，火电机组调频也存在众多问题：调节延迟、调节偏差（超调，欠调）、调节反向以及单向调节等，使得火电机组AGC补偿效果差，经常被罚款。为达到同样的调频效果，发电机组和储能进行联合调频，机组不需频繁变功率运行，从而减少煤耗，同时机组设备的疲劳和磨损也更低一点。
3实例应用分析
某市220kV变电站主变共有59台重过载，重过载比例为65.55%;110kV及35kV变电站主变共有178台重过载，重过载比例为42.38%;全市共有237台主变重过载，重过载比例为56.43%。根据某市电网近期规划，受基建投资及线行等多方面因素影响，重过载区域无新建变电站投产，负荷无法转移。储能技术的发展，一定程度上可以解决因电网通道不畅导致的“卡脖子”问题，同时有效减少峰谷负荷差。某片区现有220kV变电站2座（主变6台，总容量1170MVA）;110kV变电站7座（主变15台，总容量834MVA），最高负载率达88.39%。根据储能电站选址及容量配置原则，区内220kV都某站、110kV北某站、110kV道某站符合储能电站建设条件。结合该片区的年平均负荷峰谷差，规划电网侧储能总规模为10MW/40MWh，以解决该片区重过载问题，达到“削峰填谷”的效果。针对主变重载现象，作为削峰填谷方式的电网侧储能电站可以采用两种方案：（1）电网侧集中式储能调峰电站;（2）电网侧多点布局分布式储能系统集群控制调峰电站。通过比选，建议优先考虑电网侧多点布局分布式储能系统集群控制调峰电站方案，即利用变电站内的空地，在3个变电站分别布点储能电站。在220kV都某站建设4个单元4.8MW/4.8MWh、总容量为19.2MW/19.2MWh的储能电站，每2个单元为一组，分别接入#1主变10kV侧和#2主变10kV侧，占地面积约为2400m2;在110kV道某站建设2个单元4.8MW/4.8MWh、总容量为9.6MW/9.6MWh的储能电站，分别接入#1主变10kV侧和#2主变10kV侧，占地约1200m2;110kV北某站与110kV道某站建设方案相同。分布式储能系统集群控制调峰系统调配总容量为38.4MW/38.4MWh。选取220kV都某站#1主变低压侧2019年8月份最小负荷日8月27日负荷数据进行分析，采用多点布局分布式2个单元9.6MW/9.6MWh对都某站#1变10kV侧进行充放电模拟分析，分别取04：00—07：30进行充电，09：00—11：45进行放电，12：00—13：30进行充电，14：00—17：00进行放电，且2次充放电都达到额定容量，如图1所示。由图1可知，加入储能后，220kV都某站#1主变低压侧负荷曲线明显平缓，削峰填谷效果良好。
4结束语
储能技术是在传统电力系统生产模式基础上增加一个存储电能的环节，使原来几乎完全“刚性”的系统变得“柔性”起来，电网运行的安全性、可靠性、经济性、灵活性得到大幅提高。建设电网侧储能电站能够减轻负荷高峰时段主变负载率，实现对主变的虚拟扩容，可在负荷低谷时段充电，实现“削峰填谷”。
参考文献：
[1]刘牛，徐波，陈亚新.基于预制舱的电网侧储能电站模块化设计[J].通信电源技术，2019，36（3）：231-233.
（作者单位：中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司）
【关键词】电网侧储能;技术应用;分析
1电网侧储能技术发展现状
在电力系统中，储能成为热点，其在电源侧、用户侧、电网侧各环节中具有极高的应用价值。国内外学术界对电网侧储能概念的讨论形成狭义和广义两个范畴。狭义的电網侧储能属于电网设施的概念范畴，根据储能设备在电力系统中的位置决定，体现出储能设备中电能的双向流动性、充放电及时性等特点;广义的电网侧储能属于储能资源的概念范畴，指电力系统中达到一定规模的、能够实时监测的储能设备的总和，旨在根据全网需求进行充放电调节，体现出投资主体多样化、建设位置分散等特点。目前，国内电网侧储能项目处于积极探索阶段，已投运电化学储能累计装机规模达到1010兆瓦，装机规模以用户侧为主，占比为47%，显著高于其他国家，电网侧储能占比为23%。我国电网侧储能项目在江苏、河南、湖南、浙江等省份得到推广示范，通过建设储能电站实现电网系统的调峰调频。
2储能在电网侧的角色定位分析
2.1储能对系统的影响
（1）改变系统潮流。储能系统接入电网后，对电网的潮流分布造成了一定的影响，从而也会影响电网损耗，储能系统接入容量和接入位置的不同所带来的网损变化亦是不同。如果将储能系统装在合适的位置，可以明显减少负荷高峰时段电网主干线路上所流过的电流，进而减少负荷高峰时段变压器和线路的损耗;可在负荷低谷时段储能进行充电时，也会增大原线路的电流而使得线路损耗增大，但若储能系统接入容量适合，并依照合理的调度策略充放电运行，便可以使馈线的综合线损率降低。因此，储能系统既可能减小损耗亦可能增大损耗，这就由储能系统的接入位置和接入容量等因素所决定。合理的配置储能系统，可降低负荷高峰电网主干线路中的电流，进而减小损耗。（2）提供辅助服务。储能系统不仅可以联合常规机组提供辅助服务，也可以独立参与提供辅助服务。储能系统参与电网调频调压，可以增加调频调压容量和控制灵活性，有利于调度运行和系统稳定。储能参与自动发电控制和自动电压控制时，可以参考常规机组的收益模式，根据可调容量的大小和累计运行时间来获得效益。
2.2储能对新能源的影响
随着可再生能源的快速发展，弃风、弃光问题仍十分严重，急需充分挖掘电网对新能源的消纳能力，尤其是在火电机组以热定电方式运行的取暖季。引入储能系统可以平滑可再生能源功率输出、提高可再生发电日前计划跟踪能力。针对风电及光伏等新能源出力的短期波动性和预测误差，能够利用蓄电池等快速响应储能装置快速充放电来有效消除。储能用于大规模风光的并网，可解决其因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题，大幅度提升电网对新能源的消纳能力。
2.3储能对常规机组的影响
（1）辅助火电机组调峰。光伏和风力发电具有随机性和间歇性等特点，使得它们无法为电网提供稳定的电力输入，加剧了电网的调峰负担。储能系统具有削峰填谷的功能，可以辅助火电机组充当调峰电源。火电机组的出力在额定功率附近时，效率最高，单位煤耗最低。当负荷降低，需要火电机组向下调峰，机组减小出力甚至启停机组，煤耗随之提高。因此，储能的加入使得火电机组的运行小时数得到提高，并且能够在经济区间内运行。减少启停费用、提高机组使用寿命，进而提高电网的经济性。（2）提升常规机组AGC调频性能。目前，主要由火电机组提供AGC调频服务。火电机组进行调频，即频繁变功率的工况运行，机组调频的煤耗成本是上升的。以相关文献的测算，火电机组调频和不调频相比，供电煤耗差异约1%。而且更严重的是，由于调频可能导致调门损坏，进而致使机组停机。这个对于发电企业的来讲会导致更高的经济损失，大幅超过调频服务获得的补偿。另外，火电机组调频也存在众多问题：调节延迟、调节偏差（超调，欠调）、调节反向以及单向调节等，使得火电机组AGC补偿效果差，经常被罚款。为达到同样的调频效果，发电机组和储能进行联合调频，机组不需频繁变功率运行，从而减少煤耗，同时机组设备的疲劳和磨损也更低一点。
3实例应用分析
某市220kV变电站主变共有59台重过载，重过载比例为65.55%;110kV及35kV变电站主变共有178台重过载，重过载比例为42.38%;全市共有237台主变重过载，重过载比例为56.43%。根据某市电网近期规划，受基建投资及线行等多方面因素影响，重过载区域无新建变电站投产，负荷无法转移。储能技术的发展，一定程度上可以解决因电网通道不畅导致的“卡脖子”问题，同时有效减少峰谷负荷差。某片区现有220kV变电站2座（主变6台，总容量1170MVA）;110kV变电站7座（主变15台，总容量834MVA），最高负载率达88.39%。根据储能电站选址及容量配置原则，区内220kV都某站、110kV北某站、110kV道某站符合储能电站建设条件。结合该片区的年平均负荷峰谷差，规划电网侧储能总规模为10MW/40MWh，以解决该片区重过载问题，达到“削峰填谷”的效果。针对主变重载现象，作为削峰填谷方式的电网侧储能电站可以采用两种方案：（1）电网侧集中式储能调峰电站;（2）电网侧多点布局分布式储能系统集群控制调峰电站。通过比选，建议优先考虑电网侧多点布局分布式储能系统集群控制调峰电站方案，即利用变电站内的空地，在3个变电站分别布点储能电站。在220kV都某站建设4个单元4.8MW/4.8MWh、总容量为19.2MW/19.2MWh的储能电站，每2个单元为一组，分别接入#1主变10kV侧和#2主变10kV侧，占地面积约为2400m2;在110kV道某站建设2个单元4.8MW/4.8MWh、总容量为9.6MW/9.6MWh的储能电站，分别接入#1主变10kV侧和#2主变10kV侧，占地约1200m2;110kV北某站与110kV道某站建设方案相同。分布式储能系统集群控制调峰系统调配总容量为38.4MW/38.4MWh。选取220kV都某站#1主变低压侧2019年8月份最小负荷日8月27日负荷数据进行分析，采用多点布局分布式2个单元9.6MW/9.6MWh对都某站#1变10kV侧进行充放电模拟分析，分别取04：00—07：30进行充电，09：00—11：45进行放电，12：00—13：30进行充电，14：00—17：00进行放电，且2次充放电都达到额定容量，如图1所示。由图1可知，加入储能后，220kV都某站#1主变低压侧负荷曲线明显平缓，削峰填谷效果良好。
4结束语
储能技术是在传统电力系统生产模式基础上增加一个存储电能的环节，使原来几乎完全“刚性”的系统变得“柔性”起来，电网运行的安全性、可靠性、经济性、灵活性得到大幅提高。建设电网侧储能电站能够减轻负荷高峰时段主变负载率，实现对主变的虚拟扩容，可在负荷低谷时段充电，实现“削峰填谷”。
参考文献：
[1]刘牛，徐波，陈亚新.基于预制舱的电网侧储能电站模块化设计[J].通信电源技术，2019，36（3）：231-233.
（作者单位：中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司）