长兴10千伏雉城储能电站调控精益化管理实践

2023-09-25国网浙江省电力有限公司长兴县供电公司王佳峰牛传臣毕祥宜陈永波赵吉康

农电管理 2023年9期

■ 国网浙江省电力有限公司长兴县供电公司朱昊郑城王佳峰牛传臣毕祥宜陈永波赵吉康姜涛

长兴10千伏雉城储能电站是全国首座大型电网侧铅碳储能电站，其建成投运为长兴电网提供了绿色低碳的全新供能方式，是源网荷储高弹性电网建设典型应用实例。相较于煤电燃机，电网侧储能具备优异的调节性能，灵活的安装方式、低碳环保等优势，为长兴电网削峰填谷、无功力率管控、新能源消纳、重要用户保电、黑启动等方面提供了全新的支撑。以电网侧储能多场景应用为契机，长兴供电公司积极开展电网侧储能调控精益化管理体系构建，充分发挥储能综合效益，进一步提升储能综合运行指标，为全国电化学储能电站建设提供经验参考。

在碳达峰、碳中和目标要求下，国家已经明确要建立以新能源为主体的新型电力系统，新能源装机的快速提升，以及电力系统正在发生的变化，使得储能刚需属性愈发增强。储能是解决新能源消纳问题的最佳方案。新能源装机的增长，加大了电网消纳压力，配置储能是主要解决方式，相关政策已明确配置比例要求和优先消纳。

目前，储能技术的应用范围已涉及发、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[1]。近年来，在技术进步、需求增长、政策支持等多重因素共同影响下，我国电力储能技术应用快速发展且已初具规模。

在电网侧，为应对新能源大发展和特高压电网建设，急需提高电网调节灵活性及稳定性，充分发挥储能技术调峰调频、系统备用、黑启动、改善电能质量等作用[2]。储能在电网侧的应用能够缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、辅助发电侧进行调峰，还能参与电力辅助市场服务，包括系统调频和备用容量，尤其在调频方面能够发挥非常大的作用。

为应对地区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[3-4]，同时，为解决电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力严重不足、春节无功管控难等问题，缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力[5-6]，结合电网侧储能电站建设周期短、布点灵活的特点，浙江省公司试点开展了长兴储能示范工程的建设与应用，长兴储能示范工程规模12兆瓦/24兆瓦•时（10千伏电压等级接入），位于长兴核心城区，于2020年10月参与并网运营，其间充分发挥其削峰填谷作用，满足高峰电网调峰需求，保障长兴城区电网电力供应，其建成投运是源网荷储高弹性电网建设的典型应用实例。

长兴供电公司结合储能电站日常调控业务工作，积极拓展储能电站的多场景应用，构建长兴雉城储能电站调控精益化管理体系，主要包含以下3个方面。

拓展场景应用，挖掘储能综合效益。基于储能电站优异的调节性能，积极拓展电网侧储能场景应用。深入开展削峰填谷、无功功率管控、新能源消纳、黑启动电源、提供额外电源支撑、辅助主网断面潮流控制等多场景应用实践，充分发挥储能综合效益，构建安全高效、协同提升的多元融合高弹性电网示范阵地。

梳理关键指标，构建储能评价体系。根据储能电站运行模式及关键指标，开展储能运行特性综合指标分析。不断优化储能电站评价体系，对储能电站进行全面有效体检，实现储能电站运行状态指标的“全透视”，实现储能电站从定性分析到定量分析的升级，为持续开展储能探索和新场景应用提供数据支撑。

调动有利资源，培养储能调控人才。以电网侧储能场景应用为契机，开展储能调控管理人才队伍培养工作。调动公司一切有利资源，组建储能并网科技攻关团队，建立“以人为本、轮岗锻炼、创培一体”的储能调控人才培养机制，尽早培养出一批优秀的储能调控运行管理复合型人才。

主要内容

基于双碳目标，长兴供电公司积极构建电网侧储能调控运行管理体系，多方向拓展储能电站应用场景，不断优化拓展储能电站综合特性评价体系，努力培养一批技术精湛、技能精益、服务优质的储能调控管理复合型人才，具体做法包括以下几个方面。

创建管理机制，统一协调组织

在公司领导的统筹管理下，调控分中心成立电网侧储能调控运行工作小组，以调控分中心主任为组长，调控、运方、继保、自动化及各部门专职为成员，根据省调、地调相关文件精神，结合自身业务需求，制定储能电站应用场景拓展计划，定期召开工作推进会，保障储能电站多场景应用工作有序推进，如图1所示。

图1 储能调控管理工作实施框架

发挥综合效益，拓展场景应用

为应对长兴电网清洁能源迅猛发展，电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动大，供电能力严重不足，春节无功管控难等问题，缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力，长兴供电公司积极拓展电网侧储能多场景应用，开展多场景应用实践，进一步形成储能与“源网荷”融合的高弹性电网应用实例，助力双碳目标实现。

“削峰填谷”策略实践。基于储能电站所属110千伏JL变2台主变容量均为40兆瓦，且设备老旧，抗短路能力低下，迎峰度夏期间JL变主变不满足“N- 1”校验要求，严重影响长兴城区电网的供电可靠性，长兴供电公司利用储能灵活的充放电能力，发挥储能“削峰填谷”的调峰作用[7-8]，有效缓解用电峰谷矛盾。

根据省调要求，储能电站目前执行“一充两放”运行策略，如图2所示，1天之内，充电时间为6小时，放电时间为2小时；同时，长兴供电公司根据城区电网负荷特性以及储能电站的运行数据，开展储能柔性充放电试验研究，如图3所示。目前，已取得初步试验成果。自储能电站投产以来，通过以上充放电策略的研究实践，有效削减长兴城区电网的负荷峰谷差，负荷曲线更加趋于平滑。

图2 “一充两放”运行策略

图3 “柔性充放电”运行策略

辅助春节无功管控。针对长兴城区电网10千伏电缆线路较多、容性充电功率高，每年春节期间无功倒送情况严重是长兴电网无功力率管控的难点和痛点。

长兴供电公司充分利用储能电站SVG和PCS无功调节功能，接入地调AVC系统，优先利用SVG进行无功调节，SVG补偿不足时再通过改变PCS无功设定值并投入，据了解，储能电站最大可发出7.4兆乏的感性无功，相当于在10千伏母线上装设了1台电抗器，有效缓解春节期间长兴城区电网无功倒送大、力率管控难的问题，如图4所示。

图4 2021年春节储能无功曲线

辅助主网断面潮流。在迎峰度夏高峰负荷期间或主网设备检修情况下，长兴电网220千伏四线断面常出现电网负荷超载情况，而主网设备升级改造工程存在投资大、电力设备利用率低、施工难度大、工期长以及运维成本高等问题，利用储能电站的放电功率可以有效辅助主网断面潮流控制，其最大可提供1.2万千瓦的放电功率来弥补主网断面缺口。

根据主网断面潮流的日负荷曲线特性，合理向省调上报储能电站的计划充放电曲线。在每日10:00、16:00的负荷高峰，利用储能电站放电功率弥补断面缺口，如图5所示；另一方面，加强断面潮流监视，提前预判每日负荷走势，改变储能电站放电曲线，以满足各时段的断面控制要求，减少相应方式调整带来的工作量以及安全风险。

图5 储能弥补湖州主网四线断面缺口

黑启动控制策略研究。相比传统的火力发电机组，储能电站作为电网黑启动电源，具备响应速度快、运行状况稳定等特点，长兴供电公司将储能电站作为湖州电网黑启动电源，具体实施路径如下：储能电站经110千伏JL变主变升压至110千伏，由110千伏KS 1705线输送至220千伏KL变，再经KL变主变升压至220千伏，由220千伏KT 2P88线输送至220千伏TF变，再经220千伏RT 2U19线到220千伏CR电厂，最终启动CR厂，如图6所示。目前，该方案已经得到浙江省公司电科院的理论论证。

图6 以储能电站为黑启动电源实施路径

保障重要用户供电。JL变作为长兴城区电网负荷的主要电源点，涉及重要用户较多，在JL变发生主变及以上故障失电，或变电所全停全检时，存在JL变联络线限额瓶颈及周边变电所的转供压力，很难做到全停全转等问题。

长兴供电公司将储能电站作为一个配网电源点，完成JL变主变及以上故障或检修情况下的母线转供，为电网提供额外电源支撑，提升毫秒级精准切负荷容量，避免或者降低直接切除用户负荷带来的社会影响，有效保障重要用户供电；同时调控分中心编制针对JL变10千伏I、II段母线相关重要用户的保供电方案，通过储能电站完成一键顺控功能，进一步提升长兴城区电网的供电可靠性。

促进清洁能源消纳。近年来，长兴电网新能源发展迅猛，新能源发电的不确定性给电网消纳带来了前所未有的压力。长兴供电公司充分利用储能电站充放电快速切换性能，平滑新能源发电的波动性，平抑新能源发电的反调峰性，提升长兴地区新能源的消纳率和利用率。

在负荷较低的节假日期间，长兴供电公司根据光伏超短期功率预测和负荷预测情况，动态调整储能充放电时间，使得光储联合系统功率曲线与负荷曲线拟合，通过储能电站充电特性有效吸收光伏发电的过剩电能，有效缓解光伏发电反调峰带来的压力，平滑新能源发电输出功率曲线，如图7所示，促进长兴地区新能源的渗透率和消纳率。

图7 “光伏+储能”典型周负荷拟合曲线

智能管家服务，提升运行指标

针对电网侧储能的运行模式及关键运行指标，长兴供电公司研究开发储能电站智能管控平台，主要包括：储能关键运行指标分析、储能异常信息和异常指标数据分析、储能故障缺陷管理等功能模块。

储能运行指标分析。通过地县调控一体化自动化支撑系统（OPEN3000）和电量信息采集系统，采集储能电站节点功率，电量以及电池状态量等各类数据，对储能电站开展运行数据指标分析，如图8所示，下设储能调控运行5大类指标，分别为：功率指标、电量指标、储能单元运行指标、能效指标、可靠性指标。

图8 储能调控运行关键指标

储能异常信息分析。开展储能电站异常信息和异常指标数据分析，通过大数据算法等研究方式，研发了一款储能电站异常信息筛查工具，如图9所示，搜索出异常信息，及时发现储能电站设备缺陷，精准定位储能电站问题设备，进一步提升储能设备运维效率和安全水平。

通过储能电站异常信息搜索和分析，为下一步储能电站故障缺陷处置提供了重要数据信息支撑，同时能够为对比各储能厂家设备优劣提供数据支持，为全面其他地区电网侧储能电站建设提供经验参考。

储能故障缺陷管理。进一步建立以“发现—处置—归档”为核心的储能故障处置流程，调度员是储能故障处置的核心人员，负责协调各单位完成储能故障处置。明确各自职责，实现分工与协作，构建基于电网侧储能的故障处置动态管理指挥体系。在故障各个处置阶段，调度员需全过程记录故障处理情况，最终形成储能故障处置分析总结报告，作为重要材料进行归档保存，储能故障缺陷管理内容，如图10所示。

图10 储能故障缺陷管理内容

创新培养机制，培育青年人才

长兴供电公司以电网侧储能应用为契机，开展储能调控管理人才队伍培养工作。建立“以人为本、轮岗锻炼、创培一体”的储能并网科技攻关人才培训机制，如图11所示，组建储能并网科技攻关团队，专注培养一批优秀的储能调控管理复合型人才。

图11 储能并网科技攻关人才培养工作方案

储能调控管理人才培养工作由调控分中心、运检部、营销部、发展部、安监部等部门联合开展，内容涉及调控运行、运方、继电保护、自动化等多个专业，结合储能电站多场景应用实践，开展储能调控各专业轮岗锻炼、参与梳理储能电站调控运行相关业务管控流程等。

自长兴10千伏雉城储能电站投运以来，长兴供电公司深入拓展储能电站多场景应用，努力构建储能电站调控精益化管理体系，充分发挥储能电站综合效益，积极培养储能调控运行管理人才，为下阶段长兴供电公司储能调控运行规范化管理夯实了基础。应用成效主要包括以下几个方面。

电力调节器，优化电网负荷特性。根据长兴城区电网负荷特点，长兴供电公司重点从“削峰填谷”功能层面入手，经过校核，制定了储能电站充放电方案，通过储能电站日常参与电网调峰，满足地区“早高峰＋晚高峰”电力供应需求，有效降低峰谷差，优化负荷特性。截至2021年8月，雉城储能电站共完成充电电量599.01万千瓦•时，放电电量479.29万千瓦•时。

协调互补，增强新能源消纳能力。长兴供电公司将其储能特性与可再生能源自身调节性能相结合，利用储能系统的双向功率特性和灵活的调节能力，提升长兴电网风电、光伏等可再生能源发电的可控性和渗透率，大大提高了地区可再生能源就地消纳与可靠运行的能力。

企业内部控制管理是以专业管理制度为基础，以风险防范和有效监督管理为目的，通过打造完善的过程性管控体系、流畅的管控流程来为企业经营发展保驾护航的一种规范性行为。有效的内部控制管理对实现企业的统筹性经营发展意义重大，在有效的内部控制管理约束下能够引导各部门员工更好的落实自己的职责，确保企业财务管理信息的真实有效，将企业发展运营过程中可能遇到的财务风险控制在合理范围内。

迭代升级，强化源网荷系统功能。储能电站具备毫秒级响应调度指令能力，能够提供快速功率支撑，提高电网暂态稳定性。长兴供电公司将其纳入“源网荷储”统一管理，与精准切负荷系统相配合，参与电网紧急控制，提供电源支撑，实现储能电站源荷快速转换，极大增加长兴电网安全稳定裕度。

提质增效，助力电网经济运行。储能电站的投入使用，有效降低了所属变电站主变的损耗，提升设备经济运行水平。通过调节储能电站出力，使得属地变电站主变处于经济运行状态，促进电网损耗降低，同时，储能电站的投运能够有效延缓配网设备的容量升级需求，缓解配网系统局部输送能力阻塞问题，也有利于降低电网运行、维护和升级增建的费用成本。

智能管家，提升“城市充电宝”效能。长兴供电公司开展储能电站运行指标综合分析，不断优化拓展储能电站评价体系，对储能电站进行全面有效体检，实现储能电站运行状态指标的“全透视”。通过大数据算法等分析手段，开展储能电站异常信息和异常指标数据分析，发现储能电站设备缺陷，实现储能电站故障缺陷规范化管理，为持续开展储能探索和新应用场景提供数据支撑。