中国储能网讯：6月19—20日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司等单位联合召开的“第三届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在苏州市太湖假日酒店举行。来自电网公司、设计院、系统集成商、电池生产企业、投融资机构等单位的280余位嘉宾出席了本次研讨会。
会议期间，国网江苏省电力公司经济技术研究院规划评审中心刘国静分享了主题报告《江苏电网侧储能规划应用研究》，以下是演讲全文：
刘国静：大家好，我报告的题目是《江苏电网侧储能规划应用研究》。
报告主要分为四部分，首先是储能发展定位。2019年国网公司提出了三型两网的建设战略，对于储能来说，我们认为储能在三型两网建设中也有很大的意义，对于建设坚强智能电网来说储能能够提升传统电力系统的灵活性、经济性和安全性，它是坚强智能电网的重要组成部分。对于泛在电力物联网来说，就像本次论坛说的用户侧储能，现在江苏的用户侧储能规模也比较大，还有电源侧、电网侧的，用互联网+储能的方式聚合形成虚拟电厂，也是泛在电力物联网重点探索方向之一。
在电网公司层面2019年初的时候国网公司发布了《促进电化学储能健康有序发展的指导意见》。对于用户侧储能提出来的是要支持客户侧储能的发展，做好客户侧储能并网服务，并且要引导客户侧储能合理的布局。现在客户侧储能主要是通过峰谷电价套利的模式来运营的，但是在电网的某些地区可能它的峰谷差和电价之间是相反的，有可能晚上的是负荷高峰，在这些地区来布局用户侧储能其实对电网运行是增加了调节压力的，所以说这里面对于用户侧储能如何布局其实也是需要加强规划管理的。
对于电网侧储能主要提出来是要加强储能和电网的统筹规划管理，在电网规划里面把储能作为一个可选的技术方案来进行综合的比较认证。
这里面还特别强调了电化学储能和抽水蓄能的关系，可能在短期来看或者在一定时期内抽水蓄能肯定还是系统级的最主要的调节手段，但是也提出来随着电化学储能的发展可以动态的调整电网和抽水蓄能的规划。
对于江苏公司来说，2018年10月份发布了江苏公司的储能指导意见，明确了各个专业部门在储能项目建设中的职责分工还有主要的研究方向。
这个图是江苏公司储能的工作进展情况，首先是2017年底的时候开展了储能的调研，2018年4月份开始了镇江项目前期的论证工作，到2018年7月15号整体并网投运。镇江项目以后江苏公司也在总结镇江项目的经验，编制了新的储能电站的模块化设计方案，对关键设备的技术规范书，并且通过了中电联的评审，还有一些科技项目的工作，各个方面都在开展。
第二是电网侧储能规划设计研究。江苏电网侧储能规划设计的思路，现在江苏电网抽水蓄能的规模总体来说还是比较有限的，现在已经投运的是260万千瓦，十四五初的时候510万千瓦的规模，抽水蓄能的占比还是比较小的。近年来江苏电网区块来电和新能源发展的比较快，区块来电和新能源可调节性比较差，增加了江苏电网省内的调节需求比较大。
对储能来说，从全网来看主要是保障安全、促进新能源消纳和提高系统综合能效几个方面。规划布局主要是考虑在特高压直流近区、新能源高渗透率地区和负荷中心区。
对于安全来说主要是利用电化学储能的毫秒级响应，现在特高压直流闭锁以后相当于江苏电网失去了一个大电源，需要一个功率的支撑，现在是通过可熔断负荷，通过毫秒级的切，但是这个规模也是比较有限的，现在江苏已经接进来260万千瓦的毫秒级的可中断负荷的响应资源。储能本身就是可以实现毫秒级响应资源的，这是扩充源网荷储系统的一个重要的方面。
对于远景来说，现在电网里面煤电、火电机组占比比较高，到远期的直流来电或者新能源，非旋转的电源还有负荷侧的直流负荷，可能会造成大系统的转动惯量的减少。利用储能虚拟同步机这种技术或者储能频率调节的技术，给大电网提供支撑。
在新能源方面，江苏现在虽然相对于西部省份没有出现大规模弃风弃光的现象，但是省内的新能源消纳压力还是比较大的，主要也是由于苏北的新能源比较多，但是负荷相对比较少，江苏的负荷主要在苏南。从全网来说，苏北的新能源输送到苏南的负荷中心有一个过江断面的限制，如果增加过江断面的通道的话投资是非常大的，而且廊道的资源也是比较有限的。
另外在国庆节的时候，电网的调峰压力比较大，存在一定的调峰缺口，也是需要通过储能的方式来增加电网调峰的能力。现在除了储能以外江苏也在做负荷的填谷需求响应，现在储能和需求响应一起丰富了电网消纳新能源的能力。
江苏的尖峰负荷比较明显，2015和2018年的尖峰负荷持续时间，全网负荷在97%以上的持续时间全年只有20多个小时，江苏大概300多万千瓦。但是为了满足这300多万千瓦它需要建电源和电网投资比较大，另外它在其他时段的利用效率比较低，造成投资的浪费。
对于储能来说，下面这个图是储能来满足尖峰负荷效果的说明，这个图是一个典型的早上9点到晚上23点的尖峰负荷的曲线，可以看出来它的负荷是早晚两高峰，特征比较明显，两条红线之间的300尖峰负荷它的持续时间其实是比较短的，如果用储能来搬移电量，对储能的容量需求不大。储能的投资其实主要是和兆瓦时和容量有关系，如果持续时间比较短通过储能把它搬移掉，其实投资不是很大。下面需要它搬移的电量增大以后可以通过抽水蓄能，调峰燃机或者其他可调节电源来进行资源组合，实现自上而下的资源调节，不像传统的方式只通过建电厂或者建线路来满足调峰手段，兼顾系统里面能量型和功率型协调的发展，应用了储能功率调节的作用。
这是在电网储能选址考虑的几个要素，首先要发挥储能项目的作用，刚才说的特高压近区，以及新能源高渗透地区。
对于确保安全，选择在选址阶段主要也是要确保周边没有居民区或者其他的环境敏感点。还考虑到消防站的距离或者它能够到达的时间。
另外是大小适宜，现在可用站址主要还是考虑做容量相对比较大的，电网侧储能需要功率支撑，太小的话太分散，对于电网调节或者聚合调度压力比较大，增加了它的困难。随着以后的储能能量密度提高以后还可以在小的场地上继续用。
另外是接入条件良好，接入距离是有要求的，因为线路上的电压损耗如果太长的话可能是满足不了的。
电影侧储能的效益分析这也是各方比较关注的点。我们主要是从三个方面来考虑的，首先是安全效益。像特高压的支撑，相当于替代了原来的可熔断负荷的投资，原来是要把光纤接入到用户内部的，这些光纤投资还有终端投资是比较大的，那么我可以建一个集中式的容量比较大的储能电站。
另外储能PCS还可以作为一个动态的无功支撑的。相对于削峰填谷组合，建了储能以后，做电网规划根据容载比做平衡的时候，相当于负荷就小了一部分，为了满足同样的容载比或者满足同样系统备用的情况下可以少建一部分电网，少建一部分电源。另外对运行效率，储能可以参与大电网的优化调度，降低煤耗，促进新能源的消纳。
设计的话在镇江项目的基础上编制了国内首套《电网侧储能电站关键设备技术规范》，对设备技术有了明确的规定。另外编制了《电文侧储能电站模块化典型设计方案》，目标是打造高安全、长寿命、低成本的储能电站。
按照前面的典型设计方案，相对于镇江的项目更加安全，提出了三级防护体系。储能安全现在也是在不断的进步，还在不断研究的过程中。一级防护主要指的是在储能预制舱层级，加上了气体探测器。另外是用BMS系统和消防系统的联动。
二级防护主要是消防隔离，一旦预制舱发生着火以后怎么防止事故的扩大，这里面有预制舱之间的防火墙还有道路，另外就是放设备的房子都可以形成隔离，最后用水消防系统做一个最后保底的消防措施。
对于省地来说，左边这个图是镇江的建山储电站的图，每个预制舱都是分开的，单体电池舱容量增加，选用了大容量的PCS，减少了变压器的数量。
对于关键设备，在关键设备技术规范书里面对电芯容量以及BMS系统的监测范围都有明确的要求。另外对于PCS的无功调节能力，通过PCS来替代SVG的功能。
储能的工程实践，首先是镇江项目，这个大家也比较清楚了，是为了提高供电能力的，总共是101MW和202兆瓦时。2018年迎峰渡夏期间主要是以两充两放或一充一放运行模式参与高峰调节的，有效缓解了镇江东部的供电压力。另外是在调频里面，现在镇江项目已经接入江苏的AGC了，调频的响应速度更快，是常规同容量火电机组的50倍，调频质量也比较好。
我们现在正在做的另外一个研究是关于三站合一的，2019年国网公司提出了三站合一的研究，江苏公司将能源互联网战略实施“多站融合”的新型站称为能源综合服务站，简称为能源站。如果用了储能的话，相当于可以考虑用储能来替代UPS的电池。
另外还有可以充换电的，把换电占换下来的梯次电池作为储能电池，这几种模式里面储能是一个核心。另外储能是给它一个可可靠性供电的作用给数据中心做一个互补。
展望分析，有几个建议。第一，有序开展试点示范。现在储能也是世界各国研发创新的关键领域，通过试点示范来加强储能各个方面的研究，增加储能技术的核心竞争力。
第二，加强统筹规划。不管是用户侧储能还是电网侧储能，为了发挥它实际的效果，还是要从源头上，从规划管理方面要把它统筹好，避免储能的无序布局造成不利的影响。
第三，完善市场机制。储能后续还是通过市场机制。在辅助服务层面，因为储能调节功能是比较好的，建议能够优化一些辅助服务的品种，能够发挥储能真正的价值，如果简单的把储能和常规的AGC来类比的话，现在这种模式可能不能很好的体现储能的作用。通过市场机制来完善储能项目的市场环境，促进储能的发展。
谢谢大家。
