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江苏电网侧储能规划应用及实践

江苏电网情况和需求:

华东1000千伏环网;

“六纵六横”的500千伏骨干输电网架;

特高压GIL通道即将投产。

江苏电网是国网公司系统内首个用电负荷连续两年突破1亿千瓦的省级电网。

2018年全省用电最高负荷10574万千瓦,全社会用电量6128亿千瓦时。

高比例风光等新能源和大规模直流接入将使电力系统净负荷波动性增大。

系统调峰、调频和跟踪负荷的灵活性资源稀缺化,新能源消纳压力增加。

江苏电网区外来电规模不断增加,“强直弱交”结构带来的安全风险日益显现。

存在直流近区交流电网故障导致直流闭锁或直流系统故障等造成大功率缺失的风险

全省新能源发展与苏南负荷中心逆向分布。

部分地区新能源装机远超最大负荷。

部分时段过江断面及其它断面存在输电阻塞。

电网侧储能在规划中应用:

储能电站从充电转为放电耗时小于100毫秒, 纳入源网荷储系统后的整体响应时间小于350毫秒,是优质的毫秒级控制响应资源。

根据研究测算,江苏电网配置约300万千瓦储能,可满足一条特高压直流闭锁后电网频率维持在49.8赫兹以上。

为了提高系统能效,减少投资,应该考虑负荷特性,建立储能等可调 节电源的调峰资源组合。

远期,电网等效转动惯量、快速调节能力持续下降,储能可作为解 决该问题的技术手段。

02镇江电网侧储能运行情况

镇江电网侧储能情况:

◆缓解镇江东部地区2018年夏季高峰期间供电压力,在镇江市新建8个储能电站,总规模101MW/202MWh。

构建储能聚合调度协调控制体系,并纳入大电网的紧急控制、调频调压控制、 调峰控制和调度计划整体架构中,实现多时间尺度下的系统功能需求。

镇江电网侧储能项目全部接入江苏“源网荷储”系统,储能电站从充电转为放电耗时小于100ms,纳入“源网荷储”系统后的整体响应时间小于350ms。

迎峰度夏期间采用“日前调度计划”控制模式,以“两充两放” 运行模式参与用电高峰调节。

夏季高峰后,根据江苏电网发用电负荷水平变化情况,镇江储能项目参与大电网实时频率调节,设定响应优先级:源网荷储、一次调频、AGC,显著提升 了江苏电网CPS1考核指标。

2019年2月26日11时57分,江苏田湾1号核电机组跳闸,损失功率1106MW,华东电网频率最低波动至49.931Hz。经现场实测,镇江储能电站储能调频贡献可达到同容量传统火电机组50倍。

2018年11月镇江储能项目先后完成AVC联合调试。储能接入AVC系统后,10千伏母线的电压波动频率和幅度都有所降低。

江苏公司将能源互联网战略下实施“多站融合”的新型站称为“能源综合服务站”,简称为“能源站”。

03研究展望

电网侧储能发展展望:

新一代的设计方面,更安全。建立了储能电站的三级防护体系。

节约占地

1.电池舱背靠背、中间夹防火墙的布置;

2.单体电池舱容量由的1MW/2MWh提升至1.26MW/2.2MWh;

3.选用大容量PCS,减少场地内变压器数量。

技术先进

1.采用高品质、大容量电芯;

2.扩大BMS系统状态监测范围;

3.提升PCS无功调节能力要求;

4.优化站端监控系统通信网络。

统筹规划

加强电网侧、用户侧储能的统筹规划管理,引导储能合理布局、有序发展。

政策机制

应加强建立储能商业模式,储能参与辅助服务市场,使各方获得合理补偿, 推动电网侧储能发展。

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