李建林，靳文濤，徐少華，魏 達

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用戶側分布式儲能系統(tǒng)接入方式及控制策略分析

李建林1，靳文濤1，徐少華1，魏 達2

（1中國電力科學研究院有限公司，新能源與儲能運行控制國家重點實驗室，北京 1001922湖南省德沃普儲能有限公司，湖南 邵陽 422800）

分布式儲能系統(tǒng)在電力用戶側中的應用日益廣泛，且應用場景多樣化，對于電網來說是潛在的優(yōu)良資源。然而其容量小、數(shù)量多、分布不均衡、單機接入成本高、系統(tǒng)操作及管理困難，給電網的規(guī)劃運營帶來了日益嚴峻的挑戰(zhàn)和技術難題。本文就用戶側中的分布式儲能典型應用模式及接入方式進行介紹，闡述各應用場景下分布式儲能的應用模式和方案，并分析了典型應用場景下的分布式儲能運行效果。通過對分布式儲能系統(tǒng)技術形態(tài)和載體的分析，可為進一步研究分布式儲能匯聚協(xié)調控制技術提供理論指導。

分布式儲能；電力用戶側；應用模式；儲能匯聚；協(xié)調控制

國內基于大規(guī)模電池儲能技術開展了大量研究工作[1-2]，在大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電基地、輸配電、用戶側以及分布式發(fā)電與微電網等領域已建成了多項示范工程，并開展了儲能系統(tǒng)容量配置、控制策略等多項研究工作，取得了許多研究成果[3-4]。在國家政策大力支持下，近年來我國分布式光伏保持快速發(fā)展勢頭[5]，分布式光伏在區(qū)域電網中的滲透率越來越高，對電網的安全穩(wěn)定運行提出了嚴峻挑 戰(zhàn)[6]。儲能作為分布式可再生能源和智能微電網的關鍵技術[7-8]，可提高其系統(tǒng)穩(wěn)定性和供電可靠性、改善電能質量、削峰填谷、提高調節(jié)靈活性、參與需求響應等[9-10]，從而增強可再生能源功率輸出的可控性和穩(wěn)定性，使其滿足并網的要求。

文獻[11]對大規(guī)模電池儲能系統(tǒng)的PCS拓撲結構進行了分析，對儲能電站的系統(tǒng)集成及接入方式未做進一步研究。文獻[12]介紹了國內目前在新能源發(fā)電、輸配電及用戶側、分布式電源及微電網、電力輔助服務應用領域中典型電池儲能電站的應用情況，但就其具體接入方式未做詳細描述及分析。文獻[13]基于分布式電源接入配電網后保護和控制過程的通信需求，驗證了滿足分布式電源接入配電網的保護控制時延要求的通信方式。文獻[14]研究表明分布式電源接入點越接近配電網末端，配電網電壓升高效果越好，網損越小。文獻[15]介紹了分布式光伏電源并網的標準與原則，以及分布式光伏電源并網的典型設計方案，并分析了并網的優(yōu)化方式。

目前，多個企業(yè)單位已開始積極布局分布式儲能建設，據(jù)不完全統(tǒng)計，2014年1月至2016年10月，在國網公司運營范圍內的多個省份，已經實施了30多個以削峰填谷為目標，且容量規(guī)模在MW級以上的分布式儲能示范項目，累計容量達200 MW。國網江蘇省電力公司規(guī)劃到2020年江蘇省內儲能累計容量達到1000 MW，2017年江蘇省在南京、鎮(zhèn)江、無錫等地共規(guī)劃布點17個用戶側儲能，總容量為674.6 MW·h，累計輸出功率為101.3 MW，其當前用戶側儲能的應用目標以削峰填谷（價差套利）和應急備用為主。

分散式布局的儲能設備對于區(qū)域電網來說是潛在的優(yōu)良資源，而分布式電源大量接入配電網存在容量小、數(shù)量多、分布不均衡、單機接入成本高、系統(tǒng)操作及管理困難等問題，且用戶側電網中分布式光伏、儲能、負荷或拓撲結構不同，對分布式儲能的系統(tǒng)調度帶來一定的技術難題[16-18]，為保證區(qū)域電網負荷的供電需求，研究閑置的碎片化分散式的儲能裝置的統(tǒng)一調控方法，充分盤活與調動全社會的閑置儲能資源基于主動配電網中已有的儲能資源，面向電網需求研究分布式儲能的統(tǒng)一調度方法在實際工程中已有迫切需求。本文針對分布式儲能在用戶側典型的應用模式，包括儲能輔助光伏并網、負荷削峰填谷、提高電能質量與可靠性、光儲充一體化等應用進行闡述，分析分布式儲能不同的接入方式、運行控制策略、出力特性等技術形態(tài)與載體，為進一步分析分布式儲能匯聚協(xié)調控制技術提供理論指導。

1 輔助光伏功率并網應用

《儲能系統(tǒng)接入配電網技術規(guī)定》（Q/GDW564—2010）中對電池儲能系統(tǒng)接入配電網的接入方式做了一般性技術規(guī)定。分布式儲能在用戶側電網中有多種運行模式，不同的運行模式、不同用戶需求儲能系統(tǒng)接入方式不同，現(xiàn)以110（35）kV變電站為例，研究儲能系統(tǒng)在用戶側輔助光伏功率并網應用模式中的接入方式。利用儲能系統(tǒng)不僅可以最大限度地平抑用戶側光伏輸出功率波動，且可實現(xiàn)跟蹤計劃出力，其典型接線如圖1所示。

圖1(a)為并網儲能系統(tǒng)接入光伏低壓直流側的系統(tǒng)接入示意圖，電池儲能單元和光伏發(fā)電單元共用光伏逆變器，需要配置儲能DC/DC、DC/AC模塊，儲能和光伏共用光伏逆變器對光伏逆變器的要求較高，設計中需考慮光伏逆變器控制策略和參數(shù)。當光伏逆變器出現(xiàn)故障時，責任體不明確。儲能系統(tǒng)功率輸入/輸出受光伏輸出功率和光伏逆變器約束。圖1(b)為并網儲能系統(tǒng)接入光伏交流高壓側并網點的系統(tǒng)接入示意圖，該交流母線連接方式，需要配置儲能升壓變，適合集中管理，且技術成熟度相對成熟，控制策略簡單，儲能系統(tǒng)功率輸入/輸出較獨立。圖1(c)為并網儲能系統(tǒng)接入光伏交流低壓側并網點的系統(tǒng)接入示意圖，該接入方式中為低壓交流母線接入方式，模塊化設計，配置靈活，節(jié)省儲能升壓變的投資，控制策略相對接入方式(a)簡單、較接入方式(b)復雜；相比接入方式(a)中減少了DC/DC的投資，需配置儲能DC/AC。儲能系統(tǒng)功率輸入/輸出受光伏輸出功率和上級升壓變容量約束。

（a）低壓直流側并網點系統(tǒng)接入示意圖

（b）高壓交流側并網點系統(tǒng)接入示意圖

（c）交流低壓側并網點系統(tǒng)接入示意圖

1.1 平滑光伏功率輸出

為使光伏并網功率滿足分鐘級/10分鐘級最大有功功率變化量限值要求，基于電池儲能系統(tǒng)來平滑光伏輸出功率波動，以電池儲能系統(tǒng)SOC為反饋信號的能量管理控制策略，如圖2所示。

1.2 跟蹤計劃出力

基于日前預測功率的光伏電站發(fā)電計劃曲線與次日實際光伏功率輸出存在較大偏差，為使光伏發(fā)電盡可能的與日前發(fā)電計劃曲線匹配，減少兩者 間的偏差，提高光伏發(fā)電的可調度性，利用電池 儲能系統(tǒng)跟蹤光伏發(fā)電計劃出力的控制框圖如圖3所示（分布式應用的儲能中暫無該功能）。

受儲能輸出功率、容量限制，光儲輸出功率曲線無法嚴格與調度計劃一致，在盡可能滿足光儲輸出曲線與調度曲線一致的前提下，充分考慮電池儲能系統(tǒng)SOC變化，為留有足夠充電和放電容量，在SOC反饋控制中使用模糊控制策略，盡可能使電池儲能系統(tǒng)工作于50%SOC附近，進而可在兼顧對發(fā)電計劃跟蹤的同時對SOC進行調整，較好的完成跟蹤計劃出力的工作。

圖2 平滑光伏出力波動控制框圖

圖3 跟蹤計劃出力控制框圖

1.3 減少光伏電站棄光

減少光伏電站棄光控制策略是基于當前各發(fā)電單元的光伏發(fā)電量功率數(shù)據(jù)和其對應的單元儲能系統(tǒng)當前容量狀態(tài)，通過儲能集群控制器下發(fā)各儲能單元的功率指令，到基本并網控制單元，各單元儲能系統(tǒng)通過充放電控制，達到減少光伏電站棄光限電的目的，具體程序流程如圖4所示。

根據(jù)當前光伏電站實際功率數(shù)據(jù)和整體儲能電站系統(tǒng)容量以及當前光伏電站整體輸出功率PV與當前光伏電站限電功率指令L，對儲能電站輸出/入功率值B進行分配，具體流程如圖5所示。

圖4 電池儲能系統(tǒng)減少光伏電站棄光方案流程圖

圖5 電池儲能單元功率指令分配程圖

2 負荷側削峰填谷應用

基于當?shù)氐姆骞入妰r差，針對典型日負荷曲線，利用電池儲能系統(tǒng)充放電控制，可實現(xiàn)園區(qū)/用戶負荷用電的削峰填谷作用，降低園區(qū)負荷購電成本。負荷側削峰填谷應用的電池儲能系統(tǒng)典型接入拓撲結構如圖6所示。

圖6 負荷側削峰填谷應用儲能系統(tǒng)接入示意圖

電池儲能單元可接入用戶側交流母線低壓側，與用戶共用上級升壓變，也可作為獨立的基本單元經儲能系統(tǒng)自身升壓變接入用戶側上級高壓交流母線并網點。

國家發(fā)改委對江蘇地區(qū)工商業(yè)上網電價進行了規(guī)定（發(fā)改價格〔2015〕748號），規(guī)定江蘇地區(qū)用電高峰時間段為8：00～12：00和17：00～21：00，電價1.1002元/kW·h；谷段時間段為24：00～08：00，電價為0.3200元/kW·h；平段時間段為12：00～ 17：00和21：00～24：00，電價為0.6601元/kW·h，如圖7所示。

圖7 江蘇某地峰谷電價曲線

基于當?shù)氐姆骞入妰r差進行充放電控制，可充電時間為0：00～8：00和12：00～17：00，可放電時間為8：00～12：00和17：00～19：00，實現(xiàn)園區(qū)負荷用電的移峰填谷作用，減少園區(qū)負荷用電成本。

3 提高電能質量與供電可靠性

為保證某園區(qū)內重要負荷供電可靠性，以保證精密儀器加工成品率，在園區(qū)屋頂安裝光伏容量460 kWp，鋰電池儲能容量為500 kW/660 kW·h。園區(qū)一級負荷約30 kW，重要負荷約為500 kW，該園區(qū)微網儲能接入如圖8所示，圖8(a)、8(b)分別為儲能系統(tǒng)接入直流、交流微電網時的系統(tǒng)接入拓撲結構示意圖。

該園區(qū)儲能系統(tǒng)可實現(xiàn)并網、離網之間的主動無縫切換。微網系統(tǒng)能夠在外電網計劃停電前，根據(jù)監(jiān)控系統(tǒng)的控制指令，實現(xiàn)在PQ模式和VF模式之間的無縫切換，實現(xiàn)系統(tǒng)主電源的無縫切換。

園區(qū)儲能系統(tǒng)的并網轉離網運行，由微網監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)起，監(jiān)控系統(tǒng)調節(jié)系統(tǒng)內各設備功率，使其功率穩(wěn)定至并網點處于小功率。令儲能PCS迅速轉換為VF運行模式，斷開并網點開關。由儲能作為系統(tǒng)孤網運行的功率支撐，這一過程中，微網內重要負荷不斷電。

（a）直流微電網系統(tǒng)接入拓撲示意圖

（b）交流微電網系統(tǒng)接入拓撲示意圖

圖8 微電網中儲能接入示意圖

Fig.8 Schematic diagram of BESS access in the Micro power grid

離網轉并網運行，由監(jiān)控系統(tǒng)控制模式控制器。模式控制器發(fā)出命令，儲能控制器調整自身運行狀態(tài)，與外部電網同步后閉合固態(tài)開關，微能源網轉入并網運行模式，切換過程中能確保負荷的正常供電，各能源系統(tǒng)恢復正常工作狀態(tài)。

為實現(xiàn)微電網內主儲能PCS在PQ和VF兩種控制模式之間的平滑切換，控制結構如圖9所示。通過主電源逆變器在恒功率和恒壓控制模式之間的快速切換，實現(xiàn)微電網運行模式的切換。

4 光儲充一體化應用

目前電動汽車充電樁采用的恒流/恒壓充電方式調節(jié)負荷的能力有限，單獨靠電動汽車充電進行負荷調節(jié)效果不理想[19]。電動汽車充電負荷具有時空雙尺度的可調節(jié)性，利用此特性可在時間和空間上進行雙尺度的負荷調度，使電動汽車充電負荷對電網運行產生積極的作用。電池儲能系統(tǒng)接入含分布式光伏的電動汽車充電站的典型系統(tǒng)接線如圖10所示。

圖10(a)為儲能系統(tǒng)接入共交流低壓側并網點時的系統(tǒng)接入拓撲結構圖；圖10(b)為儲能系統(tǒng)接入共交流高壓側并網點時的系統(tǒng)接入拓撲結構圖。根據(jù)目前我國電網運行現(xiàn)狀，暫不考慮充電站向電網放電的工作模式。光伏發(fā)電的首要目標是服務電動汽車充電，在正常情況下光儲充一體化電站并網運行，光伏發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)先為電動車充電樁和場站內負荷供電，電能供給不足則由電網供電；光伏發(fā)電功率較大，滿足場站內電動汽車及負荷用電需求，則為電池儲能系統(tǒng)充電，多余的電力通過雙向電能計量系統(tǒng)送入電網。夜間電動汽車充電樁及場站負荷用電優(yōu)先由電池儲能系統(tǒng)供給，功率不足或電能質量不滿足要求時再由電網購電。當電網故障停止供電時，光儲充一體化電站中的監(jiān)控裝置需檢測到異常情況，并自動斷開光伏發(fā)電的系統(tǒng)并網側開關及負荷側開關，維持電動汽車充電樁和光伏控制室的電力供應，確保充電站供電的持續(xù)可靠性。

（a）

（b）

圖10 光儲充一體化園區(qū)儲能接入示意圖

Fig.10 The schematic diagram of BESS in PV-BESS-charging pile park

5 典型應用模式算例

連云港某光伏電站裝機申報規(guī)模9 MWp，實際裝機容量為11.9 MWp，通過10個光伏逆變單元升壓后接入光伏電站內35 kV配電裝置，以一回35 kV線路送至變電站。為減少光伏電站棄光限電，配置了2.5MW′3h的全釩液流電池儲能系統(tǒng)。采用圖1(c)的拓撲形式以500kW′3h作為基本儲能單元接入1 MWp光伏發(fā)電單元交流低壓側，共用1250 kV·A升壓變，接入10kV交流母線。采用電池儲能系統(tǒng)減少光伏電站棄光限電，控制效果如圖11所示。

以典型晴天光伏電站輸出功率曲線為樣本數(shù)據(jù)，每天可直接并網光伏發(fā)電量約80 MW·h，光伏電站棄光電量約8.82 MW·h；通過電池儲能系統(tǒng)的充放電控制可有效減少棄光電量。江蘇地區(qū)分布式光伏并網上網自發(fā)自用收益在0.95～1.25元/(kW·h)之間，各地區(qū)略有不同。

圖11 減少光伏電站棄光限電效果曲線

以該光伏電站9 MW光伏單元輸出功率數(shù)據(jù)作為樣本數(shù)據(jù)，仿真平抑光伏功率波動、跟蹤計劃出力控制效果如圖12所示。

無錫某工業(yè)園區(qū)擁有110 kV變電站主變3臺，容量2×40MV·A+63MV·A，2#主變（40MVA）備用，電壓變比110/10 kV，110 kV雙母線接線，10 kV單母線三分段接線，1#、3#主變無功補償容量分別為10 Mvar、8 Mvar。110 kV變電站白天高峰負荷約9萬千瓦，晚間低谷負荷約7.5萬千瓦，其中，1#主變高峰負荷約3.4萬千瓦，低谷負荷約2.6萬千瓦，3#主變高峰負荷約5.6萬千瓦，低谷負荷約4.9萬千瓦?？紤]到當?shù)赜秒娯摵珊头骞入妰r差，為降低園區(qū)負荷用電成本，其建設規(guī)模為20 MW/160 MW·h的電池儲能系統(tǒng)（Ⅰ期9 MW/72 MW·h），使用250 kWPCS設備80臺，10 kV升壓變14臺，1600 kV·A升壓變12臺，1250 kV·A升壓變2臺，擬通過6個并網點（4 MW、4 MW、3 MW、3 MW、3 MW、3 MW）接入園區(qū)高壓變電所10 kV母線，其拓撲連接如圖13所示。

（a）平抑光伏電站功率波動控制效果曲線

（b）平抑前后光伏電站分鐘級/10分鐘級最大有功功率對比曲線

（c）跟蹤計劃出力控制效果

考慮Ⅰ期9 MW/72 MW·h鋰離子電池儲能系統(tǒng)綜合運行效率為95%，儲能電站每天低谷時段充電電量約為75.8 MW·h，第一個峰值電價時段放電并網電量為34.2 MW·h，第一個平段電價時段電池儲能系統(tǒng)熱備用，第二個峰值電價時段放電電量為34.2 MW·h，其250 kW儲能單元充放電功率、電流曲線如圖14所示。

圖13 160 MW·h儲能系統(tǒng)接入示意圖

深圳某居民園區(qū)微網示范。其中，屋頂光伏460 kWp，鋰電池儲能660 kW·h，采取典型交流接入方式，園區(qū)總負荷不大于500 kW，微網內部負荷不大于30 kW，主PCS離網運行—輸出功率、電壓曲線如圖15所示。

圖14 250 kW儲能基本單元充放電功率、電流曲線

圖15 PCS離網功率、離網電壓曲線

6 結 論

基于本文對用戶側典型分布式儲能電站的系統(tǒng)接入及應用模式分析，可以得到如下結論。

（1）分布式儲能系統(tǒng)應用模式眾多，各點電池儲能系統(tǒng)控制策略、充放電功率、容量、SOC等均存在差異，在考慮分布式儲能的匯聚應用時，需要考慮有效匯聚時間、容量潛力、動態(tài)響應速度、設備故障率等因素。

（2）各應用工況下的分布式儲能運行策略及盈運模式不同，利用分布式儲能匯聚協(xié)調控制，實現(xiàn)電網的統(tǒng)一調度，需制定儲能匯聚計費辦法，通過引導電能消費行為，形成價格相關的“彈性”匯聚管理制度。

廣域分布式儲能系統(tǒng)存在相當規(guī)模的閑余時間和閑余容量，且存在通過整合匯聚本地目標和網側匯聚應用目標及通過引導電能消費行為產生更大匯聚潛力的可能性，將分布式儲能的無序、自主運行整合成接受統(tǒng)一調度，變成電網的潛在優(yōu)勢資源。充分利用個體間的互補性，弱化群體的隨機性，在大數(shù)據(jù)層面凸顯出較高的資源可用性，形成分布式儲能匯聚應用的系統(tǒng)性技術成果，將促進分布式能源發(fā)展，對實現(xiàn)主動配電網及智能電網具有重要的理論意義和工程實踐價值。

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Analysis of access mode and control strategy of distributed energy storage system on user side

LI Jianlin1, JIN Wentao1, XU Shaohua1, WEI Da2

(1State Key Laboratory of Operation and Control of Renewable Energy & Storage Systems, China Electric Power Research Institute Co. Ltd., Beijing 100192, China;2Hunan Province Dovop Energy Storage Co. Ltd., Shaoyang 422800, Hunan, China)

Distributed storage system is becoming more and more widely used in power users side. The Distributed storage system has a variety of application scenarios and it is a potentially good resource for power grids. However, it has the following problems the capacity of small quantity, uneven distribution, high cost of stand-alone access, system operation and management difficulties. These problems have brought serious challenges and technical problems to the planning and operation of power grid. This paper introduces the typical application mode and access mode of distributed energy storage on user side. The application mode and scheme of distributed energy storage under different application scenarios are described in this paper. We give the distributed energy storage effect in typical application scenarios. The analysis of the technology form and carrier of distributed energy storage will provide theoretical guidance for further research on distributed energy storage coordination control technology.

distributed energy storage; electric power user side; application mode; clustering energy storage;coordinated control

TM 912

A

2095-4239（2018）01-080-10

10.12028/j.issn.2095-4239.2017.0147

2017-09-12；

2017-09-19。

山西省重點研發(fā)計劃重點項目（201603D112004），國家重點研發(fā)計劃（2017YFB0903504），國家自然科學基金項目（51777197）。

李建林（1976—），男，教授級高工，主要從事新能源并網、規(guī)?；瘍δ茈娬鞠到y(tǒng)集成、儲能電站實證評估等方面的研究工作。E-mail：lijianlin@epri.sgcc.com.cn；

靳文濤，工程師，主要從事風電場/光伏電站及微網中規(guī)模化儲能系統(tǒng)集成及其應用控制策略的研究。E-mail：jinwentao@epri.sgcc.com.cn。