[00140120]规模化储能关键技术及工程示范

储能是推动能源变革的重要支撑技术,国家明确提出要加快推进百兆瓦级电池储能技术的试验示范和应用推广。规模化储能应用对于破解新能源消纳难题、保障交直流混联大电网稳定运行、提高电力系统投资效益和运行效率等均具有重要作用。但因规划运行、集成设计等技术难点未彻底解决,储能在电网领域的规模化应用在世界范围内处于空白。 在电网领域实现百兆瓦级规模的电池储能应用,亟需攻克四方面难题：多储能站同时满足电网调峰调频等多类型应用的协同机理复杂,规划决策优化困难;百兆瓦级储能电站土地集约利用与安全防护难以兼顾;规模化储能变流器一致性差导致集群快速控制困难;规模化储能电站群的功率/容量聚合特性复杂,调度主站精准调控难度大。 本项目在国家自然科学基金、江苏省科技支撑计划等项目支持下,历时近7年,产学研联合攻关,取得四方面创新成果： 1.提出面向共享模式的规模化储能规划优化方法。提出多储能站时空耦合的能量容量协同规划优化理论与方法,可同时满足电网调峰、调频、平抑可再生能源波动、缓解电网阻塞等多类型需求,研发精细考虑储能运行特性的多重效益评估软件平台,相比传统方法节约储能容量投资约11%。 2.首创规模化储能电站集成设计技术。提出百兆瓦级储能电站模块化典型设计方案,储能电站功率密度提高25%,实现节地约20%;提出储能电池舱、防护分区、站区防护三级安全防护体系,将储能电站安全预案级别由较大事故等级控制在一般事故等级范围内。 3.发明储能场站端储能变流器集群协调控制技术。提出暂稳态结合的储能变流器集群快速响应协调控制技术,研制集群协调控制装置,暂态响应速度由秒级提高到毫秒级,首次满足电网紧急功率控制要求。 4.首创调度主站端规模化储能聚合调控技术。基于电网断面与储能电池荷电在线状态,提出了储能电站站间功率优化分配方法,在调度主站研发储能电站聚合调控模块,经实测验证,聚合调控百兆瓦级储能电站群的整体功率响应时间,由15秒减少到1.62秒。 项目授权发明专利12项;发表论文34篇（SCI 7篇、中文核心12篇）;取得软件著作权4项;牵头制定国家标准1项、行业标准2项、国网公司企业标准3项;出版专著1本。周孝信院士担任主任委员的鉴定委员会认为：“项目整体达到国际领先水平。” 依托项目成果,2017年建成投运南通中天产业园（10MWh）、苏州协韵（10MWh）等储能项目,首次实现电网聚合调用;2018年建成投运镇江储能项目（8个站合计101MW/202MWh）,在全球首次实现百兆瓦级规模化聚合调用,提升镇江东部电网供电能力10万千瓦,在2018年夏季期间避免17万户居民在高峰时段的限电;在建的苏州昆山储能电站（单站110.88MW/193.6MWh）是世界单站容量最大的储能电站,将有效提升江苏负荷中心的应急响应能力。成果还在南京、河南、澳大利亚等地推广应用,成为后续国内储能规模化应用的标准模式。近三年销售35.2亿元,利润1.62亿元,拉动社会投资61亿元,有力带动我国储能产业发展。