开栏的话：
近来年，我国已成功建成一批储能示范项目，为产业发展壮大打下了坚实基础。为系统展现储能产业取得成果，更好发挥示范和借鉴意义，推动共性难题解决，中国电力报拟推出“走进储能示范电站”系列报道。介绍示范项目的概况、技术特点、运行状况、运维经验、存在问题等。本期将走进镇江电网侧储能电站集群。
项目概况：
镇江电网侧储能电站集群，是由国网江苏综合能源服务有限公司(简称“江苏综合能源”)、山东电工电气集团有限公司、许继集团有限公司共同投资建设，国网江苏省电力有限公司(简称“国网江苏电力”)以租赁方式使用，国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司(简称“国网镇江供电”)负责属地化运营管理。
该项目共在镇江东部地区建设了8个分散的储能电站。其中江苏综合能源投资了3个站点、山东电工投资了3个站点，许继集团投资了两个站点，8个站点总功率和容量分别为101兆瓦、202兆瓦时。
8个站点采用的电芯产品分别来自中天科技、力信能源、国轩高科、宁德时代、中航锂电五家企业。国网江苏省电力有限公司经济技术研究院(简称“国网江苏经研院”)参与了其中5个站点的总承包、6个站点的设计。
7月23日上午9时55分，江苏电网调度用电最高负荷连续第三年突破1亿千瓦，成为国家电网有限公司首个连续三年突破1亿千瓦大关的省级电网公司。
时针拨回2018年，同样以迎峰度夏为背景，江苏镇江东部地区由于谏壁电厂机组停运以及镇江燃机无法投运，将面临220兆瓦的负荷缺口。为解决这一棘手问题，国网江苏电力决定，利用新兴电化学储能技术解决100兆瓦负荷缺口。中国首个百兆瓦电网侧储能电站集群、同时也是世界容量最大的电化学储能电站集群应运而生。
至2019年7月23日中国电力报记者来到镇江实地走访该储能电站，该站已经连续运行满一周年。作为“中国首个”，镇江电网侧储能电站意义重大，不仅对后期国内上马的大型储能电站具有重要借鉴和示范意义，同时也是我国电网侧储能发展乃至新一代电力系统发展过程中的里程碑事件。
从1代电站到2代电站
提起镇江储能电站建设过程中面临的主要困难，国网江苏经研院设计中心副主任李妍坦言：“最大的压力是时间紧。从2018年4月20日项目启动，到2018年7月上旬各站点相继投运，整个项目从选址到定容再到设备选型、确定技术方案、建设施工、验收，总共只用了3个月时间，很多工作几乎是同步开展。”
也正是在这短短的3个月，我国首座大型电网侧储能电站从无到有，成功问世。
“这应该算是第一代电网侧储能电站。”李妍介绍。
“通过第一代电网侧储能电站的实践，我们也总结了一些经验教训，在此基础上设计了第二代电站，并在建设中的江苏电网侧储能二期项目得到实践。”李妍表示。
据悉，第二代电网侧储能电站在设备选择上，将倾向于更大容量、更小体积的设备。在电池电芯方面，第一代电站采用了20安时~200安时不等容量产品，第二代电站考虑将电芯容量门槛提高到80安时以上。在PCS(储能变流器)方面，第一代电站主要采用500千瓦PCS，第二代电站将采用630千瓦PCS。
在BMS(电池管理系统)方面，BMS不仅要扮演数据采集器的角色，还需要具备筛选关键数据的功能。在EMS(能量管理系统)方面，随着后期部分储能电站一个站点功率就能达到百兆瓦，需要进一步优化EMS的网络拓扑结构。
AGC调频成电站主要功能
镇江电网侧储能电站的建设初衷，主要是为了在夏季电网负荷高峰时 “顶峰”。在2018年迎峰度夏期间，该电站运行方式主要是每日两充两放“削峰填谷”。但是，中国电力报记者在采访中了解到，自2018年10月1日后，该电站的功能正式从调峰转变为AGC调频，每日调频数百次。
国网镇江供电变电运维室储能运维负责人马进告诉中国电力报记者：“这主要是因为镇江新投建了一座500千伏梦溪变，负荷缺口已经能够顶上。”
记者在采访中发现，电网侧储能电站所能发挥的功能和作用还在进一步拓展中。
国网江苏经研院规划发展研究中心副主任谢珍建告诉记者：“电网侧储能电站主要发挥的是支撑性保障电源的兜底作用。随着特高压线路建设的不断推进，一旦发生直流闭锁冲关，在特高压落点侧建设的电网侧储能可以快速承接被甩掉的负荷。”
李妍对此也持相同看法，她认为，未来事故备用或许将成为建设电网侧储能的首要因素。在黑启动和降低输配电设备投资方面，电网侧储能同样能发挥较大作用。
马进介绍，除了AGC调频，镇江储能电站正不断进行新的应用功能开发。目前，该电站还发挥了新能源发电跟随的作用，并且接入了江苏源网荷储友好互动系统。
电池一致性仍需提升
截至7月底，镇江电网侧储能电站已经完整运行一周年。目前电站整体运行情况良好，但通过一周年的实际运行，也发现了一些有待改进的问题。
“其中最重要的问题还是电池一致性的问题。”国网江苏省电力有限公司电力科学研究院(简称“国网江苏电科院”)设备状态评价中心专职孙磊对中国电力报记者说，首先表现为电池簇间不均衡现象突出，部分同组并联的电池簇充放电电流、SOC存在一定差异。长期运行会导致电池电量分布不均加剧，影响电池使用寿命和整站功率输出。
其次为电网侧储能标准体系建设较为滞后。目前现行标准针对BMS告警、保护、监控设计的规定不全，不同厂家针对电池电压、温度、SOC、绝缘电阻等监测量的超限告警范围、持续时间以及回差不统一，亟需依靠行业参与者统一标准。
在日常运维方面，中国电力报记者走访中发现，由于各个储能站点的数据异常分析处理均需在站内进行，因此目前每个储能电站仍需保持2~3人24小时值守，以便实时消除缺陷、定期巡视舱内情况。
开辟出一条储能安全之路
“安全历来是电网企业不可逾越的底线。因此，从某种程度上说，电网侧储能电站的性质即决定了其在安全保障方面要比用户侧储能严格得多。尤其是在镇江这种百兆瓦级别的储能电站中，安全保障措施是重中之重。”谢珍建表示。
李妍介绍，在镇江储能电站投运后，国网江苏电力又投入了数百万元进行电化学储能消防安全方面的课题研究，并对原有的消防、预警等安全保障措施进行了升级改造。
孙磊在接受中国电力报记者采访时表示：“在安全预警方面，国网江苏电科院主要采取了三方面措施。一是在原有的烟感、温感监测预警的基础上，增加了基于一氧化碳、氢气等特征气体实时监测诊断的储能电池火灾智能预警系统，可有效提高预警系统的灵敏性和可靠性。二是建立智能分析决策平台，通过整合储能电站设备运行数据，开展充放电决策分析和运行能效分析，实现对储能电站状态劣化的提前告警。三是定期对电站内设备进行缺陷统计分析，分析运行中存在的问题并提出后续解决方案。”
在消防方面，孙磊告诉记者，国网江苏电力经过反复实验研究，最终确认对于电池火灾，细水雾的灭火和降温效果较为突出，较市场上常用的七氟丙烷灭火剂更为有效，推荐作为电池火灾灭火剂。这一结论最早由国网江苏电力提出。即将投运的江苏二期电网侧储能项目中将采用细水雾灭火剂。
