中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司新能源工程院项目设计总工程师严雄出席了首届全国发电侧储能技术及应用高层研讨会，并发表了题为《离网型储能电站设计要点介绍》的报告，以下为报告全文：
严雄：我今天给大家汇报的题目是离网型储能电站的设计要点。
一、离网型电站作用及特点
现在所有的电站，不管是新能源电站还是常规电站的建设，都是以开发能源的利用价值为负荷供电做准备的，我们的离网电站也是一样的，在偏远山区和孤岛方面，可能有自己的柴油发电机系统，但是对整个系统来说供电成本比较高，持续性也有问题，因为不可能24个小时都用柴油发电机进行发电，而且柴油发电机对环境污染是有影响的。所以我们在这些地方建设新能源电站，离网型电站可解决这些问题。建设新能源电站，脱离了大电网整个系统的平均电压是靠自身的储能系统或者其他的旋转机械来提供标准电压和频率，脱离了大电网的支撑缺少了转动惯量，频率电压易失去稳定性，电能质量供电差。
二、源、网、荷规划
建设一个离网型储能电站，离网型电站的四大要数是荷+网+源+储。储能系统充电的时候相对于一个负载，放电的时候就是一个电源。这个源就相当于是人体的心脏，它起到供血的作用，荷是人体各个重要器官，连接纽带是我们的网络，相当于我们的大动脉。
1、荷：对电源装机规模起到决定性作用。
我们现场收集相关的负荷资料，制定负荷特征表，对每个月的典型日的负荷性进行统计，配合以相关的预测方法。我们在右边的这个8760h的负荷曲线，可以看到图形两边的负荷是比较大的。因为在这两边，负荷在供暖季节，用电量比较大。中间这一段时间是像夏季的常规负荷，我们做负荷统计的时候要针对不同的季节、不同的时段对负荷进行分类，做出相应的负荷统计。
2、网：连接源、荷两侧的纽带。
根据源荷之间的距离，负荷重要性、供点可靠性，确定主网电压等级及回路数。
3、源：以负荷统计委基础。
根据当地风光资源条件及负荷情况，以每小时源、荷电力平衡与电量平衡位原则，计算8760h内的电量盈亏，确定风光储的装机规模。根据电站全生命周期内的运营成本得出一个装机规模，有同行反映现在这个已经有软件可以做到，但一定要注意，你可以相信软件的计算能力和分析能力，但有一些外在的因素是考虑不到的。比如我们的制造水平、单机容量大小、风力发电的不可控性，这对整个系统的稳定性起着决定性作用的时候，我们一旦用软件得出结果以后还要进行筛选。提供数据的项目我们正在执行，当时在方案建设初期阶段有同行用软件反证出来的结果，风机装机规模和光伏装机规模相差不大，并且储能装机规模很小，这种可行不可行值得商榷。我们在进行研讨的时候确定，风机装装机规模在离网型电站当中的占比是多少、百分比是多少、单机规模做到多大合适，各位可以找资料进行研讨，现在没有一个统一的说法，主要受限于现在风机的扰动源，不可控性，实质性要求比较高。如果一个离网型电站风机装机规模的确定，大家问我装多大合适，我只能说风机装机规模尽可能的小，因为这是一个扰动源，控制不好会把整个固网拖垮。
三、系统构成
这个图是现在我们执行项目图，通过将光伏发电、风力发电设备、柴油机以及储能电池等电源设备进行并网连接，构建微电网。系统决定了之后我们就要进行它的运行方式，柴油发电机我们考虑了它的一定贡献，但在风资源、光资源条件不好的情况下，储能系统处在放电的迎接状态。像白天风光资源比较好，风光出力充裕，储能系统需要充电的话就可以进行充电。
四、储能控制系统
储能控制系统现在有很多流派，我们项目在项目建设编制阶段，对储能系统的控制方式进行了比较漫长的讨论过程，我个人把储能系统的方式按照储能位置进行了划分，不知道分的对不对，希望大家指正。第一种是图片上的，一部分储能摆在交流侧，一部分储能分散在光伏侧，固定在交流侧的储能是PCS和储能蓄电池构成，储能分散在光伏侧的主要是DC转换模块和储能电池构成。一旦负荷发生变化母线频率肯定是发生变化的，我们的PCS检测到母线变化的时候，根据自身制定的策略对储能系统进行功率的吞吐，PCS控制蓄电池向系统进行放电。在直流侧的储能系统，一旦负荷变得比较大的时候，超出了能量吞吐范围的时候，母线的频率是非标准的，我们的光伏力变器检测到和标准频率差距的时候，就会用直流电压来控制储能系统进行充放电。这种方式有它的优点，主要是储能系统布置在直流源，可以一个平滑的速度输出。但是也有缺点，交流侧多余的能量没有办法通过变流器和DC模块进行蓄电池充电，如果要达到这种效果，投资成本可能要加大。由于现在PCS的单机容量做的不大，在比较大的离网系统中，我们要获得大的PCS的功率，就涉及到多机并联，一旦采用多台PCS并联就带来一些问题，接下来肯定会有专家对这方面进行详细解读，我就不详细说了。
所有的储能都集中布置在交流侧，好处是方便管理，但带来的问题也有多机并联的问题。如果我们想取得一个比较大的PCS总功率的话，这个地方的控制方式我给大家介绍一下。一种是采用VF源，因为储能系统全部布置在交流侧，在总容量不变的情况下，单机PCS容量不变的情况下，可以增加PCS的组数，尽可能的少并联一些PCS，这样在一定程度上可以缓解这些问题，但是多机并联的问题还是存在。储能控制系统对离网型储能电站来讲，主要是基于PCS自身对整个网内而言的，实时性要求比较高，一般是毫秒级的。整个系统里时间没有要求那么高，分钟级或者是秒级的能量管理系统，这对整个微电网来说，具备的是风光功率预测、负荷预测、储能系统实时监测等功能，整个系统可以根据预测的光功率、风功率以及负债需求、储能电池的状态制定计划，并把计划下放到各个的发电单元，这种响应时间一般是分钟级。我们电源侧出力比较少的时候，就要切掉部分的负荷。这些切负荷跟我们刚才说的储能系统控制策略不一样，一般达到秒级就可以了。这是整个能量管理系统大概的框图。
五、其他应注意的问题
关系到整个微网系统安全稳定性的问题，就是变压器励磁涌流，由于它的源侧的发电单元，风力、光伏、PCS方面都有自己的自锁电流，就是过流1.2倍到1.5倍的时候会自锁，就相当于整个系统的标杆电压源都没了，整个系统就会黑下来。我个人总结了它的抑制策略就是限制、内除、外消。限制就是通过在变压器的外部使用合理的补救措施达到抑制励磁涌流的目的。内除是合理改变变压器内部结构，以此减轻励磁涌流的危险。外消是通过改变系统运行方式来消除励磁涌流。其实这种方式是最不灵活的，在电压器带电之前就荷上去，在电源侧所有的发电单元都是不出力的，电源侧的所有电源在着变压器一起升压。这几种方式在项目实际执行当中，对这方面进行了斟酌，对某个具体工程要结合实际状况来进行选择。
（本文内容未经演讲人本人审核）
严雄：我今天给大家汇报的题目是离网型储能电站的设计要点。
一、离网型电站作用及特点
现在所有的电站，不管是新能源电站还是常规电站的建设，都是以开发能源的利用价值为负荷供电做准备的，我们的离网电站也是一样的，在偏远山区和孤岛方面，可能有自己的柴油发电机系统，但是对整个系统来说供电成本比较高，持续性也有问题，因为不可能24个小时都用柴油发电机进行发电，而且柴油发电机对环境污染是有影响的。所以我们在这些地方建设新能源电站，离网型电站可解决这些问题。建设新能源电站，脱离了大电网整个系统的平均电压是靠自身的储能系统或者其他的旋转机械来提供标准电压和频率，脱离了大电网的支撑缺少了转动惯量，频率电压易失去稳定性，电能质量供电差。
二、源、网、荷规划
建设一个离网型储能电站，离网型电站的四大要数是荷+网+源+储。储能系统充电的时候相对于一个负载，放电的时候就是一个电源。这个源就相当于是人体的心脏，它起到供血的作用，荷是人体各个重要器官，连接纽带是我们的网络，相当于我们的大动脉。
1、荷：对电源装机规模起到决定性作用。
我们现场收集相关的负荷资料，制定负荷特征表，对每个月的典型日的负荷性进行统计，配合以相关的预测方法。我们在右边的这个8760h的负荷曲线，可以看到图形两边的负荷是比较大的。因为在这两边，负荷在供暖季节，用电量比较大。中间这一段时间是像夏季的常规负荷，我们做负荷统计的时候要针对不同的季节、不同的时段对负荷进行分类，做出相应的负荷统计。
2、网：连接源、荷两侧的纽带。
根据源荷之间的距离，负荷重要性、供点可靠性，确定主网电压等级及回路数。
3、源：以负荷统计委基础。
根据当地风光资源条件及负荷情况，以每小时源、荷电力平衡与电量平衡位原则，计算8760h内的电量盈亏，确定风光储的装机规模。根据电站全生命周期内的运营成本得出一个装机规模，有同行反映现在这个已经有软件可以做到，但一定要注意，你可以相信软件的计算能力和分析能力，但有一些外在的因素是考虑不到的。比如我们的制造水平、单机容量大小、风力发电的不可控性，这对整个系统的稳定性起着决定性作用的时候，我们一旦用软件得出结果以后还要进行筛选。提供数据的项目我们正在执行，当时在方案建设初期阶段有同行用软件反证出来的结果，风机装机规模和光伏装机规模相差不大，并且储能装机规模很小，这种可行不可行值得商榷。我们在进行研讨的时候确定，风机装装机规模在离网型电站当中的占比是多少、百分比是多少、单机规模做到多大合适，各位可以找资料进行研讨，现在没有一个统一的说法，主要受限于现在风机的扰动源，不可控性，实质性要求比较高。如果一个离网型电站风机装机规模的确定，大家问我装多大合适，我只能说风机装机规模尽可能的小，因为这是一个扰动源，控制不好会把整个固网拖垮。
三、系统构成
这个图是现在我们执行项目图，通过将光伏发电、风力发电设备、柴油机以及储能电池等电源设备进行并网连接，构建微电网。系统决定了之后我们就要进行它的运行方式，柴油发电机我们考虑了它的一定贡献，但在风资源、光资源条件不好的情况下，储能系统处在放电的迎接状态。像白天风光资源比较好，风光出力充裕，储能系统需要充电的话就可以进行充电。
四、储能控制系统
储能控制系统现在有很多流派，我们项目在项目建设编制阶段，对储能系统的控制方式进行了比较漫长的讨论过程，我个人把储能系统的方式按照储能位置进行了划分，不知道分的对不对，希望大家指正。第一种是图片上的，一部分储能摆在交流侧，一部分储能分散在光伏侧，固定在交流侧的储能是PCS和储能蓄电池构成，储能分散在光伏侧的主要是DC转换模块和储能电池构成。一旦负荷发生变化母线频率肯定是发生变化的，我们的PCS检测到母线变化的时候，根据自身制定的策略对储能系统进行功率的吞吐，PCS控制蓄电池向系统进行放电。在直流侧的储能系统，一旦负荷变得比较大的时候，超出了能量吞吐范围的时候，母线的频率是非标准的，我们的光伏力变器检测到和标准频率差距的时候，就会用直流电压来控制储能系统进行充放电。这种方式有它的优点，主要是储能系统布置在直流源，可以一个平滑的速度输出。但是也有缺点，交流侧多余的能量没有办法通过变流器和DC模块进行蓄电池充电，如果要达到这种效果，投资成本可能要加大。由于现在PCS的单机容量做的不大，在比较大的离网系统中，我们要获得大的PCS的功率，就涉及到多机并联，一旦采用多台PCS并联就带来一些问题，接下来肯定会有专家对这方面进行详细解读，我就不详细说了。
所有的储能都集中布置在交流侧，好处是方便管理，但带来的问题也有多机并联的问题。如果我们想取得一个比较大的PCS总功率的话，这个地方的控制方式我给大家介绍一下。一种是采用VF源，因为储能系统全部布置在交流侧，在总容量不变的情况下，单机PCS容量不变的情况下，可以增加PCS的组数，尽可能的少并联一些PCS，这样在一定程度上可以缓解这些问题，但是多机并联的问题还是存在。储能控制系统对离网型储能电站来讲，主要是基于PCS自身对整个网内而言的，实时性要求比较高，一般是毫秒级的。整个系统里时间没有要求那么高，分钟级或者是秒级的能量管理系统，这对整个微电网来说，具备的是风光功率预测、负荷预测、储能系统实时监测等功能，整个系统可以根据预测的光功率、风功率以及负债需求、储能电池的状态制定计划，并把计划下放到各个的发电单元，这种响应时间一般是分钟级。我们电源侧出力比较少的时候，就要切掉部分的负荷。这些切负荷跟我们刚才说的储能系统控制策略不一样，一般达到秒级就可以了。这是整个能量管理系统大概的框图。
五、其他应注意的问题
关系到整个微网系统安全稳定性的问题，就是变压器励磁涌流，由于它的源侧的发电单元，风力、光伏、PCS方面都有自己的自锁电流，就是过流1.2倍到1.5倍的时候会自锁，就相当于整个系统的标杆电压源都没了，整个系统就会黑下来。我个人总结了它的抑制策略就是限制、内除、外消。限制就是通过在变压器的外部使用合理的补救措施达到抑制励磁涌流的目的。内除是合理改变变压器内部结构，以此减轻励磁涌流的危险。外消是通过改变系统运行方式来消除励磁涌流。其实这种方式是最不灵活的，在电压器带电之前就荷上去，在电源侧所有的发电单元都是不出力的，电源侧的所有电源在着变压器一起升压。这几种方式在项目实际执行当中，对这方面进行了斟酌，对某个具体工程要结合实际状况来进行选择。
（本文内容未经演讲人本人审核）
