為應對省級電網清潔能源迅猛發展、電網峰谷差進一步加大、電網調峰能力和運行控制難度偏大的問題，提升特高壓直流的輸送能力和電網安全供電保障能力；同時，為解決地區電網負荷峰谷差大、尖峰負荷持續時間短、負荷波動速率大、供電能力嚴重不足等問題，緩解電網迎峰度夏、度冬供電壓力，結合電池儲能電站（簡稱“儲能電站”）建設周期短、布點靈活的特點，國網湖南省電力有限公司在地區電網開展了儲能電站示范工程的建設與應用，探索儲能電站的投資規劃、運行維護、調度管理、分析評價等各個方面。
長沙儲能示范工程規模60兆瓦/120兆瓦時（10千伏電壓等級接入），分別位于220千伏榔梨、延農、芙蓉變電站，分別于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入運行。
目前針對儲能電站的研究已經日趨成熟，但是儲能電站的運行經驗還有待完善，為了填補儲能電站實際運行方面的空白，為電網管理、儲能設備制造和投資決策提供參考依據，筆者結合湖南電網及儲能電站一期示范工程實際情況，研究并提出儲能電站運行方案，該方案已經應用于湖南電網儲能電站示范工程。實際結果表明，該方案能夠充分反映儲能電站運行情況，實現對儲能設備的調控運行，同時對湖南電網儲能電站的商業模式進行了探索，全面提高了湖南電網儲能電站運行管理水平，可為其他地區電網建設儲能電站提供經驗和參考。
儲能電站運行模式
儲能電站控制模式設計
儲能電站運行控制遵循省調調度有功、地調調度無功，優先保障有功的原則，主要考慮以下幾種控制模式：
日前調度計劃控制模式。省、地調根據負荷預測情況及清潔能源消納要求，考慮電網調峰調頻及安全約束，經過校核后制定充放電計劃，既保障電池性能和使用壽命，又充分發揮儲能電站頂峰能力。
AGC控制模式。根據湖南電網負荷水平特點，將儲能電站納入AGC調節范疇，通過省調AGC主站下發調節指令，由PCS自動實現該指令，實時動態調節儲能電站有功功率，充分發揮儲能電站調節快速的優勢，參與大電網實時調控。
儲能電站無功控制模式。將儲能電站納入地調自動電壓控制（AVC）系統進行統一調控，合理設置儲能電站電壓調控優先級，實現儲能與傳統調節手段的協同控制。
儲能電站輔助電網緊急控制模式。將儲能電站納入精準切負荷系統，在緊急情況下，以最高優先級直接控制儲能電站PCS，充分發揮儲能電站啟動時間短、響應速度快、調節精度高的特點。
儲能電站充放電模式
根據儲能電站運行情況及電網實際需求，重點從削峰填谷、促進清潔能源消納兩個方面進行研究，制定了中長期、短期充放電方案，“一充一放”結合“兩充兩放”模式，探求最大經濟效益。自投運至2020年4月2日，三座儲能電站（芙蓉、榔梨、延農）采取“一充一放”的計劃出力模式，通過開展運行安全分析及經濟效益評估，在4月3日后調整為“兩充兩放”。自投運至2019年10月27日，荷電狀態（SOC）上下限范圍設為20%～80%，之后調整至10%～90%。截至2020年6月，儲能電站累計充電量5218萬千瓦時，放電量4143萬千瓦時。
2019年度夏期間，執行的是“一充一放”運行策略，充電時間段為00:00～08:00，充電時間約8小時；榔梨、延農儲能電站放電時間段為20:30～22:00，放電時間約1.5小時；芙蓉儲能電站放電時間段為12:00～13:30，放電時間約1.5小時。榔梨、延農、芙蓉儲能電站的整體綜合運行效率均在80%左右。
目前執行的是“兩充兩放”運行策略，針對風力發電的反調峰特性和光伏發電午間出力最大的特點，儲能電站充電時段分別為03:30～05:30和13:30～16:30；放電時段為電網高峰負荷時段，分別為10:00～12:00和18:00～21:00；每天放電量約為16萬千瓦時，充電量約為21.3萬千瓦時；榔梨、延農、芙蓉儲能電站的整體綜合運行效率均在85%左右。“兩充兩放”模式綜合運行效率更高，能夠充分地消納湖南省內清潔能源，配合長沙地區負荷早晚高峰的頂峰作用更為明顯。
儲能電站商業模式
示范工程由國網湖南綜合能源服務有限公司投資運營，采取與屬地化電力供電公司（長沙供電公司）簽訂電費結算協議方式，按照“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行經營結算，同期正開展“新能源配套儲能租賃服務+電力輔助服務市場”多元化商業模式，推廣儲能增值服務。
電費營業收入
采取“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行結算，長沙供電公司向綜合能源公司支付儲能電站電費。湖南省綜合能源公司年電費營業收入約3120萬元，年備用容量費約為1320萬元；電量電費按照儲能電站發電量核算，年發電量不低于4000萬千瓦時，每年電費營業收入約1800萬元。
新能源配套儲能租賃服務營業收入
“新能源配套儲能租賃服務”是指電網公司將儲能電站租賃給風電、光伏等新能源企業，開展風電、光伏并網配套儲能租賃業務，儲能電站6萬千瓦裝機容量，每年實現1600余萬元營業收入。
電力輔助服務市場補貼營業收入
“電力輔助服務市場”是指儲能電站參與湖南省內電力輔助服務市場交易，獲取相關輔助服務補貼，根據省內輔助服務市場需求與規模，依據調度測算準則，每年實現600萬元營業收入。隨著電力市場的快速發展，據《湖南省電力輔助服務市場模擬運行規則》的規定，儲能電站可增加輔助服務品種：深度調峰、啟停調峰、緊急短時調峰。
儲能電站應用效果
儲能電站可以日常參與電網調峰，滿足長沙地區“午高峰+晚高峰”電力供應需求，有效降低峰谷差，優化負荷特性；新能源與負荷出力不匹配時段，存儲電量，促進新能源消納；同時儲能電站具備毫秒級響應調度指令能力，能夠參與電網調頻和調壓；緊急狀況下，能夠提供快速功率支撐，提高電網暫態穩定性；納入源網荷儲統一管理，與精準切負荷系統配合，實現儲能電站源荷快速轉換，增加電網安全穩定裕度，提升祁韶直流輸送容量。
在提升電網供電充裕性方面，2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期間，儲能電站在負荷高峰時段頂峰，有效緩解了湖南省網斷面的負荷壓力；2019年12月19日，三座儲能電站實現跨省調用，在低谷時段對河南進行調峰支援，調峰電力2.6萬千瓦，持續時間2個小時；2020年6月14～18日某500千伏變電站3號主變停電期間導致該主變下網超穩定控制，通過提前調整延農儲能電站出力，在一定程度上緩解了其所在省網斷面潮流及500千伏變電站供電區下網負荷（見圖）。
在提升電網供電穩定性方面，儲能電站在輔助電網緊急控制方面發揮了重要作用。2020年5月6日，儲能電站完成配合精切傳動試驗，祁韶直流功率從80萬千瓦降為0后，芙蓉儲能電站精切動作后立即從滿功率充電轉為滿功率放電，實現功率支撐5.2萬千瓦。
在促進清潔能源消納方面，截至2020年8月9日，累計在低谷負荷時段消納湖南省新能源電量6055.76萬千瓦時，同時在尖峰時期提高了分散分布式清潔能源發電并網的消納能力，促進了可再生能源消納。不考慮配置儲能時，預計2020年全省豐水年/平水年清潔能源棄電量為26.7億/18.9億千瓦時。根據消納能力測算，每配置1千瓦時儲能裝置能為系統每年減少400千瓦時的新能源棄電量，120兆瓦時的儲能電站2020年可降低全省清潔能源棄電量0.48億千瓦時。
在降低碳排放方面，儲能系統在火電機組出力低谷期間充電，可以增加低谷期機組出力，降低火電機組調峰深度，有效降低機組單位電量煤耗。示范工程每年可有效減少二氧化碳排放1.6萬噸，減少二氧化硫排放480噸，有效促進了節能減排。
湖南儲能電站能夠通過中長期“一充一放”、“兩充兩放”的充放電方案實現削峰填谷，緩解電網重載；針對不同應用場景，采用不同的控制策略，能夠發揮輔助電網緊急調峰、促進清潔能源消納、提升電網供電可靠性等巨大作用，極大地提高了長沙地區及湖南電網的穩定性。同時探索儲能電站運行經營的商業模式，積極開發儲能電站在電力市場中的交易品種，實現儲能電站的盈利，豐富了儲能電站的交易模式。湖南省儲能電站的運行管理方案可以為評判各廠家設備提供參考，為電網側儲能探索不同的應用場景提供數據支撐，為其他地區建設管理電網側儲能電站提供參考。
