IRENA（国际可再生能源署）发布了《Electricity Storage evaluation framework: Assessing system value and ensuring project viability》。本文是报告第III部分全球8种储能应用案例的第5部分：延缓电网扩容。

1. 挑战：对输配电网的影响

输配网络的阻塞是电力运营商必须要解决的一个主要问题，从而保证电力系统的安全可靠运行。阻塞管理因此成为他们的主要任务，电网运营商采用电网再调度、柔性交流输电系统（FACTS）或者市场流动策略概念等方法进行管理。

当系统的VRE比例高时，输配网络阻塞风险更高。VRE的波动性和不确定性更强，会威胁到系统的安全和可靠性。这种情况下，电网运营商有时被迫采取VRE弃电的措施来解决阻塞问题。然而，根据IRENA对灵活性的定义，VRE弃电和输配电网阻塞都是当前的灵活性因素指标，必须采取一系列措施来实现可再生能源的可靠并网。

最知名的因电网阻塞导致VRE弃电的案例是德国电网的例子。德国三分之二的陆上风电，和所有的海上风电场都在德国的北部，但是工业用户都位于南部。多年以来，德国电网并没有足够的电网容量来将北部的风电输送到南部，因而阻塞经常发生。这导致北部发生了风电弃电，南部热力发电厂的高污染和昂贵电力消费还在攀升。这引起整体用能成本上升，见图1。


VRE的高比例也会在很多方面给分布式能源带来影响，比如分布式光伏。Palminter等人（2016）研究表明，美国分布式发电的三个主要关注点包括：a）电压调整，即分布式发电会使电压超出可接受水平；b）逆向潮流，会引发控制和保护问题；c）高比例VRE使得电力保护协调困难。配网馈线的消纳容量取决于在不产生负面影响的情况下多少光伏可以接入。然后，VRE接入直到可消纳的容量为0，此时，必须考虑增加消纳容量的方法。

2. VRE并入输配电网的挑战

为了应对这些挑战，业内提出了不同的解决方案。当因输配阻塞引起VRE弃电时，最简单也是最常见的做法是在现有输配电网的基础上扩容。比如，德国已经计划建设显得输配电网来将北部的电力输送到南部，即Suedlink项目。该项目包括在地下输送线路建设内，用于提高德国南北之间的输送能力（Tennet，2019）。

建设输配电网会产生一些问题，包括：a）成本；b）需要的建设时间；c）环境影响；d）社会负面影响。因此，新建或升级输配基础设施在很多时候可能不是最佳的解决方案。

另一个降低输送阻塞的选项是动态增容技术，包括对线路发热进行更全面的监测，从而对输送限制进行动态调整。比如，意大利电网运营商Terna已经通过对一些电力线路的热力参数进行监测来实现动态扩容技术。实际表明，当VRE比例较高时（Carlini，Massaro and Quaciari，2013），在特定的时段，电力线路的输送能力可以超出其容量限制。

在配网层面，一个已经实施的解决方案是为光伏发电采用先进逆变器，这可以提供更有效的电压调整，因而可以提高馈线的消纳容量（Palminter et al.，2016）。

另外一个解决VRE给输配网络带来的问题的方案是储能。到2030年，储能的成本会大幅降低（IRENA，2017a）。相对于输配网络扩容，储能建造时间更短，社会和环境影响更小。储能可以用于电网侧，也可以用于分布式电源侧，构成“虚拟电力线”。该方案的主要思路是将储能系统靠近电网阻塞点布置，让储能系统吸收多余的VRE电量，并在电网不阻塞的后续时间段内再次调度（放电）。

此外，储能可以提供无功控制和电压调整，可以提升配电馈线的消纳容量，避免分布式设备上的投资。简而言之，在最小化VRE对输配网络的影响上，储能是高度适用的。图2解释了储能是如何在电网层面上提供服务的。


3. 用于延缓输配电网扩容的储能项目

本章节介绍了一些已经建设用于延缓输配电网扩容投资的储能项目。

2015年，Terna在意大利Campania地区建设了38.4MW/250MWh的钠硫电池来延缓输配电网扩容，见图3。当VRE发电过剩且电网容量不足以将电力输送到北方时，Terna往往需要对VRE弃电。建设了电池系统之后，多余的风电可以储存起来并在风电发电低谷时释放，这样就避免了输配网络扩容上的投资。此外，该电池还可以提供一次调频、二次调频、负荷平衡和电压控制等服务（NGK，2019）。


2017年，德国TenneT（德国一个电网运营商）联合电池制造商Sonnen和IBM发布了德国北部的一个试点项目，采用区块链和家用储能来吸收部分因电网阻塞导致的多余风电。Sonnen作为储能聚合商提供sonnenCommunity，IBM提供区块链技术。项目的结果是，“虚拟电力线”不仅为消费者带来了收益，也对使用电网的每个人带来了收益（Horchens and Bloch，2017）。

在加利福尼亚，与GreenSmith（美国最大的储能软件和集成服务提供商之一）建设了2MW/6MWh的电池储能系统，避免San Juan Capistrano地区的配网扩容，见图4。该项目一开始建设容量是1MW/3MWh，后来容量加倍。该电池系统补偿了尖峰需求过载，避免了配网扩容。此外，在其控制系统的支持下，该电池项目还可以参与其他辅助服务（Greensmith Energy，2016）。


在美国Maine州，GridSolar公司联合Central Maine Power（CMP）公司和其他机构准备建设500kW、6小时的并网储能设施来解决Boothbay的电网容量限制问题。一开始，CMP准备投资15亿美元进行电网扩容，但是GridSolar阻止了该动议。GridSolar认为CMP的负荷预测过高，而电网扩容的时间窗口很短。采用储能的和其他分布式能源（如需求响应或光伏）可以节约1200万美元。项目开始于2013年第四季度，于2018年第一季度结束。因为电力负荷的增长并没有出现，这些资源不再需要了（Chew et al.，2018）。

在美国Arizona，Arizona PublicService（APS）建设了两个1MW/4MWh电池模块来避免为Punkin Center的偏远社区建设20英里的配网。项目起源于Punkin Center地区的负荷增长，这可能会导致馈线的热过载。APS考虑了电池、柴油发电机组、光储系统和储能和线路升级。在所有选项中，电池成本最低，适用性最好。2018年3月，项目投入商业化运行，成功实现了2018年夏季的馈线削峰（APS，2019；Chew et al.，2018）。

最后，法国输电网络运行商RTE正在考虑于2020年在RINGO项目下发起“虚拟电力线”项目。RTE准备在3个不同的电网阻塞地点部署3个12MW/24MWh电池系统来吸收多余的VRE发电。原则上，在开始3年内由RTE当做“虚拟电力线”来运营，然后也可以提供其他服务（Energy Storage World Forum，2018）。

可见，目前已经建设了很多储能项目来避免输配电网投资或扩容。根据Navigant Research的一项研究，2017年全球此类项目的总容量是331.7MW。此外，截止到2026年，14324MW的储能系统有望建成来延缓输配电网投资（Navigant Research，2017）。

4. 结论

VRE比例提高的一个主要影响是增加了输配网络的阻塞。电力系统需要提前做好计划来防止阻塞发生和VRE弃电。新建输配电网是目前最直接和最普遍的做法，即使这样做成本高、环境影响大，有时还无法被社会接受。因此，可以去考虑其他方案来避免电网投资。

储能可能是避免阻塞和延缓电网投资的一个解决方案。一些项目已经建成并成功运营。比如，意大利Terna建设了384.MW/240MWh的钠硫电池。美国也建设了一些项目来避免配网升级。根据Navigant Research的研究，已经有331.7MW的储能建设规模来避免电网阻塞。到2026年，这个规模会达到14324MW。

在一些情况建设储能，输配电网的投资可以节约。但是，根据电网需要，有时候仍然需要建设新的输配线路（如德国）。 

原标题：全球储能典型应用系列-5：延缓电网扩容