长沙储能示范工程规模60兆瓦/120兆瓦时（10千伏电压等级接入），分别位于220千伏榔梨、延农、芙蓉变电站，分别于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入运行。
目前针对储能电站的研究已经日趋成熟，但是储能电站的运行经验还有待完善，为了填补储能电站实际运行方面的空白，为电网管理、储能设备制造和投资决策提供参考依据，笔者结合湖南电网及储能电站一期示范工程实际情况，研究并提出储能电站运行方案，该方案已经应用于湖南电网储能电站示范工程。实际结果表明，该方案能够充分反映储能电站运行情况，实现对储能设备的调控运行，同时对湖南电网储能电站的商业模式进行了探索，全面提高了湖南电网储能电站运行管理水平，可为其他地区电网建设储能电站提供经验和参考。
储能电站运行模式
储能电站控制模式设计
储能电站运行控制遵循省调调度有功、地调调度无功，优先保障有功的原则，主要考虑以下几种控制模式：
日前调度计划控制模式。省、地调根据负荷预测情况及清洁能源消纳要求，考虑电网调峰调频及安全约束，经过校核后制定充放电计划，既保障电池性能和使用寿命，又充分发挥储能电站顶峰能力。
AGC控制模式。根据湖南电网负荷水平特点，将储能电站纳入AGC调节范畴，通过省调AGC主站下发调节指令，由PCS自动实现该指令，实时动态调节储能电站有功功率，充分发挥储能电站调节快速的优势，参与大电网实时调控。
储能电站无功控制模式。将储能电站纳入地调自动电压控制（AVC）系统进行统一调控，合理设置储能电站电压调控优先级，实现储能与传统调节手段的协同控制。
储能电站辅助电网紧急控制模式。将储能电站纳入精准切负荷系统，在紧急情况下，以最高优先级直接控制储能电站PCS，充分发挥储能电站启动时间短、响应速度快、调节精度高的特点。
储能电站充放电模式
根据储能电站运行情况及电网实际需求，重点从削峰填谷、促进清洁能源消纳两个方面进行研究，制定了中长期、短期充放电方案，“一充一放”结合“两充两放”模式，探求最大经济效益。自投运至2020年4月2日，三座储能电站（芙蓉、榔梨、延农）采取“一充一放”的计划出力模式，通过开展运行安全分析及经济效益评估，在4月3日后调整为“两充两放”。自投运至2019年10月27日，荷电状态（SOC）上下限范围设为20%～80%，之后调整至10%～90%。截至2020年6月，储能电站累计充电量5218万千瓦时，放电量4143万千瓦时。
2019年度夏期间，执行的是“一充一放”运行策略，充电时间段为00:00～08:00，充电时间约8小时；榔梨、延农储能电站放电时间段为20:30～22:00，放电时间约1.5小时；芙蓉储能电站放电时间段为12:00～13:30，放电时间约1.5小时。榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在80%左右。
目前执行的是“两充两放”运行策略，针对风力发电的反调峰特性和光伏发电午间出力最大的特点，储能电站充电时段分别为03:30～05:30和13:30～16:30；放电时段为电网高峰负荷时段，分别为10:00～12:00和18:00～21:00；每天放电量约为16万千瓦时，充电量约为21.3万千瓦时；榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在85%左右。“两充两放”模式综合运行效率更高，能够充分地消纳湖南省内清洁能源，配合长沙地区负荷早晚高峰的顶峰作用更为明显。
储能电站商业模式
示范工程由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营，采取与属地化电力供电公司（长沙供电公司）签订电费结算协议方式，按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算，同期正开展“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务市场”多元化商业模式，推广储能增值服务。
电费营业收入
采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算，长沙供电公司向综合能源公司支付储能电站电费。湖南省综合能源公司年电费营业收入约3120万元，年备用容量费约为1320万元；电量电费按照储能电站发电量核算，年发电量不低于4000万千瓦时，每年电费营业收入约1800万元。
新能源配套储能租赁服务营业收入
“新能源配套储能租赁服务”是指电网公司将储能电站租赁给风电、光伏等新能源企业，开展风电、光伏并网配套储能租赁业务，储能电站6万千瓦装机容量，每年实现1600余万元营业收入。
电力辅助服务市场补贴营业收入
“电力辅助服务市场”是指储能电站参与湖南省内电力辅助服务市场交易，获取相关辅助服务补贴，根据省内辅助服务市场需求与规模，依据调度测算准则，每年实现600万元营业收入。随着电力市场的快速发展，据《湖南省电力辅助服务市场模拟运行规则》的规定，储能电站可增加辅助服务品种：深度调峰、启停调峰、紧急短时调峰。
储能电站应用效果
储能电站可以日常参与电网调峰，满足长沙地区“午高峰+晚高峰”电力供应需求，有效降低峰谷差，优化负荷特性；新能源与负荷出力不匹配时段，存储电量，促进新能源消纳；同时储能电站具备毫秒级响应调度指令能力，能够参与电网调频和调压；紧急状况下，能够提供快速功率支撑，提高电网暂态稳定性；纳入源网荷储统一管理，与精准切负荷系统配合，实现储能电站源荷快速转换，增加电网安全稳定裕度，提升祁韶直流输送容量。
在提升电网供电充裕性方面，2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期间，储能电站在负荷高峰时段顶峰，有效缓解了湖南省网断面的负荷压力；2019年12月19日，三座储能电站实现跨省调用，在低谷时段对河南进行调峰支援，调峰电力2.6万千瓦，持续时间2个小时；2020年6月14～18日某500千伏变电站3号主变停电期间导致该主变下网超稳定控制，通过提前调整延农储能电站出力，在一定程度上缓解了其所在省网断面潮流及500千伏变电站供电区下网负荷（见图）。
在提升电网供电稳定性方面，储能电站在辅助电网紧急控制方面发挥了重要作用。2020年5月6日，储能电站完成配合精切传动试验，祁韶直流功率从80万千瓦降为0后，芙蓉储能电站精切动作后立即从满功率充电转为满功率放电，实现功率支撑5.2万千瓦。
在促进清洁能源消纳方面，截至2020年8月9日，累计在低谷负荷时段消纳湖南省新能源电量6055.76万千瓦时，同时在尖峰时期提高了分散分布式清洁能源发电并网的消纳能力，促进了可再生能源消纳。不考虑配置储能时，预计2020年全省丰水年/平水年清洁能源弃电量为26.7亿/18.9亿千瓦时。根据消纳能力测算，每配置1千瓦时储能装置能为系统每年减少400千瓦时的新能源弃电量，120兆瓦时的储能电站2020年可降低全省清洁能源弃电量0.48亿千瓦时。
在降低碳排放方面，储能系统在火电机组出力低谷期间充电，可以增加低谷期机组出力，降低火电机组调峰深度，有效降低机组单位电量煤耗。示范工程每年可有效减少二氧化碳排放1.6万吨，减少二氧化硫排放480吨，有效促进了节能减排。
湖南储能电站能够通过中长期“一充一放”、“两充两放”的充放电方案实现削峰填谷，缓解电网重载；针对不同应用场景，采用不同的控制策略，能够发挥辅助电网紧急调峰、促进清洁能源消纳、提升电网供电可靠性等巨大作用，极大地提高了长沙地区及湖南电网的稳定性。同时探索储能电站运行经营的商业模式，积极开发储能电站在电力市场中的交易品种，实现储能电站的盈利，丰富了储能电站的交易模式。湖南省储能电站的运行管理方案可以为评判各厂家设备提供参考，为电网侧储能探索不同的应用场景提供数据支撑，为其他地区建设管理电网侧储能电站提供参考。
