2021年3月19日，江西省能源局发布《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》，其中明确提出优先支持光储一体化项目，2021年新增光伏发电竞争优选的的打开CPEM了解更多项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。
2020年9月10日，为规范江西电网新能源场站涉网试验管理工作，提升新能源场站涉网性能。江西省调制定了新能源场站涉网试验工作方案。国网江西下发的《江西电网新能源场站涉网试验工作方案》，文件里明确装机容量40MW以上的风电场和光伏电站必须完成AGC、AVC联调试验；高低压穿越能力验证、电压频率适应能力验证；一次调频试验等。装机容量40MW以下的新能源场站参照执行。
随着新能源装机规模的增大，一次调频对新能源场站的技术要求成为了行业关注的焦点，除了新建新能源场站必须具备一次调频功能外，存量新能源场站的一次调频技术改造也势在必行。国网江西要求，新建场站在整站投运后6个月内完成一次调频试验，存量电站必须在2021年12月31日前完成技术改造。
某公司在江西开发GW级光伏电站分布在8个场站，项目建设前期规划两种储能电站建设方案。第一种方案，建立1个集中式储能电站，此电站容量是100MW/100MWh，储能电站参与电网削峰填谷、备用电源、调峰调频、AGC/AVC等有偿辅助服务；第二种方案，建立8个分布式储能电站，8个储能电站总容量是100MW/100MWh，储能电站参与各个光伏电站的一次调频、无功调节。
江西省内的所有发电厂，归属于国家能源局华中监管局监管，根据华中区域监管局最新发布的两个细则，储能没有明确的身份，也没有出台运营考核和服务补偿的规则。在《辅助服务管理实施细则》里没有纳入电化学储能电站的并网验收规范，同时也没明确说明电化学储能电站参与辅助服务的补偿价格。所以，在目前还没有出台辅助服务补贴政策的情况下，江西某GW光伏电站配套储能设施的建设方案，建议采用第二种方案，即建设分布式储能电站。
分布式储能电站是安装在光伏场站的升压站内的生产区，储能设施参与光伏电站的一次调频和无功调节。光储统一调度，减少发电考核费用。另外，相比于建设集中式储能电站，分布式储能电站可节省一个升压站的投资建设和运维成本。目前建设一座100MW的升压站的总投资成本大约在2200万。
目前光伏电站配储能系统设备的技术路线有集中式、组串式和模块化三种集成方案；光储系统接入点的连接方案也有两种耦合方案，分别是直流侧耦合和交流侧耦合。
表1是目前电化学锂电池储能集成技术的比较，可以看出三种储能集成技术各有优缺点，没有哪种集成技术具有特别明显的优势。
表1 锂电池储能集成技术对比
技术类型 | 优点 | 劣势 |
集中式储能技术 | 价格成本低，响应速度快。 | 安全性差、短板效应明显、能量转换效率低、容量有效利用率低、循环寿命降低。 |
组串式储能技术 | 精细化管理、电力电子技术应用程度高、安全性高、能量转换效率较高、容量有效利用率高、循环寿命高、新旧电池包可混用。 | 价格成本高，响应速度慢。 |
模块化储能技术 | 模块化、并联支路少、安全性较高、能量转换效率高、容量有效利用率较高、循环寿命较高、新旧电池簇可混用 | 价格成本较高，响应速度慢。 |
光储系统交流侧耦合方式，有35kV高压侧耦合和低压侧耦合两种方案。图1为光储系统35kV高压侧交流耦合原理图，光伏和储能系统都经过升压变压器统一升至35kV，接入35kV母线的汇流开关柜内。储能系统可安装在升压站内35kV汇流开关柜附近。
高压侧交流耦合方案的优点是调度通讯距离近，响应快，储能系统的交流配电成本低；缺点是光储系统的充放电能量转换效率低，大概在84%。
图1 光储系统35kV高压侧交流耦合原理图
图2为光储系统低压侧交流耦合原理图，光储系统低压侧交流耦合方案需满足以下几个条件：
1）光伏逆变器和储能变流器需是同一厂家的产品，需兼容通讯和控制； 2）直流侧均采用1500Vdc或1000Vdc系统； 3）储能系统设备需安装在光伏子阵（如3.5MW）里，35kV箱变或逆变升压一体机附近。在光伏场区的设计过程中要预留储能设备安装位置，还需考虑线缆走线和长度。光储系统低压侧交流耦合方案的优点是储能无需35KV接入线路和间隔；AC侧并联无需变压器，降低接入成本；光储系统的充放电能量转换效率较高，大概在88%。但由于储能系统安装在光伏阵列场区，储能系统通讯线缆长，距离远，时间长，所以调度传输时间长，响应速率慢。此外，每个储能子单元还需额外配低压交流配电变压器给储能系统辅助器件供电。
图2 光储系统低压侧交流耦合原理图
图3为光储系统直流侧耦合原理图，光储系统直流侧耦合方案需满足以下几个条件：
1）光伏逆变器和DC/DC变换器需是同一厂家的产品，需兼容通讯和控制； 2）直流侧均采用1500Vdc或1000Vdc系统； 3）储能系统设备需安装在光伏子阵（如3.5MW）里，集中式光伏逆变器的前端，直流汇流侧。在光伏场区的设计过程中要预留储能设备安装位置，还需考虑线缆走线和长度。光储系统直流侧耦合方案的优点是储能无需35KV接入线路和间隔；AC侧并联无需变压器，降低接入成本；光储系统的充放电能量转换效率高，大概在90%。由于储能系统安装在光伏阵列场区，储能系统通讯线缆长，距离远，时间长，所以调度传输时间长，响应速率慢。此外，每个储能子单元还需额外配低压交流配电变压器给储能系统辅助器件供电。
图3 光储系统直流侧耦合原理图
由上技术路线所述，结合江西电网新能源场站涉网试验管理要求，光伏电站必须完成AGC、AVC联调试验，高低压穿越能力验证、电压频率适应能力验证，一次调频试验等要求；考虑到江西GW分布式光伏电站的建设用地大部分是水库和水塘。储能系统设备不宜建在水面上，防止浸水造成短路。所以8个分布式光伏电站储能设施的接入采用35kV高压交流侧的方案。
