电化学储能电站并网指标体系研究

阳小丹，颜博文，黄际元*，吴东琳，胡斌奇，龚柳文

(1. 国网湖南省电力有限公司长沙供电分公司，长沙 410015；2. 国网湖南省电力有限公司，长沙 410007；3. 长沙市制造业发展促进中心，长沙 410007)

0 引言

随着《“十四五”新型储能发展实施方案》的印发，储能行业整体向商业化初期过渡，市场规模稳步扩大，支撑作用初步显现。据国网湖南省电力有限公司研究报告，预计“十四五”末，湖南省源、网、荷三侧的电化学储能电站的装机容量将达到500 万kW。然而，电化学储能电站在电网的主动支撑和经济运行的规范性评价指标体系尚不完善，导致其存在安全风险且功能减损，造成其投入产出比较差，成为电化学储能电站建设及应用的瓶颈，而建立电化学储能电站并网指标体系可以解决这一问题。

GB/T 36549—2018《电化学储能电站运行指标及评价》对电化学储能电站上网电量、下网电量、储能损耗率、调度响应成功率等进行了定义，并建议评价以年为单位。但此标准中的电站运行小时数、电站等效利用系数等运行指标及评价主要应用于削峰填谷、新能源输出功率平滑等额定工况，未考虑惯量、一次调频和动态调压等工况下电化学储能电站对电网的稳定支撑功能。IEEE Standards P1679TM/D13—2010[1]只明确了储能电站的部分特性指标要求。

下文对以往的相关研究文献进行分析：

南开辉等[2]优化了电网侧储能项目的建设管理模式，但未涉及用户侧和电源侧的储能项目。

孟庆强等[3]基于调频发电机总容量及储能电站总容量和功率参数指标，提出了一种考虑新能源输出功率和负荷不确定性的储能电站规划方法；张嘉诚等[4]结合电池安全特性研究了储能电站参与一次调频的控制策略；孟高军等[5]研究了储能电站参与二次调频的控制策略；吕永青等[6]研究了通信延迟对储能电站系统调频控制性能的影响。但以上文献研究均未考虑到调峰-调频-调压的多功能场景下储能电站的情况。

陈豪等[7]从锂电池参数的角度出发，有效评估了储能锂电池的运行状态，对于及时发现锂电池故障、合理安排锂电池检修维护具有指导意义，但该研究未结合储能电站历史数据进行分析，也未给出关键敏感特征量。

黄珂琪[8]建立了储能电站参与电网暂态电压稳定的动态调压模型；谷哲飞等[9]研究了储能电站集中参与电网的电压无功自动控制(AVC)系统的控制策略；张超等[10]研究了储能电站的热管理和储能电站的电池寿命损耗成本模型。但以上文献研究均未考虑电网侧关键的远程特征量。

曹雅琦等[11]在考虑储能电站电池寿命衰减成本的基础上建立了储能电站经济收益模型；张松岩等[12]构建了考虑火电机组深度调峰的多类型储能系统的日前经济调度模型；张明等[13]在考虑光伏电站输出功率不确定性的基础上，结合电池充放电特性，建立了机会约束模型；甘海庆等[14]从用户侧角度研究了用户侧储能电站的需求响应策略。但以上文献研究均未考虑暂态情况下储能电站对电网的主动支撑功能。

国外依据储能电站自身电源结构和网架结构的不同特点，对储能电站的评价指标体系有所侧重，不适用于兼顾主动支撑和经济运行的电化学储能电站的评价。欧洲目前电网结构稳定，负荷增长率不大，以德国为例，储能电站主要用于分布式电源中，规模较小，与分布式电源联合调度。美国注重利用广域分布的储能系统，通过全网可调度电源和负荷协调控制达到提高电网接纳间歇式电源能力的目的，在此基础上研究了不同类型的储能技术性能指标。日本新能源产业技术综合开发机构近年来注重风-储联合发电示范工程的开发，主要目的是提高风电接入电网的品质，相关评价指标体系也是以并网质量优化为目标。

简而言之，电化学储能电站的并网指标体系还未系统建立。为此，本文研究了电化学储能电站的运行指标和综合评价，确定了电化学储能电站远程感知特征量及特征量权重，并探讨了调度机构不同专业对电化学储能电站的并网要求，建立了电化学储能电站的并网指标体系。通过在湖南一期储能示范工程进行应用验证，证明了本文所建立的并网指标体系的适用性，为实现主动支撑、精准调控和电站保护，提高调度工作效率奠定了基础。

1 电化学储能电站运行评价

1.1 电化学储能电站的运行指标

从电量、能效、可靠性及运维费用出发，结合电网实际运行和电化学储能电站技术参数，开展电化学储能电站的运行指标分析，具体如表1所示。

表1 电化学储能电站的运行指标Table 1 Operation index of electrochemical energy storage power station

1.2 电化学储能电站的综合评价

电化学储能电站综合评价包括充放电能力评价、能效水平评价和运行可靠性评价3 个方面。其中，充放电能力评价应包括电化学储能电站的实际可充放电功率、实际可放电量，以及储能单元的能量保持率等指标；能效水平评价包括电站综合效率、储能损耗率和站用电率等指标；运行可靠性评价包括AGC 系统响应成功率、一次调频成功率、等效利用系数、非计划停运系数、可用系数等指标。

电化学储能电站的综合评价得分S可根据指标得分和其相应的权重系数计算得到，即：

式中：ki为指标i的权重系数；Fi为指标i的得分。

2 电化学储能电站的远程感知特征量

为建立电化学储能电站与电网调度间有效、真实、易懂的信息交互，对湖南地区电网侧、用户侧、新能源侧的电化学储能电站进行实地调研。已调研的湖南地区部分电化学储能电站如图1 所示。

图1 已调研的湖南地区部分电化学储能电站Fig. 1 Some investigated electrochemical energy storage power stations in Hunan region

调研结果表明，各电化学储能电站均常用于削峰填谷，运行方式为根据计划指令于固定时间段进行充放电。各电化学储能电站与电网调度间的交互信息主要包含以下基本参数：电池荷电状态(SOC)、电站电量、电站温度。基本参数可表达电化学储能电站的基本信息，据此来保障电站的安全、稳定运行，但面对调频、调压等短时间尺度且指令变化频繁的工况，如主动支撑功能时，上述参数不足以表述电化学储能电站的可调度能力，同时也不便于调度人员与各电化学储能电站进行有效信息交互。

2.1 多场景下的故障类型分析

1)在发电侧，电化学储能电站多用于平抑新能源输出功率波动、火储联合调频等，基于电化学储能电站历史数据进行分析，由于电化学储能电站频繁充放电且接收的功率指令不断变化，容易出现电池一致性故障与PCS 通信系统故障。

2)在电网侧，电化学储能电站多用于系统备用、紧急支撑、满足尖峰负荷等，当电池模块经常性浮充、用于紧急支撑时，PCS 输出功率负担巨大，容易出现电池缺电欠压故障、PCS 保护故障、PCS 寿命异常故障。

3)在用户侧，电化学储能电站多用于削峰填谷、需求响应等，深度充放电后电池容量衰减迅速，容易出现电池容量异常故障。

不同场景下电化学储能电站的常见故障及敏感特征量如表2 所示。

表2 不同场景下电化学储能电站的常见故障及敏感特征量Table 2 Common faults and sensitive feature quantities of electrochemical energy storage power stations under different scenarios

2.2 电化学储能电站的远程核心指标

电化学储能电站所需采集的远程核心指标主要包括充放电容量、电站综合效率、响应速度、电池SOC、电池SOH、并网点的电量参数(如：电压、电流、功率、功率因数、频率)、电站内阻、储能单元温度，具体如表3 所示。

表3 电化学储能电站的远程核心指标汇总Table 3 Summary of remote core indexes of electrochemical energy storage power station

2.3 电化学储能电站的远程感知特征量权重确定

在面向多场景工况时，电化学储能电站远程感知特征量的选取因工况不同而有所不同。从主动支撑、执行调度、计划类、非计划类多角度进行分析，结合前文得到的电化学储能电站多场景下的故障类型分析和核心指标，确定对应工况下的远程感知特征量。采用“5/5-9/1”标度法改进传统层次分析法，在保留传统层次分析法优点的同时对其不足之处进行了改进。

以调频工况为例进行分析，对该工况下的判断矩阵进行赋值，具体如表4 所示。

表4 调频工况下的判断矩阵Table 4 Judgment matrix under frequency modulation working condition

采用“5/5-9/1”标度法改进传统层次分析法进行计算后，调频工况下响应时间的权重系数为0.3633，电站内阻的权重系数为0.1751，电池SOC 的权重系数为0.2648，PCS 充放电转换时间的权重系数为0.1967。调频工况下远程感知特征量评价指标IFM的表达式为：

式中：Tr为响应时间；Rb为电站内阻；Bsoc为电池SOC；Tpcs为PCS 充放电转换时间。

分别对调峰、调频、调压及平抑新能源输出功率波动、需求响应等工况下的判断矩阵进行赋值，从而确定多场景工况下电化学储能电站的远程感知特征量及其权重系数，具体如表5 所示。

表5 多场景工况下电化学储能电站的远程感知特征量及其权重系数Table 5 Remote sensing feature quantity and its weight coefficient of electrochemical energy storage power station under multi-scenarios working conditions

3 电化学储能电站的并网验收要求

3.1 电化学储能电站的并网申请

电化学储能电站在投运前3 个月，应向电网调控机构报送有关新建投运设备的资料、图纸，需与电网调控机构签订并网调度协议，提交具备资格的调度对象名单。

电化学储能电站逆变器的高、低电压穿越能力及频率适应性应满足相关要求。无功补偿装置选型配置应符合相关标准，无功调节能力及无功补偿装置(含动态无功补偿装置)应满足电压调节需要，必要时应提供接入电力系统无功电压专题研究报告。

电化学储能电站的保护、自动化、通信设备的设计、选型应符合电网调控机构的有关规程规定，采用成熟可靠的产品，并报电网调控机构备案。其接口和传输规约必须满足电网企业自动化主站系统的要求。电化学储能电站满足电站容量和并网必备条件后，方可正式向电网调控机构提交现场验收申请。

下文介绍电网调控机构各专业对电化学储能电站进行并网验收的具体要求。

3.1.1 继电保护专业

继电保护及安全自动装置的配置选型应满足国家标准、行业标准和其他有关规定，必须符合GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》。设计单位应提供完整的符合工程实际的纸质版及可编辑的电子版图纸资料。涉网继电保护定值应按电网调控机构的要求整定并报电网调控机构备案，与电网保护配合的场内保护及自动装置应满足相关标准的规定。

所有的继电保护装置、故障录波设备、站内的继电保护装置管理系统及故障信息管理系统可以与相关一次设备同步投入运行。其中，故障录波设备、站内的继电保护装置管理系统子站的具体要求为：

1)故障录波设备：按要求配置故障录波器，采用非Windows 操作系统，选用独立于被监测保护生产厂家的设备，接入开关量、模拟量应满足“全、准、通”的要求，能够记录故障前10 s到故障后60 s 的情况；电化学储能电站的故障录波数据应传送至所属地区(市、州)级电网调控机构(下文简称为“地调”)。

2)站内的继电保护装置管理系统子站：并网的电化学储能电站应配置一套继电保护装置管理系统子站，应接入线路、开关等保护装置信息，配置相应的联网接入设备，满足与主站互联互通的接入要求。

现场的继电保护装置接入前应满足以下要求：

1)并网线路应配置光纤差动保护，汇集线系统的母线应配置母差保护，选用的保护装置需通过国家电网公司的专业检测，并与接入系统批复文件一致。

2)涉网继电保护定值应与电网继电保护定值相配合，汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，应满足GB/T 14285—2006 和DL/T 584—2017《3 kV～110 kV 电网继电保护装置运行整定规程》的要求。

3)双重化配置的2 套继电保护直流电源应取自不同蓄电池组连接的直流母线段。每套继电保护装置与其相关设备的直流电源均应取自于与同一蓄电池组相连的直流母线段。

4)电化学储能电站应配置防孤岛保护装置，在并网运行模式下，电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间应不大于2 s，且防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

3.1.2 自动化专业

应配置2 套调度数据网并采用调度数据网通信方式，均接地调调度数据网，并延伸通道至省(自治区、直辖市)电力调度控制中心(下文简称为“省调”)。地调能量管理系统(EMS)和省调EMS 均直采电化学储能电站数据。储能安全防护方案由省调负责审核。现场控制区(I 区)、非控制区(II 区)之间应配置1 台防火墙，同时在I 区配置1 套II 型网络安全监测装置，该网络安全监测装置主要用于监测远动机、后台机、纵向加密装置的告警信息。电化学储能电站同调度自动化系统间的通信通道应具备双路独立通信路由，满足“N-1 检验原则”通信不中断的要求。

升压站计算机监控系统(或远动终端设备)、相量测量装置(PMU)、AGC 系统等涉网设备在并网前应与省调、地调完成联调。AGC 系统应能够接收并自动执行电网调控机构下达的AGC指令。同时，电化学储能电站应具备就地和远程无功功率控制和电压调节功能。远动终端设备、计算机监控系统及其测控单元等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源(UPS)或站内直流电源供电，在交流供电电源消失后，UPS 装置带负荷运行时间应不小于2 h。

3.1.3 通信专业

通信设备的设计、选型应符合电网调控机构的有关规程规定，采用成熟可靠的产品，并报电网调控机构备案。通信设备的接口和网管规约应满足通信网管理系统的要求。

通信光缆、通信设备、通信业务运行方式、通信机房及辅助设施、通信运维机构及人员需满足各项运行管理要求，确保通信系统运行稳定、运维机制高效，能为电网重要业务提供安全可靠的通信支撑。站内主要设备及机房动力环境的告警信息应上传至24 h 有人值班的场所。通信电源系统及一体化电源-48 V 通信部分的状态及告警信息应纳入实时监控，满足通信运行要求。通信专网蓄电池组的供电能力应不少于8 h。

此外，双重化配置的继电保护光电转换接口装置的直流电源应取自不同的电源。单电源供电的继电保护接口装置和为其提供通道的单电源供电通信设备，如外置光放大器、脉冲编码调制设备(PCM)、载波设备等，均由同一套电源供电。

3.1.4 调控专业

1)现场运行值班人员应与通过认证的人员名单一致。现场规章制度齐全，运行值班人员对规章制度的熟悉程度已达到要求。

2)调度命名、主接线方式、接入电压等级正确，并满足如下要求：监控系统监视、遥控功能完备，“五防”系统运行正常；监控系统、现场的电气主接线方式、出线电压等级、出线方向和出线回路数与并网调度协议一致，符合接入系统批复文件；监控系统、现场的设备命名与省调、地调命名一致；设备标识牌规范、完整；并网一次、二次设备安装并调试完毕，具备启动送电条件。

3)站内资料准备：具备电气运行规程、事故处理规程和反事故预案，并上报电网调控机构；具备与电网安全相关的运行、检修规程及管理制度，并满足电网安全管理规定要求；规程预案应与电化学储能电站相符，内容完整无误。

4)控制室要求：控制室应装有专线调度电话，具备录音功能；实行24 h 值班；实现远方监视与控制；日发电计划、实时发电计划接收应满足要求。

3.1.5 新能源专业

1)并网通知书及并网测试合同：需提供质监部门出具的《电力工程质量监督检查并网通知书》原件。按照GB/T 36548—2018《电化学储能系统接入电网测试规范》制定并网后检测方案，包括检测时间、检测单位、检测内容等。

2)储能载体、储能PCS 等主要部件应通过分系统的调试及性能测试。

3)需安装符合要求的电能质量在线监测装置；低、高电压穿越能力，电网适应性，电能质量满足规范要求；全站消防系统需经过调试并通过相关部门验收。

3.1.6 各专业验收的关键参量汇总

对多场景下电化学储能电站调度各专业验收的关键参量进行整理，具体如表6 所示。

表6 多场景下电化学储能电站调度各专业验收的关键参量Table 6 Key parameters for acceptance of each specialty of electrochemical energy storage power station under multi-scenarios

3.2 电化学储能电站整改闭环

电化学储能电站需针对各专业核查、现场检查发现的问题整改到位，并形成整改报告，整改报告应包含相关问题整改到位的佐证材料，整改完成情况需得到现场检查人员的认可。

电化学储能电站应于预计并网前一周提交并网周计划，具备并网条件后，各专业根据并网条件确认情况完成日前停电工作计划流程审批。

4 电化学储能电站并网指标体系在湖南地区电化学储能电站的应用

目前，湖南一期储能示范工程规模为60MW/120MWh，共3 座电化学储能电站(分别为：芙蓉储能电站、榔梨储能电站、延农储能电站)，总无功功率调节容量为62.54 MW。通过电化学储能电站并网指标体系的应用，进一步提高了电站运行的安全性，电站全过程管控效率比未采用并网指标体系时提高了40%。

1)在调压场景工况下，已将电化学储能电站纳入地区电网的AVC 系统，重点采集无功响应时间、充放电容量等信息；在控制模式方面，设置电压控制和无功控制2 种控制模式，可在不同场景工况下自由切换。针对用户10 kV 母线高电压质量要求，采用电压控制模式，实时计算储能无功功率输出需求，实现母线电压稳定控制；针对供电区无功平衡控制，采用无功控制模式，稳定储能无功功率输出，为供电区提供稳定的无功支撑电源。

2)在调峰场景工况下，已将电化学储能电站纳入省级电网的AGC 系统，采用“两充两放”模式，重点要求电化学储能电站反馈电池SOH、电池寿命等信息，在提升清洁能源消纳能力、提升电网供电能力、提升大电网安全稳定等方面，具有良好的示范效应。3 座电化学储能电站有效提升了湖南地区能源系统的整体利用效率，每年可有效减少1.6 万t 的CO2排放量，减少480 t的SO2排放量。

3)在主动支撑场景工况下，2020 年5 月6 日，电化学储能电站完成了配合精切传动试验，响应时间达到要求；±800 kV 祁韶特高压的直流功率从80 万kW 降为零后，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kW。

5 结论

本文针对电化学储能电站对电网的主动支撑和经济运行的规范性评价指标体系不完善的问题，建立了电化学储能电站并网指标体系，得到以下结论：

1)开展了电化学储能电站运行评价研究，从电量、能效、可靠性及运维费用出发，结合电网实际运行和电化学储能电站技术参数，提出具体的运行指标；从充放电能力、能效水平和运行可靠性3 个方面计算电化学储能电站的综合得分。

2)对湖南地区电网侧、用户侧、新能源侧的电化学储能电站的调研表明，当前远程感知信息无法满足电化学储能电站对电网的主动支撑和经济运行要求，结合电化学储能电站多场景故障类型分析和梳理的核心指标，采用“5/5-9/1”标度法改进传统层次分析法，确定了电化学储能电站多场景工况下远程感知特征量及特征量的权重系数。

3)结合电网和电化学储能电站实际情况，提出了电网调度各专业对电化学储能电站的并网验收要求，为电网调控机构开展电化学储能电站过程管控、验收和调控提供了依据，建立了规范的全过程管理体系。

电化学储能电站并网指标体系将进一步在湖南二期、三期储能示范工程建设中进行应用验证及优化，该指标体系解决了电化学储能电站规划建设及运营验收中的并网指标不全面、不成体系的问题。通过规范化的评价指标体系的建设，使电化学储能电站全过程管控效率比未采用该并网指标体系时提升了40%，形成可推广到湖南全省乃至全国新能源场站应用的电化学储能电站建设运营的指标体系，进一步提高了电化学储能电站建设运营的安全性。