储能系统并网技术要求及实测案例-中国电力科学研究院有限公司-徐亮辉

中国电力科学研究院有限公司 国家能源太阳能发电研发（实验）中心 徐亮辉 xulianghui@epri.sgcc.com.cn 2019.11 储能系统并网技术要求及实测案例 汇报目录 2 储能变流器国内 标准体系 储能变流器和系统并网技术要求3 储能变流器测试案例分析4 储能电站现场测试案例分析5 1 政策背景 一、政策背景 截止 2018年底我国电化学储能累计装机容量突破 1GW， 装机规模排名前十位的省 市分别是：江苏 、 河南 、 青海 、 广东 、 内蒙古 、 浙江 、 贵州 、 山西 、 北京和河北 。 40.7 44.2 71.3 132.3 164.1 270.4 389.8 1072.7 0 200 400 600 800 1000 1200 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 电化学储能历年累计 装机容量 /MW 备注：数据 来源 CNESA（ 中关村储能产业技术联盟 ） 各个行业和部门从能源规划、装备制造、电力改革等层面以及能源互联、 新能源开发、电动汽车等多个领域制定了系列政策，驱动储能产业快速发展。 一、政策背景 2017年 10月 11日， 国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局 联合 发布我国储能产业首个指导性政策 ：发改能源 〔 2017〕 1701号 《 关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见 》 ，瞄准现阶段我国储能技术 与产业发展过程中存在的政策支持不足、研发示范不足、 技术标准不足 、统筹规划不足等问题，明确储能在 各领域中的重要价值，提出我国储能产业和技术在未来 10年的 发展目标 和 重点任务 ！ 2017年 11月 22日， 国家能源局 在 《 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 》 的通知中指出：按需扩 大电力辅助服务提供主体， 鼓励储能设备 、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅 助服务。 一、政策背景 2019年 2月 18日， 国家电网公司 发布 《 关于促进电化学储能健康有序发展的指 导意见 》 ，意见中指出：在 电源侧 支持 新能源和常规 火电配置储能 ，客户侧储能参 与 电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善 ，将 电网侧 储能视为电网的 重要电气元 件 和一种技术方案选择进行综合比选 论证。 序号 项目名称 规模 状态 1 江苏镇江电网侧储能电站 101MW/202MWh 2018年 7月投运 2 河南电网侧储能电站 100.8MW/125.8MWh 2018年 12月投运 3 湖南电网侧储能电站 60MW/120MWh 2019年 6月投运 4 江苏第二批电网侧储能项目 752.6MWh 建设中 5 浙江电网侧储能一期 16.03MW/45.65MWh 建设中 6 甘肃网域大规模储能电站 720MWh 建设中 典型电网侧储能项目 一、政策背景 储能产业在多个领域应用 前景光明 ， 是 极具发展前景 的能源产业 ！ ➢ 用户 侧、分布式和微网 电费管理（电量电费、容量电费）、峰谷价差 套利，减少供电容量需求和减缓配电网投资 ➢ 集中式可再生能源 并网（新能源消纳） 平抑新能源发电功率波动，发电优化 ➢ 电力 辅助 服务（电网侧、电源侧） 电网调峰 、网荷 互动、火电厂辅助调频 电化学 储能项目应用分布 一、政策背景 ESS ESS 220 kV 110 kV 20 kV 环网 20 kV 集中发电 分布式发电 220 kV 输电线路 ESS平滑输出ESS ESS ESS110 kV 工业 负载 20 kV 掉电热备用 新能源并网 平抑负荷 频率调节 削峰填谷 电网侧储能项目建设背景：高端电网 需要、能源服务 转型、缓解 电网 压力 新能源消纳 电网调频 电网调峰 汇报目录 2 储能变流器国内 标准体系 储能变流器和系统并网技术要求3 储能变流器测试案例分析4 储能电站现场测试案例分析5 1 政策背景 1. 企业标准： Q/GDW 676-2011 《 储能系统接入配电网测试规范 》 Q/GDW 1564-2014 《 储能系统接入配电网技术规定 》 2. 行业标准： NB/T 33014-2014 《 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 》 NB/T 33015-2014 《 电化学储能系统接入配电网技术规定 》 NB/T 33016-2014 《 电化学储能系统接入配电网测试规程 》 3. 国家标准： GB/T 34120-2017 《 电化学储能系统储能变流器技术规范 》 GB/T 34133-2017 《 储能变流器检测技术规程 》 GB/T 36547-2018 《 电化学储能系统接入电网技术规定 》 GB/T 36548-2018 《 电化学储能系统接入电网测试规范 》 二、储能变流器国内标准体系 储能变流器 是 储能系统与外部连接的 枢纽元件 ， 国内主要 现行 标准 如下： 二、储能变流器国内标准体系 无功 功率 有功 功率 电能 质量 保护故障穿越 电网适应性 国标主要条款 ➢ GB/T 34120-2017： 适用于以电化学电池作为储能载体 的低压 三相储能变流器，其直 流侧电压最高值不超过 1000V。 ➢ GB/T 36547-2018：适用于额定功率 100kW及以上且储能时间不低于 15min的电化学 储能系统，其他功率等级和储能时间的电化学储能系统可参照执行。 常规 电性能 电磁 兼容环境 安规 性能 并 网 试 验 常 规 试 验 二、储能变流器国内标准体系 国标主要测试 项目 序号 功能和性能要求 运行模式 并网 离 网 并离 网 1 效率 √ √ √ 2 损耗 √ √ √ 3 过载能力 √ √ √ 4 电流总谐波畸变率 √ √ 5 直流分量 √ √ 6 电压波动和闪变 √ √ 7 功率控制精度 √ √ 8 功率因数 √ √ 9 稳流精度与电流纹波 √ √ 10 稳压精度与电压纹波 √ √ 二、储能变流器国内标准体系 国标主要测试 项目 序号 功能和性能要求 运行模式 并网 离 网 并离 网 11 电网适应能力 √ √ 12 低电压穿越 √ √ 13 充放电切换时间 √ √ 14 电压偏差 √ √ 15 电压总谐波畸变率 √ √ 16 电压不平衡度 √ √ 17 动态电压瞬变范围 √ √ 18 温升 √ √ √ 19 噪声 √ √ √ 20 环境 √ √ √ 汇报目录 2 储能变流器国内 标准体系 储能变流器和系统并网技术要求3 储能变流器测试案例分析4 储能电站现场测试案例分析5 1 政策背景 三、储能变流器和系统并网技术要求 储能变流器使用条件： GB/T 34120-2017 第 5.1.2条 规定储能变流器在 下列电网条件下 ， 应能以正常 方式运行： ➢ 公用 电网谐波电压不超过 GB/T 14549中规定的限值； ➢ 储能 变流器输出端三相电压不平衡度不超过 GB/T 15543规定的限值； ➢ 电网 频率偏差不超过 GB/T 15945规定的限值的规定； ➢ 电压 偏差应在 -10%~+15%范围内 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 低电压穿越： GB/T 34120-2017： ➢ 第 5.4.12条 电力 系统发生故障时 ， 若并网点考核电压全部在储能变流器低电压穿越 要求的电压轮廓线及以上的区域内时 ， 如图 1所示 ， 储能变流器应保证不脱网连续运 行；否则 ， 允许储能变流器切出 。 储能变流器低电压穿越具体要求如下： a) 储能变流器并网点电压跌至 0时 ， 储能变流器能够保证不脱网连续运行 0.15s； b) 储能变流器并网点电压跌至曲线 1以下时 ， 储能变流器可以从电网切出； c) 对电力系统故障期间没有切出的储能变流器 ， 其有功功率在故障清除后应能快速恢 复 ， 自故障清除时刻开始 ， 以至少 30%额定功率 /秒 的功率变化率恢复至故障前的值； 三、储能变流器和系统并网技术要求 低电压穿越： 0 0 . 2 0 . 85 1 - 1 0 1 2 3 4 时间 ( s ) 曲线 1 要求储能变流器 不脱网连续运行 储能变流器可以与电网断开连接 并网点电压 ( p . u .) 0 . 15 0 . 6 2 5 对于并入 10(6)kV以下电压等级电网的储 能变流器，具备故障脱离功能即可。 ➢ 动态无功能力要求： a) 自并网点电压跌落时刻起，动态 无功电流的 响应 时间应 不大于 30ms； b) 自动态无功电流响应起直到电压恢复 至 0.85（ p.u. ）期间，储能变流器注入电力系统的 动态无功电流 应 实时 跟踪并网点电压变化，并应满足公式（ 2）： IT≥1.6×（ 0.85-UT） ×IN （ 0.2≤ UT≤0.85） IT≥1.04×IN （ UT＜ 0.2） IT=0 （ UT0.85） UT—— 储能变流器并网点电压标幺值 IN—— 储能 变流器额定电流 三、储能变流器和系统并网技术要求 高电压穿越： GB/T 36547-2018： ➢ 第 7.2.2条 通过 10（ 6） kV及以上电压等级接入公用电 网的电化学储能系统应具备右图所示的高电压穿越能力 ， 并网点电压在右图曲线 2轮廓线及以下区域时 ， 电化 学储能系统应不脱网连续运行；并网点电压在右图中曲 线 2轮廓线以上区域时 ， 允许电化学储能系统与电网断 开连接 。 0 . 90 1 . 00 1 . 10 1 . 20 1 . 30 储能系统可以与电网断开连接 要求储能系统不脱网持续运行 时间 （ s ）0- 0 . 1 0 . 1 1 . 40 10 并网点电压 ( p . u .) 曲线 2 高 /低电压穿越 ➢ 在标准要求电压轮廓线范围内储能变流器需不脱网连续运行； ➢ 电压恢复后储能变流器需快速恢复有功至故障前 （ 低穿要求速率不低于 30%Pn/s） ； ➢ 低电压穿越过程中储能 变流器需按标准要求提供 动态无功支撑 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 储能变流器需具备充放电两种运行模式下的高 /低电压穿越功能 ！！！ 电网适应能力 -频率响应 ➢ GB/T 34120-2017 第 5.4.11.1条要求并入 10(6)kV及以上电压等级：具备一定的 耐受系统频率异常能力 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 频率范围 要求 低于 48Hz 储能变流器不应处于充电状态。储能变流器应根据允许运行的最低频率或者电网调度机构要求确定是否与电网 脱离 。 48Hz~49.5Hz 处于充电状态的储能变流器应在 0.2s内转为放电状态，对于不具备放电条件或者其他 特殊情况，应在 0.2s内与电网脱离。 处于放电状态的储能变流器应能连续 运行 。 49.5Hz~50.2Hz 正常充电或者放电 运行 。 50.2Hz~50.5Hz 处于放电状态的储能变流器应在 0.2s内转为放电状态，对于不具备充电条件或者其他 特殊情况，应在 0.2s内与电网脱离。 处于充电状态的储能变流器应能连续 运行 。 高于 50.5Hz 储能变流器不应处于充电状态。储能变流器应根据允许运行的最高频率确定是否与电网 脱离 频率适应性 ➢ GB/T 36547-2018 第 7.1条 三、储能变流器和系统并网技术要求 频率范围 要求 f49.5Hz 不 应处于充电 状态 49.5Hz≤f≤50.2Hz 持续运行 ≥50.5Hz 不 应处于充电状态 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 功率控制： GB/T 34120-2017： ➢ 第 5.3条 储能 变流器应具有充放电功能 、 有功功率控制功能 、 无功功率调节功能 和并 离网切换功能 。 ➢ 第 5.4.3条 储能 变流器交流侧电流在 110％ 额定电流下 ， 持续运行时间应不少于 10 min；储能变流器交流侧电流在 120%额定电流下 ， 持续运行时间应不少于 1min。 ➢ 第 5.4.7条 储能 变流器输出 大于其额定功率的 20%时 ， 功率控制精度应不超过 5%。 ➢ 第 5.4.13条 储能 变流器的充放电切换时间应不大于 100 ms。 三、储能变流器和系统并网技术要求 功率控制： GB/T 36547-2018 ： ➢ 第 6.1.1条 电化学储能系统应具备 恒功率控制 、 恒功率因数控制 和 恒充电 /放电电流控制 功能 ， 能够按照计划曲线和下发指令方式连续运行 。 ➢ 第 6.1.2条 电化学 储能 系统在其变流器额定功率 运行范围内应具备 四象限功率控制功能 ， 有功 功率和无功功率应在图 7所示的阴影区域内动 态可调 。 1 P / Pn0 0 . 33 - 0 . 33 Q / Pn 1 . 06 三、储能变流器和系统并网技术要求 功率控制： GB/T 36547-2018 ： ➢ 第 6.2.1条 接入 10(6)kV及以上电压等级公用电网的电化学储能系统应具备 就地 和远程充放电功率控制 功能 ， 且具备能够自动执行电网调度机构下达指令的功 能 。 ➢ 第 6.2.2条 接入 110(220)kV及以上电压等级公用电网的电化学储能系统应 具有 参与一次调频 的能力 ， 并 具备自动发电控制 （ AGC） 的功能 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 功率控制： GB/T 36547-2018 ： ➢ 第 6.2.3条 接入 10(6)kV及以上电压等级公用电网的电化学储能 系统 ， 动态响应 特性 应满足以下要求： a)储能系统功率控制的充 /放电响应时间不大于 2s， 调节时间不大于 3s， 转换 时间不大于 2s； b)调节时间后 ， 系统实际出力曲线与调度指令或计划曲线偏差不大于 +2%Pn。 ➢ 第 6.3条 通过 10(6)kV及以上电压 等级接入公用 电网的电化学储能 系统应同时 具备 就地和 远程无功功率控制和电压调节 功能 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 电能质量 _谐波： GB/T 34120-2017第 5.4.4条： ➢ 储能变流器在额定并网运行条件下 ， 交流侧电流总谐波畸变率应满足 GB/T 14549的规定 。 GB/T 36547-2018第 5.1条 ： ➢ 电化学储能系统接入公共连接点的谐波电压应满足 GB/T 14549的要求； ➢ 电化学储能系统接入公共连接点 的间谐波 电压应满足 GB/T 24337的要求 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 电能质量 _直流分量： GB/T 34120-2017第 5.4.5条 ： ➢ 储能变流器额定功率并网运行时 ， 储能变流器交流侧电流中的直流电流分 量应不超过其输出电流额定值的 0.5%。 GB/T 36547-2018第 5.5条 ： ➢ 电化学 储能系统接入公共连接点 的直流电流分量不应超过其交流额定值的 0.5%。 三、储能变流器和系统并网技术要求 电能质量 _电压不平衡度： GB/T 34120-2017第 5.4.16条 ： ➢ 储能变流器输出电压不平衡度应小于 2%， 短时不超过 4%。 GB/T 36547-2018第 5.4条 ： ➢ 电化学 储能系统接入公共连接点 的电压不平衡度应满足 GB/T 15543的要求 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 电能质量 _电压偏差： GB/T 34120-2017第 5.4.14条： ➢ 第 5.4.14条 在 空载和额定阻性负载 (平衡负载 )条件下 ， 储能变流器交流侧输出 电压幅值偏差应不超过额定电压的 ±5%， 相位偏差应小于 3°。 GB/T 36547-2018第 5.2条 ： ➢ 电化学 储能系统接入公共连接点 的电压偏差应满足 GB/T 12325的要求 。 三、储能变流器和系统并网技术要求 电能质量 _电压波动和闪变： GB/T 34120-2017第 5.4.6条 ： ➢ 储能变流器接入电网运行时产生的电压波动和闪变应满足 GB/T 12326的规 定 。 GB/T 36547-2018第 5.2条 ： ➢ 电化学 储能系统接入公共连接点 的 电压波动和 闪变值 应满足 GB/T 12326的 要求 。 汇报目录 2 储能变流器国内 标准体系 储能变流器和系统并网技术要求3 储能变流器测试案例分析4 储能电站现场测试案例分析5 1 政策背景