DLT-2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》解读

('DL/T2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》解读1．编制背景近年来随着风电、光伏等间歇性新能源的大规模接入，对电网频率的影响越发明显，对优质调频资源的需求开始浮现。为提高发电机组参与调频辅助服务的积极性，我国大部分省区已通过两个细则或调频辅助服务市场等手段，激励发电厂提升调频服务质量，满足电网对调频资源的需求。我国电源构成以火电为主，火电厂调节速率慢，响应时间长；电化学储能系统具有秒级响应速度，调频能力数倍于燃煤机组，但持续能量不足；两者具有较好的互补特性。近年来电化学储能联合火电机组调频成为新兴的商业模式，山西、广东、内蒙均已出现火电机组+储能联合参与调频市场的案例，获得了良好的市场收益。参与辅助调频的电化学储能系统一般从发电厂厂高变低压侧接入，储能的运行将直接影响厂用电负荷及厂区生产安全，进一步可能影响发电机组和电网的安全稳定运行。辅助调频工况下储能充放电与AGC指令、火电机组的调节速率相关，其运行工况与常规调峰模式下的充放电有明显差异，其对发电机组和电网的影响尚不明确。调频工况下储能充放电频繁、发热量大、电池衰减较快，对储能系统的性能提出了较高的要求。为了规范参与辅助调频的电厂侧储能系统接入电网的管理流程和技术要求，保障电厂侧储能的安全运行，充分发挥储能系统提升电厂整体调频性能的作用，应有针对性地制定电厂侧储能系统并网管理规范。根据《国家能源局综合司关于下达2019年能源领域行业标准制（修）订计划及英文版翻译出版技术的通知》(国能综通科技[2019]58号）的要求，广东电网有限责任公司电力调度控制中心牵头开展了行业标准《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》的编制工作。历经多次调研和讨论，于2021年4月26日发布了行业标准DL/T2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》，并于2021年10月26日开始正式实施。2.编制依据标准编制过程中，重点参考了国内外储能相关标准，如GB/T36547《电化学储能系统接入电网技术规定》、GB/T36548《电化学储能系统接入电网测试规范》、GB/T36558《电力系统电化学储能系统通用技术条件》；常规火电机组的一二次调频标准，如DL/T1210《火力发电厂自动发电控制性能测试验收规程》、GB/T30370《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》，以及电网运行准则、电力系统安全稳定导则等相关标准和规范，同时结合广东、山西等地区的火电机组与储能联合调频项目的实际运行经验，并最大范围内征求了行业内设备厂商、电站运营商、电网公司、发电公司等专业人士的意见和建议，反复推敲，力求通俗易懂，尽量使标准内容和条文便于理解、引用和实施。3.内容解读3.1前言标准的前言主要规定了标准所依据的起草规则、提出和归口信息、起草单位和起草人。标准按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草，由全国电力储能标准化技术委员会（SAC/TC550）提出并归口。3.2范围本标准规定了参与辅助调频的电厂侧储能系统接入电力系统的并网管理要求，包括工程备案、接入系统方案设计、并网准备、并网调试和试运行。本标准适用于以辅助调频为主要应用模式的电厂侧电化学储能系统的并网管理。应用于系统调峰、稳定控制等其他模式或其他储能形式的电厂侧储能的并网管理可参照执行。3.3术语和定义本标准在沿用已有标准中的术语和定义的基础上，提出了“电厂侧储能系统”、“辅助调频”2个术语定义。电厂侧储能系统：在发电厂关口计量点以内接入电网，与电厂作为同一调度对象、接受电网调度管理，可循环电能存储、转换及释放的系统。辅助调频：利用储能等辅助手段响应电网一次调频或二次调频控制需求，以提高发电机组的调节性能。“电厂侧储能系统”明确了以关口计量表为依据，界定电厂侧储能的范围，可与电网侧、用户侧储能明确区分；同时强调与电厂作为同一调度对象、接受电网调度管理，明确了电厂侧储能的调管关系。“辅助调频”明确了本标准中电厂侧储能的功能，即辅助发电机组响应电网的一二次调频控制需求，提高发电机组调节性能。通过上述两个定义，将本标准的对象“参与辅助调频的电厂侧储能系统”表述得更加全面和准确。3.4基本规定本章提出了电厂侧储能并网运行应遵循的一般性原则和并网流程。本章明确了电厂侧储能系统调度关系、管理维护界面和并网运行原则。电厂侧储能作为电力系统直接或间接调度对象，应遵守电力系统的相关法规和电网运行准则。电厂应负责电厂侧储能的日常设备运行维护工作，应制定储能系统现场运行维护和安全操作规程。调度机构应按调度规程及市场规则提供并网服务，并对电厂侧储能进行规范调度管理。本章对电厂侧储能系统的基本设计原则提出了要求。电厂侧储能系统除了满足电化学储能系统自身设计要求GB51048和GB50229外，还应满足电厂基本设计要求，且不应影响电网安全稳定运行。考虑到电厂侧储能与电厂作为同一调度对象、接受电网调度管理，要求电厂侧储能系统原则上应具备直接或间接接受调度指令的能力。本章提出了电厂侧储能系统并网管理的主要流程，包括工程备案、接入系统方案设计、并网准备、并网调试、试运行五个环节。3.5工程备案本章规定了备案的主体和内容要求。按照国家有关政策要求，电厂侧储能系统建设前应按相关要求向政府备案，并向电网管理机构书面报告。书面报告内容宜包括电厂侧储能项目建设目的、建设规模、工程投资主体、系统拟接入点、运行模式和实施计划。3.6接入系统方案设计本章规定了接入方案设计中一、二次设备配置和调度控制接口的要求。参考常规电源的接入方案设计，电厂侧储能的系统接入方案应包括储能系统设计、运行方式、电气一次、电气二次、系统安全等内容，其接入方式需同时满足储能系统及电力系统接入的要求，并与电厂已有的一二次设备相协调。另外，电厂侧储能系统应根据系统运行控制的实际需要，预留调度机构直接控制的通道和接口。3.7并网准备本章规定了电厂侧储能在并网前应提交的并网资料及应满足的技术条件。并网资料方面，主要包括项目概况、可研报告、接入系统方案、型式试验报告、出厂验收报告、现场调试报告、安全评估报告、等级保护测评报告、消防验收报告、运行规程、现场试验方案等，其中型式试验报告包括电池、电池管理系统、储能变流器三大设备。此外，电厂还应与电网调度机构签订电厂侧储能系统并网调度协议或补充调度协议。并网技术条件方面，电厂侧储能系统应满足GB/T36547和GB/T36558的技术要求，接受电网调度机构直接控制的储能系统还应满足直控的技术要求。电厂侧储能系统的信息接入包括三方面的要求：1）储能电站监控系统信息。为避免因储能系统与厂内设备运维主体不同导致的运行风险，要求电厂侧储能监控系统除站内信息监控外，还应接入发电机组出力、AGC指令、发电机一次调频状态和厂高变功率等机组和厂用电运行信息。2）接入电网调度自动化系统的SCADA信息，测量对象覆盖到单个PCS。同时为实现电厂侧储能辅助调频的功能，AGC主站应将发电机组和储能联合有功功率作为控制对象，对应的AGC遥测和遥调信息需进行修改。3）接入电网调度自动化系统的PMU信息，测量对象覆盖到单个PCS。由于储能变流器具备毫秒级动作速度，故需接入PMU的毫秒级数据，监视因储能控制策略不当导致的多个PCS相互振荡或一次调频反调等动态过程。3.8并网调试本章根据电厂侧储能应用场景，规定了电厂侧储能并网后应开展的试验内容和指标要求。主要包括储能性能试验和储能联合电厂/机组试验两个部分。3.8.1性能试验储能性能测试依据GB/T36548开展，并应满足GB/T36547的技术要求。其中为测试储能系统的整体特性及不同PCS之前的协同性，高/低电压穿越试验项目宜以整个电池集装箱为单位进行测试。3.8.2储能联合电厂/机组试验储能联合电厂/机组测试包括AGC试验、一次调频试验、PSS校核试验、异常工况试验、直控试验。AGC试验和一次调频试验参考火电机组的AGC和一次调频测试要求，包含阶跃试验和连续试验。由于储能控制策略与机组紧密相关，测试应以电厂/机组和储能作为整体进行测试，储能与电厂/机组响应特性应协同一致，不发生反向调节和功率异常波动。PSS校核试验应依据DL/T1231开展发电机负载阶跃试验，主要校核加装储能后是否因调节参数不当导致发电机组有功功率阻尼比降低。异常工况试验主要针对机组跳闸、储能与机组控制系统通信中断、储能过压过流或过温等异常工况，校核储能系统动作策略的正确性。具备调度直控功能的储能系统应按电网调度机构要求开展直控试验，直控情况下的动作性能指标应满足相关技术要求。3.9试运行本章规定了连续试运行期间电厂侧储能的运行方式和运行指标要求。试运行包括连续计划曲线运行和连续试运行两个阶段。连续计划曲线阶段，机组和储能联合发电单元跟踪调度计划曲线运行；连续试运行阶段，机组与储能发电单元联合提供调频辅助服务，该两个阶段分别检验调频市场连续不中标（曲线运行）和连续中标（调频运行）情况下储能连续运行的适应性和可靠性。储能系统结束试运行后，应提交合格的试验报告，经电网调度机构确认后进入正式运行。4.结语综上所述，本文从编制背景、编制依据和标准内容等方面对标准DL/T2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》进行了全面解读。DL/T2313-2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》与DL/T2314-2021《电厂侧储能系统调度运行管理规范》作为电厂侧储能并网的两大标准，分别针对电厂侧储能正式投产前、后的并网运行管理规范进行规定，存在着一定的关联关系、相互支撑，建议将两个标准结合理解。',)