摘 要：电网侧百兆瓦储能是实现风光可再生能源高比例渗透、电网有序调峰调压调频以及用户安全经济可靠用电的重要支撑载体。为了提升电网侧百兆瓦级储能系统建设规范与运营效益，本文在介绍政府政策、学术研究、产业应用的基础上，首先从电网侧储能系统功能、功率调节、频率调节、投资收益、安全防护方面综述了国内外研究现状。其次，提出了面向电网侧储能电站的“4S”架构，并从结构、功能、响应速度等方面阐述了与传统“3S”架构的异同。再次，从能量监测、协调控制、储能变流三个维度，阐述了“4S”架构下电网储能电站的关键技术。最后，对本文的研究内容进行了总结，并对未来需进一步研究的内容从物理、信息两个层面进行了展望。本文的研究成果，不仅能够为更多电网侧百兆瓦级储能电站的规划设计、建设运营提供参考，而且为新型储能设备的研制指明方向。

引言

      在实现“3060 双碳”目标及传统化学能源向可再生能源转型发展的过程中，风光新能源的大规模开发与高比例渗透增加了“源”、“网”、“荷”端的不确定性。储能系统因响应速度快、建设周期短等优点得到大力推广，但在使用过程中也暴露许多问题 [1-2]。为推动储能产业快速发展及其在电网侧的规模化应用，国家政策、学术研究、项目示范等围绕实现储能产业高质量发展共同发力，以形成政策、科研、项目协同发展的良好局面。

1）在政府政策方面，国家部委、省市出台了相关政策，政策导向积极、明确。比如，国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确指出“积极推动电网侧储能合理化布局，通过重大项目建设引导与提升储能核心技术装备自主、可控的水平。”湖南发改委发布了《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确以发展电网侧独立储能为重点，力争到 2023 年建成电化学储能电站 150 万千瓦/300 万千瓦时以上。

2）在学术研究方面，“电网侧 + 储能”篇名相关文献 93 篇，其中学术期刊与学位论文分别为 78、8 篇，分别占比为 83.87% 和 8.60%，重点围绕主题包括：储能电站、电网侧储能、储能技术、储能系统、电化学储能、电站监控系统、控制策略等。2018-2022 年（截至 2022 年上半年，下同）发表文献数量为 10、23、32、17、8 篇，近五年文章占比为 96.77%，总体呈现热度先增后减并于 2020 年热度最大的趋势。“储能 + 百兆瓦”篇名的文献总共有 14 篇，近五年发表文献数量分别是 1、1、3、5、3 呈现从无到有、由少到多的变化趋势，正逐步成为学术界关注的焦点与难点。“电网侧 + 百兆瓦 + 储能”篇名的文献仅 1 篇，重点介绍了江苏镇江百兆瓦级储能电站自建成投运以来在参与电网调峰、调频、应急响应等运行控制与应用价值。

3）在产业应用方面，目前已在邵阳城步儒林、常德西洞庭、中核同心泉眼、华能黄台电厂等多地同步在建、拟建百兆瓦级储能电站，部分已运行百兆瓦级储能电站在为电网顶峰、惯量支撑、一次调频等方面发挥重要的作用。随着百兆瓦级储能电站技术门槛降低、投资成本减少以及商业收益多样化发展，未来电网侧百兆瓦级储能电站规模与数量均会骤增，对应的控制复杂度与协调难度也会逐步加大。综上，电网侧百兆瓦级储能电站在政策利好与产业落地的影响下呈现快速发展的态势，但在学术研究尤其在储能电站能量管理、协调控制、高压模块式储能技术方面鲜有涉及 [3]。本文在系统介绍电网侧储能基本概念、研究现状的基础上，重点对百兆瓦级储能电站系统架构、整站能量管理、快速协调控制以及新型高压模块式储能技术开展讨论，为更多百兆瓦级乃至吉瓦级储能电站的规划设计、建设运营提供参考。

1. 电网侧储能研究概述

       电网侧储能系统在电网顶峰、一次调频、惯量支撑，促进风光新能源消纳，参与电网调节服务等方面作用显著。接下来，将重点围绕电网侧储能系统功能、功率调节、频率调节、投资收益、安全防护方面的研究，为本文后续研究奠定基础。

1.1 系统功能

       电网侧储能系统的建设与运营能够为源 - 网 - 荷多端带来益处，为整个电网系统的安全、经济、可靠运行提供保障。X. Li（2021）指出储能系统是实现风光新能源消纳、源荷互动响应的重要载体，尤其在电网侧能够有效发挥平抑电网功率变化、电压波动，优化潮流分布等作用 [4]。阳小丹（2022）给出了储能电站惯量支撑、一次调频、动态调压等方面的技术指标，以及表征电化学储能电站的能效指标、电量指标、可靠性指标、运维费用指标等，据此提升电化学储能电站管控效率 40% 以上，为全国其他电化学储能电站的可靠、经济运营提供了参考 [5]。秦昊（2022）系统介绍了百兆瓦级储能系统架构，指出应具备的功能、性能，在此基础上对昆山百兆瓦级储能电站工程的全站系统建模、控制指令测试、测试结果分析等进行了讨论，指出储能系统在 AGC 功能、充放电控制精度、一次调频响应时间等方面的具体要求[6]。目前，电网侧储能系统的顶峰、一次调频、惯量支撑作用大小取决于储能站的选址、容量大小、调节频次与所在电网的运况情况。

1.2 功率调节

       电网侧储能系统通过有功、无功功率的调节，实现电网顶峰、削峰填谷等作用。南国良（2020）提出电网侧储能在实现电网调峰过程中的交易模式，构建了电网侧储能参与调峰的优化模型，并采用 CPLEX 进行模型求解，对求解验证正确的模型、算法进行封装及界面展示，提升了研究成果的可用性、易用性 [7]。Yeongsu（2018）系统讨论了并网储能系统低电压穿越的管控策略，给出通过电网侧逆变器注入无功功率的策略，据此决定无功、有功的注入量 [8]。白浩（2020）提出电网侧储能系统优化配置方法，该方法考虑本级线路运行效率提升与多级配电网通过储能削峰填谷对上级电网的影响，具体构建考虑储能系统优化配置与运行的双层模型，并通过 IEEE 33 节点证明了所提策略的正确性与有效性 [9]。通过储能系统功率的有序、定量调节控制，实现电网的调峰、错峰运行。随着配置容量的不断增大，接入的可控节点与控制复杂性也会增加。

1.3 频率调节

       利用储能系统快速调节特性，能够实现在电网侧开展一次、二次调频服务，据此有效缓解日益增多的可再生能源接入带来的波动性。Hongyu（2021）讨论了储能系统在电网调频以及优化我国调频市场布局的情况，借鉴英国、美国、澳大利亚等国在应用储能参与调频服务的先进经验，指出我国在储能参与电网调频中存在调节收益过低、接入门槛过高等问题 [10]。张江丰（2022）介绍了电网侧储能电站AGC 管控策略，该策略计及电池能耗因子进行全站负荷的优化分配。通过提出的新型控制策略与常规侧率的结果对比，指出改进后 AGC 策略在响应时间、调节速度、稳态误差方面均具有优越性 [11]。谢永胜（2022）提出面向风光新能源接入的电网侧储能频率稳控策略，基于灵敏度分析提炼出影响频率变化的主要指标，采用储能系统的虚拟惯量控制提升对电网频率变化的有效支撑能力，据此提升风光新能源消纳以及电网频度的稳控、精控 [12]。韩啸（2021）针对电网侧储能一次调频、二次调频原理与管控策略进行建模分析：在一次调频中，根据电池 SOC 进行投退调节、出力反馈调节控制；在二次调频过程中，采用线性自抗扰控制实现高低分频，据此实现储能系统的有效控制 [13]。目前，储能系统参与调频在调频原理、硬件功能及控制策略上均能够实现，但在商业机制、收益模式方面还需要进一步完善，以调动电网侧储能建设与运营主体的积极性。

1.4 投资收益

       电网侧储能受投资额度大、回收周期长、政策频出波动等影响而发展速度相对缓慢，需要在现有政策环境下提升储能系统本身收益能力，并通过较好的收益表现与电网贡献争取更多有利政策。Y. Zhang（2021）高昂的投资成本与不确定性收益制约了电网侧储能的规模化发展，提出了两阶段优化模型，通过储能系统边际效益分析等提出有效改善储能系统使用策略、延长使用寿命的对策建议 [14]。Liu（2020）在储能系统分类、特性分析与原理介绍的基础上，给出储能系统参与电网调节服务的模型，并指出装机容量、运营策略在提升电网侧储能收益方面发挥重要的作用 [15]。赵玉婷（2019）对电网侧储能电站的投资收益分析方法进行了介绍，在投资方面重点计及设备购置、建设安装、运行维护等方面的费用，在收益方面重点考虑削峰填谷、租赁收益、调峰补偿等，给出了提升大规模发展电网侧储能电站运营收益的建议 [16]。目前，电网侧储能系统在必要政策红利与相对有限的盈利模式下探索式前行，并面临着保证系统安全稳定运行、同业竞争持续加剧、利润空间收窄的多重压力。

1.5 安全防护

       电网侧储能系统的安全稳定运行是其规模化发展的必要前提，一方面需要从器件级、模组级、单元级及系统级不同层面加强硬件或系统本身的安全，保证故障出现后可控、控得住；另一方面需要结合数据监测预警、智能故障诊断技术等及早发现并精准隔离故障部分，避免故障范围与严重程度扩大。曹斌（2019）给出了电网侧储能电站防孤岛保护定值的优化策略，通过分析电网侧储能的恒功率、恒压恒频、虚拟同步机等多种运行方式，给出电网侧储能系统保护配置、定值整定、与逆变器防孤岛保护配合的策略，有效满足了防孤岛保护、低电压穿越等兼容性要求 [17]。徐亮（2022）介绍了基于数据分析与智能诊断融合的锂离子电池储能电站消防管控策略，据此实现储能电站故障的早预警、早隔离，减少或避免因着火、爆炸、热失控导致的人员伤亡与财产损失 [18]。目前，国内外出现的几起储能电站失火或爆炸事件，导致政策收紧、并网要求增多，也给行业带来技术更新、功能升级的发展机会。

       综上，电网侧储能是缓解风光高比例渗透下电网功率频繁波动与负荷侧峰谷差持续拉大的有效途径，相比于电源侧、用户侧储能具有效率高、安全可控、便于统筹管理的优势。同时，电网侧储能在顶峰、调压、调频、惯量支撑等方面的作用已经显现，但需要可持续盈利模式与收益的有效支撑。随着越来越多的电网侧储能投运，其系统架构、能量管理、协调控制与高压新型储能技术的发展对未来单站、多站的运营优化起到非常重要的作用。

2. 电网侧储能电站“4S”架构

       目前，国内已有多个已建、在建电网侧百兆瓦级储能电站，但各储能电站因建设主体、设备厂家、技术路线等差异导致系统架构不统一，能量管理与协调控制有很大的优化空间。目前，多数电网侧储能电站沿用传统的“3S”架构，即自底向上由电池管理系统 BMS、储能变流器 PCS、能量管理系统 EMS 构成，并通过远动工作站直接控制的源网荷控制系统实现功率调节指令的快速下发。

       在“3S 架构”模式下，储能电站只考虑了稳态功率调节功能（如削峰填谷），而缺少对于调压调频、惯量支撑、动态无功支撑等电网动态、暂态运行工况，并且稳态功率调节功能既有在 PCS 实现、也有在 EMS 实现，管理关系错综复杂。此外，能量管理系统调节响应速度在“秒级”，无法充分利用储能变流器 PCS“毫秒级”的快速响应能力，尤其在多储能变流器 PCS 的功率指令下发时，需要先通过源网荷控制系统启动 PCS 以最大功率进行充电或放电，再经过通信时延后由能量管理系统 EMS 向各储能变流器 PCS 下发精准的功率控制指令。

        相比于与“3S”架构，“4S 架构”在原先能量管理系统 EMS 与储能变流器PCS 之间增加协调控制器 CCS，通过 GOOSE 通信协议执行“毫秒级”调频、调压等低时延协调控制，并将指令及时、全面、精确地下发到各储能变流器执行。而能量管理系统 EMS 与常规监控功能进行兼容，负责执行时延要求不高的业务功能，如储能站安防、视频监控等。同时，“4S”架构下还配备了电池舱故障录波装置，正常运行时可将电池运况信息传送到后台进行分析，判断电池健康状态并作为电池部分更换的依据；在故障前、后运行期间，故障录波装置能够记录故障信息并完整保存，作为故障溯源分析依据以及保证电池舱整舱尽毁情况下储能站重要信息的保存，类似“飞机黑匣子”的功能。

3. 电网侧储能电站关键技术

3.1 能量监控

       电网侧百兆瓦级能量监控系统具备百万级数据采集处理、稳态能量调节控制、历史数据溯源分析、多系统融合等功能，字底向上分为设备层、间隔层、站控层。其中，站控层用于电网侧储能电站全景大数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。间隔层网络采用双星形以太网络；设备层主要包括电池及其管理系统、储能变流器、舱内交换机、计量与保护表计、视频监控、消防与门禁系统等。站控层、间隔层设备根据接入情况可灵活扩展。能量管理系统监控主机与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统、智能辅助系统、电量采集系统信息资源共享，互联互通，控制联动。系统采用统一的协议与标准，兼容各厂商设备，电力调度数据采用专网的接口，支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

       同时，能量管理系统采用标准化组网方式，组网结构包括监控网（接入 PCS、BMS、交直流表、变压器温控仪数据）、协控网（协调控制器 + 智能源网荷互动终端）、保信网（一体化电源系统、保护、测控装置）、消防网（烟感、温度、气体浓度、报警灯、消防灭火系统）、视频动环网（视频、空调、温度、湿度数据），除视频外通信规约采用 DL/T860（IEC61850）通信标准，采用光纤接入。

       此外，能量管理系统实现百万点数据实时存储，历史数据存储高达十年以上，服务集群式设计架构，通道高并发负载均衡处理，系统监测粒度细微到每个电芯，实现数据可视化、可追溯，同时也为大数据分析业务提供支撑，通过海量实时数据与历史数据智能分析，设备运行状态特征异常识别和提取，为建立储能设备全生命周期模型打下基础，结合人工智能专业诊断，实现储能电站智能安全运检，少人值守，延长储能系统使用寿命 ; 通过深度学习优化功率调节与能量管理的算法，提高大型储能电站综合效益。

3.2 协调控制

       可实现对储能电站内全站储能变流器 (PCS) 的源网荷储、一次调频、动态调压、AGVC 调节命令转发等核心控制功能，并满足相关调节性能的要求。该系统支持 IEC-61850/MMS/GOOSE 通信协议，与 EMS 通信交互支持 IEC-61850-8-1/MMS 标准协议，满足标准互操作性要求；与控制网通信采用 IEC-61850/GOOSE协议，可实现对储能站及微电网的毫秒级实时动态响应控制。

1）一次调频

       一次调频调节采用有功 - 频率下垂控制。当电网频率偏离额定值时，协调控制器在对全站所有 PCS 状态及各类约束条件综合评估后，计算出各 PCS 的输出有功功率目标值，并将有功控制指令通过 GOOSE 控制网下发至各 PCS，从而达到控制储能电站输出有功功率的增加，限制电网频率变化的目的，以维持电网频率的稳定。一次调频动作时间，从频率变化进入动作区，到装置下行控制命令报文出口，时间不大于 20ms，控制函数如下所示：

2）动态无功调节

       动态无功调节控制采用无功 - 电压下垂控制。当储能站母线电压偏离设定值时，协调控制器装置的动态调压控制功能是指以储能站的母线电压做为被控制目标，根据母线电压指令定值，在综合考虑拓扑关系、参与调节设备情况，以及其它约束条件后，动态计算出储能电站中各 PCS 的无功目标值，下发控制指令，并实时采样无功功率等数据，形成闭环控制，维持母线电压稳定。动态无功调压动作时间，从电压变化进入动作区，到装置下行控制命令报文出口，时间不大于 20ms，控制函数如下所示：

3）源网荷储控制

系统接收到源网荷储调节命令，经处理以最大有功限值输出有功功率进行快速响应，从系统触发信号到装置 GOOSE 输出信号的响应时间不大于 20ms。

4）主备切换功能系统可采用主备双机冗余配置，单台装置控制的 PCS 数量最大支持 128 台PCS，支持分层多级架构进行扩展。在储能电站系统电压和频率发生变化时，触发主备切换条件实现切换。其备机状态下，一次调频及动态无功调压功能正常运行，但不发送 GOOSE 命令。切换为主机后，可快速发送 GOOSE 命令，主备机切机时间不大于 20ms。

3.3 储能变流

4. 结束语

      电网侧百兆瓦级储能电站在发挥电网顶峰、惯量支撑、一次调频能力等方面成效显著。本文在系统回顾电网侧储能电站系统功能、功率调节、频率调节、投资收益、安全保护的基础上，重点讨论了“4S”架构下电网侧百兆瓦级储能电站系统架构、能量管理、协调控制、储能变流系统的功能与特点，以区别于“3S”架构，并为后续更多电网侧百兆瓦级储能电站的建设、运营提供借鉴与参考。

      在今后的研究与发展中，建议不局限于电网侧使用地点以及百兆瓦级使用规模，而是根据不同应用场景的具体需求，构建以“储能 +”为核心的可控、在控、优控能源信息物理体系，单体或成组地促使储能效能实现最大化。

1）在物理层面，多点布局电网侧储能电站建设，据此改善局域电网顶峰、调压、调频效果，以及增强省外直流电能供给、“风光新能源”足额消纳、“输配电网”柔性调节能力，并研发面向区域共享储能、电网侧储能集群联合出力与错峰调节的协调管控装置，据此提升含储能的“源 - 网”、“网 - 荷”、“源 - 网 - 荷”间的调节柔性与互动能力，为构建源网荷储协同的新型电力系统提供支撑作用。

2）在信息层面，加快推进储能系统赋能电网朝向数字化、智能化转型升级，实现储能系统与柔性电网为核心的电力数据全息感知、高效传输、智能分析、业务协同，打造面向电网数据化转型的多业务应用平台。

（参考文献略）