陈谦 刘文锋

摘  要：随着持续推进能源供给侧结构性改革，我国能源消费供给、能源结构转型、能源系统呈现新态势，分布式能源发展迅猛。储能具有弥补间歇式新能源、良好的调频性能等优点，其参与电力市场及辅助服务市场是当前的发展趋势，研究储能参与辅助服务的应用情况，及储能电站并网运行及辅助服务管理技术支持系统各项评价细则的算法，通过示例做出计算说明。

关键词：储能;辅助服务;电力市场

中图分类号：TP39  文献标识码：A 文章编号：2096-4706（2021）18-0152-03

Abstract： With the continuous promotion of energy supply side structural reform， China’s energy consumption and supply， energy structure transformation and energy system show a new trend， and distributed energy is developing rapidly. Energy storage has the advantages of making up for intermittent new energy and good frequency modulation performance. Its participation in the power market and auxiliary service market is the current development trend. The application of energy storage participating in auxiliary services and the algorithm of various evaluation rules of grid connected operation of energy storage power station and auxiliary service management technology support system are studied， and the calculation is illustrated by an example.

Keywords： energy storage; ancillary service; power market

0  引  言

储能系统作为智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的关键支撑，储能的充放电不受天气影响，可与风电、光伏等间歇式形成互补，助力电网安全稳定运行。随着我国持续推进能源供给侧结构性改革，推动能源发展方式由粗放式向提质增效转变，我国能源消费供给、能源结构转型、能源系统形态呈现新的发展趋势，在碳达峰、碳中和国家战略目标驱动下，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其规模化发展已成为必然趋势[1]。2020年国内电化学储能新增装机规模逆势而涨，达到1.56 GW，同比增长145%，截至2020年底，国内电化学储能的累计装机规模为3.27 GW，十四五期间，随着储能商业模式逐步清晰，电化学储能装机量将呈现高速增长态势。

在国外，储能已经是调频辅助服务市场的重要参与者。我国在储能参与辅助服务的市场应用场景、商业模式、效益评估方面已有深入研究。2018年，南方监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》，明确鼓励各类市场主体投资建设储能设施，促进储能电站并网运行，参与电力市场及辅助服务市场。2021年08月，为深入贯彻落实国家碳达峰、碳中和决策部署，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，保障电力系统安全、优质、经济运行，规范电力系统并网运行管理和辅助服务管理，国家能源局形成了《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》和《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》[2]，针对10 kV及以上可供电力调度机构直接调度的储能电站等主体提出并网管理规则。

1  储能在电力系统辅助服务中的应用

储能系统需遵循并网运行管理及辅助服务管理实施细则参与辅助服务，在考核方面，可参与调度管理考核，频率异常响应考核，电压异常响应考核，低电压穿越考核，高电压穿越考核，有功功率调节能力考核，母线电压考核，调度纪律考核，继电保护与安自装置考核，通信装置考核，自动化装置考核，AGC考核等管理等;在补偿方面，可参与AGC补偿、充电调峰补偿等[3]。

2  储能参与辅助服务市场的考核计算

2.1  储能站建模参数

每個储能站应向电力调度机构或辅助服务考核系统提供该站点的容量、充放电时间、最大充放电功率等涉网参数。上述参数在创建储能站时作为属性项配置建模在系统中，用于后续考核电量与补偿电量的计算。本文以储能站容量为10 MW·h，最大充放电时间1 h，最大充放电功率10 MW，并网电压为10 kV为例构建储能站模型，参与下文计算。

此外，储能站还应实时上送运行状态数据，如并网点三相实时电压、实时充放电功率、实时累计充放电量、可调节能力（剩余容量SOC）等。

2.2  频率异常响应考核

当电网频率出现异常时，储能系统要根据频率异常的情况相应调整充放行为或脱网运行，主要要求有以下五点：

（1）当f<48，储能电站不应处于充电状态。

（2）当48≤f<49.5，在其额定功率和当前剩余电量允许的运行范围内，处于充电状态的储能电站应在0.2 s内转为放电状态，对于不具备放电条件或其他特殊情况，应在0.2s 内与电网脱离。处于放电状态的储能电站应能连续运行。

（3）49.5≤f≤50.2，储能电站应正常运行。

（5）当f>50.5，储能电站不应处于放电状态。对不满足频率异常响应要求的，根据全站额定容量的n小时为考核标准进行考核。

按上文的储能站配置，当发生电网频率为50.1 Hz时，储能电站不能正常运行的，考核电量为：

Q频率异常响应=10×22.5=225 MW·h                 （1）

2.3  电压异常响应考核

除要求在高低电压穿越的电压区域时，储能系统能满足高低电压穿越的要求外，当0.85 p.u.≤U≤1.1 p.u.时，储能系统应能正常运行，对不满足电压异常响应要求的，根据全站额定容量的n小时为考核标准进行考核。

按上文的储能站配置，当储能站升压变高压侧电压为10.2 kV，即：

时，若发生储能电站不能正常运行的，则考核电量为：

Q电压异常响应=10×22.5=225 MW·h                （3）

2.4  低电压穿越考核

低电压穿越用于衡量储能系统在电网电压跌落时的穿越能力，如发生电网单相接地且故障瞬时切除，则储能系统在规范定义的曲线时间内应能正常运行。电压恢复时间超出曲线定义范围后，储能系统可以与电网断开连接。主要要求如下：

并网点电压跌落至0 V，持续时间小于0.15 s，储能电站应能持续并网运行;

从电压0 V开始恢复，升至0.2 Un及以上，持续时间小于0.475 s，储能电站应能持续并网运行;

从0.2 Un爬升至0.85 Un，用时小于1.375 s，储能电站应能持续并网运行;

电压高于0.85 Un，储能电站应能长期持续并网运行。

对不满足低电压穿越要求的，根据全站额定容量的n小时为考核标准进行考核。按上文的储能站配置，当发生低电压穿越考核时，考核电量为：

Q低电压穿越=10×22.5=225 MW·h                （4）

2.5  高电压穿越考核

高电压穿越用于衡量储能系统在并网电压超过额定电压的110%以上时的穿越能力，主要要求如下：

并网点电压升至1.3 Un以内，持续时间少于0.5 s，储能电站应能持续并网运行;

并网点电压升至1.2 Un以内，持续时间少于9.5 s，储能电站应能持续并网运行;

并网点电压升至1.1 Un以内，储能电站应能长期持续并网运行。

对不满足高电压穿越要求的，根据全站额定容量的n小时为考核标准进行考核。按上文的储能站配置，当发生高电压穿越考核时，考核电量为：

Q高电压穿越=10×22.5=225 MW·h                （5）

2.6  有功功率调节能力考核

储能电站可通过就地监控系统本地控制，或调度系统远方控制指令，控制充放电功率及调节频率，各项指标要求如表1所示。

有功功率調节过程中，出现不满足上表要求的，根据全站额定容量的n小时为考核标准进行考核。按上文的储能站配置，当发生有功功率调节响应不满足要求时，考核电量为：

Q有功功率调节=10×22.5=225 MW·h                  （6）

2.7  母线电压考核

本条款考核储能电站的电压合格水平，当并网母线电压与额定电压的偏差大于±3%，计为不合格。电压合格率每分钟记录一次，按15分钟作为一个时段统计母线（并网点）电压合格率，按日统计母线（并网点）电压合格率。如第一个15分钟里，共有14次电压合格，1次不合格，则这十五分钟的合格率为93.33%，每天共统计96次十五分钟电压合格率，最终取平均值作为当天电压合格率。

电压合格率不低于99.9%免考，每降低0.05%。按储能站当月额定容量的n小时为考核标准进行考核。假设当天计算的电压合格率为99.9%，则母线电压考核电量为：

Q母线电压考核=10×0.375×（0.999-0.996 9）/0.000 5=15.75 MW·h    （7）

2.8  AGC 考核

储能电站的自动发电控制（AGC）考核主要考核调节速率、调节范围、响应时间和调节精度的性能指标[4，5]。主要要求为：

（1）调节速率为额定容量的100%/分钟。

（2）调节范围为额定容量的100%。

（3）调节精度不超过额定出力的1.5%。

AGC考核电量=[1-（调节速率合格率×0.5+调节范围合格率×0.25+调节误差合格率 ×0.25）]×考核时段内储能电站上网电量之和×0.1%。

假设本次考核时段上网电量为5 MW·h，调节速率合格率为90%，调节范围合格率为85%，调节误差合格率为80%，则本次AGC考核电量为：

QAGC考核=（1-（0.9×0.5+0.85×0.25+0.8×0.25）×5）=0.687 5 MW·h                                                  （8）

2.9  其他条款性考核

储能电站应遵循《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》中关于调度纪律、调度管理、继电保护与安自装置、自动化装置、通信装置等相关管理规定，违反规定的，电力调度机构按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》相关条款进行考核，每次考核电量的计算方法如表2所示。

3  储能参与辅助服务市场的补偿计算

3.1  AGC补偿

储能电站参与AGC服务的，根据调节容量、调节电量，对储能电站提供的AGC服务实施补偿。每15分钟为一个补偿时段，每日统计补偿费用，月度汇总。

当AGC性能考核不合格时，该时段对应的AGC补偿为零。

3.1.1  调节容量补偿

每分钟计算整分钟时刻的调节容量：

其中，Pu，Pl，Pi分别为AGC调节上限值、下限值和实时出力。

一个调度时段（15分钟）的容量服务供应量：

一天的调节容量为：

一天的调节容量补偿费用为（以广东地区为例）：

3.1.2  调节电量补偿

根据AGC指令获取起始时刻，终止时刻，起始出力，目标出力。

其中，Pki为当前实际出力;为AGC起始出力，为AGC目标出力，调节电量积分时段为指令下发时刻到指令结束时刻，取之于AGC考核中的值。

本次AGC充电电量补偿费用为（以广东地区为例）：

3.2  充电电量

储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，每15分钟为一个补偿时段，每日统计补偿费用，月度汇总。

补偿费用（万元）=充电电量×0.05            （15）

4  结  论

2020年9月中国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标，储能是实现“双碳”目标的重要支撑技术之一，储能产业的发展与成熟对于加快构建以新能源为主的电力系统具有重要意义。并网储能能够提供调峰调频等辅助服务、有效管理电网阻塞、抑制价格波动等作用。国内外正积极探索储能参与市场的框架设计、修正能量市场模型、设计市场价格机制，促进储能参与电力市场。储能参与电力市场的前景广阔，辅助服务市场是电力市场的一个重要组成部分，是系统安全稳定运行的保障，因此，研究国家出台的管理细则修正算法，准确计算储能参与辅助市场的情况，具有重要意义。

参考文献：

[1] 南方能源监管局.南方区域“两个细则”（2020年修订版） [S].国家能源局南方监管局，2021.

[2] 李建林，谭宇良，赵锦，等.电网侧储能发展态势及技术走向 [J].电器与能效管理技术，2020（5）：1-6.

[3] 陈梦娇.基于电力市场的储能参与辅助服务研究 [D].北京：华北电力大學（北京），2020.

[4] 连勃，张斯亮，牟乐，等.储能系统辅助火电AGC调频工程评估与设计技术要点 [J].内蒙古电力技术，2021，39（1）：76-80+84.

[5] 王楠，李振，周喜超，等.发电厂AGC与储能联合调频特性及仿真 [J].热力发电，2021，50（8）：148-156.

作者简介：陈谦（1983—），男，汉族，山东枣庄人，智慧能源事业部副总监，高级工程师，本科，研究方向：电力市场;刘文峰（1987—），男，汉族，湖北天门人，高级电能质量工程师，硕士研究生，中级工程师，研究方向：储能技术及综合能源应用研究。