储能电站设计准则及其典型案例

摘要：青海、甘肃等地储能电站相继投运，为我国储能电 站的发展提供了宝贵的实践经验，但储能电站建设缺乏统 一的设计规范和准则。首先介绍储能系统在电站中所起的 作用；进而对储能电站设计、电池选型测试以及接入电网 等方面的标准进行梳理；通过对我国典型的储能电站示范 应用的内部储能系统结构进行介绍；得出电站在建设过程 中需要遵循的设计准则；最后讨论了未来储能电站在建设 方面所需要注意的问题。 

关键词：储能电站；系统结构；示范应用；储能标准

0    引言 

张北风-光-储基地顺利投运十余年以来，相 继涌现了辽宁卧牛石风-储电站；青海格尔木光- 储电站；某地风-储-蓄热锅炉电站；山西/广东等 地火-储联合电调频电站等电源侧储能电站；江苏、 河南、湖南以及福建百MW级电网侧储能电站；江苏百MW级用户侧储能电站；近年来又出现了 青海共享储能模式。这一系列有益的尝试，为储 能电站的健康有序发展奠定了坚实基础[1-4]。 

储能电站通过对电能的快速存储和释放，不仅可以参与系统调峰调频，平抑新能源波动，降低弃风弃光率，而且在提升电网紧急控制能力， 延缓电网建设及升级改造等方面也有显著作用。随着国家储能政策的逐步完善实施，储能电站日 益成为现代电力系统的一种新型功能综合体和独 立营运的经济实体，商业模式也日益清晰、发展 前景逐步明朗[5-7]。 

由于储能技术的发展，储能电站的顶层设计 规划、运行控制、安全、电网调度等诸多方面就 显得尤为重要，储能电站的建设亟需一套设计准 则来规范行业发展，本文总结了储能电站中储能技术的作用，列举了储能电站在接入电网、消防 等方面的标准，对山西、辽宁、甘肃等地典型储能电站内部结构、运维进行分析，得出相关结论 并对储能电站的建设给出相应的建议，希望对今 后储能电站的建设提供一定的参考。 

1    储能技术在风储发电站中的作用 

近年来随着储能技术的发展，可再生能源配 置储能已经成为趋势，“十四五”时期，电网调 峰需求进一步增大，可再生能源将作为常规电源 予以考核和约束，配置一定比例的储能成为主要 的调节手段，西藏、青海、湖南、山东等省份陆 续出台政策，对按比例配置储能的可再生能源场 站给与优先并网、增加发电小时数等激励政策。以风电为例，储能技术在风力发电中的主要作用 有平抑风电波动、减小弃风率、跟踪风电计划出 力等等。 

1.1    平抑风电波动 

根据标准《风电场接入电力系统技术规定》， 风电并网的有功变化率和风电场的装机容量有关， 如表1所示，风电场功率波动会超出并网要求， 为了满足风电并网标准，需要采用储能来平抑短 时间尺度（1 ~10 min）风电功率波动。 

由图1锂离子风电场的输出功率监控可以看 出，加入电池储能系统后可以使风电并网功率的 分钟级最大有功功率变化量减小，抑制风电功率 的波动。实时检测风力发电情况，对风力发电的瞬时冲击进行补充，降低风力发电对电网的冲击 影响[8-9]。 

平滑风力功率输出控制框图见图2。风力发 电与储能进行互补，储能监控系统内的自动平滑程序根据运行要求，按照设置好的平滑范围控制 储能机组吞吐风力发电功率，将多时间尺度平滑 风力发电出力波动控制在规定范围内。因此风力 发电经过储能控制平滑后波动率大大降低[10-11]。 

1.2    减小弃风率 

如图3所示，P2是限发功率，P1−P2是储能功率，在风电场限发情况下，风电场发电功率达到P2，风电场所发电量无法上网，本地消纳能力不足，储能系统在能量管理系统的调控下，与风 电场的AGC系统配合，储能系统储电，避免风 能限发的损失，风电场不限发情况下，储能系统放电，提高风电场发电量增加风电场收益。

1.3 跟踪计划出力

如图 4 所示，新能源发电系统具有不确定性，出力情况随着天气等外界因素变化而变化，加入储能系统后，根据当地天气情况进行电站的发电量预测，一般情况下，风储联合发电可运行在跟踪调度计划曲线的模式下，使风电由一个出力波动的电源转化为出力确定的电源，实现风储联合发电和常规电源一样，完成计划的发电工作[12-14]。

在电场限发情况下，储能系统在能量管理系统的调控下，与电场的自动发电系统（Automatic Generation Control AGC）系统配合，储能系统储 电，避免限发造成的损失，增加电场收益，根据 发 电 预 测 情 况 以 及 蓄 电 池 荷 电 状 态 （ State  of charge SOC）情况，调整蓄电池的充电功率，尽 量保证蓄电池以稳定的电流充电，延长蓄电池寿 命[15]。由于储能电站对新能源具有消纳作用，所 以储能电站的建设就显得至关重要，需要按照国 家以及行业标准来规范。 

2    储能电站建设相关标准 

2.1    储能电站设计标准 

近年来随着工业的发展，储能技术在电网中 的作用也越来越明显，储能电站的设计和运行就显得尤为重要，储能电站设计上主要着重3个方 面。成本：如何优化布线，提高设备的转换效率， 降低用电损耗来降低度电成本；寿命：如何设计提高电站的使用寿命；运维：占地面积大小，电池等设备庞大，监控信息多杂，如何才能提高运维的管理水平[16-17]。部分储能电站设计标准见表2。

2.2    储能电站电池选型及测试标准 

目前我国应用最多的是电化学储能，而电化学储能的重中之重是电池，电池的好坏以及管理影响着储能电站的运行和发展，储能系统使用的电池主要有能量型电池与功率型电池，因为其特性不同，所以应用场景也不相同[18]。电池管理系统 （ Battery  Management  System  BMS） 是电池与用户之间的纽带，主要就是为了能够提高电池的利用率，防止电池出现过度充电和过度放电，根据电压、电流、温度等指标可以推测出电池的SOC状态，预防储能电池发生故障。由此可以看出，储能电池的运行状态以及寿命影响着储能电站的使用寿命，国家近年来对储能电池尤为重视， 颁布政策、制定标准保证储能电池在出厂检测以 及运行时不会发生意外事故，部分储能电池标准 如表3。 

2.3    储能电站接入电网标准 

当电网出现大功率缺额，有功支撑能力不足时，需配置储能，电网侧储能的主要作用是提升电网安全稳定水平，以提高电力系统整体经济性为目标，按照统一规划、有序建设的原则进行合理配置，在某些峰谷差较大的电网中，尖峰负荷数值较大，但持续时间较短，电源和电网的利用效率降低。储能可提高尖峰负荷时段的电网供电能力，减少为满足尖峰负荷而新增的电网和电源投资。在储能接入电网或者配电网的时候，无论是分布式储能还是其余形式的储能需要一定的规范让电网可以有效、安全的运行。表4为部分储能系统接入电网需遵循的标准。 

3    典型储能示范工程 

3.1    山西朔州老千山风场储能项目 

该电场位于山西省右玉县老千山，发电场内加装锂电池储能系统，储能系统通过升压变压器 进行统一升压后接入风电场35 kV 母线，储能系 统的作用主要是平滑风电场出力波动。10 MW 储 能系统安装于电厂东侧，每个集装箱规模为1 MW/ 1 MWh，每两个储能系统间隔2.2 m。400 V升35 kV 变压器安装在集装箱北侧，两个集装箱共用一个 变压器，单个变压器规格为2 MW。 

采用的集装箱储能系统是模块化1MW/1MWh集装箱 ， 每个储能集装箱内 布局图如图5所示，储能集装箱的主要组成部分为：电池系统、 电池管理系 统 、 过程控制系统 （ Process  ControlSystem PCS）、辅助系统。电池系统采用的磷酸 铁锂电池。电池箱内部通过2个电芯串联、8个电芯并联组成，28个这样的电池箱构成电池组。功率输出通过主控制箱进行，3个电池组形成一 个电池堆，并串联一个PCS，实现对电芯的管理。 

该项目储能系统分成2个部分，最大程度上 的减少储能动作次数，保证储能系统的运行寿命， 完成了在不同工况下，风电场、储能系统运行的 协调性以及在接到指令后，快速的调整风力机组 出力、储能装置相应速率等指标，进一步获得更 加符合实际的运行数据。 系统接线图如图6所 示 ， 10 MW/9  MWh储 能系统共分为10个子系统，每个子系统设置就地监控系统，在就地监控系统上层设置总监控系 统，总监控系统负责对整个储能系统进行能量管 理和监测控制，并负责与地调进行通信，实现数 据的传输和远程调度。 

依据电力系统网源协调技术规范DL/T1870- 2018的要求，即风场一次调频死区为0.05 Hz 风 场下垂特性设为2.5%的前提下，在风场无备用 容量时，靠储能装置来实现一次调频的功能，储能装置在接受到调频指令后，完全能够达到3 sec 有响应，12 sec达到应变负荷的90%，15sec稳定 的技术指标。由图7加装储能前后输出曲线的对比可以看出 ， 该风电场通过一次调频叠加AGC 以及加装的储能系统可以达到平滑风电功率输出的预期效果。

3.2    某地10 MW/40 MWh锂离子电池储能项目 

为进一步探索发挥电储能技术在电力系统调峰调频方面的作用，挖掘“三北”地区电力系统 接纳可再生能源的潜力，国家能源局在前期技术路线调研基础上，经综合比选，选取了对电网调 峰需求较为突出某地省，建设10 MW/40 MWh储 能调峰示范项目联合火电机组参与某地电网调峰， 储能系统选用锂电池。 

10 MW/40 MWh储能调频系统采用集装箱一 体化交钥匙解决方案，一共有17套集装箱组成，由10套40呎箱式储能电池（锂电池系统、电池控制柜）、5套20呎中压箱式储能逆变器（集成 储能逆变器、升压变、高压环网柜）、1套20呎 箱式成套开关柜（集成成套开关柜、直流屏）、 1套20呎箱式主控监控系统组成。 

10  MW储能系统分为5个2MW储能单 元 ，每个2MW储能单元是有2台1 MW储能子单元组成，每个4 MWh储能电池先通过电池柜汇流后，接到1 MW储能逆变器直流侧，1 MW进行逆变后，2台1MW储能逆变器交流直并后，通过2.2  MVA双绕组变压器进行隔离升压 ， 升到6.3 kV，电气接线图如图8所示。 

储能锂电池系统以模组（Module）和开关机 (Switch Gear)为基本单元，系统的BMS系统分3 级管理 ， 分别为模组BMS(Module  BMS)、 机架 BMS  (Rack  BMS)、 系统 BMS(System  BMS)， Module BMS能够控制风扇的转速和单体电芯的 电压均衡性，Rack BMS能够显示电池充放电时容量、健康状态。控制继电开关和盘级单元电压的均衡性 ， System  BMS能够实时对 电池剩余容量、健康状况进行预估。箱式储能电池系统由 10套4018 kWh锂电池集装箱系统组成，每套锂电池集装箱容量为4018 kWh，含储能电池组、电池控制柜、温控系统、自动消防系统、压力排风 口及箱体等。集装箱内部实物及外部效果图如图9 所示。

为了保证储能调峰系统安全可靠、高效、长寿命运行，本项目的储能逆变器选用功率为1 MW。该型号储能逆变器具有跟踪精度高，响应时间短、 调节速率快，电源范围宽、转换效率高等优点[19]。

基于储能电站上层能量管理系统可实现包括平滑 风电功率输出、跟踪发电计划出力及提高预测精度等功能。 该箱式储能系统的设计满足国际、国内标准， 该项目指定的《箱式储能系统成品调试规范》中引用和参考了GB 51048-2014电化学储能电站设 计 规 范 、 Q/GDW  564-2010储能系统接 入配电网技术规 定 、 GB/T 36276-2018电力储能用锂离子电池等国内关于储能系统的标准。

储能调频系统防雷接地严格按照GB50343-2012 《建筑物电子 信息系统防雷技术规范》、GB50057-2010 《建筑 物防雷设计规范》执行，保证储能系统的安全性。

3.3    辽宁卧牛石风电场液流电池储能项目

辽宁卧牛石风电场液流电池储能示范电站建成于2012年底，49.5 MW风电场配备10%比例 储能系统（5 MW），储能装置容量按5 MW×2 h 配置，是当时世界上规模最大的液流电池储能电站。具有完整功能的储能型风电场的储能系统包 括储能装置（包括电池系统和电池能量管理系统 BMS）、电网接入系统（或称PCS，能量转换系统， 包括变压器）、中央控制系统、风功率预测系统、 能量管理系统、电网自动调度接口、环境控制单 元等部分。储能装置建设在风电场升压站内。本 项目及其配套并网工程，静态总投资6955万元。 

卧牛石储能系统用于跟踪计划发电（储能）、 平滑风电功率输出，还具备暂态有功出力紧急响 应 、 暂 态 电 压 紧 急 支 撑 功 能 。其 接 线 图 如 图 10 所示。

电池储能系统是由储能电池组、电池管理系 统（BMS）、储能逆变器、升压变压器和就地监 控系统及储能电站监控系统等设备组成。储能系 统采用全钒液流电池，由15个352 kW×2 h全钒 液流电池单元系统组成，每个352kW×2 h全钒液 流电池单元系统是由2个176kW×2h全钒液流电 池系统组成，如图11所示。单个176 kW×2 h全 钒液流电池系统包括1个正极电解液储罐、1个 负极电解液储罐、8个电池模块（每个电池模块 的 功 率 为 22  kW， 8个 电 池 模 块 4串 2并 ） ， 每 个176 kW×2 h电池系统在液体管路上各自独立， 在电路上实现耦合连接。

基于上层的能量管理系统，可以实现储能系 统跟踪计划出力，实验结果下图12所示，加入电池储能系统之后，风电并网功率可以较好地跟踪调度的限电功率指令，提高风电跟踪计划出力能力。跟踪计划出力的最大跟踪误差为3.812 MW。 

3.4    甘肃酒泉“电网友好型新能源发电”示范项目 

甘肃酒泉风电基地的风能开发利用主要集中在玉门、瓜州、马鬃山三个区域内，整个酒泉风 电群距离兰州负荷中心的平均距离约为1000 km。甘肃酒泉瓜州干河口示范风电场由鲁能公司建设，分 为 南 、 北 两 个 风 电 场 ， 共 包 含 32台 3  MW华 锐SL3000双馈风电机组。 

每8台风电机组经一路35 kV架空线路汇集 至 干 北 330  kV升 压 站 3#主 变 压 器 的 E段 35  kV 母线。示范风电场经E1、E2、E3、E4四路馈线 接入35 kV母线，系统接线示意图如图13所示.

1 MW/1 MWh箱式锂离子电池储能系统经低 压双分裂绕组变压器并入35 kV馈线。系统包含 2台 500  kVA  DC/AC变 流 器 （ PCS） ， 每 台 PCS 带3个电池簇，每簇电池由19个电池组串联而成；2个3.2 V 125 Ah的锂离子电池单体并联后成为 1个电池模块，12个模块串联成组为1个电池组。每簇电池成组后直流额定电压768 V，工作范围 为600 V至876 V。 

图14为储能系统箱体，采用玻璃钢、新型恒温材料以及通风阻沙系统替代传统空调系统对储 能系统进行热管理，舱内包括动力配电箱、消防系统、监控系统、温控系统。适用于示范地区高 温、高寒、强风、多沙的环境。 

3 MW双馈机组，转子侧由2×750 kW背靠背 变频器并网，300 kW超级电容储能也由两组独立的超级电容储能经150 kW DC-DC变流器分别并 入 变 频 器 直 流 母 线 。每组超级电容器由18个 48V模块串联。超级电容储能与机组变频器均安装于机舱内部。 

示范风电场接入的330 kV升压站安装了1 MW/ 1 MWh的锂离子电池储能系统，用于提高风电场 功率调节能力和暂态支撑能力[20]。

300 kW超级电容储能系统。用于验证电池储能和超级电容储 能在风电场稳态功率控制和暂态支撑中的作用。 

4    储能电站设计准则 

随着储能技术的不断发展以及储能市场的逐 步释放，百MW级、GW级电化学储能电站在电源侧、电网侧相继投运，为可再生能源基地的电力品质改性、特高压线路的远距离输送、电力紧 急响应提供了有力保障，必将引发我国电力供应体系一场划时代的革命[21-22]。通过对典型储能电站以及储能政策、标准的梳理，得到启示如下：

1)电化学储能电站按照功能区域划分基本模块，各基本模块统一技术标准，并且设计的方案 应该通用化，可以覆盖各种类型的储能电站，电 站的通用技术、设计规范、技术导则以及接入电 站的规范应一体化考虑。 

2)核心装备应更加工业化，最大限度实现工 厂内规模生产、集成调试、标准配送，现场施工 更加机械化，提高工程质量。 

3)电池舱通道宽度预留1 m以上，保证运维 空间，PCS、主变均布置于户内，可保证运维检 修不受天气影响，小储能电站应采用一级增压系 统，减少能耗，电站内采用低能耗设备，减少场 地内变压器数量，有效减少占地面积。

4)采用三级防护系统，最大程度保证储能电 站安全性，BMS、EMS 系统实时监控电池状态和 储能电站系统状态作为一级防护，合理设计防火 分区作为二级防护电池舱内设置灭火装置，电池 舱外设置水消防系统，共同作为储能电站灭火的 最后一道防线。分别设置大、中、小三层防火单 元，保证储能电站防火防爆、安全稳定的运行。 

5    建议 

储能5大类17项经典功能，衍生出了种类繁多的金融产品，逐步还原其商品属性，不同的应用场景、不同的功能定位、不同的投资主体、不同的运营模式，对其设计提出了新的挑战，为此， 对电化学储能电站的设计准则及细则进行梳理就 显得尤为必要了，结合储能电站的设计，给出如下建议： 

1)储能电站的容量配置、布局等应通过专业 软件计算，储能电站的功能应该多元，确保电站 的多方位收益和基本功能，电站的海量信息应及时收集并上传，为电站的运行稳定提供保障。 

2)电池首选磷酸铁锂电池，模组采用模块化设计，储能变流器的选用应以提高效率、节约电站成本为主，监控系统接入容量及数据存储容量支持扩展。 

3)储能电站宜具备虚拟同步发电机功能，使储能电站具有常规火电厂同样外特性并配置高安 全特性、完备控制策略的多级防护体系，具备实 际工程经验。 

作者简介： 

李建林（1976），男，通信作者，博士，教授，主要从事 大规模储能技术研究，E-mail：[e-mail]； 

谭宇良（1997），男，硕士研究生，主要从事大规模储能 技术研究，E-mail：[e-mail]； 

王含（1983），女，博士，教授级高工，主要从事新能源 发电、储能技术研究，E-mail：[e-mail]。

新闻来源：李建林、谭宇良、王含