数字储能网讯：

前  言

在高比例新能源并网的新型电力系统中，传统同步发电机主导的稳定机制被逐步瓦解，电压、频率波动风险加剧。构网型储能作为“虚拟同步机”的核心载体，凭借主动支撑电网的能力，成为维系系统稳定的关键装备。

一、构网型储能原理

构网型储能技术的特点在于可以为系统提供惯量和支撑，目前提高系统惯量和支撑的方式主要包括常规同步发电机组、同步调相机和构网型储能系统。

构网型储能技术原理：是将同步机的转子运动方程、无功下垂控制等核心算法嵌入变流器控制系统中，通过采集电压和电流计算端口功率，利用核心算法生成电压幅值与相位参考值，将变流器端口塑造为与同步发电机类似的电压源外特性，通过储能变流器构建起支撑电网稳定运行的电压源。

构网型储能变流器采用并联方式接入电网，与电网同作为电压源为用电负荷提供能量。此种并联电压源接入方式，可提高系统短路比，增加惯量和短路容量支撑，起到快速调频调压、抑制宽频振荡等作用。

构网型储能技术与常规同步机组类似，可在扰动前、中、后各阶段构建起电力系统稳定运行必须的电动势，起到支撑性作用。

二、过载能力要求

构网型储能系统应具备交流电流在110%的额定电流下长期持续运行的能力；在120%的额定电流下，持续运行时间应不少于2 min；在150%的额定电流下，持续运行时间不少于1 min，在300%的额定电流下，持续运行时间不少于10 s。

三、惯量支撑能力

电化学储能电站借鉴传统同步发电机转子运动方程，使输出的有功功率响应系统频率变化率，从而减缓频率变化的控制功能。系统在经受扰动时，并网主体提供响应系统频率变化的快速正阻尼，以阻止系统频率突变。

构网型电化学储能系统支持的惯性时间常数最大值不小于20 s，并可根据接入系统的需要灵活调整。储能惯量响应启动时间不应超过50 ms，响应时间不应超过150 ms，调节时间不应超过500 ms，控制偏差应在±1.0%以内。

四、阻尼控制

电力系统中的阻尼效应是指系统中的某些元件或机构能够通过吸收和释放能量的方式来缓冲电力系统中因不稳定因素引起的振荡，以避免系统发生失稳甚至崩溃。阻尼影响着频率的偏差，为一次调频争取时间。监视系统功率振荡，为系统提供正阻尼，以提高系统动态稳定性。

当系统发生0.2～2.5 H z的低频振荡，且并网点频率振荡幅值大于0.003 Hz时，电化学储能电站应通过附加阻尼控制调节有功功率，抑制低频振荡，有功功率变化量PD最大值应在10%～30% PN(额度容量）之间，响应时间不应大于0.5 s。

五、主动电压支撑能力

参与电力系统电压动态调节，系统暂态期间提供短时无功功率支撑。构网型储能系统具备类似同步发电机的有功功率调节特性，也具备内电功势和无功调压能力。

构网型储能无功启动时间应不超过5 ms，无功响应时间应不超过10 ms，最大无功电流能力应不低于3倍额定电流，电压阶跃响应时间应不大于100 ms，并能够根据接入系统的需要灵活调整。

六、短路电流支撑能力

构网型储能应提供一定的短路电流，其过载能力应不低于3倍的额定电流，过载持续运行时间应不低于10 s。构网型储能的短路支撑能力可通过变流器的能力提升以及多机并联等多种方式实现。多机并联运行时，共机环流小于5%。

随着新型电力系统的演进，构网型储能技术指标将向“更智能、更协同、更经济”升级：一是动态可调性，如虚拟惯量随电网状态实时优化；二是标准化，推动不同厂商设备的指标兼容；三是全生命周期成本，在保证性能的同时降低度电成本。