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试行.doc

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（试行）为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，落实国家促进储能技术发展政策，规范储能电站并网调度管理，依据中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例、关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知(国能监管2016164号)、电化学储能系统接入配电网技术规定（NB/T 33015-2014）以及国家有关法律法规及行业标准，制定本细则。第一条 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、储能企业或其他市场主体投资建设储能设施，促进储能电站为电力系统运行提供调频、调峰、调压、黑启动等辅助服务。第二条 电化学储能电站是指采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的并网电站（以下简称“储能电站”）。第三条 本细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站。其他类型储能电站参照执行。第四条 电力调度机构应按国家有关法律法规及技术标准的要求，为储能电站接入电网提供必要的服务，加强储能电站调度管理。电力调度机构负责监测、记录储能电站实施充放电状态。储能电站充放电状态接受电力调度机构统一调度指挥。第五条 储能电站经营运行单位要加强设备运行和维护工作，提高储能电站安全可靠性。储能电站应与电力调度机构签订并网调度协议，实时充放电等相关信息应接入电力调度机构技术系统。储能电站应严格遵守调度纪律，做好储能电站并网运行管理工作。储能电站不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电。第六条 因继电保护或安全自动装置动作导致储能电站解列，储能电站在查明解列原因前不得自行并网；储能电站重新并网，须向值班调度员提出申请，并征得值班调度员同意后方可并网。违反上述规定的，每次按全站额定容量15小时的标准进行考核；在与主网解列的孤网上违反上述规定的，每次按全站额定容量30小时的标准进行考核。第七条 储能电站应满足电网频率异常响应的要求。储能电站的频率异常响应特性要求应符合表1的规定，并满足并网调度协议的要求。不满足要求的，按全站额定容量22.5小时的标准进行考核。表1 储能电站的频率异常响应特性要求电网频率范围f（Hz）要求f48储能电站不应处于充电状态。储能电站应根据允许运行的最低频率或电网调度机构要求确定是否与电网脱离。48f 49.5宜具备自动频率调节或按照调度指令进行频率调节的功能。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0.2s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。49.5f 50.2正常运行。50.250.5储能电站不应处于放电状态，储能电站应根据允许运行的最高频率或电网调度机构要求确定是否与电网脱离。注f为储能电站并网点的电网频率第八条 储能电站应满足电网电压异常响应的要求。储能电站电压异常响应的运行要求应符合表2的规定。不满足要求的，每次按全站额定容量22.5小时的标准进行考核。表2 储能电站电压异常响应的运行要求电压范围运行要求U0.85p.u.应符合低电压穿越的要求0.85p.u.U1.1 p.u.应正常运行U1.1 p.u应符合高电压穿越的要求注：U为储能电站交流侧实际电压与额定电压的比值。第九条 储能电站应具备低电压穿越功能。当并网点电压在额定电压的85%以下时，储能电站应具备如图1所示的低电压穿越能力。不满足要求的，每次按全站额定容量22.5小时的标准进行考核。（一）并网点电压在图1中曲线1轮廓线及以上区域时，储能电站（储能系统）应不脱网连续运行；否则，允许储能电站（储能系统）脱网。图1储能电站低电压穿越要求（二）各种故障类型下的并网点考核电压如表3所示。表3储能电站低电压穿越考核电压故障类型考核电压三相短路故障并网点线电压两相短路故障并网点线电压单相接地短路故障并网点相电压第十条 储能电站应具备高电压穿越功能。当并网点电压在额定电压的110%以上时，储能电站宜具备如图2所示的高电压穿越能力。（一）并网点电压在图2中曲线2轮廓线及以下区域时，储能电站（储能系统）宜不脱网连续运行；并网点电压在图2中曲线2轮廓线以上区域时，允许储能电站（储能系统）脱网。图2电化学储能系统高电压穿越要求（二）并网点考核故障类型为三相电压升高。第十一条 储能电站应具备有功功率调节能力。储能电站应同时具备就地和远程充放电功率控制和频率调节功能。在充放电功率大于120%额定功率时，其控制精度为5%；在充放电功率为额定功率时，其控制精度为1%。充电响应时间应不大于200ms；充电调节时间应不大于1s；放电响应时间应不大于200ms，放电调节时间应不大于1s；充电到放电转换时间应不大于200ms，放电到充电转换时间应不大于200ms。不满足上述任何一项要求的，按全站额定容量22.5小时的标准进行考核。第十二条 电力调度机构对所辖范围储能电站母线电压曲线合格率进行考核：（一）储能电站的母线电压越限时间统计为不合格时间；合格时间与储能电站并网运行时间的百分比为电压合格率。储能电站母线电压合格范围以电力调度机构根据国家和行业技术标准下达的电压曲线范围，或电压值的偏差不超过正负3%为合格。（二）电压合格率以99.9%为基准，每降低0.05个百分点，按当月额定容量0.375小时的标准进行考核。（三）储能系统已经达到无功调节极限能力，但母线电压仍然不合格，该时段免予考核。（四）全站停电期间，免予考核。（五）非储能电站原因造成的母线电压不合格的，该时段免予考核。第十三条 储能电站违反调度纪律的，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，每次按额定容量37.5小时的标准进行考核。第十四条 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对储能电站继电保护和安全自动装置运行情况进行考核。储能电站违反规定的，每次按额定容量22.5小时的标准进行考核。第十五条 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对储能电站通信装置运行情况进行考核。储能电站违反规定的，每次按额定容量22.5小时的标准进行考核。第十六条 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对储能电站自动化装置（包括监控系统、PMU装置、电量采集装置、时钟系统及监测装置、调度数据网、电力监控系统网络安全设备等）运行情况进行考核。储能电站违反规定的，每次按额定容量22.5小时的标准进行考核。第十七条 储能电站可按南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则参与辅助服务外，还可按以下模式提供辅助服务：独立参与自动发电控制（AGC）调频辅助服务市场；与风电、光伏配套建设，促进可再生能源消纳；与用户配套建设，平滑用户用电曲线，减少用电偏差；联合火电等发电企业共同参与辅助服务，提高发电企业AGC调节性能。第十八条 储能电站独立参与辅助服务市场的，按照市场规则开展，对应的品种不再按本细则进行补偿。储能电站与其他主体联合参与的，其考核和补偿比例自行协商确定。第十九条 储能电站应具备自动发电控制（AGC）功能，其性能指标包括调节速率、调节范围、响应时间和调节精度。调节速率指储能单元响应AGC指令的速率；调节范围是指储能单元AGC最大可调出力与最小可调出力之差；调节精度是指储能单元响应出力与其控制要求之间的差值。（一）调节速率为额定容量的100%/分钟。 （二）调节范围为额定容量的100%。（三）调节精度不超过额定出力的1.5。（四）三项性能指标都满足时，AGC合格率为100；其中调节速率不满足的，合格率减50，调节范围不满足的，合格率减25，调节精度不满足的，合格率减25。当AGC性能考核不合格时，该时段对应的AGC补偿为零。储能电站AGC考核电量按以下公式计算：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%。第二十条 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。具体补偿标准按照南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则。第二十一条 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，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。第二十二条 本规定由国家能源局南方监局负责解释。第二十三条 本规定自发布之日起施行。