《电力系统分布式储能协同调度技术规范》征求意见稿

1T/CUPCXXXX—XXXX电力系统分布式储能协同调度技术规范本文件规定了电力系统中分布式储能（含用户侧储能、配电网侧储能、分布式电源配套储能等）参与协同调度的接入条件、调度策略、通信与信息交互要求、运行维护及安全保障措施。本文件适用于接入110kV及以下电压等级电力系统、额定功率100kW及以上且额定容量50kWh及以上的分布式储能系统，其他规模的分布式储能系统可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T36547-2018分布式储能系统接入配电网技术规定GB/T38946-2020电力系统调度术语DL/T1510-2016电力系统通信管理规程DL/T2344-2021电力系统分布式电源调度运行技术导则3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1分布式储能distributedenergystorage,DES安装在用户侧、配电网侧或分布式电源附近，用于平抑分布式电源出力波动、提升电能质量、提供辅助服务等的储能系统，包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等类型。3.2协同调度collaborativedispatching通过统一调度策略，协调分布式储能与分布式电源、常规电源、可控负荷的运行状态，实现电力系统功率平衡、电能质量优化、经济性提升的调度方式。3.3调度周期dispatchingcycle根据电力系统运行需求划分的调度时间单元，包括日前调度（周期24h，时间分辨率15min~1h）、3.4响应延迟responsedelay从调度指令下发至分布式储能系统实际执行指令的时间间隔，包括通信延迟、系统启动延迟等。4分布式储能接入协同调度的条件4.1技术条件4.1.1分布式储能系统应具备有功功率调节能力，调节范围为额定功率的-100%~100%（放电为正，充电为负），调节精度不低于±5%额定功率；具备无功功率调节能力，调节范围为0~±0.4额定容量（容性为正，感性为负），调节精度不低于±2%额定容量。4.1.2储能系统响应延迟应满足：实时调度指令响应延迟≤3s，日内滚动调度指令响应延迟≤10s，日前调度指令响应延迟≤30s。4.1.3储能系统应配置本地控制系统，具备“调度中心-区域协调中心-本地控制”三级控制模T/CUPCXXXX—XXXX2式切换能力，且在通信中断时能自动切换至本地保电模式。4.1.4储能系统应具备完善的保护功能，包括过压保护、过流保护、过温保护、短路保护及孤岛保护，保护动作时间≤0.1s。4.2数据采集条件4.2.1分布式储能系统应实时采集并上传以下运行数据，数据采集频率：有功/无功功率、充放电状态、电池SOC（StateofCharge）为1次/min；电池单体电压/温度、系统故障信息为1次/5min；累计充放电量为1次/h。4.2.2数据上传精度应满足：功率数据误差≤±2%，SOC误差≤±3%，电压/温度数据误差≤±1%。4.2.3储能系统应存储至少1年的历史运行数据，且支持调度中心远程调取。5协同调度策略5.1调度目标优先级协同调度目标按优先级从高到低排序为：a)电网安全稳定运行（含电压/频率控制、过载防控）；b)分布式电源消纳（含光伏/风电出力波动平抑）；c)用户侧用电成本优化（含峰谷套利、需量控制）；d)辅助服务提供（含调峰、调频、备用）。5.2分场景调度策略5.2.1配电网侧储能调度电压控制：当配电网节点电压偏离额定值±5%时，优先通过储能系统调节无功功率，调节步长为5%额定无功容量；若无功调节无法满足需求，再通过调节有功功率（充电降低电压，放电提升电压），调节步长为10%额定有功功率。过载防控：当配电网线路负载率超过80%时，调度中心下发充电指令，控制储能系统吸收功率，单次调节量不超过线路剩余载流量的50%，避免线路过载。分布式电源消纳：针对光伏/风电出力波动，采用“短期平抑+长期储能”策略，15min内出力波动通过储能实时平抑（波动控制在±10%以内），日内出力低谷时段通过储能充电存储电能，高峰时段放电补充供电。5.2.2用户侧储能调度峰谷套利：根据电力市场峰谷电价差，日前调度制定充放电计划，谷段（电价≤0.3元/kWh）满功率充电，峰段（电价≥0.8元/kWh）满功率放电，平段（电价0.3~0.8元/kWh）根据电网需求灵活调节。需量控制：在用户用电需量接近合约容量90%时，调度中心下发放电指令，降低电网购电需量，单次放电持续时间不低于15min，避免需量超标罚款。应急保电：用户侧发生停电时，储能系统自动切换至离网模式，优先保障关键负荷（如医疗设备、数据中心）供电，供电持续时间不低于2h。5.2.3辅助服务调度调频服务：储能系统参与电网一次调频，响应频率偏差信号，调节量与频率偏差成正比（Kp=50kW/Hz），调节死区≤±0.02Hz，调节速率≥20%额定功率/s。调峰服务：在电网负荷高峰时段（10:00-12:00、18:00-22:00），储能系统满功率放电；负荷低谷时段（00:00-06:00），满功率充电，单次充放电循环效率不低于80%。5.3调度指令生成与下发5.3.1日前调度：每日16:00前，调度中心基于次日负荷预测、分布式电源出力预测及电价信息，生成24h储能充放电计划，下发至区域协调中心。5.3.2日内滚动调度：每4h更新1次调度计划，修正日前计划与实际运行的偏差，更新内容包括充放电时段调整、功率幅值修正。T/CUPCXXXX—XXXX35.3.3实时调度：基于实时运行数据（如频率偏差、电压偏差、线路负载率），动态生成调度指令，指令格式应符合GB/T38946-2020的规定，包含指令类型、执行时间、功率目标值、持续时长。6通信与信息交互6.1通信架构采用“调度中心-区域协调中心-分布式储能”三级通信架构，其中：——调度中心与区域协调中心：采用SDH光纤通信，带宽≥100Mbps，通信延迟≤50ms；——区域协调中心与分布式储能：优先采用4G/5G无线专网或工业以太网，带宽≥10Mbps，通信延迟≤1s，备用通信方式为北斗短报文（适用于偏远地区）。6.2通信协议6.2.1数据采集与监控：采用DL/T634.5104远动通信协议。6.2.2调度指令传输：采用DL/T860.92采样值传输协议。6.2.3历史数据交互：采用FTP协议，数据格式为JSON或CSV。6.3信息安全6.3.1通信数据应采用AES-256加密算法，密钥每24h更新1次。6.3.2接入终端应具备身份认证功能，采用“用户名+密码+USBKey”三重认证。6.3.3定期开展通信网络安全检测，检测频率不低于1次/季度，检测内容包括漏洞扫描、入侵检测、数据完整性校验。7运行维护7.1日常维护7.1.1每日检查储能系统运行状态，包括充放电参数、电池温度、保护装置状态，记录异常信息。7.1.2每周进行1次电池均衡充电，确保单体电池电压偏差≤50mV。7.1.3每月检测通信链路稳定性，包括通信延迟、丢包率，丢包率应≤0.1%。7.1.4每季度开展1次储能系统充放电循环测试，验证容量衰减情况，容量衰减至额定容量的80%以下时，应启动电池更换程序。7.2故障处理7.2.1轻微故障（如单体电池电压偏差超标、通信短暂中断）：本地控制系统自动处理，处理结果上传区域协调中心。7.2.2严重故障（如系统过温、短路保护动作、容量骤降）：立即切断储能系统与电网连接，启动备用电源，同时上报调度中心，故障修复后需经3次充放电测试合格方可重新接入。7.3检修计划每年制定年度检修计划，检修内容包括：a)电池组容量校准；b)充放电控制器性能测试；c)通信设备维护；d)保护装置定值校验。检修时间应避开用电高峰时段，单次检修时长不超过8h。8安全保障8.1电网安全8.1.1储能系统接入电网前，应开展接入系统方案论证，包括潮流计算、稳定分析、短路电流计算，4确保接入后电网N-1故障下仍能稳定运行；8.1.2实时监控储能系统充放电功率，避免出现功率骤变（变化率≤20%额定功率/s防止电网频率/电压波动超标。8.2设备安全8.2.1储能电池舱应配备温度报警装置，舱内温度超过45℃时自动启动散热风扇，超过55℃时