摘要：随着新能源的快速增长，风光波动性、不稳定性和随机性给电力安全稳定带来了显著影响，持续性阴雨天、静风天也会引起光伏、风电为主体的电力系统出现断供风险。储能可实现电力系统的灵活控制与经济调节，为平滑新能源发电出力、辅助服务和电力负荷削峰填谷方面提供有效手段，能很好地解决新能源的波动性与不确定性问题，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务。储能电站为大规模新能源的接入与电网安全稳定运行提供了基础保障，能从系统层面有效提升电力系统运行效率，是构建能源互联网、促进电网转型升级和实现“双碳”目标的重要途径与措施。 通用模型关键词：储能电站；接入电网；电能质量评估
1电网概况
1.1电网负荷
全区电力负荷稳定，负荷峰谷差较小，工业用电占社会用电的比重较高，电网负荷率不低于93%,具备较好的备用容量条件，能够满足大规模风电接入需求。从全年用电负荷角度分
析，全区最大负荷出现在11月份，主要原因是灌溉负荷和冬季取暖负荷在此时间段的快速增长。进入1月份、2月份后，尤其在春节前后，工业负荷明显降低，部分工业处于停运状态，使得这一时间段成为全年最小负荷月份；从日内用电负荷角度分析，全区电网负荷波动特点与工业生产特点密切相关，即在8∶00、16∶00、24∶00期间出现较大波动。
压花设备1.2电源网架
在全区电网统调总装机容量中，火电、水电、风电和光伏装机分别占81.7%、2.1%、13.5%和2.7%。其中，火电机组中的供热机组比重较高，占330MW及以下的火电机组装机容量的49%,在冬季全开供热机组的情况下，电网调峰能力受到较大程度影响。全区共有32座风电场，装机容量为2650MW,大规模风电接入电网的特点为：以分散接入为主，局部集中接入。
2背景测试和限值计算
2.1背景测试
为准确分析储能电站接入系统引起的电能质量问题，要明确储能电站上级变电站公共母线
的背景电能质量情况。应使用专业仪器进行电能质量背景测试，测试时间应大于1个完整的生产周期（24h)。电能质量背景测试指标为：谐波电压、谐波电流、电压总畸变率、三相不平衡度、电压偏差与波动等。为保证测试准确性，应选取95%概率值作为参考数据，表2为变电站入公共连接点电能质量背景测试结果。
2.2限值计算
根据储能电站接入系统方案，取接入变电站110kV侧母线作为公共连接点，则储能电站接入公共连接点的谐波含量、总畸变率、三相不平衡、电压偏差、电压波动等指标限值如下:
1）谐波电压限值。根据国家标准GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定，110kV电压等级谐波电压标准限值：电压总畸变率<2%，奇数次谐波限制为1.6%，偶数次谐波限值0.8%。
2）电压偏差限值。根据GB/T12325—2008《电能质量供电电压偏差》规定，110kV及以上电压等级，正负电压偏差绝对值相加不应超过额定电压的10%。
3）三相不平衡限值。根据国标GB/T15543—2008《电能质量三相电压不平衡》规定，用
户接于公共连接点所引起的三相电压不平衡，一般允许值为1.3%，短时应小于2.6%。
4）电压波动。根据国标GB/T12326—2008《电能质量电压波动和闪变》规定，电压波动的限值与电压变动频率、电压等级有关。储能电站储能和逆变的运行状态，每日小于10次，作为110kV高压等级的用户其电压波动限值为3%。
5）谐波电流。根据GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定，公共连接点处的允许注入的谐波电流限值与用户协议容量、供电设备容量和公共连接点短路容量有关，按照GB/T14549附录C对公共连接点处的单个用户的谐波注入限值进行整定计算。
3接入电网的调峰措施
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3.1减少电网负荷的峰谷差
在当地经济快速发展的背景下，整个地区电网的峰谷负荷差将继续增大。为有效应对风电反调峰，可采取以下措施改善峰谷负荷差：①加强用户需求侧管理，通过调整低谷负荷价格，引导用户合理规划用电需求，鼓励企业特别是工业企业降低高峰用电。②全区电网继续发展储能设备，提高调峰能力，降低风电接入对调峰的影响。③开展可控负荷研究与实U盘笔
践，智能干预负荷峰谷，促进电网峰谷特性优化。④研究开发电力需求侧智能管理系统，借助灵活的电价机制合理配置电力资源，逐步缩小负荷峰谷差。
滑水鞋3.2调整电网电力结构
电网系统应优化电力结构，提高深度调峰能力。具体措施如下：①全区电网应建设储能设施，提高低谷期储能能力，避免低谷期弃风问题。②电网采用先进的供热机组调峰技术，安装蓄热设备和电加热设备，在低用电负荷期间，促进风能转化为可储存热能，降低低谷火电厂的最小出力，控制电网的整体发电成本。③借助市场调节机制，调整火力发电的供电结构，提高火力发电机组的深度调峰能力，确保风电的大规模消耗。
3.3加强电网互联
全区电网是剩余电量的输电终端，发电负荷包括本地负荷和外部负荷。为了提高整个地区电网的外部输电能力，充分吸收风电，有必要加强电网互联，以便在低负荷期间提供更多的大规模风电。地方电网应与上级调度机构协调，实现地方电网与其他区域电网之间的输电线路互联，提高电网的调峰能力。
木马制作3.4发展电网智能化技术
为了降低大规模风电并网后电网的调峰压力，电网应积极发展和应用智能技术对风电进行预测和控制。具体措施如下：①建立风能监测网络，实时监测风能，积极开发应用风电预测技术，建立基于数值天气预报的风电预测模型，根据预测的风电出力变化制定电网调度计划，有效调节电网备用容量，降低电网运行成本。②利用风电与其他电源的协调优化技术，促进电网各电源之间的协调运行关系，提高系统设备的利用率。③研究开发风电场自功率可控技术，在保证风机功率可控的前提下优化风机功率组合，有效控制风电输出功率，降低风电接入后电网调峰压力。
3.5三相不平衡度
储能电站采用集中式三相逆变器输出基本平衡，可以忽略储能接入对电网电压的三相不平衡的影响。A变电站公共连接点三相不平衡度测试结果为0.14%，短时最大值为0.17%，也满足国标规定的限值要求。
3.6谐波电流
在系统小方式运行时，储能电站分别运行在储能和逆变在两种工况。储能电站在储能和逆变运行工况时，储能电站的接入会对系统造成一定谐波污染，储能电站注入系统的谐波电流主要为6k±1次特征谐波。其中，储能电站储能运行时，5次谐波电流含量最大为4.08A；逆变运行时，5次谐波电流含量最大为3.64A；其余各次谐波电流均随着谐波次数的增大降低，但注入公共连接点的谐波电流均满足规定的限值。
结论
储能电站接入电网电能质量评估分析方法为储能接入审查和治理改进提供重要参考依据。考虑收资的准确性与运行方式的不同，电能质量仿真评估与实际投运后的结果可能存在出入，后续应采取在线终端与现场实测相结合的方式，加强储能电站电能质量监测预警，保障电力系统和储能电站的安全、经济、稳定运行。
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