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构网型储能“重构”电力系统
随着新型电力系统建设进程加快，新能源在电力系统中的占比快速提高，特高压交直流电网形成，电力系统的形态和运行特征已发生深刻变化。传统的电力系统电源主要由火电、水电、燃机等同步电机组成，除提供电力电量外，还对电力系统的安全稳定运行提供支撑；而新型电力系统呈现高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特性，给电力系统的安全稳定运行带来“扰动”。
为保证电力系统的安全稳定运行，需维持电力系统频率、电压的正常水平，同时系统应有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量。在电源和负荷发生正常范围内波动时，不应发生自发振荡，同时在电力系统承受扰动或发生稳定破坏时，提供足够的暂态支撑。
现有的光伏逆变器、储能变流器等主要采用跟踪电网电压的控制模式，表现为电流源的属性，需要交流电网提供电压支撑，呈现“低阻尼”的特性，缺乏“自主”支撑电力系统的能力。依托电力电子元件实现交直流变换的新能源发电呈现低抗扰、低惯量、阻尼弱等特征，导致多场站短路比较低，电压支撑能力不足。
传统电力电子设备过流能力一般，以储能变流器为例，国内主流厂家的储能变流器一般具备1.1倍额定电流的长期过载能力和1.2倍额定电流1min左右的短期过载能力。在新能源大基地特高压直流送端短路比不足、电网故障恢复等情况下，难以提供足够的暂态支撑。
《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019）明确新能源场站短路比应达到合理水平；同时电力系统需具备惯量和短路容量支撑能力，在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量和短路容量支撑。此外，《电力系统安全稳定计算规范》（GB/T40581-2021）规定新能源多场站短路比指标，对于新能源多场站接入交流系统情况，新能源发电单元升压变低压侧的多场站短路比应不小于1.5；国家能源局印发的《防止直流输电系统安全事故的重点要求》提出，提升直流近区新能源场站的支撑能力，保证新能源发电单元升压变低压侧的新能源多场站短路比在1.5及以上。
可以看出，为保证电力系统的安全稳定运行，亟需提升新型电力系统的惯量、短路容量等支撑能力。
构网型储能应运而生，构网型储能主流技术路线采用虚拟同步控制，基于储能变流器实现与同步电机的电压源外特性和协调控制器等快速控制设备，具备较强的短时过载能力和惯量支撑能力，提升短路比，改善电网阻抗特性，提升新型电力系统运行稳定性。
今年来，多个地区推动构网型储能的建设，例如新疆发改委印发的《关于组织上报2023年独立新型储能建设方案的通知》提出构网型新型储能并网技术要求，提出构网型储能提供惯量、短路容量支撑、一次调频、主动电压调节等功能，同时量化并网指标，例如提出构网型储能惯性时间最大值不小于20s、120%额定电流持续运行时间应不少于2min且具备300%额定电流10秒短时过载能力等指标要求。西藏、辽宁等地区也出台文件提出加装构网型储能。
构网型储能作为一个新兴概念，国内外关于其定义和性能要求仍需进一步完善，相关的技术标准和管理规定仍需进一步建立健全，同时建立合理的调用机制和盈利机制，在发挥支撑电网的同时获取合理收益，推动产业的健康长远发展。
