中國儲能網訊：電化學儲能電站接入主要通過接入公共電網發(fā)揮對電力系統(tǒng)的支撐和調節(jié)作用，儲能電站在電力系統(tǒng)中接入方式主要考慮儲能電站應用場景、裝機容量、接入回路數、接入點網架結構、在電力系統(tǒng)中作用等因素。
接入點位置和電壓等級主要根據應用場景來劃分，電化學儲能電站按照源-網-荷應用場景主要分為常規(guī)電源側、新能源側、電網側和用戶側四類。
常規(guī)電源側儲能主要接入火電、燃氣電廠等廠用電母線，一般采用6（10）kV電壓等級接入；新能源側配建儲能主要接入新能源升壓站中壓母線，一般采用10kV或35kV電壓等級接入；電網側儲能主要接入公共電網變電站或T接架空線路，一般采用10~500kV電壓等級接入，臺區(qū)側分布式儲能一般采用380V接入分布式臺區(qū)低壓母線；用戶側儲能國內一般為工商業(yè)儲能，主要接入工商業(yè)企業(yè)的變配電房中壓或低壓母線，一般采用0.38~10kV電壓等級接入。
以主流的電網側共享儲能電站100MW/200MWh為例，一般采用110kV或220kV電壓等級接入，目前國內擬接入電壓等級最高的項目為廣東匯寧時代1.3GW/2.6GWh電化學儲能電站，項目擬采用500kV電壓等級接入。
在用戶側，儲能系統(tǒng)一般推薦采用380V電壓等級接入配電變壓器低壓側，接入容量一般在1000kW以下，10kV接入容量一般在6MW以下。由于用戶側儲能仍主要依賴工商業(yè)峰谷電價差獲利，而關口計量表作為用戶和電網企業(yè)的計費關口，儲能接入需位于用戶關口計量點以內。
隨著新能源在電力系統(tǒng)中占比的提高，電力系統(tǒng)面臨著調節(jié)性資源短缺的問題，儲能的穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)支撐能力成為電化學儲能電站的“標配”，滿足相應技術要求是發(fā)揮電化學儲能系統(tǒng)對電力系統(tǒng)支撐作用的前提。
國標《電化學儲能電站接入電網技術規(guī)定》（GB/T36547-2024）提出10（6）kV及以上電壓等級接入公共電網的電化學儲能電站能均需具備調峰、調頻、調壓等能力，接受電網的調度管理，同時具備一次調頻、慣量響應能力。
大多用戶側儲能主要以自行充放電為主，不接受電網的調度管理，缺乏對系統(tǒng)的支撐能力，但隨著新型儲能市場機制和價格機制的不斷完善，部分用戶側儲能也具備被電網調用條件。國標《用戶側電化學儲能系統(tǒng)接入配電網技術規(guī)定》（GB43526-2023）針對用戶側儲能提出接入要求，接受電網調度的用戶側儲能應能接收并執(zhí)行電網調度指令或功率計劃要求，35kV及以上電壓等級接入的用戶側儲能具備一次調頻、慣量響應等能力。
接受電網調度的電化學儲能電站，在項目并網后需進行并網檢測，一般在并網后3個月內完成接入電網測試報告和模型評價報告，對儲能電站充放電能量、有功功率控制、無功功率控制、慣量響應、一次調頻、故障穿越能力、運行適應性、電能質量等進行檢測，滿足相關標準的要求，實現儲能系統(tǒng)對電網的穩(wěn)定可靠支撐。
隨著構網型儲能技術的發(fā)展，儲能系統(tǒng)實現對電力系統(tǒng)的“被動支撐”為“主動支撐”，特別是新能源占比高、電網支撐能力弱、特高壓直流送端等地區(qū)，電網面臨著多場站短路比過低、寬頻震蕩、慣量水平低、電壓和功角穩(wěn)定性差等問題，構網型儲能通過提供短時過載能力（例如3倍額定電流下持續(xù)運行10s）和電壓源型控制技術，在暫態(tài)故障時實現對電網的主動支撐。
構網型儲能接入技術要求是發(fā)揮構網型儲能的主動支撐能力的關鍵，目前行業(yè)仍處于探索驗證階段，尚未形成統(tǒng)一要求，由于各地區(qū)電網特征差異較大，構網型儲能接入宜以系統(tǒng)需求為導向，結合各地電網需求提出差異化的技術要求。
電化學儲能電站接入以滿足電力系統(tǒng)需求為首要目標，同時需避免儲能系統(tǒng)對電力系統(tǒng)的影響，從而更好的發(fā)揮儲能電站的支撐和調節(jié)作用。
