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竭诚为您提供优质文档/双击可除储能电站,功率变换,技术规范篇一：储能电站总体技术方案储能电站总体技术方案20xx-12-20目录1.概述................................................. .. (3)2.设计标准................................................. . (4)3.储能电站（配合光伏并网发电）方案 (6)3.1系统架构................................................. (6)3.2光伏发电子系统................................................. (7)3.3储能子系统... ................................................... (7)3.3.1储能电池组................................................. .. (8)3.3.2电池管理系统(bms).............................................. . (9)3.4并网控制子系统................................................. . (12)3.5储能电站联合控制调度子系统................................................. .144.储能电站（系统）整体发展前景 (1)61.概述大容量电池储能系统在电力系统中的应用已有20多年的历史，早期主要用于孤立电网的调频、热备用、调压和备份等。
电池储能系统在新能源并网中的应用，国外也已开展了一定的研究。
上世纪90年代末德国在herne1mw的光伏电站和bocholt2mw的风电场分别配臵了容量为1.2mwh的电池储能系统，提供削峰、不中断供电和改善电能质量功能。
大容量电化学储能系统集成设计林声才１ 朱天佑１ 顾 硕２ 苏利梅２（１ 海南金盘科技储能技术有限公司 ２ 海南金盘智能科技股份有限公司）摘 要：随着对电化学储能系统的容量要求不断提高，大容量电化学储能系统具有存储电能量大和提供高功率支撑能力，在发电侧、电网侧储能领域中的重要性日益凸显，其合理的选型设计对提高储能系统的能量密度至关重要。
针对储能能量密度不断提高的应用需求，本文提出了一种５ＭＷ／１０ＭＷｈ大容量电化学储能系统集成设计方案，进行了储能系统中的直流侧设备与交流侧设备的集成设计，为大容量电化学储能系统的工程应用的设计提供了参考。
关键词：大容量；电化学储能；直流侧设备；交流侧设备；集成设计０ 引言我国能源发展“十三五”规划提出了积极开展储能示范工程建设的目标，旨在推动储能系统与新能源、电力系统的协调优化运行［１］。
目前，电化学储能是新型储能技术发展主流，具有更高的能量密度和成熟的产业链。
与其他储能技术相比，电化学储能在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率和选址等方面都具有更大的优势，具备很高的灵活性与巨大的发展潜力［２］。
目前常规的储能系统容量配置为２ ５ＭＷ／５ＭＷｈ与３ ４５ＭＷ／６ ７ＭＷｈ。
随着电池以及储能变流器的迭代升级，储能系统的能量密度再度提高，传统的小容量储能系统已不适合进行大规模储能电站的工程应用。
储能系统向大容量发展是电化学储能系统发展的趋势，因此研究大容量储能系统的集成设计很有必要。
储能系统的集成设计主要基于电池容量和充放电功率，特别关注直流侧与交流侧核心设备的选型。
１ 大容量电化学储能系统大容量电化学储能系统是一种将电能集中式储存的系统，由多个电芯以串联或并联的方式连接在一起，以达到所需的电能储存容量［３］。
采用单体容量更大的电芯以及更大功率的转换系统，具有大容量、大功率、高能量密度、高效率的特点。
能够满足发电侧和电网侧等储能应用场景的需求。
大容量储能系统分为电池舱和储能变流升压舱。
新能源：2023年压缩空气储能行业研究报告1. 新型电力系统下，压缩空气储能建设需求逐步提升1.1. 新能源装机逐步提升，大规模长时储能发展需求强烈储能是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。
储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性。
储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。
1）发电侧电力需求场景较多，包括削峰填谷、电力市场辅助服务、可再生能源并网等；2）输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；3）用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。
各类储能中，抽水蓄能占比最大，新型储能增速较高，压缩空气储能占比仅为3.2%。
根据 CNESA 发布的《储能产业研究白皮书 2022（摘要版）》，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模 46.1GW，其中抽水蓄能累计装机规模为 39.8GW，占比为 86.3%，抽水蓄能依然占据最大规模，新型储能累计装机规模为 5729.7MW，同比增长 75%，市场增量主要来自新型储能。
新型储能中，锂离子电池占据主要地位，占比达到89.7%，压缩空气储能占比较小，仅为 3.2%。
新能源发电时间与空间错配，对电网稳定性带来挑战。
随着风光装机规模的不断提升，发电的间歇性对电网的影响越来越大，对电网的稳定性带来挑战，具体体现在两个方面：1）时间错配：风光发电时间与用电负荷高峰时间不匹配，风电在白天出力较小，夜晚出力较高，而光伏在阴天以及夜间出力也会骤降。
2）空间错配：我国九大清洁能源基地均集中在三北地区，而用电负荷较高的地区多为中东部地区，空间错配导致电网跨地区调控压力大，电网稳定性风险增加。
风光装机规模快速增长，长时大规模储能需求可观。
1MWh集装箱储能系统技术方案目录1.储能的应用-----------------------------------------------------------------------------------42.系统概------------------------------------------------------------------------------------5-6系统组----------------------------------------------------------------------------------5系统特----------------------------------------------------------------------------------5系统运行原-----------------------------------------------------------------------------63.系统设------------------------------------------------------------------------------------7-14储能变流器(P C S) ------------------------------------------------------------------7-8储能变流器特点-------------------------------------------------------------7储能变流器通信方式-------------------------------------------------------8电池管理系统(BMS)---------------------------------------------------------------9-10 B M S系统架构---------------------------------------------------------------------8B M S功能说明-----------------------------------------------------------------9B M S电池管理系统构成及功能描述--------------------------------------------10能量管理系统(E M S) ------------------------------------------------------------10-11设备监控模块----------------------------------------------------------------10能量管理模块---------------------------------------------------------------10告警管理模块----------------------------------------------------------------11报表管理模块---------------------------------------------------------------11安全管理模块--------------------------------------------------------------11监控系统---------------------------------------------------------------------------12消防与空调系统--------------------------------------------------------------------12电池成套系统------------------------------------------------------------------12-16电芯参数---------------------------------------------------------------------12电池P AC K及成簇-----------------------------------------------------------13电池组在集装箱内的分布-----------------------------------------------------15集装箱系统设计要求----------------------------------------------------------------15 4.主要设备清单---------------------------------------------------------------------------161. 储能的应用图1 储能的应用（1）微电网：储能系统独立或与其他能源配合，给负载供电，主要解决供电可靠性问题。
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一 项目概述二 系统集成设计
三 项目建设情况
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1 项目概述1.1 项目背景及建设的必要性
1.2 项目概况
1.3 项目特点
分区用电缺口较大，随着用电负荷的增长，
镇江东部电网供电紧迫形势短期内仍持续存在。
为缓解镇江地区2018年电网迎峰度夏供电压
力，保证地区生产生活用电，提高电网的供电可
靠性，本储能电站项目建设迫在眉睫。
由于江苏镇江谏壁电厂3台33万千瓦机组关停，且丹徒燃机2台44万机组因故无法按计划建成投运，经调度预测，采取运行方式调整措施后，2018年夏季用电高峰访晋分区仍存在22万千瓦左右的电力缺口。
许继集团承担了镇江新区五峰山储能电站（24MW/48MWh）和扬中三跃储能电站（10MW/20MWh）总包建设任务。
三跃站已于7月13日投运，五峰山站已于7月15日投运。
五峰山储能电站是目前国内最大的电网侧储能电站。
05MW-1MWh集装箱储能系统规划资料储能系统是一种将电能在低负荷时段储存起来，在高负荷时段释放的设备，可以平衡电网负荷波动，提高电网的稳定性。
而集装箱储能系统是一种能够方便快捷地部署和搬迁的储能设备，具有灵活性和可移动性。
0.5MW-1MWh集装箱储能系统规划是针对中小规模能源存储需求的方案，在满足能量容量和功率要求的同时，也要考虑到系统的可靠性、安全性和经济性。
以下是一份关于0.5MW-1MWh集装箱储能系统规划的详细资料，包括系统组成、技术参数和应用场景等。
系统组成：1.储能装置：主要包括电池组、电池管理系统（BMS）和电池温控系统。
电池组通常采用锂离子电池，具有高能量密度和长周期寿命，可以快速充放电。
BMS用于监控和管理电池状态，确保系统的稳定运行。
电池温控系统用于控制电池的工作温度，提高电池的效率和寿命。
2.逆变器：将电池的直流电转换为交流电，并提供给电网或负载。
逆变器具有高效率和快速响应的特点，可以实现快速充放电和无缝切换。
3.控制系统：用于监测和控制整个储能系统的运行，包括电池状态、功率输出、充放电控制等。
控制系统还可以与电网无缝对接，实现智能调控和运营。
技术参数：0.5MW-1MWh集装箱储能系统的技术参数通常包括能量容量、功率输出、效率和响应时间等。
能量容量表示系统能够储存的电能量，通常以兆瓦时（MWh）为单位。
功率输出表示系统能够提供的最大功率，通常以兆瓦（MW）为单位。
效率表示系统从储存到放电过程中的能量损失，通常以百分比表示。
响应时间表示系统从接收指令到启动放电的时间，通常以毫秒或秒为单位。
应用场景：1.新能源电站：可以将储能系统与风力发电或太阳能发电系统相结合，平衡电网负荷波动，提高发电效率和可靠性。
2.工业用电：可以在高峰负荷时段释放储存的电能，减少对电网的依赖，降低用电成本。
3.基础设施建设：可以为公共交通、电动汽车充电等提供可靠的电力支持。
4.紧急备用电源：在突发停电或电网故障时，可以立即启动放电，维持关键设备的运行。
05MW-1MWh集装箱储能系统方案设计方案设计：0.5MW-1MWh集装箱储能系统一、引言随着可再生能源的快速发展，储能技术变得越来越重要，以解决可再生能源波动性和间歇性的问题。
本文将介绍一种0.5MW-1MWh的集装箱储能系统的方案设计，该系统能够储存大量的电能并在需要的时候释放出来。
二、系统组成1.储能设备：采用锂离子电池作为储能装置。
锂离子电池具有高能量密度、长寿命和较高的效率，在储能系统中得到了广泛应用。
2.能量管理系统：负责管理储能系统的充放电过程，通过智能算法优化电能的使用。
能量管理系统可以监测储能设备的电量，根据需求控制储能和释放。
3.逆变器：将储能系统中储存的直流电能转换为交流电能，以供给电网或其他设备使用。
逆变器还能根据需要将交流电能转换为直流电能进行充电操作。
4.传感器和监控系统：用于监测储能系统的状态和性能，包括温度、电压、电流等参数。
通过传感器和监控系统可以实时监测储能系统的工作状态，及时发现并解决问题。
5.冷却系统：为储能设备提供散热功能，以确保储能设备在高温条件下的正常工作。
冷却系统应当能够根据需要进行自动调节。
6.安全系统：包括防火、防爆、防盗等措施，确保储能系统的安全运行。
安全系统还应能够及时响应故障和风险情况，并采取相应的措施进行预防或应急处理。
三、技术参数1.额定储能容量：1MWh，即系统能够储存1MWh的电能。
2.额定功率：0.5MW，即系统能够以0.5MW的功率进行充放电操作。
3.额定电压：400V，符合一般电网的工作电压要求。
4.启动时间：不超过10秒，系统能够在10秒内从停机状态启动。
5.响应时间：不超过1秒，系统能够在1秒内响应充放电操作。
四、应用场景1.电网调峰：在电网负荷高峰时段，可以利用储能系统储存电能，减轻电网压力。
2.可再生能源平滑：对于间歇性可再生能源，如太阳能和风能，储能系统可以将其产生的电能储存起来，以供给电网或其他设备使用。
3.紧急备用电源：在突发停电或紧急情况下，储能系统可以快速响应，并提供备用电源。
当下来看，电池储能无疑是市场上的“香饽饽”，而从市场占比来看，目前最大的赢家却是抽水蓄能。
据中关村储能产业技术联盟数据统计，截至2021年，我国电力储能项目中，抽水蓄能占比86.3%，新型储能占比12.5%，熔融盐储热占比1.2%，即便是近些年，抽水蓄能依然占据绝对市场。
20世纪60年代，日、美、西欧等国家便开启了抽水蓄能建设的高峰期。
直到现在，抽水蓄能依然是技术最为成熟的储能方式。
从2000年到2020年，抽水蓄能占到全球累计装机量的90%。
之所以能占这么大比例，关键在于经济性。
虽然抽水蓄能的投入非常大，一般是30亿-50亿元起步，需要5-8年建成，相当于修建一个小型水库，但它的生命周期远超过其它储能方式，高达50-60年的应用期限。
而且抽水蓄能的放电量都是吉瓦时级别，可以实现长时储能和4-7小时的放电，整体成本极具经济性。
但抽水蓄能有一个致命弱点——必须寻找水资源和地理结构合适的地方，如果想系统性布局，很多省份和城市并不具备相应的条件。
在新能源并网占比较低的时候，利用低成本的抽水蓄能为火电配套是非常不错的方案，但当新能源占比超过15%以上的时候，就需要一种选址灵活、单体投入成本较低、建设周期更短、更具经济性的方案。
这时，优势众多的新型储能开始从幕后走向台前，进而拉开了行业转折的序幕。
看建设周期，相比抽水蓄能电站6-8年的建设周期，新型储能中的电化学储能项目建设周期只要3-6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5-2年。
看选址和应用场景，“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充”，国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌表示。
再看调节能力，新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应。
新型储能到底有多流行？从一组对比强疫情下，在户外露营这股新出行风潮带动下，便携式储能(户外电源)火了。
MW级大容量锂电池储能电站自主研发集成报告南方电网技术研究中心2010年4月25日目录1国内外大容量锂电池储能系统发展现状 (1)2锂电池储能电站的技术成熟度与风险评估 (3)3锂电池储能系统自主集成研发技术路线 (9)3.1 储能电站高级策略方面： (9)3.2 关键设备研发方面 (12)3.3 系统集成 (13)4总结 (13)1国内外大容量锂电池储能系统发展现状近年来，储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力、电讯等部门的重视。
电能的储存形式可具体分为机械、电磁、电化学电池三大类型。
其中电池储能近年来受到越来越多的关注。
铅酸电池作为最早的电化学电池之一，已经历了近150年的发展历程。
利用铅酸电池构建大容量储能系统接入电网，作为移峰填谷的应用，最早开始于1980年代。
然而，铅酸电池循环寿命较短（平均循环寿命为500～1500次）而且在高温下寿命会缩短，能量密度和功率密度较低（30～50Wh/kg、75～300W/kg），且在制造过程中存在一定的环境污染，这使得常规电池远远满足不了大容量接入电网的要求。
因此，近年来世界各国大力研究高级电池(advanced battery)，例如，钠硫电池，液流电池等，其中锂离子电池是高级电池中一种有广泛应用潜力的电池。
《2009年美国复苏与再投资法案》中预算20亿美元，用于鼓励高级电池在电力系统中的应用，其中，就包括锂离子电池。
随着锂离子电池性能和安全性的提高，以及成本的降低，由于其具有能量密度高、无记忆效应、无污染、自放电小、循环寿命长的特点，逐步受到业界的关注和重视。
从锂离子电池使用的正极材料角度可以将目前的锂离子电池分为：(LiCoO2) 钴酸锂电池、(Li(NiCoMn)O2)三元材料电池、(LiMn2O4)锰酸锂电池以及(LiFePO4)磷酸铁锂电池等。
钴酸锂电池由于在充电和高温状态下存在安全问题，且钴是稀贵资源，其成本高，因此钴酸锂电池不宜在大容量电池储能中采用。
锰酸锂电池正极材料资源丰富、价格低廉，安全性好，无环境污染，近年来取得重大突破，已在电动公交车中尝试应用。
三元材料锂电池是钴酸锂电池的替代产品，其相对安全、成本较低，钛酸锂电池是三元材料锂电池的一种。
磷酸铁锂电池，与传统的钴酸锂电池相比，能量密度为钴酸锂电池的75%，但在制造成本、安全性、循环寿命等方面有明显的优势。
目前，锂离子电池在交通行业（电动汽车）得到了广泛应用。
2007年美国锂离子电池的市场销售量为10亿美元，并且预计每年有50-60%的增长幅度。
但是，锂离子电池大容量集成接入电网的应用直到2008年10月后才开始有报道。
美国A123 Systems公司已开发出2MW×0.25h的H-APU柜式磷酸铁锂电池储能系统(Hybrid Ancillary Power Unit)，2008年11月，A123 Systems公司联合GE公司，与美国AES 公司与合作，于2009年在宾夕法尼亚州实施了2MW的H-APU柜式磷酸铁锂电池储能系统接入电网。
同时，将类似的2个MW级磷酸铁锂电池储能系统分别接入了加利福尼亚的两个风电场。
其应用主要定位于为电力系统提供包括频率控制在内的辅助服务和新能源灵活接入。
南加州爱迪生电力公司(Southern California Edison)于2009年8月计划投资6千万美元(其中2.5千万美元由美国能源局补贴)，利用A123 Systems的设备建设当今世界上最大的锂离子电站（32MWh）；印第安纳州的Power & Light 公司于2008年7月对美国另外一个主要锂离子电池生产商Altairnano公司的2个1MW/250kWh（4C充放）的锂离子储能系统进行了测试。
在国内，深圳比亚迪公司已开发出基于磷酸铁锂电池储能技术的200kW×4h柜式储能电站和1MW×4h储能示范站(目前实际投入运行330kW×4h)，其应用方向定位于削峰填谷和新能源灵活接入。
总之，全世界范围内的大容量锂离子电池储能系统目前还处于试验与示范阶段，没有形成成熟的成套装备产业，但是，大容量锂离子电池储能系统在电力系统中的应用发展势头迅猛，发展潜力巨大。
2锂电池储能电站的技术成熟度与风险评估电池储能电站的关键设备主要包括电池、电池管理系统（BMS）、站内监控系统和电力电子变流器（PCS）四个部分。
目前，国内作为动力电池使用的单体锂电池技术已经成熟，包括比亚迪公司在内的多个电池厂家能提供现成产品，但大规模电池成组使用技术有待成熟，成组后电池的一致性与寿命管理尚待完善；在电池监控系统方面，国内已有基于信号采集的简单BMS系统的产品，但尚不具备对大规模电池组进行管理控制的能力，尤其在大规模单体电池成堆成组后，电池一致性问题成为影响电池寿命的关键环节，而采用电池均衡技术则是目前技术的发展前沿，国内目前在电池动态均衡技术刚刚起步，大规模应用少有报道，其中凹凸科技公司的电池管理系统技术水平在国内处于前沿，从对外报道来看也仅能同时管理5节单体电池，实现动态均衡；站内监控系统，目前在电力系统应用广泛，技术已经比较成熟，但主要为传统的监控功能，对于储能电站，还需实现对电池堆的有效管理以及承担储能站的高级应用控制功能，目前市场上已有的产品无法满足上述技术需求，需要在现有的厂(站)监控平台上进行二次深化开发；相比较而言，电力电子变流器（PCS）是四者当中技术成熟度最低的一个，下面具体进行分析。
电力电子变流器（PCS），是实现直流储能电池与交流电网之间的双向能量传递，将储能电池接入电力系统的关键设备。
国外实际工程的统计结果显示，在电池储能系统中，PCS的成本占到整个系统成本的25%以上。
目前，传统功率单向流动的并网逆变器型PCS装置在包括太阳能、风能在内的分布式发电技术中的已有广泛的应用。
国内从事电力电子变流器行业的企业也主要集中于光伏和风力发电等新能源应用领域，市场上还没有专门针对储能电站应用的双向变流器的成熟产品。
下面从风电、光伏及STATCOM等的应用情况来分析目前国内外电力电子变流器（PCS）及其应用技术的发展水平以和技术成熟度情况。
在风电变流器领域，根据2008年10月出版的《中国风电研究报告2008》的研究结果，在我国风力发电装备产业链中，尽管零部件产业化情况有了较大的进展，但是风电机组的控制系统和变流系统等核心部件的产业化程度较低，仍然是国内风电设备制造业中最薄弱的环节。
风电变流器属于风力发电机组大型核心部件之一，也是目前风电制造行业国产化水平较低的部件之一。
一直以来国内变流器市场被ABB 等几家外资巨头垄断，但是国家近几年发布了关于风力发电方面的一大批科技支撑计划项目，在风电机组控制系统及变流器的研发及产业化方面投入了大量资金，促进了国内风电变流器企业的发展。
目前，在华提供风电变流器的主要外资企业有：ABB（瑞士），科孚德机电Converteam（法国阿尔斯通），美国超导公司AMSC Windtec，艾默生网络能源有限公司（美国），施耐德电气（法国，已并购Xantrex）；国内目前能提供1.5MW以上风电变流器的厂家有合肥阳光电源，北京科诺伟业，黑龙江九洲电气，北京清能华福，国电龙源电气，成都东方日立，株洲南车时代，北京四方继保、海得控制等，在研以及拟建项目有国电南瑞（在研），北京荣信股份（拟建项目），山东新风光电子科技发展有限公司（全功率变流器在研），甘肃天水电传（长城电工，拟建项目）等。
风电变流器分为双馈型变流器和直驱型全功率变流器两种。
目前国内绝大部分企业提供的都是双馈型变流器，1.5MW双馈型机组所使用的变流器容量为500kW；金风公司研制的国内首个1.2MW直驱型风电变流器，近期已经投入市场。
在光伏发电领域，成立于1981年的艾思玛（SMA）是全球最早也是最大的光伏逆变器生产企业（德国市场占有率达50%以上），占全球市场33%左右的市场份额，是全球光伏逆变器第一大生产供应商，第二位是Fronius，全球前七位的生产企业占领了74%的市场份额。
2008年国内光伏逆变器的进口量为13.6MW，其中德国是最主要的进口来源地，占全部进口量的70%，主要的供货企业包括艾思玛（SMA）、KACO、康能（Conergy），其次为奥地利占7%，主要的生产企业为Fronrius，瑞士占6%，主要的厂商为Sputnik、Studer。
国内生产光伏逆变器的厂商有合肥阳光、北京索英、北京科诺伟业、志诚冠军、北京日佳、南京冠亚、北京四方继保等企业。
目前，我国在中小功率光伏逆变器上与国外处于同一水平，在500kW以上大功率并网逆变器上，合肥阳光电源等国内企业已经可以提供。
总体上说，在大容量光伏逆变器方面，国内企业已接近国外企业的技术水平，不过在装置模块化设计、系统集成、检测技术以及稳定性可靠性方面还存在一定差距。
在STATCOM相关领域方面，由清华大学和原河南省电力局合作研制的±20MVA的STATCOM，1999年在河南省洛阳市朝阳220KV变电站投入试运行，并于通过了相关科技鉴定。
这是目前国内唯一的具有自主知识产权的且经过运行鉴定的大容量STATCOM装置；2006年，由上海电力公司、许继电源有限公司和清华大学合作完成的采用IGCT 器件的±50Mvar链式STATCOM装置在上海西郊变电站投运成功，并通过了国家电网公司组织的专家验收。
与风电和光伏等可再生能源并网领域不同的是，大规模电池储能系统的应用对于变流器（PCS）的技术要求更高，主要表现在以下几个方面：（1）PCS既要与电池组接口完成充放电管理，又要与电网接口实现并网功能。
在光伏逆变器中，电能是从电池板到电网单向流动的，而且光伏电池特性平稳，控制相对简单；在风力发电中，变流器秩序保证输入输出功率平衡即可，无需进行能量管理。
（2）大规模电池储能电站中，并网只是对PCS的最基本要求，PCS更重要的任务是要与电网配合实现诸如移峰填谷、调频调峰、孤网供电、动态无功支持、电力系统稳定器以及改善电能质量等多种系统级应用功能。
PCS不再是一个独立的并网装置，而是需要与电力系统进行频繁互动的系统级设备。
（3）上述与电网互动的高级应用功能，PCS难以单独完成，而是需要和储能电站的监控系统进行协调控制，即PCS只是储能电站控制系统中的一个环节（4）光伏、风电等并网应用中，PCS只在电网稳态情况下工作，在电网发生故障时仅需要保持一定时间不脱网即可；而电池储能电站的大多数应用是针对电网的故障状态，PCS需要实时主动监测系统电压、频率等信息，并随时响应AGC、AVC等系统调度指令，一旦系统发生异常或故障，需要其快速做出响应，在小于秒级的时间内迅速调整有功和无功出力，在关键时候微电网提供最有力的支撑，将故障造成的损失降至最低。
