CN109636668B - 商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，运营方通过与不同业主签约，整合隶属于不同业主的规模化电池储能系统，形成容量和功率达到一定数量级的规模化电池储能系统集群，参与电力市场辅助服务交易或者向用户提供服务，并定期与用户、电力调度机构进行结算，按合同约定收付款。本发明采用商业化运营模式，有效整合并网储能系统资源，参与电网辅助服务交易，有助于提升电网安全经济运行水平，同时也提高储能系统设备利用率，增加储能系统收益。

Description

商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的 控制方法

技术领域

本发明涉及新能源与储能领域，具体而言，涉及一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法。

背景技术

新型高效的储能技术的发展是实现电网运行方式革命的关键技术，在电力系统中的应用是未来电网发展的必然趋势。采用储能装置实现电能的延时供应，可以有效地实现需求侧管理，减小昼夜间峰谷差，加强区域电网峰谷负荷的自调节性，提升大电网的安全稳定性与电能质量水平，提高输变电能力，增加供电可靠性，促进可再生能源大规模接入电网。通过大量示范工程的建设和运行，储能技术在电力系统发、输、配、用环节中发挥的重要作用已达到一致的认识。

目前储能技术中发展速度最快的是规模化电池储能技术，特点在于功率和能量根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，适合大规模应用和批量化生产。规模化电池储能技术已在我国可再生能源消纳、分布式发电、微电网和用户节省用电等领域逐步得到应用。2016年6月，国家能源局下发通知，决定开展储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿机制试点，同时鼓励各企业投资建设电储能设施，鼓励电储能设施与新能源、电网的协调优化运行，鼓励分布式电储能设施在用户侧的建设。可以看出，规模化电池储能技术是今后重点发展的方向。

在规模化电池储能技术推广应用中出现了许多问题，首先是规模化电池储能系统（以下简称储能系统）并网接入模式多样，大规模并网后给电网运营管理带来了困难；其次储能系统功率灵活可调，目前自上而下的电网调控方式并不能充分利用储能系统这这一优势；当前储能系统成本较高且系统所属权复杂，而当前运营模式多为企业自筹自用为主，单纯的补贴或者电价差不能形成有直接效的激励信号鼓励储能系统积极参与与电网的互动；最后，目前电网辅助服务市场开放储能系统参与，但是对其功率和容量设置较高的准入条件，普通的储能系统很难达到这个标准。以上这些问题都不利于储能系统的进一步推广应用。

发明内容

本发明的目的是：设计一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，采用商业化运营模式下储能系统集群参与电力市场交易，有效整合并网储能系统资源，参与电网辅助服务交易，不仅有助于提升电网安全经济运行水平，同时也提高储能系统设备利用率，增加储能系统收益，推动这项新技术健康可持续发展。

本发明的技术解决方案是：该商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法包括以下具体步骤：

（1）运营方通过与不同业主签约，整合隶属于不同业主的规模化电池储能系统，形成容量和功率达到一定数量级的规模化电池储能系统集群，参与电力市场辅助服务交易或者向用户提供服务；

（2）业主规模化电池储能系统通信上接入运营方管理平台，运营方实时监测所辖规模化电池储能系统运行状态，考核评估各规模化电池储能系统参与辅助服务完成情况，按合同约定时间与用户、业主结算；

（3）运营方接受到用户的申请后，会依据用户的类型并网接入点，容量及功率需求为用户选择分配合适的规模化电池储能系统资源；规模化电池储能系统资源选择分配的依据是：规模化电池储能系统除了容量和功率满足用户需求外，必须与用户处于同一台区下，一般为10kV或者35kV台区，同样的情况下为用户优先分配接入同一条线路的规模化电池储能系统资源，如果容量和功率不能满足用户的要求，则再在用户同一台区内分配相应的规模化电池储能系统资源，一个规模化电池储能系统同时只能参与一个用户的辅助服务，或者一个运营方组织的辅助服务；

（4）运营方在完成用户申请的规模化储能系统资源分配后，整合所辖的剩余规模化储能系统资源，参与电力市场辅助服务交易，运营方参与的辅助服务交易品种主要有调峰，需求侧响应，无功调节，备用；在辅助服务交易中，调峰属于日前交易，需求侧响应属于准实时交易，无功调节和备用属于实时交易；运营方在参与辅助交易时，考虑所辖的规模化储能系统资源实际运行情况，按照“日前-准实时-实时”的顺序，依次选择合适的交易品种参与交易；

（5）在完成辅助服务交易相关控制后，运营方将对进行所辖的规模化电池储能资源参与的辅助服务完成情况进行评估，并定期与用户，电力调度机构进行结算，按合同约定收付款。

其中，用户的类型有：大工业用户，商业用户，电网，并网发电场站；用户不同的辅助服务需求，会对规模化电池储能系统接入点和储能电池类型有特殊需求，如：

对于大工业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于需量管理和削峰填谷；完成大工业用户需量管理的需求需要运营方分配与大用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型不限；完成大工业用户削峰填谷的需求需要运营方分配与大用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳，如液流电池；

对商业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于削峰填谷和应急供电；完成商业用户削峰填谷的需求需要运营方选择分配与商业用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳，如液流电池；而完成商业用户应急供电的需求则要求运营方选择分配的规模化电池储能系统资源不仅要与商业用户接入同一线路，而且地理位置距离商业用户较近，并进行相应的线路改造，能够实现用户在外部电源故障时快速切换到规模化电池储能资源供电；

对于电网公司用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于调峰，无功调节，备用；完成这些辅助服务需求需要运营方分配的规模化电池储能资源在电网公司用户制定的某些特定台区范围内接入，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于新能源并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于平抑出力波动和增加场站自动调节能力，运营方分配与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于其他并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是提升自身在参与辅助服务市场交易中的辅助服务质量，扩大参与辅助服务品种，运营方在选择分配规模化电池储能资源时应与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型。

与最接近的现有技术相比，本发明的益处如下：

1、本发明提供了一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，不仅提出了规模化储能系统的商业化运营方案，明确了储能典型业务场景以及盈利方式，还提出了规模化储能电池系统集群参与电网辅助服务的控制方法，整合电网中的电池储能可调资源，充分发挥储能系统优势，用市场化方式为电网提供辅助服务，提升系统效率的同时保障系统安全稳定运行。

2、本发明提供一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，针对目前规模化电池储能系统参与电力市场辅助服务交易的门槛高问题，以商业化方式将属于不同业主的规模化电池储能系统整合在一起，形成能够满足辅助服务交易准入条件的规模化电池储能系统集群，通过以集群方式，按照“日前-准实时-实时”的顺序选择参与电力市场辅助服务市场交易并获取相应的经济收益，不仅扩大了规模化电池储能系统应用范围，增加了规模化电池储能系统业主的投资收益，也将有利于规模化电池储能技术良性发展，推动这一新兴技术健康发展。

3、本发明提供一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，针对目前规模化电池储能系统多自筹自用设备利用率低的问题，提出以市场化的方式，将规模化电池储能系统的使用权与所用权分离并对外寻租交易，在提升规模化电池储能系统的设备利用率同时，也提高了业主的投资回报率。

4、与相似技术不同的是，本发明提出了规模电池储能系统资源整合寻租方法，以10kV或35kV台区为单位，针对不同类型用户的实际情况，选择合适的规模化电池储能系统资源分配给用户，满足用户的辅助服务需求。该方法从用户实际生产需求出发，也更易于实现。

5、本发明提供一种商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，本发明提出的方法是先服务后交易，也就是在满足用户辅助服务需求的基础上，整合已有资源，选择参与合适的电力市场辅助服务交易，充分利用规模化电池储能系统资源，一方面提高用户用电感受，另一方面为电网安全稳定运行提供了丰富的可调度资源，减少电网在设备升级上的投资，社会经济效益显著。

6、面对快速应用发展的电池储能技术，我国各省市都出台相关政策，允许符合条件的规模化电池储能系统参与电力市场辅助服务交易；这类条件一般对容量和功率的要求比较高，一般规模化电池储能系统只能以集群方式组织起来参与；商业化运营的规模化电池侧系统集群参与辅助服务市场交易有两种方式，一是由运营方负责组织参与，二是和符合参与条件的并网场站用户组成联合部分参与。

附图说明

图1 规模化电池储能系统商业化运营示意图；

图2 商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法流程图；

图3 含规模化电池储能系统的典型配电网示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处描述的优选实施例仅用于说明和解释被发明，并不用于限定本发明。

如图1所示，规模化电池储能系统是指大规模、大容量的储能电池集成系统，主要由电池储能单元，并网母线，并网开关，升压变，监控系统组成；电池储能单元是储能系统的基本构成单元，由电池本体、功率变换器（Power Conversion System）与开关构成；电池储能单元在并网母线处并联，通过并网开关与外界电网相连，有些储能系统输出电压等级较低，需要通过升压变再与电网相连。

监控系统：采集规模化电池储能系统内各运行设备实时运行信息，对规模化电池储能系统当前运行状态进行评估，采取相应的措施保证规模化电池储能系统安全稳定运行；同时，监控系统接收用户或者运营方的监控系统保持通信，上传储能系统实时运行数据，执行运营方或者用户的指令；除了与规模化电池储能系统监控系统通信相连，运营方监控系统同时也与用户控制系统保持通信连接，转发分配给用户的规模化电池储能系统资源实时运行信息至用户，接受用户下发的控制指令并转发给规模化电池储能系统监控系统执行。

规模化储能系统的商业化运营：规模化电池储能集群参与辅助服务市场的商业化运营方法主要有四个参与主体，规模化电池储能系统的拥有者（业主），规模化电池储能系统的管理者（运营方），规模化电池储能系统的使用者（用户），商业化运营的执法者（监管）。

业主：业主是规模化电池储能系统的拥有者，负责规模化电池储能系统的运维，如场地安防，设备保养维修等；运营方与业主签订租用合同，长期租用业主所有的规模化电池储能系统，业主将规模化电池储能系统的控制权交由运营方经营管理，并收取租金维持收支创造盈利；合同中规定租用时间（一般为一年），和租金支付方式（一般采用季付）；租金包含固定成本和使用费用等；固定成本包括设备的折旧费用，设备的维护替换费用，场地租金，人工成本，水电费用和税金等；使用费用主要指规模化电池储能系统完成辅助服务的分摊收益，具体数额按照运营方统计结果计算。

运营方：运营方是规模化电池储能系统的管理者，负责规模化电池储能系统集群的商业化运营，向业主租用规模化储能系统，合理分配所辖的储能系统资源给用户，或者直接参与辅助服务市场交易；运营方的收入来源有2个，向用户收取使用费，以及参与辅助服务市场交易获得补偿；运营方的支出主要包括规模化电池储能系统的租金，税金，和参与辅助服务市场的担保金等；运营方参与辅助服务交易获得的补偿经济收益也会按比例交由业主；运营方直接参与辅助服务市场交易中的交易品种为有偿辅助服务，包括调峰，无功调节，和需求侧响应等。

调峰是指运营方在接受到电网调峰指令后，依据所辖储能系统的接入状态和实时运行情况，调整储能系统有功出力，保障电网实时平衡；调峰的时段和调峰容量均由电力调度机构依据次日辖区内发电厂发电计划和负荷预测值计算后发布，一般提前1日发布。

无功调节是指运营方正在接受到电网调度指令后，依据所辖储能系统的接入状态和实时运行情况，调整储能系统无功出力，协助电网电压和无功达到最优；无功调节属于实时调控，其容量大小由电力调度机构根据全网实时运行情况计算后发布。

需求侧响应是指运营方接受到电力调度机构需求侧响应的指令后，依据与电网公司签订和需求响应合同，参考所辖储能系统的接入状态和实时运行情况，调整储能系统有功出力，保障电网实时平衡；需求侧响应的时长和响应容量由电力调度机构依据电网实时运行情况和需求侧响应合同中约定的响应时长和最大响应容量计算得出，提前2-4小时发布。

备用是指运营方接受到电力调度机构备用的指令后，依据与电网公司签订的备用合同，所辖储能系统的接入状态和实时运行情况，调整储能系统运行计划，在10分钟内准备好所需的备用容量以备调用；备用属于实时调控，容量大小由电力调度机构根据全网实时运行情况和与运营方签订的备用合同计算后发布。

用户：用户是规模化电池储能系统的使用者，对于规模化电池储能系统的启停、充放电控制拥有最终控制权；向运营方租用规模化电池储能系统的用户可以是大工业用户，商业用户，电网公司，并网发电厂站等；不同类型的用户租用规模化电池系统的用途不同，大工业用户一般用于需量管理，削峰填谷等操作，降低电费成本，保证正常生产不受影响，提高生产效率；商业用户一般用于需量管理，应急供电等操作，降低用电成本，提高用电质量；电网公司一般用于调峰，无功调节，备用等操作，保证电网实时安全稳定运行；并网发电厂站主要指的是光伏场站，风电场站等新能源场站，租用规模化储能系统平抑新能源出力波动，提高发电质量；增强系统自动调节能力，满足电力调度需求；对于其他类型的并网发厂站来说，租用规模化储能系统，协助提升自身在参与辅助服务市场交易中的辅助服务质量，扩大参与的辅助服务品种，增加补偿金额，从而获取经济利益。

需量管理是指采用按最大需量缴纳容量电费的大工业用户和商业用户控制规模化电池储能系统在负荷高峰时段放电，削减用户负荷尖峰，减少用户的容量电费，节省生产经营成本。

削峰填谷是指用户控制规模化电池储能系统参考峰谷电价差，在负荷低谷充电，在负荷高峰时段放电，等效于将用户峰时负荷移至谷时，减少了用户电量电费的支出，节省了生产运营成本。

应急供电是指在外部电网故障时，用户控制规模化电池储能系统及时切换模式，转为离网运行方式，保障用户重要负荷不停电，减少用户因停电造成的损失。

用户与运营方签订合同使用其所辖规模化电池储能系统资源，运营方根据用户提出的需求提供相应的服务，为其分配合适的规模化电池储能系统资源，满足用户要求；合同约定了用户使用规模化电池储能系统方式，使用时长，利益分享方式和结算方式；这里利益分享方式是指运营方代表业主，和用户约定享有使用规模化电池储能系统资源后产生的部分经济收益，包括参与辅助服务获得补贴或者激励，节省的电费；用户将依据完成结果按一定比例经运营方转交至业主。

监管方：监管方负责监督规模化电池储能系统的商业化运营行为，规范市场，保障市场良性运行。

如图2所示，具体内容如下：

（1）运营方通过与不同业主签约，整合隶属于不同业主的规模化电池储能系统，形成容量和功率达到一定数量级的规模化电池储能系统集群，参与电力市场辅助服务交易或者向用户提供服务；

（2）业主规模化电池储能系统通信上接入运营方管理平台，运营方实时监测所辖规模化电池储能系统运行状态，考核评估各规模化电池储能系统参与辅助服务完成情况，按合同约定时间与用户、业主结算；

（3）运营方接受到用户的申请后，会依据用户的类型并网接入点，容量及功率需求为用户选择分配合适的规模化电池储能系统资源；规模化电池储能系统资源选择分配的依据是：规模化电池储能系统除了容量和功率满足用户需求外，必须与用户处于同一台区下，一般为10kV或者35kV台区，同样的情况下为用户优先分配接入同一条线路的规模化电池储能系统资源，如果容量和功率不能满足用户的要求，则再在用户同一台区内分配相应的规模化电池储能系统资源，一个规模化电池储能系统同时只能参与一个用户的辅助服务，或者一个运营方组织的辅助服务；

（4）运营方在完成用户申请的规模化储能系统资源分配后，整合所辖的剩余规模化储能系统资源，参与电力市场辅助服务交易，运营方参与的辅助服务交易品种主要有调峰，需求侧响应，无功调节，备用；在辅助服务交易中，调峰属于日前交易，需求侧响应属于准实时交易，无功调节和备用属于实时交易；运营方在参与辅助交易时，考虑所辖的规模化储能系统资源实际运行情况，按照“日前-准实时-实时”的顺序，选择合适的交易品种参与交易；

（5）在完成辅助服务交易相关控制后，运营方将对进行所辖的规模化电池储能资源参与的辅助服务完成情况进行评估，并定期与用户，电力调度机构进行结算，按合同约定收付款。

其中，用户的类型有：大工业用户，商业用户，电网，并网发电场站；用户不同的辅助服务需求，会对规模化电池储能系统接入点和储能电池类型有特殊需求，如：

对于大工业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于需量管理和削峰填谷；完成大工业用户需量管理的需求需要运营方分配与大用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型不限；完成大工业用户削峰填谷的需求需要运营方分配与大用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳，如液流电池；

对商业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于削峰填谷和应急供电；完成商业用户削峰填谷的需求需要运营方选择分配与商业用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳，如液流电池；而完成商业用户应急供电的需求则要求运营方选择分配的规模化电池储能系统资源不仅要与商业用户接入同一线路，而且地理位置距离商业用户较近，并进行相应的线路改造，能够实现用户在外部电源故障时快速切换到规模化电池储能资源供电；

对于电网公司用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于调峰，无功调节，备用；完成这些辅助服务需求需要运营方分配的规模化电池储能资源在电网公司用户制定的某些特定台区范围内接入，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于新能源并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于平抑出力波动和增加场站自动调节能力，运营方分配与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于其他并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是提升自身在参与辅助服务市场交易中的辅助服务质量，扩大参与辅助服务品种，运营方在选择分配规模化电池储能资源时应与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型。

如图3所示，为广泛接入规模化电池储能系统（以下简称储能系统）的配网典型结构，在10kV变压器台区内接入6个规模化电池储能系统，所谓台区指的是变压所有出线及出线所接的母线，负荷，电源的集合。

图3中，除储能系统4以外都是10kV接入电网，储能系统400V接入电网，用户1为大工业用户，用户2为商业用户，用户3为新能源并网发电场站，与储能系统4接入同一条400V母线并入电网；具体流程如下：

（1）运营方与储能系统业主签订合同，向各业主支付费用租用其所辖的储能系统，合同中约定租用时段，结算方式以及利益分摊方式；这里利益分摊是指储能系统业主按比例享有其所辖储能系统参与辅助服务获得的补贴或者经济收益；补贴是指用户或运营方使用储能系统参与辅助服务按政策获得的经济补偿，经济收益是指用户或运营方使用储能系统节省的生产成本，减免的罚金等；

（2）运营方与用户签订合约，为用户提供满足其辅助服务需求的储能系统资源；所有分配给用户的储能系统，接受经运营方转发的用户控制指令，完成用户要求的辅助服务；运营方监控系统将记录用户的控制指令和所分配的储能系统的运行数据，对运行结果进行评估，作为结算的依据；

1）图3中，用户1是大工业用户，有使用储能系统需量管理的需求，按照前述选择分配方法，在同一台区寻找功率和容量达到用户要求的储能系统，优选选择接入同一线路的储能系统，储能系统1和储能系统2符合这一要求，储能系统1在功率和容量上更贴近用户1的需求，因此运营方选择分配储能系统1作为用户1的储能系统资源，协助其完成需量管理的目标；

2）用户2为商业用户，有应急供电的需求，按照前述选择分配方法，优先选择在接入同一线路，地理位置相近的，容量和功率满足用户请求的储能系统，储能系统3满足这一要求，因此运营方选择分配储能系统3作为用户2的储能系统资源，经过相应的线路改造后，完成用户2应急供电的目标；

3）用户3为新能源并网发电场站，有平抑其出力波动的需求，按照前述的分配方法，在同一台区内，优先选择在接入同一线路，容量和功率满足用户请求的储能系统，储能系统4满足这一要求，因此运营方选择分配储能系统4作为用户4的储能系统资源，完成用户3平抑新能源出力波动的目标；

（3）运营方盘点整合未分配给用户的储能资源，如图3中的储能系统2，储能系统5，储能系统6，将这些储能资源整合，形成储能系统集群，在符合准入条件的情况下，参与电力市场辅助服务交易；储能系统集群将按照“日前-准实时-实时”的时间尺度顺序，依次参与调峰，需求侧响应，无功调节和备用的投标竞争和撮合交易；运营方将依据交易结果，根据各储能系统的电池类型，容量和功率大小，实时运行状态分配交易结果；具体的分配的原则如下：适宜深度放电类型储能系统承担调峰任务，适宜迅速充放类型承担无功调节和备用任务；在同电池类型的情况下，将日前交易结果依据容量大小分配至各储能系统，参考各储能系统实时运行状态（功率，剩余电量，充放电状态）分配准实时交易结果和实时交易结果，运营方实时监测并记录储能集群内各储能系统运行状态，并根据设备实际运行状态及时调整各储能系统的出力，以确保完成辅助服务交易；

（4）在储能集群完成辅助服务后，运营方将依据电力市场的相关管理规定与相关方面结算辅助服务收益；同时，运营方也将依据所记录的储能系统参与用户辅助服务的结果与用户结算相关费用；

（5）运营方按照合同规定定期与业主结算费用；该费用包含固定成本和使用费用等；固定成本包括设备的折旧费用，设备的维护替换费用，场地租金，人工成本，水电费用和税金等。使用费用主要指规模化电池储能系统完成辅助服务的分摊收益，具体数额按照运营方统计结果计算。

本申请的关键点和欲保护点：

（1）本发明提供一种规模化电池储能系统的商业化运营方法，以市场化的方式，将规模化电池储能系统的使用权与所用权分离并对外寻租交易，在提升规模化电池储能系统的设备利用率同时，也提高了业主的投资回报率。

（2）本发明提供一种规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，以商业化方式将属于不同业主的规模化电池储能系统整合在一起，形成能够满足辅助服务交易准入条件的规模化电池储能系统集群，通过以集群方式，按照“日前-准实时-实时”的顺序选择参与电力市场辅助服务市场交易并获取相应的经济收益。

（3）本发明提出了一种商业化运营的规模电池储能系统资源整合寻租方法，以实际生产需求出发，以10kV或35kV台区为单位，针对不同类型用户的实际情况，按照既定的整合寻租方法选择合适的规模化电池储能系统资源分配给用户，满足用户的辅助服务需求。

Claims (3)

1.商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，其特征是它包括以下具体步骤：

(1)运营方通过与不同业主签约，整合隶属于不同业主的规模化电池储能系统，形成规模化电池储能系统集群，参与电力市场辅助服务交易或者向用户提供服务；

(2)业主规模化电池储能系统通信上接入运营方管理平台，运营方实时监测所辖规模化电池储能系统运行状态，考核评估各规模化电池储能系统参与辅助服务完成情况，按合同约定时间与用户、业主结算；

(3)运营方接受到用户的申请后，会依据用户的类型并网接入点，容量及功率需求为用户选择分配规模化电池储能系统资源；规模化电池储能系统资源选择分配的依据是：规模化电池储能系统除了容量和功率满足用户需求外，必须与用户处于同一台区下，为10kV或者35kV台区，同样的情况下为用户优先分配接入同一条线路的规模化电池储能系统资源，如果容量和功率不能满足用户的要求，则再在用户同一台区内分配相应的规模化电池储能系统资源，一个规模化电池储能系统同时只能参与一个用户的辅助服务，或者一个运营方组织的辅助服务；

(4)运营方在完成用户申请的规模化储能系统资源分配后，整合所辖的剩余规模化储能系统资源，参与电力市场辅助服务交易，运营方参与的辅助服务交易品种主要有调峰，需求侧响应，无功调节，备用；在辅助服务交易中，调峰属于日前交易，需求侧响应属于准实时交易，无功调节和备用属于实时交易；运营方在参与辅助交易时，考虑所辖的规模化储能系统资源实际运行情况，按照“日前-准实时-实时”的顺序，依次选择交易品种参与交易；

(5)在完成辅助服务交易相关控制后，运营方将对进行所辖的规模化电池储能资源参与的辅助服务完成情况进行评估，并定期与用户，电力调度机构进行结算，按合同约定收付款。

2.根据权利要求1所述的商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，其特征是：所述用户的类型有：大工业用户，商业用户，电网，并网发电场站；用户不同的辅助服务需求，会对规模化电池储能系统接入点和储能电池类型有特殊需求，包括：

对于大工业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于需量管理和削峰填谷；完成大工业用户需量管理的需求需要运营方分配与大用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型不限；完成大工业用户削峰填谷的需求需要运营方分配与大用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳；对商业用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要用于削峰填谷和应急供电；完成商业用户削峰填谷的需求需要运营方选择分配与商业用户处于同一台区的规模化电池储能系统资源，储能电池类型能够适应与深度循环为佳，即液流电池；而完成商业用户应急供电的需求则要求运营方选择分配的规模化电池储能系统资源不仅要与商业用户接入同一线路，而且地理位置距离商业用户较近，并进行相应的线路改造，能够实现用户在外部电源故障时快速切换到规模化电池储能资源供电；

对于电网公司用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于调峰，无功调节，备用；完成这些辅助服务需求需要运营方分配的规模化电池储能资源在电网公司用户制定的某些特定台区范围内接入，储能电池类型选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于新能源并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是用于平抑出力波动和增加场站自动调节能力，运营方分配与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型选择能够适应快速充放电的电池类型；

对于其他并网发电场站用户来说，使用商业化运营的规模化电池储能系统资源主要是提升自身在参与辅助服务市场交易中的辅助服务质量，扩大参与辅助服务品种，运营方在选择分配规模化电池储能资源时应与用户接入同一线路的规模化电池储能系统资源，储能电池类型应选择能够适应快速充放电的电池类型。

3.根据权利要求1所述的商业化运营的规模化电池储能系统集群参与电网辅助服务的控制方法，其特征是：在10kV变压器台区内接入6个规模化电池储能系统，所谓台区指的是变压所有出线及出线所接的母线，负荷，电源的集合；除储能系统四以外都是10kV接入电网，储能系统400V接入电网，用户一为大工业用户，用户二为商业用户，用户三为新能源并网发电场站，与储能系统四接入同一条400V母线并入电网；具体流程如下：

(1)运营方与储能系统业主签订合同，向各业主支付费用租用其所辖的储能系统，合同中约定租用时段，结算方式以及利益分摊方式；这里利益分摊是指储能系统业主按比例享有其所辖储能系统参与辅助服务获得的补贴或者经济收益；补贴是指用户或运营方使用储能系统参与辅助服务按政策获得的经济补偿，经济收益是指用户或运营方使用储能系统节省的生产成本，减免的罚金；

(2)运营方与用户签订合约，为用户提供满足其辅助服务需求的储能系统资源；所有分配给用户的储能系统，接受经运营方转发的用户控制指令，完成用户要求的辅助服务；运营方监控系统将记录用户的控制指令和所分配的储能系统的运行数据，对运行结果进行评估，作为结算的依据；

1)用户一是大工业用户，有使用储能系统需量管理的需求，按照前述选择分配方法，在同一台区寻找功率和容量达到用户要求的储能系统，选择接入同一线路的储能系统，储能系统一和储能系统二符合这一要求，储能系统一在功率和容量上更贴近用户一的需求，因此运营方选择分配储能系统一作为用户一的储能系统资源，协助其完成需量管理的目标；

2)用户二为商业用户，有应急供电的需求，按照前述选择分配方法，优先选择在接入同一线路，地理位置相近的，容量和功率满足用户请求的储能系统，储能系统三满足这一要求，因此运营方选择分配储能系统三作为用户二的储能系统资源，经过相应的线路改造后，完成用户二应急供电的目标；

3)用户三为新能源并网发电场站，有平抑其出力波动的需求，按照前述的分配方法，在同一台区内，优先选择在接入同一线路，容量和功率满足用户请求的储能系统，储能系统四满足这一要求，因此运营方选择分配储能系统四作为用户四的储能系统资源，完成用户三平抑新能源出力波动的目标；

(3)运营方盘点整合未分配给用户的储能资源，即储能系统二，储能系统五，储能系统六，将这些储能资源整合，形成储能系统集群，在符合准入条件的情况下，参与电力市场辅助服务交易；储能系统集群将按照“日前-准实时-实时”的时间尺度顺序，依次参与调峰，需求侧响应，无功调节和备用的投标竞争和撮合交易；运营方将依据交易结果，根据各储能系统的电池类型，容量和功率大小，实时运行状态分配交易结果；具体的分配的原则如下：适宜深度放电类型储能系统承担调峰任务，适宜迅速充放类型承担无功调节和备用任务；在同电池类型的情况下，将日前交易结果依据容量大小分配至各储能系统，参考各储能系统实时运行状态，即功率，剩余电量，充放电状态，分配准实时交易结果和实时交易结果，运营方实时监测并记录储能集群内各储能系统运行状态，并根据设备实际运行状态及时调整各储能系统的出力，以确保完成辅助服务交易；

(4)在储能集群完成辅助服务后，运营方将依据电力市场的相关管理规定与相关方面结算辅助服务收益；同时，运营方也将依据所记录的储能系统参与用户辅助服务的结果与用户结算相关费用；

(5)运营方按照合同规定定期与业主结算费用；该费用包含固定成本和使用费用；固定成本包括设备的折旧费用，设备的维护替换费用，场地租金，人工成本，水电费用和税金；使用费用主要指规模化电池储能系统完成辅助服务的分摊收益，具体数额按照运营方统计结果计算。

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