中国储能网讯：电化学储能系统由功率和能量两个单元进行耦合，其中能量单元由储能电池能量来决定，而功率单元则由PCS来决定。

  PCS是电化学储能系统实现交直流双向转换的核心设备，提供有功和无功的功率输出，同时对电力系统提供稳态和暂态支撑能力。

  PCS按照储能单元拓扑主要分为集中式、组串式、级联型三种技术路线；按照冷却方式可以分为自然冷却型、风冷型和液冷型。

  按照不同应用场景，PCS功能具有差异化的特征，除常规有功调节能力外，在新能源侧和电网侧，PCS一般需具备惯量支撑和一次调频有功支撑能力，同时需提供无功的调节能力，用于满足场站自身的无功平衡要求并对电网提供无功支撑能力，随着新型电力系统的建设，构网型储能愈发得到重视，PCS 是实现构网型储能的核心设备；在用户侧，光储一体机在分布式光伏与储能耦合方面具有一定的应用场景，此外，并离网切换也是部分用户侧储能PCS具备的应用模式，用于对重要负荷提供应急支撑能力。

  2023年12月28日，国标《电化学储能系统储能变流器技术要求》（GB/T34120-2023）正式实施，作为现行2017版国标的修订，国标规定了储能变流器启停机、功率控制、并离网切换、报警和保护、绝缘电阻检测、通信、检测规则等要求。PCS主要技术特征如下。

  首先，随着电力系统对一次调频、惯量支撑能力的要求，例如国标《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019）规定35kV及以上电压等级接入电力系统的电源均应具备一次调频、快速调压等能力，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支撑能力。国标适应相关要求，提出中压接入电网的PCS宜具备一次调频和惯量响应控制能力，并提出具体技术要求，其中一次调频死区宜设置为±（0.03~0.05）Hz，调差率应为0.5%~3%，一次调频响应时间不大于100ms,调节时间不大于300ms。惯量响应频率变化死区宜设置为±（0.03~0.1）Hz，计算频率变化率的时间窗口宜为100ms~200ms，参与惯量响应控制时，响应时间不大于100ms，调节时间不大于300ms。

  其次，新国标提出无功控制能力，不同于新能源场站普遍配置SVG提供无功支撑能力，储能电站特别是共享储能电站逐步采用PCS的无功出力能力提供无功能力，新国标规定PCS具备电压/无功控制、功率因数控制、恒无功功率控制等模式，具备四象限功率输出能力，最大可提供1.05Pn的无功输出能力，无功功率控制响应时间不大于100ms，调节时间不大于300ms。

  再次，过载能力可提升PCS对电网的有功和无功支撑和调节能力，新国标规定PCS过载能力，在额定电压下，PCS交流端口电流在1.1倍额定电流下，持续运行时间不小于10min，在1.2倍额定电流下，持续运行时间不小于1min。行业主流厂家普遍满足1.1倍额定电流长期稳定运行，超过国标的要求。

  最后，为解决目前监控系统、PCS、BMS、其余二次设备通信规约杂乱的问题，新国标提出了PCS通信规约的要求，其中PCS与BMS可采用控制器局域网、RS485、以太网等通信接口，支持CAN2.0B、Modbus、DL/T860等通信协议；PCS与监控系统支持ModbusTCP、DL/T860等通信协议，宜采用双网冗余通通信。

  随着新型电力系统的建设和技术的发展，构网型、大容量、液冷冷却等是目前PCS主要的技术发展重点。

  随着新能源为主体的新型电力系统的建设，逆变器、PCS等电力电子器件呈现电流源特性，具有快速控制性及自身保护裕度低等特点，系统的惯量、电压、频率、阻尼控制等基本特性发生了深刻的变化，构网型技术通过提供短时的过载能力（例如3倍过载能力持续时间10s），并将PCS端口塑造为与同步机类似的电压源外特性，提高电网强度和稳定性，提高电网的可调可控性。

  储能集成能量密度的提升，PCS功率也在提升以匹配电池系统，以集中式储能为例，5MWh+储能集成设备将在今年逐步得到迭代升级，集中式PCS将由目前主流的1.735MW迭代到2.5MW，组串式和级联型PCS的功率也将逐步提升。

  随着基于液冷技术的储能集成设备的普及，液冷型PCS也得到发展，通过与电池系统共用液冷机组，并独立进行热交换，提升储能系统功率和能量密度，提升综合效率，并满足对高海拔、高温高湿、盐雾、沙尘等复杂环境的适应能力。