光伏電站儲能系統配置技術規范2023目??次TOC\o"1-2"\h\z\u27119目??次 I5227光伏電站儲能系統配置技術規范 1317041范圍 1125312規范性引用文件 1303863總則 2165654術語和定義 2290824.1儲能系統 2204944.2電池管理系統 3182964.3自給時間的要求 3139144.4單一事件最大儲能需求 35094.5最大放電深度 3202644.6儲能變流器 3114224.7并網點 314854.8公共連接點 392784.9熱備用狀態 438024.10充電響應時間 4290334.11充電調節時間 4179254.12放電響應時間 4268854.13放電調節時間 572934.14充電到放電轉換時間 5286404.15放電到充電轉換時間 589024.16電池荷電狀態 6244704.17電池健康狀態 6211355基本規定 7162785.1環境條件 782255.2電壓等級 7233715.3接地方式 7226155.4短路容量校核 7181165.5儲能容量配置 7141425.6并網點保護配置 7115865.7并網點電氣設備 7176125.8并網點斷開裝置 8249865.9調頻和調峰 8123775.10啟動和停機時間 898115.11電池SOC安全范圍 8268045.12電池SOH安全范圍 850796系統技術要求 8240756.1額定功率能量轉換效率 8300216.2功率控制能力 810336.3電能質量 8308726.3.1諧波 876276.3.2電壓偏差 8136336.3.3電壓波動和閃變 8272966.3.4電壓不平衡度 8257096.3.5直流分量 9168206.3.6監測及治理要求 9165186.4功率控制 9235656.4.1一般規定 9280826.4.2有功功率控制 9183136.4.3無功功率控制 970076.5電網適應性 948016.5.1頻率適應性 9202536.5.2故障穿越 102467接入電網測試 1128987.1基本要求 11200857.2測試內容 11226758儲能單元技術要求 1143768.1鉛炭電池 11119318.1.1初始充放電能量 11240128.1.2循環性能 11251528.1.3能量保持能力 11254088.1.4安全性能 11102018.1.4.1過充電 11274438.1.4.2過放電 12301828.1.4.3阻燃能力 12325008.1.4.4耐接地短路能力 12128068.1.4.5抗機械破損能力 1243648.1.4.6熱失控敏感性 1288218.1.4.7氣體析出量 12238638.1.4.8大功率放電 12124608.1.4.9防爆能力 12309898.1.5絕緣性能 12117418.1.6耐壓性能 1289718.1.7運行環境 1341828.1.7.1電池單體 1327868.1.7.2電池簇 1364328.1.7.3電池系統 13259078.2鋰離子電池 1328858.2.1初始充放電能量 13281868.2.2循環性能 13109238.2.2.1能量型電池模塊循環性能 13228458.2.2.2功率型電池模塊循環性能 1398298.2.3能量保持與能量恢復能力 13294148.2.4安全性能 1460808.2.4.1過充電 14313608.2.4.2過放電 14144088.2.4.3短路 14325228.2.4.4擠壓 14214758.2.4.5跌落 1476008.2.4.6熱失控擴散 14235988.2.5絕緣性能 14118278.2.6耐壓性能 14112948.2.7運行環境 14166668.3全釩液流電池 14219778.3.1單元電池系統電堆電壓一致性 14237348.3.2單元電池系統能量效率 15307898.3.3單元電池系統能量保持能力 15222338.3.4單元電池系統安全性 1587738.3.5工作環境 15229649其他設備技術要求 15145309.1電池管理系統 15215619.1.1一般要求 15158419.1.2功能要求 15232799.1.2.1測量功能 1528499.1.2.2計算功能 16256389.1.2.3信息交互功能 16238629.1.2.4故障診斷功能 16253099.1.2.5電池的保護功能 16183879.2儲能變流器 1676529.2.1儲能變流器分類 1663469.2.1.1單極式電池儲能PCS 16197079.2.1.2雙極式電池儲能PCS 16115639.2.1.3模塊化多電平儲能PCS 1651209.2.2功能要求 1641649.2.3性能要求 16297969.2.3.1效率 16152779.2.3.2損耗 17203589.2.3.3過載能力 17186409.2.3.4功率控制精度 17104029.2.3.5功率因數 17101209.2.3.6絕緣耐壓 1729329.3監控 18191419.3.1一般要求 18257969.3.2功能要求 188659.3.2.1基本功能 18175199.3.2.2控制操作 18170309.3.2.3數據統計分析 18319209.3.2.4與外部系統互聯 1821309.3.2.5能量管理功能 18288539.4保護與安全自動裝置 19104069.4.1基本要求 19134999.4.2電池管理系統保護 1979879.4.3儲能變流器保護 19297799.4.4涉網保護 19136479.4.5故障錄波 20305839.5通信與自動化 2038649.5.1防護要求及設計規程 2096249.5.2通信通道 2089329.5.3通信設備 2076289.5.4信息要求 20299789.6電能計量 21301539.6.1電量計量點 219979.6.2電能計量裝置 21320759.6.3電能計量裝置功能 22269719.7電池SOC估計 2246309.8電池SOH估計 221230710接地與安全標識 221247810.1防雷與接地 223002010.2標識 224301附錄A(資料性附錄）并網點與公共連接點的說明 233285A1.儲能系統的并網點 2320228A2.并網點的圖例說明 2316145光伏電站儲能系統配置技術規范編制說明 1324621編制背景 1135312主要參與單位 110523主要工作過程 137284編制主要原則 2248955與其它標準的關系 217153GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定 216511B/T42139-2017光伏系統用鉛酸蓄電池技術規范 23877GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定 232640GB/T36548-2018電化學儲能系統接入電網測試規范 217526GB/T36549-2018電化學儲能電站運行指標及評價 229363GB/T36558-2018電力系統電化學儲能系統通用技術條件 2294586規范結構和內容 324017重大分歧意見的處理經過和依據 1556618規范性質的建議說明 15325419貫徹規范的要求和措施建議（包括組織措施、技術措施、過渡辦法、實施日期等） 152354110廢止現行相關標準的建議 152805111其他應予說明的事項 15光伏電站儲能系統配置技術規范范圍本標準規定了光伏電站配置儲能系統的容量、電能質量、功率控制、電網適應性、保護與安全自動裝置、通信與自動化、電能計量、接地與安全標識、接入電網測試等技術要求。本標準適用于額定功率100kW及以上且儲能時間不低于15min的儲能系統，其他功率等級和儲能時間的儲能系統可參照執行。本標準適用于20MW及以上光并網發電站，儲能系統配置，其他功率等級的光伏電站儲能系統的配置可參照執行。規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定B/T42139-2017光伏系統用鉛酸蓄電池技術規范GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定GB/T36548-2018電化學儲能系統接入電網測試規范GB/T36549-2018電化學儲能電站運行指標及評價GB/T36558-2018電力系統電化學儲能系統通用技術條件GB/T36276-2018電力儲能用鋰離子電池GB/T36280-2018電力儲能用鉛炭電池GB/T34120-2017電化學儲能系統儲能變流器技術規范 GB/T34131-2017電化學儲能GB/T34133-2017儲能變流器檢測技術規程GB/T22473-2008儲能用鉛酸蓄電池GB2894安全標志及其使用導則GB/T12325電能質量供電電壓偏差GB/T12326電能質量電壓波動和閃變GB14050系統接地的型式及安全技術要求GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技GB/T14549電能質量公用電網諧波GB/T15543電能質量三相電壓不平衡GB/T19862電能質量電能質量設備通用要求GB/T24337電能質量公用電網間諧波GB/T31464電網運行準則GB50057建筑物防雷設計規范GB/T50065交流電氣裝置的接地設計規范GB/T36548電化學儲能系統接入電網測試規范DL/T448電能計量裝置技術管理規程DL/T5843kV~110kV電網繼電保護裝置運行整定規程DL/T645多功能電能表通信協議總則（1）儲能系統應用于電力系統宜具備但不限于平滑發電功率輸出、跟蹤計劃發電、系統調頻、削峰填谷、緊急功率支撐等應用功能。（2）儲能設備在滿足應用功能的情況下，應選擇經濟、環保、高效、安全、可靠、少維護型設備。（3）儲能系統并網點應安裝可閉鎖、具有明顯開斷點、可實現可靠接地功能的開斷設備，可就地或遠程操作。（4）儲能系統并網點處的保護應與所接入電網的保護協調配合。（5）儲能系統中性點接地方式應與其所接入電網的接地方式相匹配。（7）儲能設備電池兼容應滿足GB/T14598.26的要求。（8）儲能系統接人公共連接點的諧波電壓應滿足GB/T14549的要求，間諧波電壓應滿足GB/T24337的要求，電壓偏差應滿足GB/T12325的要求，電壓波動和閃變值應滿足GB/T12326的要求，電壓不平衡度應滿足GB/T15543的要求。（9）儲能系統應具有安全防護功能。術語和定義下列術語和定義適用于本文件。儲能系統在對儲能過程進行分析時，為了確定研究對象而劃出的部分物體或空間范圍，稱為儲能系統。它包括能量和物質的輸入和輸出、能量的轉換和儲存設備。儲能系統往往涉及多種能量、多種設備、多種物質、多個過程，是隨時間變化的復雜能量系統，需要多項指標來描述它的性能。常用的評價指標有儲能密度、儲能功率、蓄能效率以及儲能價格、對環境的影響等。注：針對電網，儲能系統通過儲能變流器進行可循環電能存儲、釋放的系統。一般包含電池系統、儲能變流器及相關輔助設施等。對于接入10(6)kV及以上電壓等級的儲能系統，通常還包括匯集線路、升壓變壓器等。包含：鉛酸蓄電池儲能系統、鋰離子電池儲能系統、鉛炭電池儲能系統、混合儲能系統、退役動力電池儲能系統等，未提及的儲能系統，可參考本標準執行。電池管理系統檢測電池的電壓、電流、溫度、剩余容量等參數信息，并對電池的狀態進行管理和控制的裝置。自給時間的要求自給時間是指，在沒有外界電源補充能量的情況下，儲能設備能夠維持正常運行并保證供電性能要求的持續時間。對于并網運行的分布式發電系統，為了減少分布式電源的隨機性問題對電力系統的影響，以儲能和功率預測共同解決光伏功率隨機波動性問題，儲能容量可按照補償預測功率與實際功率的差額進行設計。系統在沒有任何外來能源的情況下，只依靠儲能補償實際輸出功率與預測功率之間差額的持續自給時間，主要受預測模型精度和儲能充放電控制的影響。單一事件最大儲能需求在不同的分布式發電系統中，對儲能單元有不同的功能需求。有時，單一的電力系統擾動就需要儲能單元釋放大部分能量來進行支撐。例如，當系統中發生短路故障時，很多節點會產生電壓暫降現象。如果要求儲能單元參與對電壓暫降的處理，就需要儲能單元能在瞬間釋放大量電能提供支持。這樣的單一事件需要的能量才能得到很好的處理，也是確定儲能設備容量的重要依據。最大放電深度儲能系統能夠實現或者能夠允許的最大放電深度。儲能系統能夠釋放的電能一定是小于當初儲能系統消耗的電能，其發電量和儲能量之比就是放電深度。如果電能釋放過多，則有損于儲能系統的使用壽命，因此，有一個最大允許放電深度。一般而言，淺循環蓄電池的最大允許放電深度為50%，而深循環蓄電池的最大允許放電深度為80%。如果在嚴寒地區，就要考慮到低溫防凍問題對此進行必要的修正。設計時可以適當地減小這個值擴大蓄電池的容量，以延長蓄電池的使用壽命。例如，如果使用深循環蓄電池，進行設計時，將使用的蓄電池容量最大可用百分比定為60%而不是80%，這樣既可以提高蓄電池的使用壽命，減少蓄電池系統的維護費用，同時又對系統初始成本不會有太大的沖擊。根據實際情況可對此進行靈活的處理。儲能變流器連接電池系統與光伏陣列、電網（和/或負荷），實現功率雙向變換的裝置。并網點對于有升壓變壓器的儲能系統，指升壓變壓器高壓側母線或節點。對于無升壓變壓器的儲能系統，指儲能系統的輸出匯總點。注：公共連接點的圖例說明參見附錄A。公共連接點儲能系統接入公用電網的連接處。注：公共連接點的圖例說明參見附錄A。熱備用狀態儲能系統已具備運行條件，設備保護及自動裝置處于正常運行狀態，向儲能系統下達控制指令即可與電網進行能量交換的狀態。充電響應時間熱備用狀態下，儲能系統自收到控制信號起，從熱備用狀態轉成充電，直到充電功率首次達到額定功率PN的90%的時間。見圖1。圖1充電響應時間充電調節時間熱備用狀態下，儲能系統自收到控制信號起，從熱備用狀態轉成充電，直到充電功率達到額定功率PN且功率偏差始終控制在額定功率PN的±2%以內的起始時刻的時間。見圖2。圖2充電調節時間放電響應時間熱備用狀態下，儲能系統自收到控制信號起，從熱備用狀態轉成放電，直到放電功率首次達到額定功率功率PN的90%的時間。見圖3。圖3放電響應時間放電調節時間熱備用狀態下，儲能系統自收到控制信號起，從熱備用狀態轉成放電，直到放電功率達到額定功率PN且功率偏差始終控制在額定功率PN的±2%以內的起始時刻的時間。見圖4。圖4放電調節時間充電到放電轉換時間穩定運行狀態下，儲能系統從90%額定功率PN充電狀態轉換到90%額定功率PN放電狀態的時間。見圖5。圖5放電調節時間放電到充電轉換時間穩定運行狀態下，儲能系統從90%額定功率PN放電狀態轉換到90%額定功率PN充電狀態的時間。見圖6。圖6放電到充電轉換時間電池荷電狀態SOC是電池荷電狀態，也被稱為剩余電量，即電池在實際工況中，工作一段時間后剩余最小放電量與完全充電后初始電量的比值，需更具不同的環境溫度進行修正。見圖7。圖7溫度對SOH影響曲線電池健康狀態SOH是電池健康狀態，電池的最大可用容量與剛出廠時的最大可用容量的比值，需更具不同的環境溫度進行修正。見圖8。圖8溫度對SOH影響曲線基本規定環境條件占地面積約166萬平方公里，占中國大陸總面積的六分之一。占地之大使得在的南部和北部的環境條件存在一定的差異，區別主要有氣候性質、氣溫、降水及霜期方面：（1）氣候性質方面：為溫帶大陸性干旱半干旱氣候。屬暖溫帶大陸性干旱氣候。（2）氣溫方面：年均氣溫7～14℃。（3）降水量方面：全年降水量150～200毫米以上。（4）霜期方面：全年無霜期140～185天。儲能系統在以下環境條件應能正常使用：（5）環境溫度：0℃~40℃（6）空氣相對濕度：≤90%（7）海拔高度：≤2000m；當海拔＞2000m，應選用適用于高海拔地區的設備。電壓等級儲能系統接入電網的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入點電網網架結構等條件確定，接入電壓等級選取參見附錄B。接地方式儲能系統中性點接地方式應與其所接入電網的接地方式相適應。短路容量校核儲能系統接入電網應進行短路容量校核。儲能容量配置（1）削峰填谷根據典型負荷曲線及光伏預測出力曲線確定儲能的容量。（2）電壓治理根據電壓波動范圍確定儲能容量。（3）降低運行成本根據經濟指標確定儲能容量。（4）新能源消納根據新能源波動性確定儲能容量。儲能容量配置需綜合考慮光伏發電的裝機容量、儲能規模、負荷曲線及經濟效益等因素，一般為光伏裝機容量的20%左右。并網點保護配置儲能系統并網點處的保護配置應與所接入電網的保護協調配合。并網點電氣設備儲能系統并網點處的電氣設備應滿足相應電壓等級的電氣設備絕緣耐壓規定。并網點斷開裝置儲能系統應在并網點設置易于操作、可閉鎖、具有明顯斷開指示的并網斷開裝置。調頻和調峰參與電力系統調頻和調峰的儲能系統應符合GB/T31464的相關規定。啟動和停機時間儲能系統啟動和停機時間應滿足并網調度協議（和/或用戶）的要求，且通過10(6)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統應能執行電網調度機構的啟動和停機指令。電池SOC安全范圍儲能系統電池組SOC安全范圍為10%<SOC<90%，在該范圍內系統正常運行。電池SOH安全范圍電池SOH低于電池初始SOH的75%或電池內阻大于2倍的電池初始內阻值作為電池的終止使用條件。系統技術要求額定功率能量轉換效率按照GB/T36548-2018中7.12的試驗方法，鋰離子電池儲能系統能量轉換效率不應低于92％，鉛炭電池儲能系統能量轉換效率不應低于86％，液流電池儲能系統能量轉換效率不應低于65％。功率控制能力按照GB/T36548-2018中7.2的試驗方法，電池儲能系統應具備有功功率控制、無功功率調節以及功率因數調節能力并滿足系統功能要求。電能質量諧波儲能系統接入公共連接點的諧波電壓應滿足GB/T14549的要求，儲能系統接入公共連接點的間諧波電壓應滿足GB/T24337的要求。電壓偏差儲能系統接入公共連接點的電壓偏差應滿足GB/T12325的要求。電壓波動和閃變儲能系統接入公共連接點的電壓波動和閃變值應滿足GB/T12326的要求。電壓不平衡度儲能系統接入公共連接點的電壓不平衡度應滿足GB/T15543的要求。直流分量儲能系統接入公共連接點的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%。監測及治理要求通過10(6)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統宜裝設滿足GB/T19862要求的電能質量監測裝置；當儲能系統的電能質量指標不滿足要求時，應安裝電能質量治理設備。功率控制一般規定儲能系統應具備恒功率控制、恒功率因數控制和充電/放電恒流控制功能，能夠按照計劃曲線和下發指令方式連續運行。儲能系統在其變流器額定功率運行范圍內應具備四象限功率控制功能，有功功率和無功功率應在圖7所示的陰影區域內動態可調。注：PN為儲能系統的額定功率，P和Q分別為儲能系統當前運行的有功功率和無功功率。圖7儲能系統四象限功率控制調節范圍示意圖有功功率控制（1）接入10(6)kV及以上電壓等級公用電網的儲能系統應具備就地和遠程充放電功率控制功能，且具備能夠自動執行電網調度機構下達指令的功能。（2）接入110(220)kV及以上電壓等級公用電網的儲能系統應具有參與一次調頻的能力，并具備自動發電控制（AGC)功能。（3）接入10(6)kV及以上電壓等級公用電網的儲能系統，動態響應特性應滿足以下要求：=1\*GB3①儲能系統功率控制的充/放電響應時間不大于2s，充/放電調節時間不大于3s，充電到放電轉換時間、放電到充電轉換時間不大于2s；=2\*GB3②調節時間后，系統實際出力曲線與調度指令或計劃曲線偏差不大于±2%額定功率。無功功率控制通過10(6)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統應同時具備就地和遠程無功功率控制和電壓調節功能。電網適應性頻率適應性接入公用電網的儲能系統應滿足表1的頻率運行要求。表1接入公用電網的儲能系統的頻率運行要求頻率范圍運行要求f<49.5Hz不應處于充電狀態49.5Hz≤f≤50.2Hz連續運行f>50.2Hz不應處于放電狀態注：f為儲能系統并網點的電網頻率。故障穿越（1）通過10(6)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統應具備如圖8所示的低電壓穿越能力：=1\*GB3①并網點電壓在圖8中曲線1輪廓線及以上區域時允許儲能系統不脫網連續運行；否則，允許儲能系統脫網。圖8儲能系統低電壓穿越要求=2\*GB3②各種故障類型下的并網點考核電壓如表2所示。表2低電壓穿越考核電壓故障類型考核電壓三相對稱短路故障并網點線/相電壓兩相相間短路故障并網點線電壓兩相接地短路故障并網點線/相電壓單相接地短路故障并網點相電壓（2）通過10(6)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統應具備如圖9所示的高電壓穿越能力：并網點電壓在圖9中曲線2輪廓線及以下區域時，儲能系統應不脫網連續運行；并網點電壓在圖9中曲線2輪廓線以上區域時，允許儲能系統與電網斷開連接。圖9儲能系統高電壓穿越要求接入電網測試基本要求（1）接入電網前，儲能系統的儲能載體、儲能變流器等主要部件應通過性能測試，測試有具備相應資質的單位或者部門進行。（2）接入10(6)kV及以上電壓等級的儲能系統應在并網運行6個月內向電網調度機構或相關管理部門提供有資質單位出具的并網測試報告。（3）儲能系統接入電網的測試點應為儲能系統并網點或公共連接點。（4）當儲能系統的儲能載體、儲能變流器等主要部件改變時，儲能系統應重新進行接入電網測試。測試內容儲能系統接入電網的測試應按照GB/T36548或其他相關的標準或規定進行，應包括但不限于以下內容：（1）電能質量測試；（2）功率控制測試；（3）電網適應性測試；（4）保護與安全自動裝置測試；（5）通信與自動化測試。儲能單元技術要求鉛炭電池初始充放電能量按照GB/T36280-2018中A.3.3試驗方法，鉛炭電池簇初始充電能量不應小于額定充電能量，初始放電能量不應小于額定放電能量，能量效率不應小于86％。循環性能（1）按照GB/T362802018中A.2.17試驗方法，鉛炭電池單體循環性能符合下列要求額定功率循環耐久性電池單體額定循環耐久性的循環次數不應小于1000次（2）額定功率-恒壓循環耐久性電池單體額定功率恒壓循環耐久性的循環次數不應小于2000次。能量保持能力按照GB/T36280-2018中A.2.6試驗方法，鉛炭電池單體能量保持能力符合下列要求:（1）室溫能量保持能力電池單體在25℃士2℃溫度下的保持能量不應小于初始放電能量的95％；（2）高溫能量保持能力電池單體在45℃士2℃溫度下的保持能量不應小于初始放電能量的90％。安全性能過充電按GB/T36280-2018中A.2.7試驗方法，鉛炭電池單體0.25倍的4h率額定充電功率連續充電160h，電池不應鼓脹、起火、爆炸、漏液。過放電按照GB/T36280-2018中A.2.8試驗方法，鉛炭電池單體0.8倍的4h率額定充電功率連續充電30d，電池不應鼓脹、起火、爆炸、漏液。阻燃能力按照GB/T36280-2018中A.2.9試驗方法，鉛炭電池單體的電池槽、電池蓋、連接條保護罩的阻燃能力應符合GB/T36250-2018中HB級材料(水平級)和V-0級材料(垂直級)的要求，帶鋼殼使用的電池蓋和連接條保護罩的阻燃能力應符合GB/T24080-2008中HB級材料(水平級)和V-0級材料(垂直級)的要求。耐接地短路能力按照GB/T36280-2018中A.2.10試驗方法，鉛炭電池單體不應有腐蝕、燒灼跡象及槽蓋的碳化?？箼C械破損能力按照GB/T36280-2018中A.2.11試驗方法，鉛炭電池單體在規定的高度下跌落，電池槽體不應有破損及漏液。熱失控敏感性按照GB/T36280-2018中A.2.12試驗方法，鉛炭電池單體恒定電壓充電168h過程中，電池單體溫度不高于60℃，每24h之間電流的增長率ΔI≤50%。氣體析出量按照GB/T36280-2018中A.2.13試驗方法，在20℃及電池單體電壓為1.2倍的額定電壓充電條件下，電池單體平均對外釋放出的氣體量G。在標準狀態下應不高于5.1mL./(Wh·h)。大功率放電按照GB/T36280-2018中A.2.14試驗方法，鉛炭電池單體24倍的4h率額定放電功率放電結束后，電池端子、極柱及匯流排不應熔化或熔斷，槽、蓋不應熔化或變形。防爆能力按照GB/T36280-2018中A.2.16試驗方法，鉛炭電池單體在正常使用情況下不會出現燃燒或爆炸，0.4倍的4小時率額定充電功率過充電1h，當外遇明火時其內部不應發生燃燒或爆炸。絕緣性能按照GB/T36280-2018中A.3.4試驗方法，鉛炭電池簇各部分絕緣性能均不應小于2000Ω/V。耐壓性能按照GB/T36280-2018中A.3.5試驗方法，鉛炭電池簇不應發生絕緣擊穿或閃絡現象。運行環境電池單體按照GB/T36280-2018中5.1.2.1的要求，鉛炭電池單體運行環境應符合以下條件：環境溫度：-20℃~55℃，推薦溫度：20℃~55℃相對濕度：≤95%大氣壓強：86kPa~106kPa電池簇按照GB/T36280-2018中5.1.3.1的要求，鉛炭電池單體運行環境應符合以下條件：環境溫度：-20℃~55℃，推薦溫度：20℃~55℃相對濕度：≤95%大氣壓強：86kPa~106kPa電池系統按照GB/T36280-2018中5.1.1.3的要求，鉛炭電池單體運行環境應符合以下條件：環境溫度：-20℃~55℃，推薦溫度：20℃~55℃相對濕度：≤95%大氣壓強：86kPa~106kPa鋰離子電池初始充放電能量按照GB/T36276-2018中A.3.4試驗方法，鋰離子電池簇初始充電能量不應小于額定充電能量，初始放電能量不應小于額定放電能量，且能量效率不應小于92％。循環性能能量型電池模塊循環性能按照GB/T36276-2018中A.3.12.1試驗方法，能量型電池模塊循環性能符合下列要求（1）循環次數達到500次時，充電能量保持率不應小于90％；（2）循環次數達到500次時，放電能量保持率不應小于90％。功率型電池模塊循環性能按照GB/T36276-2018中A.3.12.2試驗方法，功率型電池模塊循環性能符合下列要求:（1）循環次數達到1000次時，充電能量保持率不應小于80％（2）循環次數達到1000次時，放電能量保持率不應小于80％能量保持與能量恢復能力按照GB/T36276-2018中A.3，8.1和A，3，8，2試驗方法，電池模塊室溫和高溫能量保持與能量恢復能力符合下列要求:（1）能量保持率不應小于90％；（2）充電能量恢復率不應小于92％；（3）放電能量恢復率不應小于92％。安全性能過充電按照GB/T36276-2018中A.3.13試驗方法，將電池模塊充電至任一電池單體電壓達到電池單體充電終止電壓的1.5倍或時間達到1h，不應起火、不應爆炸。過放電按照GB/T362762018中A.3.14試驗方法，將電池模塊放電至時間達到90min或任一電池單體電壓達到0V，不應起火、不應爆炸。短路按照GB/T362762018中A.3.15試驗方法，將電池模塊正、負極經外部短路10min，不應起火、不應爆炸。擠壓按照GB/T362762018中A.3.16試驗方法，將電池模塊擠壓至變形量達到30％或擠壓力達到13kN士0.78kN，不應起火、不應爆炸。跌落按照GB/T36276-2018中A.3.17試驗方法，將電池模塊的正極或負極端子朝下從1.2m高度處自由跌落到水泥地面上1次，不應起火、不應爆炸熱失控擴散按照GB/T36276-2018中A.3.19試驗方法，將電池模塊中特定位置的電池單體觸發達到熱失控的判定條件，不應起火、不應爆炸，不應發生熱失控擴散絕緣性能按照GB/T36276-2018中A.3.10試驗方法，按標稱電壓計算，電池模塊正極與外部裸露可導電部分之間、電池模塊負極與外部裸露可導電部分之間的絕緣電阻均不應小于1000Ω/V。耐壓性能按照GB/＂T36276-2018中A.3.11試驗方法，在電池模塊正極與外部裸露可導電部分之問、電池模塊負極與外部裸露可導電部分之間施加相應的電壓，不應發生擊穿或閃絡現象。運行環境按照GB/T36276-2018中7.4要求，產品儲存時應符合以下要求：環境溫度：5℃~35℃空氣濕度：≤95%全釩液流電池單元電池系統電堆電壓一致性單元電池系統充滿電后靜置30min，測量單元電池系統各電堆的靜態開路電壓，各電堆之問靜態開路電壓最大值、最小值與平均值的差值應分別不超過平均值的±2％。單元電池系統能量效率按照GB/T32509-2016中5.6試驗方法，單元電池系統能量效率應大于65％。單元電池系統能量保持能力按照GB/T325092016中5.7試驗方法，單元電池系統能量保持率應大于90％。單元電池系統安全性全釩液流電池安全性應符合以下要求:（1）按照GB/T32509-2016中5，15試驗方法，氧氣的體積分數應低于2％；（2）用絕緣電阻測試儀測量電池系統正負極接口對地之間的絕緣電阻，絕緣電阻應不小于1MΩ；（3）具有過充電保護措施，按照GB/T32509-2016中5.12試驗方法，電池系統可以正常運行；（4）具有過放電保護措施，按照GB/T32509-2016中5.13試驗方法，電池系統可以正常運行；（5）GB/T34866中提及的相關要求。工作環境按照GB/T32509-2016中4.1技術要求，電池系統的工作環境如下：環境溫度：0℃~40℃空氣濕度：5%~95%其他設備技術要求電池管理系統一般要求（1）電池管理系統的拓撲配置應與儲能變流器的拓撲、電池的成組方式相匹配與協調，并對電池運行狀態進行優化控制及全面管理。（2）電池管理系統各功能具體實現層級由電池管理系統的拓撲配置情況決定，宜分層就地實現。（3）電池管理系統除應具備7.4.2功能外，還應具備對時、時間記錄、存儲、故障錄波、顯示等功能。功能要求測量功能電池管理系統應能實時測量電池的電和熱相關的數據，應包括電池電壓、電池溫度、串聯回路電流絕緣電阻等參數。各狀態參數測量精度符合下列規定：（1）電流采樣分辮率宜結合電池能量和充放電電流確定，測量誤差應不大于士0.2％，采樣周期應不大于50ms；（2）電池電壓測量誤差應不大于土0.3％，采樣周期應不大于200ms；（3）溫度采樣分率應不大于1℃，測量誤差不大于±2%，采樣周期不大于5ms；計算功能電池管理系統應能夠計算充放電能量(W·h)，估算電池的能量狀態。能量計算誤差不應大于3％，計算更新周期不應大于3s。信息交互功能電池管理系統應具備內部信息收集和交互功能，能將電池信息上傳監控系統和儲能變流器。故障診斷功能電池管理系統應能夠監測電池的運行狀態，診斷電池或電池管理系統本體的異常運行狀態，上送相關告警信號至監控系統和儲能變流器。電池的保護功能電池管理系統應能就地和遠程對電池運行參數、報警、保護定值進行設置，并應具備電池的保護功能，能發出告警信號或跳閘指令，實施就地故障隔離。儲能變流器儲能變流器分類儲能變流器（PowerConversionSystem，PCS）用于連接儲能系統和電網，實現電能的雙向傳輸，控制儲能系統的充電和放電過程，進行交直流轉換。根據電氣隔離情況和換流級數，PCS的拓撲結構可以分為單極式工頻隔離型、雙極式工頻隔離性、雙極式高頻隔離性以及模塊化多電平儲能變換器拓撲。單極式電池儲能PCS單極式電池儲能PCS本質上是一個雙向DC-AC變換器，變換器工作在整流狀態時，為儲能電池組充電，變換器工作在逆變狀態時，儲能電池放電。雙極式電池儲能PCS雙極式電池儲能PCS主要包含雙向DC-AC變換器和雙向DC-DC變換器兩部分，雙向DC-DC變換器對電壓進行升降壓轉換以適應電壓等級的要求，雙向DC-AC變換器與電網相連，實現電能的轉換。模塊化多電平儲能PCS模塊化多電平儲能儲能PCS，將電池儲能技術與多電平技術相結合，具有更好的諧波性能、故障容錯能力，是一種新型的拓撲結構。功能要求儲能變流器應具有充放電功能、有功功率控制功能、無功功率調節功能和并網/離網切換功能注:并網/離網切換功能只針對具備并網和離網兩種運行模式的儲能變流器。性能要求效率按照GB/T341332017中6.3.2、6.3.3試驗方法，在額定運行條件下，儲能變流器的整流效率和逆變效率均應不低于94％。注:計算以上效率時，不含隔離變壓器損耗。損耗按照GB/T34133-2017中6.3.4試驗方法，儲能變流器的待機損耗應不超過額定功率的0.5％，空載損耗應不超過額定功率的0.8％。注:計算以上損耗時，不含隔離變壓器損耗。過載能力按照GB/T34133-2017中6.4試驗方法，儲能變流器交流側電流在110％額定電流下，持續運行討間應不少于10min；儲能變流器交流側電流在120％額定電流下，持續運行時間應不少于1min。功率控制精度按照GB/T34132017中6.6.1、6.6.2試驗方法，儲能變流器輸出大于其額定功率的20％時，功率控制精度應不超過5％。功率因數按照GB/T34133-2017中6.6.3試驗方法，并網運行模式下，不參與系統無功調節時，儲能變流器輸出大于其額定輸出的50％時，平均功率因數應不小于0.98(超前或滯后)。絕緣耐壓（1）絕緣電阻在正常試驗大氣條件下，儲能變流器各獨立電路與外露的可導電部分之間，以及與各獨立電路之同的絕緣電阻應不小于1MΩ。試驗電壓按表3的規定進行表3絕緣電阻試驗電壓等級額定絕緣電壓等級UN（V）絕緣電阻表電壓（V）≤6025060＜UN≤250500250＜UN≤100010001000＜UN≤15002500（2）介質強度在正常試驗大氣條件下，儲能變流器應能承受頻率為50Hz，歷時1min的工頻交流電壓或等效直流電壓，試驗過程中要保證不擊穿，不飛弧，漏電流＜20mA；試驗電壓的均方根值見表4，試驗過程中任一被試電路施加電壓時，其余電路等電位互聯接地。表4介質強度試驗電壓等級額定電壓UN（V）試驗電壓（V）≤60100060＜UN≤3002000300＜UN≤6902500690＜UN≤8003000800＜UN≤100035001000＜UN≤15003500注：整機介質強度按上述指標智能試驗一次。用戶驗收產品時如需進行介質強度試驗，將上列試驗電壓降低25%進行。（3）電氣間隙和爬電距離能變流器各帶電電路之間以及帶電部件、導電部件、接地部件之間的電氣間隙和爬電距離應符合GB/T7251，1的相關規定。（4）噪聲在距離設各水平位置1m處，用聲級計測量載時的噪聲，噪聲應不大于80dB。（5）外殼防護等級應符合GB/T4208的規定。防護等級應不低于IP20監控一般要求（1）監控系統應具備對儲能系統內各種設備進行監視和控制的能力，以及接受遠方調度的能力，且應符合電力系統二次系統安全防護規定。（2）監控系統應根據儲能系統的規模和應用需求等情況選擇和配置軟硬件，具備可靠性、可用性擴展性、開放性和安全性。（3）監控系統應能接收并顯示電池管理系統上傳的電壓、電流、荷電狀態(SOC)、功率、溫度及異常告警等信息。（4）監控系統應能接收并顯示變流器上傳的交直流側電壓、交直流側電流、有功功率、無功功率、異常告警及故障等信息。功能要求基本功能監控系統應具備對儲能系統并網點的模擬量、狀態量及相關數據進行采集、處理、顯示、儲存等功能，滿足DL/T5149要求。控制操作監控系統應具備對儲能系統并網點、各單元儲能系統連接點處開關以及對儲能變流器的工作狀態進行控制的功能，支持選擇控制和直接控制兩種模式，符合DL/T634，5104的規定。數據統計分析監控系統宜具備對儲能系統內的關鍵部件(如電池單體、電池組、變流器等)的運行數據進行統計分析功能。與外部系統互聯監控系統宜具備與配電管理系統、調度自動化系統、營銷自動化系統等互聯功能，實現儲能系統充放電功率、電量、運行狀態等數據與信息的交互。能量管理功能監控系統宜具備削峰填谷、調頻、調壓等能量管理功能。保護與安全自動裝置基本要求（1）儲能系統的保護應符合GB/T14285和DL/T584的相關要求。（2）系統保護的配置及整定應與電網側保護相適應，與電網側重合閘策略相配合。（1）繼電保護及安全自動裝置功能應滿足可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的要求。（3）繼電保護及安全自動裝置功能應滿足電力網絡結構、儲能系統電氣主接線的要求，并考慮電力系統和儲能系統運行方式的靈活性。（4）繼電保護和安全自動裝置功能，應符合GIB/T14285的有關規定。（5）考慮到年平均溫度在10℃~13℃，最高溫度40℃，最低溫度-25℃、平均海拔1000米，系統溫度控制裝置應滿足安全、高效、長期穩定運行的要求。（6）消防控制系統應包含消防控制箱、聲光報警鈴/燈、溫度及鹽霧傳感器、氣體滅火裝置，其中，氣體裝置系統應包括：滅火瓶組、高壓軟管、滅火劑單向閥、啟動瓶組、安全泄壓閥、選擇閥、壓力信號器、噴頭、高壓管道、高壓管件等，應符合GB50140-2005的有關規定。（8）消防控制箱安裝在室內，室內頂部均勻分布設置至少3個煙霧探測傳感器和至少3個溫度傳感器。（8）聲光報警鈴、燈應安裝在室外側的安全門上方醒目位置。（9）消防罐體柜應安裝于電池倉靠安全門側的專用區域，直接式消防罐體就近安裝在設備柜體外側。（10）消防管道應均勻分布于電池集中堆放室內頂部和底部，消防噴頭安裝在兩倉的中間位置的，頂部為消防傳感器的線纜管道。底部應為消防氣體高壓管道。（11）消防系統供電應采用直流供電或電網標準，從AC配電柜、DC匯流柜專用開關控制并供電。消防供電線纜應走消防專用線槽或線管。消防線纜槽蓋外表面每個100mm應噴涂紅色圓環標記。（12）消防管道應鋪設在防靜電地板下，頂部噴頭安裝在電池倉中間位置，底部噴頭露出地板表面。噴頭高度與地板水平面一致。（13）考慮在帶電狀態下，電器火災和電池火災屬于E類火災，滅火器的配置應選用七氟丙烷等清潔氣體作為滅火劑。電池管理系統保護（1）電池管理系統應具備過充電/過放電保護、短路保護、過流保護、溫度保護、滿電保護（2）電池管理系統宜配置軟/硬出口節點，當保護動作時，發出報警和/或跳同信號儲能變流器保護（1）直流側保護應包括過/欠壓保護、過流保護、輸入反接保護、短路保護、接地保護等。（2）交流側保護應包括過/欠壓保護、過/欠保護、交流相序反接保護、過流保護、過載保護、過溫保護、相位保護、直流分量超標保護、三相不平衡保護等（3）變流器應具備防孤島保護功能，孤島檢測時間應不超過2s涉網保護（1）儲能系統涉網保護的配置及整定應與電剛側保護相適應，與電剛側重合策璐相協調。（2）通過380V電壓等級接入且功率小于500kW的儲能系統，應具備低電壓和過電流保護功能。（3）通過10(6)kV-35kV電壓等級專線方式接人的儲能系統宣配置光纖電流差動保護或方向保護作為主保護，配置電流電壓保護作為后備保護。（4）通過10(6)kV-35kV電壓等級采用線變組方式接入的儲能系統，應按照電壓等級配置相應的變壓器保護裝置。（5）儲能系統應配置防孤島保護，非計劃孤島情況下，應在2s內動作，將儲能系統與電網斷開。故障錄波接入10(6)kV及以上電壓等級且功率為500kW及以上的儲能系統，應配備故障錄波設備，且應記錄故障前10s到故障后60s的情況。通信與自動化防護要求及設計規程接受電網調度的儲能系統的通信與自動化系統應符合電力二次系統安全防護要求及相關設計規程。（1）儲能系統監控系統應具備與電網調度機構之間數據通信的能力.能夠采集儲能系統的運行數據并實時上傳至電網調度機構，同時具備接收電網調度機構控制調節指令的能力，且符合電力二次系統安全防護規定。（2）儲能系統內部通信可采用以太網、串行口等接口，通信規約可采用基于CAN2.0、Modbus-TCP、Dl/T634.5101、Dl_/T634.5104或DL/T860(所有部分)的通信協議。（3）儲能系統與電網調度自動化系統的通信規約宜采用基于DL./T634.5104通信協議。（4）儲能變流器宜具備CAN/RS485、以太網通訊接口。其中，儲能變流器與監控站級通信宜采用以太網通訊接口，宜支持MODBUS-TCP、DI/T860、PROFIBUS-DP通信協議:與電池管理系統通信宜采用CAN/RS485，宜支持CAN2.0B、MODBUS-TCP通信協議。通信通道對于通過110(66)kV及以上電壓等級接入公用電網的儲能系統，至調度端應具備兩路通信通道，其中一路為光纜通道。通信設備接受電網調度的接入10(6)kV及以上電壓等級公用電網的儲能系統，與電網調度系統直接連接的通信設備應具有與系統接入端設備一致的接口與協議。信息要求接受電網調度的接入10(6)kV及以上電壓等級公用電網的儲能系統向電網調度機構提供的信息包括但不限于以下信息：（1）電氣模擬量：并網點的頻率、電壓、注入電網電流、注入有功功率和無功功率、功率因數、電能質量數據等；（2）電能量及荷電狀態：可充/可放電量、充電電量、放電電量、荷電狀態等；（3）狀態量：并網點開斷設備狀態、充放電狀態、故障信息、遠動終端狀態、通信狀態、AGC狀態等；（4）其他信息：并網調度協議要求的其他信息。電能計量電量計量點儲能系統接入電網前，應明確電量計量點。電量計量點設置應遵循以下規定：（1）儲能系統采用專線接入公用電網，電量計量點設在公共連接點；（2）儲能系統采用T接方式接入公用線路，電量計量點設在儲能系統出線側；（3）儲能系統接入用戶內部電網，電量計量點設在并網點。電能計量裝置儲能系統應設置電能計量裝置，且設備配置和技術要求應符合DL/T448的要求。電能計量裝置包括各種類型電能表、互感器變比測試儀、電流互感器變比測試儀、計量用電壓、電流互感器及其二次回路，電能計量柜（箱）等。電能計量裝置主要包含一種電流電壓數據采集裝置，包括電流電壓采集模塊、電能計量器以及串行接口模塊，電流電壓采集模塊與電能計量器電連接，電能計量器與串行接口模塊電連接，還包括微處理器、存儲器一、存儲器二、無線通信模塊以及藍牙通信模塊，微處理器與電能計量器電連接，存儲器一與微處理器電連接，串行接口模塊與微處理器電連接，存儲器二與微處理器電連接，無線通信模塊和藍牙通信模塊均與微處理器電連接。工作原理：電流電壓采集模塊將目標電源的電流電壓進行采集，并傳輸至電能計量器進行電能參量計算，并將計算值存儲至存儲器一中，同時還能夠通過微處理器，將電能參量通過無線通信模塊傳輸到無線通信終端，無線通信終端將收到的電能參量顯示出來，操作人員可通過無線通信終端判斷被測電源或者電路中的電能質量以及穩定性，能夠方便遠程監控，提高監控效率，降低監控人員的勞動力。精度：電能表準確度等級有0.2S，0.5，0.5S，1.0，2.0。常用有功電能表的準確度等級為0.5，1.0，2.0。0.5級電能表允許誤差在±0.5%以內；1.0級電表允許誤差在±1%以內；2.0級電表允許誤差在±2%以內。S是指的電流互感器，精度高是指S型能在更寬的電流范圍內保證準確度。具體情況如下表：電能計量裝置應配置的電能表、互感器的準確度等級（電能計量裝置技術管理規程DL/T448一2000）計量類別ⅠⅡⅢⅣⅤ月平均用電量500萬kW.h及以上100萬kwh及以上10萬kwh及以上——單相供電的電力用戶變壓器容量10000kVA及以上2000kVA及以上315kVA及以上315kVA以下發電廠200MW及以上發電機100MW及以上發電機100MW以下發電機發供電企業內部經濟技術指標分析、考核用的電能計量準確度等級有功電能表0.2S或0.5S0.5S或0.51.02.02.0無功電能表2.02.02.03.0-電壓互感器0.20.20.50.5-電流互感器0.2S或0.2*)0.2S或0.2*)0.5S0.5S0.5S電能表現場檢驗至少每3個月一次至少6個月一次至少每年一次————電能表修調前檢驗合格率100%100%98%95%——電能表輪換3-4年3-4年3-4年4-6年——高壓互感器每10年現場檢驗一次——備注新投運或改造后的I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類高壓電能計量裝置應在1個月內進行首次現場檢驗2.0.2*)級電流互感器僅指發電機出口電能計量裝置中配用——電能計量裝置功能儲能系統的電能計量裝置應具備雙向有功和無功計量、事件記錄、本地及遠程通信的功能，其通信協議應符合DL/T645的規定。電池SOC估計可采用安時積分法、開路電壓法及擴展卡爾曼等方法，電池SOC估計誤差需小于5%。電池SOH估計可采用SOH剩余容量定義法、內阻定義法等方法，電池SOH估計誤差不得小于5%。接地與安全標識防雷與接地儲能系統的防雷與接地應符合GB1405、GB50057和GB/T50065的要求。標識儲能系統應有醒目標識，標識的形狀、顏色、尺寸和高度應滿足GB2894的要求。

附錄A(資料性附錄）并網點與公共連接點的說明儲能系統的并網點儲能系統的并網點是指儲能系統與電網的連接點，而該電網可能是公用電網，也可能是用戶內部電網。對于有升壓變壓器的儲能系統，并網點指升壓變壓器高壓側母線或節點。對于無升壓變壓器的儲能系統，并網點指儲能系統的輸出匯總點。并網點的圖例說明如圖A.1所示：虛線框為用戶內部電網，該用戶電網通過公共連接點C與公用電網相連。在用戶內部電網，有兩個儲能系統，分別通過A點和B點與用戶電網相連，A點和B點均為并網點，但不是公共連接點。在D點，有儲能系統直接與公用電網相連，D點是并網點，也是公共連接點。圖A.1并網點與公共連接點圖例說明

附錄B(資料性附錄）儲能系統接入電網電壓等級推薦儲能系統接入電網的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入點電網網架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統的接入電網電壓推薦等級見表B.1。表B.1儲能系統接入電網電壓推薦等級表儲能系統額定功率接入電壓等級接入方式8kW及以下220V/380V單相或三相8kW~1000kW380V三相500kW~5000kW6kV~20kV三相5000kW~100000kW35kV~110kV三相100000kW以上220kV及以上三相光伏電站儲能系統配置技術規范編制說明編制背景為規范地區光伏電站配置儲能系統的指標及運行要求，促進光伏電源科學、有序發展，制定本標準?？傮w來說，光伏的接入大電網，在帶來豐富資源的同時，也帶來了更多不確定因素。因此，需要構建更合理的儲能系統，光伏電站中可調度儲能資源對系統的優化運行決策提出了新的要求。同時，現代電力系統發電側、需求側和電網運行中不確定因素的增加，使得電網對系統安全提出了更高的要求。磷酸鐵鋰電池由于成本低、安全性等優勢也被儲能市場作為優先選擇。在保證電力系統安全、穩定與經濟運行的前提下，如何利用磷酸鐵鋰電池對光伏電站的儲能資源進行異構，面臨著新的發展機遇和挑戰。在此基礎上，制定地區儲能電站接入以光伏電站為代表的新能源電站，儲能系統平滑新能源發電功率波動、改善新能源發電并網特性相關技術規范；制定適合地區的儲能系統控制電能質量，保障供電質量以及提高新能源發電可靠性相關技術規范；制定適合地區的研究儲能接入新能源場站頻率響應、電壓響應、功率控制能力、功率因素調節能力等的相關技術規范；以綜合能量管理單元為藍本論證異構儲能系統應用于地區可再生能源發電側儲能電站建設的可行性以及相關技術標準具有重要的現實意義。編制主要原則本部分在編制的過程中遵循了以下原則：1）系統性原則，標準內容嚴格按照相關要求進行編寫；包含以下適合于地區的光伏電站儲能系統配置相關技術規范：（1）儲能系統平滑新能源發電功率波動、改善新能源發電并網特性技術規范；（2）儲能系統控制電能質量，保障供電質量以及提高新能源發電可靠性技術規范；（3）儲能接入新能源場站頻率響應、電壓響應、功率控制能力、功率因素調節能力等測試方法技術規范；（4）集儲能優化風電、光伏并網特性，提高新能源發電效率，提高新能源發電可靠性以及儲能系統接入后測試方法于一體的技術規范。2）先進性原則，標準內容充分吸收國內外相關領域應用的前沿技術，借鑒并引用最近幾年發布實施的相關標準；3）成熟性原則，充分吸取光伏發電站配置儲能系統相關試點工程已取得的先進成果和經驗，標準內容充分反映光伏電站配置儲能系統在相關領域獲得的先進技術成果；4）適用性原，標準內容充分考慮光伏電站配置儲能系統對提升大規模光伏發電消納能力，較好的適應了清潔能源優先調度的要求。與其它標準的關系本技術規范與相關技術領域的國家現行法律、法規和政策保持一致；與現行的國家標準、行業標準、國家電網公司有關技術標準、國際標準和國外先進標準的技術方向無沖突。本技術規范不涉及專利、軟件著作權等知識產權使用問題。本標準主要參考文件：GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定B/T42139-2017光伏系統用鉛酸蓄電池技術規范GB/T36547-2018電化學儲能系統接入電網技術規定GB/T36548-2018電化學儲能系統接入電網測試規范GB/T36549-2018電化學儲能電站運行指標及評價GB/T36558-2018電力系統電化學儲能系統通用技術條件規范結構和內容本規范主題章分為4~10章，由相關術語和定義、基本規定、系統技術要求、接入電網測試方法、儲能單元技術要求、其他設備技術要求、接地與安全標識以及資料性附錄等部分組成。規范制定過程中總結光伏電站運行經驗，結合光伏電站并網的特點，參考相關標準內容，從而制定了光伏電站配置儲能系統的相關規范。通過給光伏電站合理配置儲能系統，實現儲能與光伏電站作為聯合體參與電網優化運行，實現平滑出力波動、增加計劃電量，以保證新能源消納。第4章給出了儲能系統、電池管理系統、等相關定義；第5章對光伏電站儲能系統的環境條件、電壓等級、調頻和調峰等基本要求進行了規定；第6章對額定功率能量轉換效率、功率控制能力、電能質量等系統技術要求進行了規定；第7章對配置儲能系統的光伏電站接入電網的測試方法進行了規定；第8章對鉛碳電池、鋰離子電池、全釩液流電池等儲能單元的技術要求進行了規范；第9章對電池管理系統、儲能變流器、保護與安全自動裝置等其他設備的技術要求進行了規范；第10章對接地與安全標識進行了規范。最后在附錄中對并網點與公共連接點進行了說明，對儲能系統接入電網的電壓等級進行了推薦?！疽幏秾﹄姵豐OC的定義計算方法目前國際上對鋰電池SOC的通用定義為：其中QC，CI分別是剩余容量和額定容量。鋰電池都是電化學反應，反應的過程都是非線性和復雜性，一般的方法是很難計算的。目前，鋰電池SOC常用的方法是：安時積分法、開路電壓法、內阻法、線性模型法、卡爾曼濾波器法及其他方法。下面對各種方法簡要的介紹和闡述。（1）安時（Ah）積分法Ah法是常用的SOC計算方法，設鋰電池的初始剩余容量是SOC0，那么經過一段時間的充電，此時的SOC為：如果考慮在充放電的時候，有損耗的產生，則上面可以改寫成：其中SOC0是初始容量，iloss是鋰電池內阻損耗。Ah法在進行SOC的估算過程中有很多的缺點：=1\*GB3①初始容量受很多因素的影響，如果測量不準確就會導致下一時刻的SOC出現錯誤；=2\*GB3②電流測量采用的是傳感器，如果在采集的過程中數據丟失或者采集的不準確，就會在積分的過程中逐漸累加，使真實值小于測量值。=3\*GB3③電池的充放電效率是通過建立經驗公式，但是電池在充放電的時候會產生熱量，過多的熱量將會導致充放電效率難以計算。=4\*GB3④電池的內阻雖然很小，但是Ah法要求精度很高，沒有將內阻上消耗的能量計算清楚，必然會導致誤差的不斷累積。（2）開路電壓法（OCV）在鋰電池工作的常規模式情況下可以采用OCV法，通過鋰電池的充放電曲線可以知道，在SOC20%-80%之間是線性關系，可以很好的反應SOC的變化情況，大于這個區間很難反應其SOC變化。通過不斷反復的充放電，靜置來采集開路電壓，然后通過擬合曲線來達到SOC的計算，這種方法需要的時間長，采集數據的過程不能出現差錯，否則會導致擬合曲線的不真實性，很難反映OCV與SOC之間的關系。但是，在某些特殊情況下，鋰電池經常工作在需要實時檢測SOC的情況下，采用OCV法很難滿足現實的需求，一般來說，很少采用開路電壓法去估計SOC值，使用的范圍很窄。（3）內阻法（R）通過對電池的不斷充放電來測量電池的端電壓以此來間接的估算SOC是可行的。一般來說，退役電池的生產廠家，批次都不一樣，導致的內阻值也是不一樣的，這樣內阻對應的SOC曲線關系也不一樣，就算是同一批次的電池甚至健康狀態非常好的電池通過內阻來估算SOC也是不準確的，所以說通過內阻來估算SOC是存在很大的誤差的，一般情況下不采用該方法。（4）線性模型法線性模型法是通過遞推的形式得到SOC的，其公式如下：其中k0、k1、k2、k3為相互關聯的系數。假設此時的SOC與上一時刻的電壓電流以及上一時刻采集的SOC存在線性的關系，然后通過公式遞推得到下一時刻的SOC，但是方法存在很大的不足，許多參數受到外界環境的干擾。（5）卡爾曼濾波法及其他方法卡爾曼濾波法在1960年被提出后，特別是在動力電池SOC估算方面，應用非常廣泛，它將電池的SOC視為內部變量，同時給出SOC的估計值以及可以提供實時的估計誤差，然后通過遞推的形式來估算SOC，這種方法適合很多電池的SOC估計，特別是在電池工作復雜的情況下都可以適用。目前有很多的方法是通過結合或者是改進卡爾曼濾波，來進一步加強對電池模型的精確程度，使SOC的估算更加準確。從實際來說，上述的很多方法都可以進行對電池SOC的估算，但是其中的很多待定參數是需要進行識別的，其工作量特別的大，而且傳統的卡爾曼濾波解決的是線性的模型，對于鋰電池工作的環境明顯是不適用的，本文在現有的基礎上，對卡爾曼濾波算法進行改進，來解決非線性工作下的鋰電池。此外還有阻抗光譜法、電量累積法等其他方法，每種方法都可以進行SOC的估算，但是計算過程復雜，一般不經常采用。——儲能變流器在目前的實際應用中，電池儲能的功率轉換系統可以采用多種拓撲結構。傳統的拓撲結構是將大量電池集中配置，通過串并聯組成儲能電池組與變流器連接。根據變流器的拓撲變換級數可以分為單極型拓撲和雙極型拓撲。單極型經過一級DC/AC環節直接并入電網，其結構簡單、易于控制、損耗相對較低但是對電池組的額定電壓等級要求較高。雙極型拓撲與單極型拓撲相比，在拓撲中加入了一個雙向DC/DC環節，通過DC/DC環節實現升降壓變換可以提供穩定的直流電壓，有效抑制電壓波動，更寬的輸出電壓范圍也使系統的電壓等級要求得以降低。但是增加環節導致器件增多，系統成本提高，同時相應損耗增加，總體效率降低。單極型拓撲結構雙極型拓撲結構這兩種拓撲的儲能系統均采用一個獨立的儲能電池組，出于整體性能的要求，電池組內各單體要具有較高的一致性，電池組中的任一單體故障或性能衰退都將嚴重影響整個電池組的性能，系統可靠性受限。將單極型拓撲的變流器交流輸出段并聯可以達到擴容的目的，以滿足更高的容量和功率要求。而雙極型拓撲的變流器由于有DC/DC、DC/AC兩個環節，因此可采用的并聯方式有兩種，一種是電池組經DC/DC輸出端并聯到直流母線上再經過DC/AC實現并網，另一種是各DC/AC輸出端并聯到交流母線實現擴容。單極型擴容拓撲結構并聯方式1并聯方式2雙極型擴容拓撲結構模塊級聯型拓撲（MMC），是將多個分散的變流器模塊通過級聯的方式達到提高輸出側電壓等級的目的。模塊級聯結構采用模塊化的設計，系統便于拓展，方便靈活，易于實現故障冗余，且具有等效開關頻率較高，子模塊的器件電壓應力相對較低的優點。在大功率無功補償和柔性直流輸電中，直流側接電容的CHB和MMC結構分別實現了工程應用。將儲能電池或電池組分散接入級聯型拓撲子模塊的直流側，可構成級聯型的儲能系統。模塊級聯型電池儲能系統具有級聯型拓撲的各項優點，相比于大量電池集中串并聯的方式，減小了電池一致性對儲能電池模塊性能的影響，提高了整體的輸出電壓等級。因此，模塊級聯型的電池儲能系統在高電壓大容量的場合具有廣闊的應用前景。MMC主電路拓撲結構——電壓治理如下如所示，雙圓圈代表電源點，圓圈代表負載節點，正方形形代表充電站。充電站的建設受選址和容量的影響，而儲能裝置的安裝位置會影響其安裝容量。為了降低投入成本，合理規劃兩者最合理的安裝地點。此處不考慮充電站的位置和容量。配電網結構圖在知道每個節點的功率和電源的電壓之后，可計算節點電壓，其計算方法如下所示：其中，每個節點的負載功率（kW）；是從當前節點到配電網末端的總負載功率（kW）；Rn是節點之間的線路電阻；是每個節點的節點電壓（V）；是每個時刻配電線路的總損耗（kW）。配電簡化結構——基本要求考慮到年平均溫度在10℃~13℃，最高溫度40℃，最低溫度-25℃、平均海拔1000米，年平均溫度-4℃~9℃、最高溫度45℃，最低溫度-35℃，平均海拔700米，系統溫度控制裝置應滿足安全、高效、長期穩定運行的要求。（1）消防控制系統應包含消防控制箱、聲光報警鈴/燈、溫度及鹽霧傳感器、氣體滅火裝置，其中，氣體裝置系統應包括：滅火瓶組、高壓軟管、滅火劑單向閥、啟動瓶組、安全泄壓閥、選擇閥、壓力信號器、噴頭、高壓管道、高壓管件等，應符合GB50140-2005的有關規定。（2）消防控制箱安裝在室內，室內頂部均勻分布設置至少3個煙霧探測傳感器和至少3個溫度傳感器。（3）聲光報警鈴、燈應安裝在室外側的安全門上方醒目位置。（4）消防罐體柜應安裝于電池倉靠安全門側的專用區域，直接式消防罐體就近安裝在設備柜體外側。（5）消防管道應均勻分布于電池集中堆放室內頂部和底部，消防噴頭安裝在兩倉的中間位置的，頂部為消防傳感器的線纜管道。底部應為消防氣體高壓管道。（6）消防系統供電應采用直流供電或電網標準，從AC配電柜、DC匯流柜專用開關控制并供電。消防供電線纜應走消防專用線槽或線管。消防線纜槽蓋外表面每個100mm應噴涂紅色圓環標記。（7）消防管道應鋪設在防靜電地板下，頂部噴頭安裝在電池倉中間位置，底部噴頭露出地板表面。噴頭高度與地板水平面一致。（8）考慮在帶電狀態下，電器火災和電池火災屬于E類火災，滅火器的配置應選用七氟丙烷等清潔氣體作為滅火劑?！娔苡嬃垦b置電能計量裝置包括各種類型電能表、互感器變比測試儀、電流互感器變比測試儀、計量用電壓、電流互感器及其二次回路，電能計量柜（箱）等。電能計量裝置主要包含一種電流電壓數據采集裝置，包括電流電壓采集模塊、電能計量器以及串行接口模塊，電流電壓采集模塊與電能計量器電連接，電能計量器與串行接口模塊電連接，還包括微處理器、存儲器一、存儲器二、無線通信模塊以及藍牙通信模塊，微處理器與電能計量器電連接，存儲器一與微處理器電連接，串行接口模塊與微處理器電連接，存儲器二與微處理器電連接，無線通信模塊和藍牙通信模塊均與微處理器電連接。工作原理：電流電壓采集模塊將目標電源的電流電壓進行采集，并傳輸至電能計量器進行電能參量計算，并將計算值存儲至存儲器一中，同時還能夠通過微處理器，將電能參量通過無線通信模塊傳輸到無線通信終端，無線通信終端將收到的電能參量顯示出來，操作人員可通過無線通信終端判斷被測電源或者電路中的電能質量以及穩定性，能夠方便遠程監控，提高監控效率，降低監控人員的勞動力。精度：電能表準確度等級有0.2S，0.5，0.5S，1.0，2.0。常用有功電能表的準確度等級為0.5，1.0，2.0。0.5級電能表允許誤差在±0.5%以內；1.0級電表允許誤差在±1%以內；2.0級電表允許誤差在±2%以內。S是指的電流互感器，精度高是指S型能在更寬的電流范圍內保證準確度。具體情況如下表：電能計量裝置應配置的電能表、互感器的準確度等級（電能計量裝置技術管理規程DL/T448一2000）計量類別ⅠⅡⅢⅣⅤ月平均用電量500萬kW.h及以上100萬kwh及以上10萬kwh及以上——單相供電的電力用戶變壓器容量10000kVA及以上2000kVA及以上315kVA及以上315kVA以下發電廠200MW及以上發電機100MW及以上發電機100MW以下發電機發供電企業內部經濟技術指標分析、考核用的電能計量準確度等級有功電能表0.2S或0.5S0.5S或0.51.02.02.0無功電能表2.02.02.03.0-電壓互感器0.20.20.50.5-電流互感器0.2S或0.2*)0.2S或0.2*)0.5S0.5S0.5S電能表現場檢驗至少每3個月一次至少6個月一次至少每年一次————電能表修調前檢驗合格率100%100%98%95%——電能表輪換3-4年3-4年3-4年4-6年——高壓互感器每10年現場檢驗一次——備注新投運或改造后的I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類高壓電能計量裝置應在1個月內進行首次現場檢驗2.0.2*)級電流互感器僅指發電機出口電能計量裝置中配用————儲能容量配置（1）降低運行成本電池能量存儲系統參與配電網絡的調峰過程包括兩個階段：調峰（即在負載達到峰值時放電）和谷底填充（即在負載低時充電）。當負載達到峰值（作為有功電源）時，釋放電能以減輕電網“卡脖子”現象，當負荷低谷時（作為有功負荷）吸收電能，以提高電力設備的利用效率，提高進行效益。根據負載曲線的峰谷過程選擇電池儲能系統的位置和容量，并結合相應的調峰指標，采用運行策略實現調峰過程并進行容量選定，如圖所示。參與配電網調峰的選址定容流程圖①獲得變電站低壓側的典型日負荷曲線和該變電站的基本參數（變電站功率上限，不間斷重要負載的功率值）；②根據變電站的日負荷曲線，提取日連續負荷曲線，并結合調峰指標，對各變電站的“調峰適宜性”指標進行分類。③采用運行策略，控制電池儲能系統參與配網調峰，獲得電池儲能系統的功率和容量要求；④對比上述步驟得到的功率及容量，選取最大的功率及容量作為電池儲能系統額定功率及額定容量。（2）配置儲能判斷指標根據大量的數據調查，一些電網的負荷率比較低，高峰時段很短，但電價高，峰谷差異大，需求容量收費和電費高。如果加入適當的儲能系統，使用儲能來減少高峰和低電價，合理控制儲能充放電可以降低容量和電費。在此目標下，