工商业储能技术规范及并网流程解读-电子发烧友网

工商业储能技术规范及并网流程解读-古瑞瓦特

本文主要根据“浙江省用户侧电化学储能技术导则(征求意见稿)”及“《国网浙江省电力有限公司用户侧储能系统并网服务管理细则(暂行)》”，摘录部分主要内容并针对用户侧储能并网技术导则及流程进行解读描述。

01用户侧储能并网技术导则

基本规定

用于用户负荷的削峰填谷、需量管理和提升电能质量，宜具备需求侧响应能力。建设在用户内部场地或相邻位置，直接接入用户内部配电设施，所充电能原则上在用户内部消纳。相邻位置宜与企业围墙毗连，之间不应有公共道路、其他建筑物等隔离。应根据应用需求、接入电压等级、电化学储能类型、特性和要求及设备短路电流耐受能力进行设计。所选储能电池、电池管理系统、储能变流器等设备应通过型式试验，其选型和配置应能满足应用场景需求。

容量配置

用户侧储能容量确定应校核用户内部负荷峰谷比，额定功率和放电时间应综合考虑用户的消纳能力，储能配置容量不宜导致用户内部负荷峰谷比倒置。储能配置可用于降低用户变压器新增容量。在用户变压器低压侧并网的储能安装容量应根据变压器低谷时段空余容量校核后确定，储能系统安装后宜能实现内部负荷峰谷比达到或接近 1:1。在用户变压器高压侧并网的储能安装容量应根据用户实际最大负荷和低谷时段变压器空余容量校核后确定。储能充电容量增加后应满足母线、开关等设备载流量的要求，不宜引起外部供电线路和变电站的改造或新建。

并网电压选择

用户侧储能推荐采用变压器低压侧接入方式，单个并网点容量应与电压等级相匹配，不宜超过以下限制：

0.4kV 接入不超过1000kW(含);

10kV 接入不超过6000kW(含);

20kV 接入不超过12000kW(含);

35kV 接入不超过30000kW(含)。

用户变电站采用“高供低计” 供电方式，用户侧储能只允许采用低压侧并网;用户变电站采用“高供高计” 供电方式，用户侧储能可选择低压侧并网或高压侧并网。

并网点选择

用户侧储能并网点宜设置在用户变电站(所)的高、低压母线处，不应设置在用户供电线路和低压馈线线路处，不宜设置在车间配电房高压母线和末端配电室(箱)处。0.4kV并网的用户侧储能系统，原则上一台变压器的0.4kV低压母线侧设置一个并网点;在单台变压器容量2000kVA及以上，且用户变电站低压侧空间位置充裕，可增加一个并网点。10(20)kV 及以上并网的用户侧储能系统，原则上一条母线设置一个并网点。储能系统的10kV升压变单台容量原则上不超过2500kVA，可通过多台变压器升压汇流后并入10(20)kV母线。

储能电池与电池管理系统

储能电池类型包括但不限于锂离子电池、钠离子电池、铅酸(炭)电池、液流电池。电池应无变形、漏液，电池极柱、端子、连接排应连接牢固，裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施。电池阵列应具有在短路、起火或其他紧急情况下快速断开直流回路的措施，宜配置直流电弧保护装置。锂离子电池外观、尺寸和质量、电性能、环境适应性、耐久性及安全性能应满足GB/T 36276的相关要求。电池管理系统应符合GB/T 34131的相关规定。

储能变流器

储能变流器应具备充放电功能、有功功率控制、无功功率控制和功率因数控制功能，能够根据控制模式或接收功率控制指令，实现有功功率和无功功率的连续平滑调节以及充放电切换;储能变流器应具备保护功能，保护功能应至少包括短路保护功能、极性反接保护功能、直流电压保护功能、过电流保护功能、过温保护功能、通讯故障保护功能、冷却系统故障保护功能和非计划性孤岛保护功能。此外，根据“浙江省用户侧电化学储能技术导则(征求意见稿)”中导则要求还包含监控系统、保护通信与控制、电能计量、防雷与接地、验收与调试、消防与安全、运行维护及退役、应急处置等方面的技术要求。

02用户侧储能并网服务流程

并网服务流程图

第一类公共连接点380(220)伏