电力储能系统电网接入方案

电力储能系统电网接入方案

生效日期

2017年月日

制订审核批准

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二阶文件GIDI-0P-0001AloflO

制订日期2017年月日文件名称文件编号GIDI-QP-0001

版本A

制订部门总工程师办公室电力储能系统电网接入方案

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2017.6.2A10初次发布

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1目的......................................................错误!未指定书签。

2规范性引用文件............................................错误!未指定书签。

3适用范围..................................................错误!未指定书签。

4术语和定义................................................错误!未指定书签。

5一般性技术规定主要技术指标...............................错误!未指定书签。

6接口装置..................................................错误!未指定书签。

7接地与安全................................................错误!未指定书签。

7.1接地.....................................................错误!未指定书签。

7.2安全标识................................................错误!未指定书签。

8电能质量..................................................错误!未指定书签。

8.1一般性要求..............................................错误!未指定书签。

8.2谐波和畸变..............................................错误!未指定书签。

8.3电压波动和闪变..........................................错误!未指定书签。

8.4电压偏差.................................................错误!未指定书签。

8.5电压不平衡...............................................错误!未指定书签。

8.6直流分量.................................................错误!未指定书签。

9功率控制与电压调节.......................................错误!未指定书签。

9.1有功功率控制............................................错误!未指定书签。

9.2电压/无功调节...........................................错误!未指定书签。

9.3异常响应.................................................错误!未指定书签。

10继电保护与安全自动装置...................................错误!未指定书签。

10.1一般性要求..............................................错误!未指定书签。

10.2元件保护...............................................错误!未指定书签。

10.3系统保护................................................错误!未指定书签。

10.4故障信息................................................错误!未指定书签。

10.5同期并网................................................错误!未指定书签。

11自动化与通信..............................................错误!未指定书签。

11.1基本要求................................................错误!未指定书签。

11.2正常运行信息...........................................错误!未指定书签。

12电能计量..................................................错误!未指定书签。

21.Q/GDW480分布式电源接入电网技术规定

22.Q/GDW370城市配电网技术导则

23.Q/GDW382配电自动化技术导则

24.Q/GDW156城市电力网规划设计导则

25.IEC61000-4-30电磁兼容第4-30部分试验和测量技术-电能质量

26.IEEE1547分布式电源接入电力系统标准

27.IEEEStd466用于工商业的应急和备用电源设备C22.3NO.9分布式电力供

应系统互联标准

28.电监安全[2006]34号电力二次系统安全防护总体方案

29.国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定

3适用范围

本规定对以电化学或电磁形式存储电能的储能系统接入配电网应遵循的原则和技

术要求做了规定。与分布式电源通过同一个变流器接入电网的储能元件应参照

Q/GDW480《分布式电源接入电网技术规定》执行。

4术语和定义

储能系统energystoragesystem

本规定所涉及的储能系统是指通过电化学电池或电磁能量存储介质进行可循环电

能存储、转换及释放的设备系统。

变流器converter

转变电源电压、频率、相数和其他电量或特性的电器设备，主要包括整流器、逆

变器、交流变流器和直流变流器。

接入点pointofinterconnection

储能系统与配电网的连接处。其接入的方式分为允许通过公共连接点向公用电网

送电和不允许通过公共连接点向公用电网送电两种类型。

公共连接点pointofcommoncoupling(PCC)

电力系统中一个以上用户的连接处。

储能系统短路容量energystoragesystemshort-circuitcapacity

储能系统在规定运行方式下，储能系统内部发生短路时的视在功率。

接口interface

储能系统与公用电网按规范互连的共享界面。

电磁干扰electromagneticinterference

任何能中断、阻碍、降低或限制电气设备有效性能的电磁能量。

系统接地systemearthing

为使系统安全稳定运行所做的接地，通常是通过电气设备的中性点来进行的，也

称为工作接地。系统中性点接地方式主要有三种：直接接地、经阻抗接地和不接

地。

间谐波interhaxmonics

非工频频率整数倍的谐波。

荷电状态chargestate

储能设备当前容量与额定容量的比值，常用百分数表示。

5一般性技术规定主要技术指标

a）储能系统接入配电网及储能系统的运行、监控应遵守相关的国家标准、行业标准和

企业标准。

b）储能系统可通过三相或单相接入配电网，其容量和接入点的电压等级：200kW以上

储能系统宜接入10kV（6kV）及以上电压等级配电网；200kW及以下储能系统接入

220V/380V电压等级配电网。

c）储能系统接入配电网不得危及公众或操作人员的人身安全。

d）储能系统接入配电网不应对电网的安全稳定运行产生任何不良影响。

e）储能系统接入配电网后公共连接点处的电能质量应满足相关标准的要求。

f）储能系统接入配电网不应改变现有电网的主保护配置。

g）储能系统短路容量应小于公共电网接入点的短路容量。

h）储能设备最大充放电电流值不应大于其接入点的短路电流值的10%。

6接口装置

1.在储能系统与公用电网的连接点处应采用易操作、可闭锁、具有手动和自动操作的

断路器，同时安装具有可视断点的隔离开关。

2.储能系统的接口装置应满足相应电压等级的电气设备耐压水平。

3.储能系统接口装置应能抵抗下述标准规定的电磁干扰类型和等级：

a）GB/T14598.13规定的严酷等级为3级的1MHz和100kHz的脉冲群干扰；

b）GB/T14598.10规定的严酷等级为3级的快速脉冲群干扰；

c）GB/T14598.14规定的严酷等级为3级的静电放电干扰；

d）GB/T14598.9规定的严酷等级为3级的辐射电磁场干扰。

7接地与安全

7.1接地

a）通过10kV（6kV）〜35kV电压等级接入的储能系统接地方式应与其接入的配电网侧

系统接地方式保持一致，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。通过380v电

压等级并网的储能系统应安装有防止过电压的保护装置.，并应装设终端剩余电流保

护器。

b）储能系统的接地应符合GB14050和DL/T621的相关要求。

7.2安全标识

a）连接储能系统和电网的设备应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提

示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度按照GB2894规定执行。

b）通过10kV（6kV）〜35kV电压等级接入的储能系统，应根据GB2894的规定，在电

气设备和线路附近标识“当心触电”等提示性文字和符号口

8电能质量

7.3一般性要求

1.储能系统接入配电网后公共连接点处的电能质量，在谐波、间谐波、电压偏差、电

压不平衡、直流分量等方面应满足国家相关标准的要求。

2.在储能系统公共连接点处应装设A类电能质量在线监测装置。对于接入10kV

（6kV）〜35kV电压等级的储能系统，电能质量数据应能够远程传送，满足电网企

业对电能质量监测的要求。对于接入220V/380V电压等级的储能系统，应能存储

一年及以上的电能质量数据，以备电网企业调用。

注：A类电能质量在线监测装置应满足GB/T17626.7标准的要求。

7.4谐波和畸变

1.储能系统接入配电网后，公共连接点处的谐波电压应满足GR/T14549的规定，并

满足电力行业电能质量技术管理相关标准的要求。

2.储能系统接入配电网后，公共连接点处的总谐波电流分量应满足GB/T14549的规

定。储能系统向电网注入的谐波电流允许值应按储能系统安装容量与其公共连接点

的供电设备容量之比进行分配。

7.5电压波动和闪变

1.储能系统启停和并网，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326的规定。

2.因储能系统引起公共连接点处电压变动值与电压变动频度、电压等级有关时，具体

限值应按照Q/GDW480有关规定执行。

3.储能系统在公共连接点引起的电压闪变限值应根据储能系统安装容量占接入点公

用电网供电容量的比例、系统电压等级按照GB/T12326的三级规定执行。

7.6电压偏差

储能系统接入配电网后，公共连接点的电压偏差应符合GB/T12325的规定：

1.35kV公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%（注：如供

电电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据）。

2.20kV及以下三相电压偏差不超过标称电压的±7%。

3.220V单相电压偏差不超过标称电压的+7%,T0%。

7.7电压不平衡

1.储能系统接入配电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543规定

的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不应超过4%。

2.由储能系统引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。

7.8直流分量

1.储能系统经变压器接入配电网的，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定

值的0.5%。

2.储能系统不经变压器接入电网的，向电网馈送的直流分量应小于其交流额定值的

l%o

9功率控制与电压调节

7.9有功功率控制

1.控制要求

a）储能系统应具备就地充放电控制功能。接入10kV（6kV）〜35k?配电网的

储能系统，还应同时具备远方控制功能，并应遵循分级控制、统一调度的

原则，根据电网调度部门指令，控制其充放电功率。

b）储能系统的动态响应速度应满足电网运行的要求。

2.启停和充放电切换

a）储能系统的启停和充放电切换应按储能系统所有者与电网经营企业签订

的并网电量购销合同执行。通过10kV（6kV）〜35kV电压等级接入的储能

系统的启停和充放电切换应执行电网调度部门的指令。

b）储能系统的启停和充放电切换不应引起公共连接点处的电能质量指标超

出规定范围。

C）由储能系统切除或充放电切换引起的公共连接点功率变化率不应超过电

网调度部门规定的限值。

7.10电压/无功调节

1.储能系统参与电网电压调节的方式包括调节其无功功率、调节无功补偿量等。

2.通过220V/380V电压等级接入的储能系统功率因数应控制在0.98（超前）〜0.98

（滞后）范围。

3.通过10kV（6kV）〜35kV电压等级接入的储能系统应能在功率因数0.98（超前）〜

0.98（滞后）范围内连续可调。在其无功输出范围内，应能在电网调度部门的

指令下参与电网电压调节，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应由电

网调度部门确定。

7.11异常响应

1.频率异常响应特性

a）接入380V配电网的储能系统，当接入点频率低于49.5Hz时，应停止充电;

当接入点频率高于50.2Hz时，应停止向电网送电。

b）接入10kV（6kV）〜35kV配电网的储能系统应具备一定的耐受系统频率异

常的能力，应能按表1所示的要求运行。

表1储能系统的频率响应时间要求

频率范围f(Hz)要求

储能系统不应处于充电状态。储能系统应根据变流器允许运

f<48.0

行的最低频率或电网调度部门的要求确定是否与电网脱离。

处在充电状态的储能系统应在0.2s内转为放电状态，对于不具

48.OWf<49.5备放电条件或其它特殊情况,应在0.2s内与电网脱嗡0处干

放电状态的储能系统应能连续运行。

49.5<fW50.2正常充电或放电运行。

处于放电状态的储能系统应在0.2s内转为充电状态，对于不具

50.2<f<50.5备充电条件或其它特殊情况，应在0.2s内与电网脱离。处于

充电状态的储能系统应能连续运行。

储能系统不应处于放电状态。储能系统根据变流器允许运行

f>50.5

的最高频率确定是否与电网脱离。

2.电压异常响应特性

当配电网电压过高或者过低时，与之相连的储能系统应做出响应。当接入点处电压

超出表2规定的范围时，储能系统应在规定的时间内与电网断开连接。此要求适用于

三相系统中的任何一相。

表2储能系统的电压响应时间要求

接入点电压要求*

最大分闸时间不超过0.2s

最大分闸时间不超过2.0s

正常充电或放电运行

最大分闸时间不超过2.0s

最大分闸时间不超过0.2s

注：1.〃为储能系统接入点的电网额定电压；

2.最大分闸时间是指异常状态发生到储能系统与电网切断连接的时间。

3.对电压支撑有特殊要求的储能系统，其电压异常的响应时间另行规定。

10继电保护与安全自动装置

7.12一般性要求

储能系统的保护应符合GB/T14285和DL/T584的规定。

7.13元件保护

1.储能系统的变压器、变流器和储能元件应配置可靠的保护装置°储能系统应能检测

配电网侧的短路故障和缺相故障，保护装置应能迅速将其从配电网侧断开。

2.储能系统应安装低压和过压继电保护装置，继电保护的设定值应满足表2的要求。

3.储能系统的频率保护设定应满足表1的要求。

7.14系统保护

采用专线方式通过10kV(6kV)〜35kV电压等级接入的储能系统宜配置光纤电流差

动保护或方向保护，在满足继电保护“选择性、速动性、灵敏性、可靠性”要求时，

也可采用电流电压保护。

7.15故障信息

对于供电范围内有储能系统接入10kV(6kV)〜35kV电压等级的变电站应具有故障

录波功能，且应记录故障前10s到故障后60s的情况。该记录装置应该包括必要的信

息输入量。故障录波信息能够主送到