电化学储能系统接入电网技术规定
电化学储能系统接入电网技术规定
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电化学储能系统接入电网技术规定主要对系统配置要求进行规定，要求其保护功能可靠，操作安全、可靠，以确保系统安全可靠运行。具体要求包括：1.系统的绝缘水平和保护功能应具备可靠性；2.接入点应具备相应的自支撑装置，以保证接入点电缆的运行安全；3.检测功能应可靠，能不断发挥作用；4.电池箱间联络线应有足够强度，具有防止短路的保护能力；5.应提供相应的电力稳定保障措施，当储能系统出现故障时可以被及时发现和处理；6.应采取有效措施，确保电池系统接入点的遮挡和监控程度；7.应设置相应的安全通道，保证运行对象安全；8.应采用直流开关等接续装置，具有可靠安全的连接性能；以上是电化学储能系统接入电网技术规定的主要要求。
安科瑞电化学储能能量管理系统解决方案
安科瑞电化学储能能量管理系统解决方案 概述 在我国新型电力系统中，新能源装机容量逐年提高，但是新能源比如光伏发电、风力发电是不稳定的能源，所以要维持电网稳定，促进新能源发电的消纳，储能将成为至关重要的一环，是分布式光伏、风电等新能源消纳以及电网安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑负荷的有效手段。国家鼓励支持市场进行储能项目建设，全国多个省市出台了具体的储能补贴政策，明确规定了储能补贴标准和限额。国内分时电价的调整也增加了储能项目的峰谷套利空间，多个省份每天可实现两充两放，大大缩短了储能项目的投资回收期，这也让储能进入热门赛道。 储能电站盈利模式 据统计，2023年1-4月电化学储能投运项目共73个，装机规模为 2.523GW/5.037GWh。其中磷酸铁锂储能项目高达69个，装机规模为 2.52GW/5.019GWh；液流电池储能项目共4个，装机规模为 3.1MW/18.1MWh。其中华东、西北和华北区域储能规模分列前三，占总规模的78.5%，分别为81 4.94MW、623.6MW以及541.55MW。华东区域1-4月投运储能项目规模*大，达814.94MW/1514.2MWh，总数也*多，共26个。 从应用场景分布上看，“大储”依旧占据重要地位，电源侧和电网侧项目储能规模合计占比达98%，其中电网侧储能项目共投运24个，装机规模为 1542MW/2993MWh，包括7个集中式共享储能项目。电源侧储能项目共投运23个，装机规模为922MW/1964.5MWh，其中大部分为新能源侧储能项目，共19个，规模占电源侧的88%。用户侧储能项目，虽然规模体量上不及“大储”，但各地电价机制改革后，尖峰电价提高，峰谷差价拉大，用电成本提高，给自身带来了不小的挑战。用户侧配储可以谷时充电峰时放电，一方面可以缓解甚至解决尖峰购电压力；另一方面，富余的储能还可并网，作为用户侧参与电力市场，利用峰谷差价实现获利，储能的价值逐渐凸显。1-4月份用户侧项目投运个数多达20个，随着投资回报率的提升，用户侧储能项目会越来越多。 储能在不同环节存在多种盈利模式，储能盈利模式主要有以下几种：帮助发、输、配各环节电力运营商以及终端用户降本增效；延缓基础设施投资；通过峰谷价差套利、参与虚拟电厂需求响应等辅助服务市场、容量租赁、电力现货市场等方式。 电源侧 电力调峰：通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。 提供容量：通过储能提供发电容量以应对发电尖峰负荷，提升传统发电机组的运行效率。
电力储能系统电网接入规范标准
目录 1 目的 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 适用范围 (2) 4 术语和定义 (2) 5 一般性技术规定主要技术指标 (3) 6 接口装置 (4) 7 接地与安全 (4) 7.1 接地 (4) 7.2 安全标识 (4) 8 电能质量 (4) 8.1 一般性要求 (4) 8.2 谐波和畸变 (5) 8.3 电压波动和闪变 (5) 8.4 电压偏差 (5) 8.5 电压不平衡 (5) 8.6 直流分量 (5) 9 功率控制与电压调节 (6) 9.1 有功功率控制 (6) 9.2 电压/无功调节 (6) 9.3 异常响应 (6) 10 继电保护与安全自动装置 (8) 10.1 一般性要求 (8) 10.2 元件保护 (8) 10.3 系统保护 (8) 10.4 故障信息 (8) 10.5 同期并网 (8) 11 自动化与通信 (8) 11.1 基本要求 (8) 11.2 正常运行信息 (9) 12 电能计量 (9)
电力储能系统电网接入标准（企标） 1目的 本文件定义了研究院电力储能系统开发的全过程，本文件的制定是为了确保产品定位准确、满足法规要求、符合顾客期望，保证开发工作质量。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 1.GB 2894 安全标志及其使用导则 2.GB/T 12325 电能质量供电电压偏差 3.GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变 4.GB 14050 系统接地的型式及安全技术要求 5.GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 6.GB/T 14549 电能质量公用电网谐波 7.GB/T 14598.9 电气继电器第22部分第3篇：辐射电磁场干扰试验 8.GB/T 14598.10 电气继电器第22部分第4篇：快速瞬变干扰试验 9.GB/T 14598.13 量度继电器和保护装置的电气干扰试验第1部分：1MHz脉 冲群干扰试验 10.GB/T 14598.14 量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放 电试验 11.GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡 12.GB/T 17626.7 电磁兼容试验和测量技术供电系统及所连设备谐波、谐间 波的测量和测量仪器导则 13.GB/T 24337-2009 电能质量公用电网间谐波 14.DL/T 1040 电网运行准则 15.DL/T 448 电能计量装置技术管理规定 16.DL/T 584 3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程 17.DL/T 621 交流电气装置的接地 18.DL/T 634.5—101 远动设备及系统标准传输协议子集第101部分 19.DL/T 634.5—104 远动设备及系统标准传输协议子集第104部分 20.DL/T 645 多功能电能表通信协议
电化学储能电站的几个核心技术指标
电化学储能电站的几个核心技术指标 电化学储能虽然不是一个新兴事物，但鉴于储能系统是一项涉及多学科的综合产品，电池技术的快速更迭，外加应用场景不同而存在较大差异，尤其在实际工程招投标中关于核心技术指标常常会不清不楚，给使用方、投资方和监管方带来一系列麻烦。有基于此，“储能100人”近期推出关于电化学储能的系列科普文章，盼望大家能够更好地熟悉电化学储能。 一、关于容量 储能电站（系统）的容量（Wh，kWh，MWh，GWh）由所处的应用场景不同而存在较大的差异，有时指安装容量，有时指充电容量，有时指放电容量，以下分别介绍： 安装容量A：储能电站（系统）依据所使用的电芯容量（标称容量，一般指Ah，例如120Ah，电压U），N串M并之后形成Pack，则Pack安装容量即为U*N*M*120，单位为Wh，i个Pack串联后形成电池簇，则单簇容量为U*N*M*120*i，单位为Wh，若一套储能系统包含n簇，则该储能系统的安装容量A= U*N*M*120*i*n，单位为Wh，或者kWh、MWh等。安装容量会直接影响储能电站建设的一次投资。 充电容量B：充电容量的界定一般在并网点位置（35kV、10kV、6kV、3.3kV、1140V、690V、380V、220V等），指从并网点往下开头算，包含了充电过程中的线路损耗、变压器损耗、滤波器损耗、电抗器损耗、PCS损耗、电池损耗、电池充电电量，以及接入PCS
低压侧和直流侧的全部帮助电源、掌握电源等的损耗。由于电池系 统在实际使用中限制了充放电深度DOD，电池的实际可充电量仅为 安装容量的70~90%，电芯依据充放电倍率不同又有5~15%的循环损耗。所以充电容量B=线损+变压器损耗（如有）+滤波器损耗（如有）+电抗器损耗（如有）+PCS损耗+电池充电损耗+帮助掌握电源损耗（如有）+电池充电电量（DOD*安装容量A）。对于调峰电站建设的 储能电站（系统），充电容量B直接影响收益，但充电容量中除电 池充电电量以外的全部部分都直接影响运营成本。 放电容量C：放电容量的界定和充电容量的界定一样都是在并网 点位置，是从电池放出的电量中扣除了放电过程中的线路损耗、变 压器损耗、滤波器损耗、电抗器损耗、PCS损耗、电池损耗，以及 接入PCS低压侧和直流侧的全部帮助电源、掌握电源等的损耗。所 以放电容量C=电池充电电量（DOD*安装容量A）-线损-变压器损耗（如有）-滤波器损耗（如有）-电抗器损耗（如有）-PCS损耗-电 池充电损耗-帮助掌握电源损耗（如有）。对于新能源电站和用户侧 的储能电站（系统），系统集成商集成水平的凹凸打算了储能系统 的放电量，而并网侧的放电容量是直接影响经济性，所以应当是业 主方和投资方关注、考核的要点。供应具体计算书是对产品技术指 标审核的重要保障。 容量变化率α：储能电站（系统）一旦建成，在不进行更换电芯（池）和扩容等操作的前提下，安装容量A是不会发生变化的。但 对于充电容量B和放电容量C，由于储能电站（系统）运行过程，
储能电站运行维护规程-编制说明
储能电站运行维护规程 编制说明
GB/T XXX-20XX 目次 一、编制背景 (1) 二、编制的主要原则 (1) 三、与其他标准文件的关系 (1) 四、主要工作过程 (1) 五、标准结构与内容 (2) 六、条文说明 (2)
一、编制背景 随着我国能源结构的调整和风电、光伏等新能源的迅猛发展，能源（尤其是电力）已经从产能、节能扩展到储能。储能作为电网调节、新能源接入、备用、需求响应、微电网、智慧能源等发展必不可少的技术支撑和重要组成部分，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。电力系统中引入储能环节后，可以有效地提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性。储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，推动能源由化石能源向可再生能源转换，促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。 电化学储能作为储能系统的一个重要类型，在设备制造、项目建设、调试运行、维护、检修等方面急需相关技术标准进行规范和质量控制。目前我国还没有电化学储能电站建成后对其进行运行维护的相关国家行业标准。为了规范电化学储能电站运行维护的基本要求和方法，提升储能电站运行性能和安全可靠性，根据国家标准化管理委员会下达的2013年第二批国家标准制修订计划（国标委综合[2013]90号）要求，全国电力储能标准化技术委员会组织中国电力科学研究院有限公司等单位开展了国家标准《储能电站运行维护规程》的编制工作。 二、编制的主要原则 标准编制的主要原则是遵守现有的相关法律、条例、标准和导则等，兼顾储能系统技术发展和储能电站运行的要求。 三、与其他标准文件的关系 1.参考并引用了GB/T 36547 《电化学储能系统接入电网技术规定》。 2.参考并引用了GB 51048 《电化学储能电站设计规范》。 3.参考并引用了GB 5**** 《电化学储能电站施工及验收规范》。 4.参考并引用了DL/T 969 《变电站运行导则》。 5.参考并引用了NB/T 33014 《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》。 四、主要工作过程 1.2013年12月，成立《储能电站运行维护规程》标准编制组，开展标准编制的前期准备 和相关研究工作。 2.2014年3月21日，全国电力储能标准化技术委员会在北京主持召开了国家标准《〈储 能电站运行维护规程〉编制工作大纲》审查会。会议专家针对标准大纲编制内容和标准结构设置进行了审查与讨论，会议通过了对标准大纲编制工作的审查，要求编制组尽快开展初稿编制工作。 3.2015年6月，标准编制组根据大纲审查会审查意见开展了标准讨论稿编制工作，完成 《储能电站运行维护规程》组内讨论稿的编制。 4.2017年1月，标准编制组召开《储能电站运行维护规程》讨论稿的二次修改讨论会议， 根据最新意见对标准进行修改讨论。 5.2019年12月底，编制组完成对《储能电站运行维护规程》的修改工作并形成标准初稿。 6.2020年1月初，编制组完成对《储能电站运行维护规程》的修改工作并形成征求意见 稿。 7.2020年1月2日，标准编制组通过由中国电力企业联合会正式向各位有关单位发出关 于征求国家标准《储能电站运行维护规程》意见的函，并在国家标准化管理委员会的网站上挂网，广泛征求意见。 8.2020年3月底，标准编制组对征集到的意见进行了认真的研究，逐条讨论，给出了相
南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)
南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则（试行） 为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，落实国家促进储能技术发展政策，规范储能电站并网调度管理，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》、《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(国能监管〔2016〕164号)、《电化学储能系统接入配电网技术规定》（NB/T 33015-2014）以及国家有关法律法规及行业标准，制定本细则。 第一条鼓励发电企业、售电企业、电力用户、储能企业或其他市场主体投资建设储能设施，促进储能电站为电力系统运行提供调频、调峰、调压、黑启动等辅助服务。 第二条电化学储能电站是指采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的并网电站（以下简称“储能电站”）。 第三条本细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站。其他类型储能电站参照执行。 第四条电力调度机构应按国家有关法律法规及技术标准的要求，为储能电站接入电网提供必要的服务，加强储能
电站调度管理。电力调度机构负责监测、记录储能电站实施充放电状态。储能电站充放电状态接受电力调度机构统一调度指挥。 第五条储能电站经营运行单位要加强设备运行和维护工作，提高储能电站安全可靠性。储能电站应与电力调度机构签订并网调度协议，实时充放电等相关信息应接入电力调度机构技术系统。储能电站应严格遵守调度纪律，做好储能电站并网运行管理工作。储能电站不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电。 第六条因继电保护或安全自动装置动作导致储能电站解列，储能电站在查明解列原因前不得自行并网；储能电站重新并网，须向值班调度员提出申请，并征得值班调度员同意后方可并网。违反上述规定的，每次按全站额定容量×15小时的标准进行考核；在与主网解列的孤网上违反上述规定的，每次按全站额定容量×30小时的标准进行考核。 第七条储能电站应满足电网频率异常响应的要求。储能电站的频率异常响应特性要求应符合表1的规定，并满足并网调度协议的要求。不满足要求的，按全站额定容量×22.5小时的标准进行考核。
电化学储能电站设计标准(征求意见稿)
电化学储能电站设计标准（征求意见稿） 一、总则 为推动电力系统储能技术的发展，规范电化学储能电站的设计、建设和运行，保证电化学储能装置的性能优良、服务可靠、安全高效，特制定本标准。 本标准适用于泵储式和储锂式等装置应用于电力系统的电化学储能电站的设计，建设和运行。 二、术语和定义 2.1 电化学储能电站 该电站是以泵储式、储锂式等形式，将电力系统通过一系列的电化学反应物来储存电能，同时以电化学技术将装置分解成电解液和金属板。 2.2. 储能功率 装置能够承受的最大功率。 装置可储存的电能总量。 2.4. 调峰能力 装置在改变负载前后的功率变化率。 2.5. 电化学反应物 装置中由电化学反应所消耗或生成的物质，例如电解液、电极等。 三、基本要求 3.1 设计原则 3.2 设计应满足以下条件： （1）符合国家有关法律、法规、标准要求； （2）电化学储能电站能够迅速，在规定的时间内响应供需平衡变化； （3）与电力系统互动，能够快速接入，并保证防雷击等的保护功能； （4）电化学储能电站应为独立自主的能源存储装置；
（5）应能够在脱离电力系统时自主并安全地关闭。 3.3 设计技术要求 （1）设计应考虑电化学反应物的性质和特性，选择合适的金属板和电解液，并保证 储能系统的长期稳定运行。 （2）应采用优质、可靠、高效的电化学储能装置，具有优异的储能功率、储能能量、调峰能力和寿命。 （3）应保证电化学储能电站的储能功率和储能能量符合规定的技术参数。 （4）应考虑施工和维护方便的设计，独立自主的断电联合机构能够快速完成电站的 隔离和运行恢复。 四、设计和验证 （1）确定电化学储能电站的技术方案和技术参数； （2）进行电化学储能电站的概念性设计； （5）对电化学储能电站进行调试和运行。 4.2 验证内容 （1）储能功率和储能能量的实际性能； （3）计算机模拟设计参数的验证； （4）电化学储能装置的质量合格证。 五、运行和维护 5.1 运行检查 定期检查储能装置的机械结构、电气结构及运行状态，再加以判断。 5.2. 设施维护 （1）定期清洗、测量和测试； （2）定期维保，维护电化学储能电站的结构安全； （3）紧急事件处理，保证储能设施的安全。 六、结语
储能电站,功率变换,技术规范
竭诚为您提供优质文档/双击可除储能电站,功率变换,技术规范 篇一：储能电站总体技术方案 储能电站总体技术方案 20xx-12-20 目录 1.概述................................................. .. (3) 2.设计标准................................................. . (4) 3.储能电站（配合光伏并网发电）方案 (6) 3.1系统架构.................................................
(6) 3.2光伏发电子系统................................................. (7) 3.3储能子系统... ................................................... (7) 3.3.1储能电池组................................................. .. (8) 3.3.2电池管理系统(bms).............................................. . (9) 3.4并网控制子系统................................................. . (12) 3.5储能电站联合控制调度子系统................................................. .14 4.储能电站（系统）整体发展前景 (1) 6
800kWh 储能系统技术方案
200kW/800kWh 储能系统 技术方案 XX电力工程有限公司 二〇二〇年十月
1. 项目概况 项目位于北京市海淀软件园内。本工程建设规模为200kW/800kWh，系统采用预制舱式布置。预制舱内配置2个100kW电池单元串，通过2 台100kW PCS 装置将电能转换为交流400V 后通过2 条电缆线路接入项目配电柜内。 本工程采用“一充一放”的模式，利用北京市峰谷电价差对储能蓄电池进行充、放电，实现在峰电价时段释放电能，减少用户电网用电量，节省电费开支。 2. 用户配网系统现状及用电量统计 2.1 用户配网系统现状 目前项目配网系统采用10kV 电压等级引入，共2 个10kV 引入点。每个引入点配置 1 台 800kVA 的箱式变压器。每台箱式变压器降压至400V 后，给项目负荷供电。400V 配网系统采用单母线分段接线，正常运行时分段开关打开。其中 I 段母线上配有容量为 24kW/72kWh 的储能设备，经现场调研该储能系统发电量很低，对本工程影响较小，所以在本次设计中不作考虑；II 段母线上接有容量约 209kW 的光伏，光伏系统采用“自发自用，余电上网”的模式。根据现场调研，两段400V 母线上均由备用间隔可供储能系统接入。 图 1 项目配网系统示意图 2.2 用电量统计 2.2.1 北京工商业峰谷电价 北京地区工商业电价实行峰谷电价政策，具体各电价时段见下表
表 1 北京地区工商业峰、谷电价几时段 2.2.2 用电量统计 根据用户方提供的不同时段的用电量统计表，对该表进行统计、分析后确定储能系统蓄电池容量，具体用电量统计如下： 3. 储能系统设计 3.1 设计依据 1) 电化学储能电站设计规范(GB 51048-2014)； 2) 电力系统电化学储能系统通用技术条件（GB/T 36558-2018）； 3) 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范（GB/T 34131-2017）； 4) 电化学储能系统接入电网技术规定（GB/T 36547-2018）； 5) 电化学储能系统接入电网测试规范（GB/T 36548-2018）； 6) 电力系统电化学储能系统通用技术条件（GB/T 36558-2018）。 7）储能系统接入配电网技术规定（Q/GDW 564-2010） 3.2 现有光伏系统发电量分析 由于II 段母线上接有容量为209kW 的光伏组件，并考虑北京地区相应月份的辐照度，测算出各月光伏发电量。光伏发电时段与尖峰、峰、平电价时段均有重叠，不仅抵消II 段大部分用电量，而且在光照好的时段还有向电网反送电的情况。 3.3 储能容量的确定 由上表可以看出，由于光伏系统发电导致II 段母线剩余电量不足，而I 段400V。母线剩余电量较大，所以建议本次储能系统接入I 段母线。本储能工程在谷电价时段对蓄电池进行充电，而在其他电价时段均可放电。但考虑到收益最大化，建议在尖峰和峰电价时段进行放电。从表2 中可以看出I 段母线尖峰
储能电站接入电网技术性能调试方案
×××储能电站 储能电站接入电网技术性能 调 试 方 案 2020年10月29日
目录 一、项目简介 (3) 二、设备命名及调度管理范围划分 (4) 三、相关批复及设备参数 (4) 四、组织措施 (6) 五、测试原理 (9) 六、测试项目及方法 (12)
一、项目简介 本项目位于甘肃省河西走廊酒泉市瓜州县，由瓜州×××有限公司投资建设，项目总投资4.01亿元，占地面积36550㎡。采用集中式建设，项目于2018年11月开工建设,站址中心位于北纬 40°36′，东经96°25′，海拔1195～1210m，距布隆吉330kV 变电站西约0.9km。项目于2018年10月15日取得瓜州县能源局下发【2018】××号《关于瓜州×××有限公司60MW/240MWh大型储能项目备案的通知》。工程站址区为戈壁滩，地形较为平缓、开阔，局部略有起伏，交通便利，物资能到达施工区域。 项目建设规模为60MW/240WMh，由1个2MW/8MWh、2个3MW/12MWh 及13个4MW/16MWh，总计16个储能单元组成，其中2MW/8MWh储能单元经由容量为2000kVA双分裂变压器、3MW/12MWh 储能单元经由容量为3000kVA双分裂变压器升压及4MW/16MWh储能单元经由容量为4000kVA双分裂变压器分别升压至35kV后，分3回35kV电缆集电线路接入本工程新建110kV升压站，经主变升压至110kV后接入电网330kV布隆吉站。 110kV升压站配置1台110kV主变，主变容量为63MVA，电压等级为115±8*1.25%/37kV，110kV 侧采用线变组接线；35kV侧采用单母线接线，35kV母线上配置3回35kV 储能进线柜、1回站用变柜、1回母线设备柜、1回主变进线柜。 ×××储能电站共计99台储能集装箱，电池集装箱90台，PCS 集装箱9台。
电化学储能电站设计及验收指引
电化学储能电站设计及验收指引 目次 1. 总则 (4) 2. 术语和符号 (4) 3. 基本规定 (5) 4. 电化学储能电站分类 (5) 5. 站址选择 (6) 6. 站区规划和总布置 (6) 7. 储能系统 (8) 7.1储能分系统 (8) 7.2功率变换系统 (8) 7.3电池及电池管理系统 (9) 7.4储能系统布置 (9)
8. 电气一次 (10) 8.1电气主接线 (10) 8.2电气设备选择 (10) 8.3电气设备布置 (10) 8.4站用电源及照明 (11) 8.5过电压和绝缘配合及防雷接地 (11) 8.6电缆选择与敷设 (11) 9. 系统及电气二次 (11) 9.1继电保护及安全自动化装置 (11) 9.2通信 (12) 9.3监控系统 (12) 9.4电能计量 (12) 9.5二次设备布置 (13) 9.6直流及交流不停电电源系统 (13) 9.7视频安全监控系统 (13) 10. 土建 (14) 10.1一般规定 (14) 10.2建筑 (14) 10.3结构 (14) 11. 采暖通风与空气调节 (15) 12. 给排水 (15) 13. 消防 (16) 13.1一般规定 (16) 13.2消防给水和灭火设施 (16) 13.3建筑防火 (16) 13.4暖通消防 (17) 13.5火灾探测及消防报警 (17)
14. 环境保护和水土保持 (17) 14.1一般规定 (17) 14.2环境保护 (17) 14.3水土保持 (18) 15. 劳动安全和职业卫生 (18) 16. 储能项目验收
1. 总则 1.0.1 为使电化学储能电站设计工作贯彻执行国家有关方针政策，统一技术要求，做到安全可靠、技术先进、经济合理，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于百千瓦级及以上电化学储能电站新建、扩建或改建工程的设计。 1.0.3 电化学储能电站的设计应符合以下基本原则： a. 贯彻国家法律、法规，符合地区电网发展规划的要求； b. 符合技术发展方向和产业发展方向要求； c. 符合消防、环境保护的要求； d. 积极稳妥采用新技术、新设备、新材料，促进技术创新。 1.0.4 电化学储能电站的设计除应遵守本规范外，还应符合国家现行的有关标准、规范的规定。 2. 术语和符号 2.0.1 电化学储能电站 Battery Energy Storage Station，简称BESS 以电化学电池为能量存取载体，通过功率变换系统进行充放电调控，可与电网实现有功和无功能量交换的电站，主要包含电化学电池、功率变换系统、变压器、开关、保护控制设备和建构筑物等。 2.0.2 储能分系统 Energy Storage Subsystem 电化学储能电站中以能量存取及功率变换装置为单元划分为若干个系统，称为储能分系统。每个储能分系统由功率变换系统、电池分系统、电池管理系统等组成。 2.0.3 功率变换系统 Power Conversion System，简称PCS 实现电化学电池与交流电网之间双向功率变换的装置，其核心部分是由电力电子器件组成的换流器。 2.0.4 电池分系统 Battery Subsystem 在储能分系统中，与功率变换系统相连，由多个电池串、并联组成，可由功率变换系统整体控制功率输入输出的系统。 2.0.5 电池管理系统 Battery Management System，简称BMS 由电子设备及控制管理软件构成的实时监测与管理系统，对电池分系统的电池状态进行在线量测、量化分析及信息传递；对电池进行安全管理；对电池可能
电化学储能电站并网调度协议示范文本
电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行GF—2021—0514） 国家能源局 国家市场监督管理总局制定 二○二一年十二月 《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》 使用说明 一、《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》（以下简称《示范文本》）是对电化学储能电站并入电网时双方调度和运行行为的约定，适用于向公用电网充/放电的电化学储能电站项目与电网之间签订并网调度协议。其他形式的充/放电设施，如压缩空气、飞轮储能、电动汽车充/换电站、智慧能源系统、微电网等，也可以参照或双方协商简化条款使用。 二、《示范文本》主要针对电化学储能电站并入电网调度运行的安全和技术问题，设定了双方应承担的基本义务、必须满足的技术条件和行为规范。对于本文本中所涉及的技术条件，如果国家、行业颁布新的相关技术规范和行业标准，双方应遵从其规定。 三、《示范文本》中有关空格的内容由双方约定或据实填写，空格处没有添加内容的，请填写“无”。《示范文本》所列数字、百分比、期间均为参考值。协议双方可根据具体情况和电力系统安全运行的需要，在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整，对有关章节或条款进行补充、细化或完善，增加或减少定义、附件等。法律、法规或者国家有关部门有规定的，按照规定执行。
四、签订并网调度协议的主要目的是维护电网经营企业和电化学储能电站的合法权益，保证电力交易合同的实施，保障电力系统安全、优质、经济运行。 五、《示范文本》特别条款及附件中略去的部分，双方可根据实际情况进行补充或约定。 目录 第1章定义与解释 第2章双方陈述 第3章双方义务 第4章并网条件 第5章并网申请及受理 第6章调试期的并网调度 第7章调度运行 第8章充/放电计划 第9章设备检修 第10章涉网性能 第11章继电保护及安全自动装置 第12章调度自动化 第13章调度通信 第14章电力监控系统安全防护 第15章事故处理与调查 第16章不可抗力 第17章违约责任