《湖南电网电化学储能电站设计规程(T-XDHX 004—2023).pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《湖南电网电化学储能电站设计规程(T-XDHX 004—2023).pdf（26页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、 ICS 27.180 CCS F19 T/XDHX 0042023 湖南电网电化学储能电站设计规程 Code of practice for electrochemical energy storage power station of Hunan grid 2023-07-05 发布 2023-07-05 实施 湖南省电力行业协会 发 布 团 体 标 准 T/XDHX 0042023 I 目次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.3 4 总则.4 5 站址选择.4 6 站区规划和总布置.5 7 接入系统.5 8 储能系统.8 9 电气一次.10 10 电气二次
2、.12 11 土建.13 12 供暖通风与空气调节.14 13 给排水.15 14 消防.15 15 环境保护和水土保持.18 16 劳动安全和职业卫生.18 附录 A（规范性）储能电站内建、构筑物及设备的防火间距.20 附录 B（资料性）湖南电网电化学储能电站典型设计方案.21 T/XDHX 0042023 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则和湖南省电力行业协会团体标准管理办法（试行）的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由湖南省电力行业协会提出、解释并归口。本文件起起草单位
3、：国网湖南省电力有限公司经济技术研究院、湖南经研电力设计有限公司、国网湖南综合能源服务有限公司、湖南迪泰尔综合能源规划设计有限公司、国家电投集团湖南娄底新能源有限公司、大唐华银电力股份有限公司、中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司。本文件主要起草人：张兴伟、罗磊鑫、刘峰宇、彭昊、黄芬芳、谭彬、陈杰、李雄军、曲旺、张惠芳、谭丽平、王立娜、贺丽、李琴、陈智奇、刘鹏、伍家耀、吴昌龙、章玉明、周鲲、徐志强、罗华伟、李梦骄、周雨桦、朱思睿、谭鑫、许峰、黄元进、袁青云、晏建新、蔡世峰、曾超、成志宇、邓阳源、吴涛、胡隽璇、王沛元。本文件首次发布。本文件在执行过程中的意见或建议反馈至湖南省电力行业协会协会管
4、理部。T/XDHX 0042023 1 湖南电网电化学储能电站设计规程 1 范围 本文件规定了湖南电网电化学储能电站建设相关的站址选择、接入系统、站区规划和总布置、储能系统、电气一次、电气二次、土建、供暖通风与空气调节、消防、环境保护、劳动安全和职业卫生等设计技术要求。本文件适用于通过新能源汇集站接入和直接接入10 kV及以上电压等级公用电网的锂离子电池储能电站、液流电池储能电站和铅炭电池储能电站，其他类型储能电站可参照执行。2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本
5、（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 3096 声环境质量标准 GB 5083 生产设备安全卫生设计总则 GB 5749 生活饮用水卫生标准 GB/T 8196 机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造 GB 8702 电磁辐射防护规定 GB/T 12325 电能质量供电电压偏差 GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变 GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准 GB 13495 消防安全标志 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14549 电能质量公用电网谐波 GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡 GB/T 15945 电能质量电力系统
6、频率偏差 GB/T 16895.1 低压电气装置第1部分：基本原则、一般特性评估和定义 GB/T 16935 低压系统内设备的绝缘配合 第1部分：原理、要求和试验 GB 17945 消防应急照明和疏散指示系统 GB 19517 国家电气设备安全技术规范 GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求 GB/T 21697 低压电力线路和电子设备系统的雷电过电压绝缘配合 GB/T 24337 电能质量公用电网间谐波 GB 26399 电力系统安全稳定控制技术导则 GB/T 30137 电能质量电压暂降与短时中断 GB/T 31464 电网运行准则 GB/T 31962 污水排入城镇下水道水质标准
7、 GB/T 32509 全钒液流电池通用技术条件 GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T 34131 储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB/T 36276 电力储能用锂离子电池 GB/T 36280 电力储能用铅炭电池 GB/T 36547 电化学储能系统接入电网技术规定 GB 38755 电力系统安全稳定导则 GB 50007 建筑地基基础设计规范 GB 50009 建筑结构荷载规范 T/XDHX 0042023 2 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50019 采暖通风与空气调节设计规范 GB 50034 建筑
8、照明设计标准 GB 50053 20kV及以下变电所设计规范 GB 50054 低压配电设计规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50060 3110kV高压配电装置设计规范 GB 50065 交流电气装置的接地设计规范 GB 50084 自动喷水灭火系统设计规范 GB 50116 火灾自动报警系统设计规范 GB 50140 建筑灭火器配置设计规范 GB 50191 构筑物抗震设计规范 GB 50217 电力工程电缆设计规范 GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火标准 GB 50352 民用建筑设计统一标准 GB 5039
9、4 入侵报警系统工程设计规范 GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范 GB 50396 出入口控制系统工程设计规范 GB 50582 室外作业场地照明设计标准 GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范 GB 51048 电化学储能电站设计规范 GB 51251 建筑防烟排烟系统技术标准 DL/T 544 电力通信运行管理规程 DL/T 860 变电站通信网络和系统 DL/T 1989 电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议 DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程 DL/T 5003 电力系统调度自动化设计规程 DL 5009.3 火力发电厂和变电站照明设计技术规
10、定 DL/T 5044 电力工程直流电源系统设计技术规程 DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程 DL/T 5218 220kV750kV 变电站设计技术规程 DL/T 5222 导体和电器选择设计技术规定 DL/T 5352 高压配电装置设计规范 DL/T 5390 火力发电厂和变电站照明设计技术规定 DL/T 5391 电力系统通信设计技术规定 DL/T 5404 电力系统同步数字系列（SDH）光缆通信工程设计技术规定 DL/T 5457 变电站建筑结构设计技术规程 JGJ 79 建筑地基处理技术规范 JGJ 94 建筑桩
11、基技术规范 NB/T 33015 电化学储能系统接入配电网技术规定 NB/T 42090 储能电站监控系统技术规范 NB/T 42091 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 Q/GDW 11265 电池储能电站设计技术规程 Q/GDW 电力通 信网规划设计技术导则 Q/GDW 11995 电化学储能电站接入系统设计内容深度规定 T/XDHX 0042023 3 DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。电化学储能电站 electrochemical energy s
12、torage station 电能存储采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的电站，包括锂离子电池储能、铅酸/铅炭电池储能、液流电池储能等。来源：DL/T 2528，3.2.1.1 储能系统 energy storage system 由一个或多个储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。来源：DL/T 2528，3.1.3 储能单元 energy storage unit 能够独立实现电化学电能存储、转换及释放的最小设备组合，一般由电能存储设备、储能变流器、变压器及附属设施等构成。来源：DL/T 2528，3.1.1 电池簇 battery cluster 由
13、电池模块采用串联、并联或串并联方式连接的电池组合体。来源：DL/T 2528，4.2.3.3 电池模块 battery module 通过串联、并联或串并联方式连接，只有一对正负极输出端子的电池组合体。来源：DL/T 2528，4.2.3.2 电池单体 cell 能够进行化学能和电能相互转换，实现充放电的基本单元，一般由正极、负极、隔膜、电解质和壳体等组成。来源：DL/T 2528，4.2.3.1 电池管理系统 battery management system 监测电化学电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信等功能的装置。来源：DL/T 2528，4.2.3.7 储能变流器 powe
14、r conversion system 储能系统中能够进行整流或逆变，实现对电能存储设备充放电的功率变换设备。来源：DL/T 2528，4.1.1.2 监控系统 monitoring and control system 应用计算机、网络和通信技术，实现对储能电站内储能系统、变配电系统和辅助系统等其他站内设备的信息采集、监视、控制等功能的设备组合。来源：DL/T 2528，4.1.1.7 T/XDHX 0042023 4 4 总则 电化学储能电站设计应结合电化学储能技术发展水平、湖南电网源网荷特性及运行管理规定、环境条件、土地和建筑条件等因素，并满足安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维
15、护的要求。电化学储能电站应根据应用需求、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。电化学储能电站额定并网功率的设计应考虑全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗、应用需求等因素；额定并网能量的设计除应考虑以上因素外，还应考虑电池类型、电池充放电深度、电池衰减特性、电池不一致性等因素。电化学储能电站按照规模可分为小型、中型和大型，并应按下列标准划分：a)功率为 500 kW 以上，5 MW 以下的为小型电化学储能电站；b)功率 5 MW 及以上，50 MW 以下的为中型电化学储能电站；c)功率为 50 MW 及以上为大型电化学储能电站。电化学储能电站按接入电网的功能定位
16、设计，具备调峰、调频、响应紧急控制、AGC、AVC、黑启动等功能。锂离子电池储能电站直流侧可用容量须达到额定容量，系统工作寿命不低于 10 年、循环寿命不少于 6000 次、系统寿命终期容量（EOL）不低于 80、交流侧效率不低于 85、放电深度不低于 90、电站年可用率不低于 90的标准进行建设，首年运行综合效率（主变低压侧并网点处上网电量之和/下网电量之和，含站用电）不应低于 85。其他类型储能电站的相关参数应结合当前技术提出相应指标参数，并在接入系统方案中予以明确。5 站址选择 电化学储能电站的站址选择，应根据湖南电网电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用场景、应用位置、城乡规划、征
17、地拆迁的要求进行，通过技术经济比较选择最佳的站址方案，并应满足防火和防爆要求。直接接入公用电网的集中共享式储能电站宜优先布局在新能源渗透率高且存在送出受阻的区域。也可选择在负荷峰谷悬殊、重要用户较为集中或电网稳定性需要提升的区域。接入新能源升压站的储能电站宜布局在新能源升压站内或周边。储能电站系统接入位置和规模应保证其在低谷负荷时段储能电力能够储入，高峰负荷时段储能电力能够送出。集中模式建设的储能电站应独立布置，可以根据风电、光伏的投产进度分期建设，站址应根据远期发展规划，留有建设用地。站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小，站址宜靠近水源。储能电站建设应节约用地，
18、尽量利用荒地、劣地、不占或少占耕地和经济效益高的土地，并尽量减少土石方量。站址选择应满足以下防洪及防涝要求：a)100 MW 及以上规模电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为 1的洪水水位或历史最高内涝水位；100 MW 以下规模电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为 2的洪水水位或历史最高内涝水位；b)当站区场地设计标高无法满足上述要求时，应另选站址，或区分不同的情况分别采取不同防洪、防涝措施；c)沿江、河、湖等受风浪影响的储能电站，防洪设施标高应考虑频率为 2的风浪高和 0.5 m 的安全超高。储能电站站区场地设计标高宜高于或局部高于站外自然地面，以满足站区场地排水要求。站址附近应
19、有生产和生活用水的可靠水源。当采用地下水为水源时，应进行水文地质调查或勘探，并出具报告。站址选择时应注意电化学储能电站与邻近设施、周围环境的相互影响和协调，必要时应取得有关协议。下列地段和地区不应选为站址：T/XDHX 0042023 5 a)有泥石流、滑坡、流沙、溶洞等直接危害的地段；b)采矿陷落（错动）区界限内；c)爆破、火灾隐患危险范围内；d)堤、坝决溃后可能淹没的地区；e)重要的供水水源、水体保护区；f)历史文物古迹保护区；g)有爆炸性气体、粉尘、腐蚀性气体的危险区域内。h)其他可能导致电站事故或者电站事故可能对周边安全产生影响的区域。6 站区规划和总布置 站区规划应根据电化学储能技术
20、发展、运行、施工和扩建需要，结合生活需求、站址自然条件按最终规模规划，近远结合，以近为主；宜根据建设需要分期征用土地。生产区、进站道路、进出线走廊、水源地、给排水设施、排洪和防洪设施等应统筹安排、合理布局。防洪、抗震设防地区的电化学储能电站，应根据地质、地形等因素，将主要的生产建、构筑物布置在相对有利的地段。站区规划用地应满足防火、防爆的要求，应充分考虑其对站区周边建筑、环境的影响。储能电站的站区总平面布置应包括下列内容：a)储能设备区域；b)升压变及配电装置区域；c)道路系统；d)生产建筑及其它附属设施。设备选型应因地制宜，技术经济指标合理时，宜采用占地少的设备型式。站区竖向设计应与总平面布
21、置同时进行，且与站外现有和规划的道路、排水系统、周围场地标高等相协调。站区竖向布置应合理利用自然地形，根据工艺要求，站区总平面布置格局，土、石方平衡及交通运输，场地土性质，场地排水等综合考虑。电化学储能电站应设置围栏、围墙等；设置于电站、变配电所内的电化学储能电站，其外墙可作为围护隔离墙。站区围墙、大门和站内道路应满足设备安装、运行、检修和消防要求。电化学储能电站站区围墙处应至少设置一个供消防车辆进出的出入口。站内外道路的平面布置、纵坡及设计标高应协调一致、相互衔接。进站道路宜采用公路型，城市站宜采用城市型。道路宽度不应小于 4m。电化学储能电站宜设置环形消防车道，尽头式消防车道应设置回车道或
22、回车场。消防车道或兼做消防车道的路面宽度和转弯半径、回车场的面积应符合 GB 50016 的规定。电化学储能电站内的高层厂房，应设置环形消防车道，确有困难时，应沿厂房的两个长边设置消防车道。站内一般运输道路路面宽度不宜小于 4 m，检修道路路面宽度不宜小于 3 m，转弯半径应根据行车要求和行车组织要求确定，一般不宜小于 7 m。电化学储能电站的管道、沟道应按最终规模统筹规划。7 接入系统 一般规定 7.1.1 电化学储能电站接入系统设计应在电站可行性研究阶段进行，是电站可行性研究内容之一，是电站送出工程可行性研究的依据。7.1.2 电化学储能项目开展接入系统设计前，应完成备案，备案内容包括：项
23、目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容（含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等）、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。T/XDHX 0042023 6 7.1.3 储能电站接入电网的设计应符合 GB/T 36547、NBT 33015 及 Q/GDW 11995 的要求。7.1.4 电化学储能电站接入系统方案应注意远近结合，进行多方案技术经济论证，其推荐方案要技术经济合理、安全可靠，近远期适应性强、运行灵活。7.1.5 电化学储能电站接入电网的电压等级应综合考虑按照储能系统额定功率、当地电网条件、接入点电网网架结构等条件确定。a)100 MW 级储能电站宜优先考
24、虑接入 220 kV 公用变电站的 110 kV 母线；b)50 MW 级储能电站经论证合理且征得电网公司同意，可接入 110 kV 公用变电站 110 kV 母线；c)20 MW 及以下储能电站推荐以 35 kV 电压等级接入新能源升压站低压侧。7.1.6 电化学储能电站的建设容量或进度发生较大变化，或者其他边界条件发生较大变化对原推荐方案产生较大影响时，需对己完成的接入系统设计进行复核。接入要求 7.2.1 储能电站均应具备就地和远程功率控制功能，为满足系统安全稳定运行需要，储能电站应参与系统有功控制和无功调节，具备系统调峰、一次调频、AGC、AVC 等功能，频率、电压耐受能力原则上和同步
25、发电机组一致。7.2.2 电站的无功补偿装置配置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足功能定位需求的原则配置。7.2.3 储能电站有功、无功功率控制、电能质量应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。7.2.4 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电化学储能电站并网点处超前或滞后功率因数应不小于 0.98。7.2.5 电站的接地型式应与接入电网的接地型式一致，不应抬高接入电网点原有的过电压水平和影响原有电网的接地故障保护配合设置。7.2.6 电化学储能电站接入电网应进行短路容量校核。7.2.7 电化学储能电站并网点处的电气设备应满足相应电压等级的电气设备绝缘耐压规定。
26、7.2.8 电化学储能电站应在并网点设置易于操作、可闭锁、具有明显断开指示的并网断开装置。7.2.9 参与电力系统调频和调峰的电化学储能系统应符合 GB/T 31464 的要求。7.2.10 电化学储能电站启动和停机时间应满足并网调度协议(和/或用户)的要求，且能执行电网调度机构的启动和停机指令。7.2.11 与公用电网连接：a)电化学储能电站接入电网，其运行与控制应与电网的运行控制相协调；b)电化学储能电站并网点的保护应与所接入配电网的保护协调配合，以确保配电网和设备的安全；c)电化学储能电站并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、可实现接地功能的开断设备，具备开断故障电流的能力，可就地和远方操
27、作；d)电化学储能电站接入电网的信息安全管理应满足 电力监控系统安全防护规定 国家发展和改革委员会 2014 年 14 号令的要求。7.2.12 电能质量：a)电化学储能电站所接入公共连接点的谐波注入电流应符合 GB/T 14549 的要求；b)电化学储能电站接入公共连接点的间谐波电压应符合 GB/T 24337 的要求；c)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压偏差应符合 GB/T 12325 的规定；d)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应符合 GB/T 12326 和 GB/T 30137 的要求；e)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应符合
28、 GB/T 15543 的要求；f)电化学储能电站接入后，向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的 0.5%；g)电化学储能系统宜装设符合 GB/T 19862 要求的电能质量监测装置；当电化学储能系统的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。7.2.13 电网适应性：a)接入公用电网的电化学储能电站，频率异常响应特性应符合 GB 51048 的规定；T/XDHX 0042023 7 b)接入公用电网的电化学储能电站，电压异常响应特性应符合 GB 51048 的规定；c)接入公用电网的电化学储能电站低电压故障穿越能力应符合 QGDW 11265 的要求；10 kV 及以上
29、电压等级接入公用电网的电化学储能电站高电压故障穿越能力应符合 GB/T 36547 规定。继电保护及安全自动装置 7.3.1 继电保护及安全自动装置配置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。7.3.2 继电保护及安全自动装置设计应满足电力网络结构、储能电站电气主接线的要求，并应满足电力系统和储能电站的各种运行方式要求。7.3.3 继电保护和安全自动装置设计，应符合 GB/T 14285 的规定。7.3.4 通过 110 kV 及以上电压等级专线方式接入电网的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保护。7.3.5 通过 10 kV/6 kV35 kV/66 kV 电压等级专线方式接入电网的储
30、能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。7.3.6 通过 10kV/6 kV110 kV 电压等级采用线变组方式接入电网的储能电站，升压变压器应按照电压等级配置相应变压器保护。7.3.7 储能电站 10 kV 及以上电压等级的汇集母线宜设置母线保护。7.3.8 储能单元直流侧的保护可由储能变流器及电池管理系统共同完成，储能变流器及电池管理系统的保护配置应符合 GB/T 34120 以及 GB/T 34131 要求。7.3.9 故障记录装置的配置宜根据建设规模、故障分析需求确定，10 kV 及以上电压等级的储能电站储能电站应配置专用故障记录装置。7.3.10 储能系统应具备防孤岛保护功能，
31、非计划孤岛情况下，应在 2s 内与电网断开。防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合，应符合 GB/T 36547、Q/GDW1564 中的相关规定。7.3.11 储能系统的频率保护、欠压和过压保护设定应满足相关的规定要求。当电网频率、电压偏差超出正常运行范围时，储能系统应按照要求启停。7.3.12 储能电站应根据电力系统稳定运行需求，应符合 GB 38755、GB 26399 和 GB 31464 的规定，装设安全自动装置。7.3.13 储能电站应配置源网荷互动终端装置，应在确保设备安全的前提下，接受湖南精切系统主站的控制。7.3.14 通过新能源汇集站接入和直接接入 10 k
32、V 及以上电压等级公用电网的电化学储能电站应具有参与一次调频的能力，并满足 GB/T 31464 的规定。调度自动化 7.4.1 储能电站调度自动化的设计，应符合 DL/T 5003、DL/T5002 等的规定。7.4.2 储能电站电能量计量系统的设计，应符合 DL/T 5202 及 GB/T 36547 的规定，关口计量点应设置于两个供电设施产权分界点或合同协议规定的贸易结算点。7.4.3 储能电站应进行二次安全防护设计，应满足电力监控系统安全防护规定（国家发展和改革委员会令 2014 年第 14 号）和电力监控系统全防护总体方案国能安全201536 号。7.4.4 储能电站应配置 1 套网
33、厂交互平台系统，采用专用工作站，配置 U-KEY，通过互联网方式接入调度主站。7.4.5 中、大型储能电站应配置同步相量测量装置，采集并网线路、主变压器、无功补偿装置等相关信号，并上传至相量测量系统主站。7.4.6 接入公用电网的电化学储能站应在并网点配置电能质量监测装置或具备电能质量监测功能。10(6)kV 及以上电压等级接入公共电网的电化学储能电站宜配置满足 GB/T 19862 要求的电能质量监测装置，当电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。7.4.7 通过新能源汇集站接入和直接接入 10 kV 及以上电压等级公用电网的电化学储能电站应具备自动发电控制和自动电压控制功能，运行
34、应满足 GB/T 31464 的规定。7.4.8 当储能电站的远动信号接入储能集控中心时，其数据采集与上送应与调控主站相对独立。T/XDHX 0042023 8 8 储能系统 一般规定 8.1.1 储能系统应根据应用需求、接入电压等级、储能电站额定功率、储能电站额定容量、储能变流器性能、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。8.1.2 储能系统的选型宜综合考虑应用需求、电池特性和建设条件、技术经济性等多方面因素。8.1.3 储能系统容量应结合直流侧电压等级、直流侧断路器、熔断器的开断容量和储能变流器的选型经技术经济比较后确定。8.1.4 储能系统应具备跟踪计划发电、系统调频
35、、削峰填谷、紧急功率支撑等应用功能。8.1.5 电化学储能设备在满足应用功能的情况下，应选择经济、环保高效、安全、可靠、少维护型设备。8.1.6 布置于电池舱的电力设备应符合 GB 50058 的规定。8.1.7 储能系统调峰、调频能力指标：a）储能电站充/放电响应时间不大于 200 ms，充/放电调节时间不大于 300 ms，充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于 200 ms；b）PCS 装置充放电转换时间不大于 50 ms；c）储能电站在充电、放电、零功率运行状态时均具备一次调频功能，功能要求如下：1)一次调频的响应滞后时间应不大于 100ms，达到 90%理论调节功率的时间应不大
36、于 500 ms，稳定时间不大于 2 s，稳定运行时间不小于 1min；2)一次调频调差率不大于 3，该指标不考虑调频死区的影响；3)一次调频频率死区应设置在0.033 Hz0.067 Hz 内；4)频率信号的采样周期应小于 80 ms，频率测量精度不大于 0.002 Hz。d）储能系统在充电、放电、零功率运行状态时均具备 AGC 功能，功能要求如下：1)具备对调度下发 AGC 控制指令的校验功能，AGC 调节合格率应不小于 99；2)AGC 的响应滞后时间不大于 800 ms，有功功率调节上升时间不大于 300 ms，有功功率调节稳定时间不大于 500 ms，AGC 控制时的充放电转换时间不
37、大于 400 ms；3)指令响应死区应在士 1Pn 内，稳态控制偏差应在士 1%Pn 内，最大调节步长应为 100Pn；4)最大可用充电、放电功率应为 100Pn，调节速率应不小于 100Pn/300 ms。电池 8.2.1 电池应满足安全、可靠、环保的要求。电池选型应根据电池放电倍率、自放电率、循环寿命、能量效率、安全环保、技术成熟度和储能电站应用场景对系统响应、散热性能的需求以及电站建设成本和建设场地限制等因素选择，可选择铅酸（铅炭）电池、锂离子电池和液流电池。8.2.2 电池的技术要求应满足以下规定：a)锂离子电池的技术要求应符合 GB/T 36276 及 NB/T 42091-2016
38、 的有关规定；b)全钒液流电池的技术要求应符合 GB/T 32509 的有关规定；c)铅炭电池的技术要求应符合 GB/T 36280 的有关规定；d)电池应具有安全防护设计。在充、放电过程中外部遇明火、撞击、雷电、短路、过充过放等各种意外因素时，不应发生爆炸；e)在正常情况下，液流电池各承压部件不应发生渗漏，喷溅等液体渗出情况。8.2.3 电化学储能电站电池系统选型应根据电化学储能电站设计容量和电压等级、服务对象功能需求以及电池的充放电特性和技术成熟度选择。8.2.4 电池系统的电池成组方式及组数应与储能变流器的拓扑结构相匹配，并考虑一定经济性，并宜减少电池并联个数。8.2.5 电池系统的电池
39、容量配置应在考虑电池的寿命特性、转换效率、充放电特性及最佳充放电区间的条件下保留适当裕度。8.2.6 电池系统选型应考虑节能和环保要求，选择安全性及可靠性高、安装及维护工作量小的设备。8.2.7 电池系统应与储能变流器交流输出端功率和容量需求相匹配。T/XDHX 0042023 9 8.2.8 电池宜采用模块化设计。锂离子电池模块的额定电压宜选 38.4 V、48 V、51.2 V、64 V、128 V、153.6 V、166.4 V 等系列。铅酸（铅炭）电池模块额定电压宜选 2 V、6 V 和 12 V 系列。8.2.9 电池系统应配置直流断路器、隔离开关、熔断器等开断、保护设备。8.2.1
40、0 电池配置冗余度应根据电池的衰减特性、充放电特性和经济性、应用场景进行配置。8.2.11 直流侧电压应根据电池特性、耐压水平、绝缘性能确定，不宜高于 2kV。8.2.12 直流侧接地型式，应符合 GB/T 16895.1 的规定。8.2.13 锂离子电池选型要求：a）电池本体应符合以下要求：1)电池单体及模组安全应符合现行国家标准并检测合格，具有防止反接、短路、过充等保护功能。2)电池单体宜采用方形铝壳磷酸铁锂储能电池，电池单体极柱应朝上安装。b）电池模块端子极性标识应正确、清晰，正极标志为红色“”，负极标志为黑色“”。应具备结构性防反接功能，防止电池模块成簇接线时出现人为短路。电池模块间宜
41、采用铜排连接，连接铜排应具备防反接和防松动设计；采用铜缆时应采用专用连接器，并具备防误接线设计；c）电池模块、电池簇结构应符合以下要求：1)电池模块中电池单体直接并联数量不应大于 2 路；2)电池单体、电池模块使用塑料作为壳体材料、分隔材料时，燃烧性能等级不应低于 GB 8624 规定的电器设备外壳及附件 B1 级；3)电池模块成组设计时，应具有在触电、短路或紧急情况下迅速断开回路进行事故隔离的技术措施，保障人身、设备安全；4)电池模块、簇的外壳设计应与固定自动灭火系统相关技术要求匹配，保留部分非密封面，便于实施灭火。d）每个电池模块的温度采集点数应不少于 4 个，且每个串联节点上至少设置 1
42、 个温度采集点。e）电池簇并网时，应具有防止产生环流的措施。电池管理系统 8.3.1 电池管理系统应具有数据采集、估算、电能量统计、控制、保护、通讯、有故障诊断、数据存储、显示、对时及本地升级的功能，实现对全部电池运行状态的监测、控制和管理。8.3.2 电池管理系统技术的选型应与储能电池性能相匹配，并符合下列要求：a)供电电源可采用交流或直流电源。其中交流电源额定电压为 220 V/380 V，直流电源额定电压为 110 V 或 220 V；b)电池管理系统与电池相连的带电部件和壳体之间的绝缘电阻值不应小于 2 M；c)电池管理系统应经受绝缘耐压性能试验，在试验过程中应无击穿或闪络等破坏性放电
43、现象；d)d）电流采样分辨率宜结合电池容量和充放电电流确定，测量误差应不大于0.5，采样周期不大于 50 ms；e)电池单体电压测量误差应不大于0.2，且最大误差不大于5mV，采样周期应不大于 100 ms。电池簇总电压测量误差应不大于1（小于 1000 V）和0.5（不小于 1000 V），且最大误差不大于5 V，采样周期应不大于 100 ms；f)温度采样分辨率应不大于 1，测量误差不大于1，采样周期不大于 5 s；g)电池组剩余电量估算精度应不大于 5%，宜具有自标定功能，计算更新周期不大于 3 s；h)应具备过充电/过放电保护、短路保护、过流保护、温度保护、漏电保护等功能；i)宜配置软
44、/硬出口，当保护动作时，发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统；j)电池管理系统的均衡功能宜按电池特性合理配置；k)宜支持 CAN2.0B 或 Modbus TCP-IP、DL/T 860 通信，配合储能变流器及站内监控系统完成储能系统的监控及保护；l)锂离子电池管理系统技术要求应符合 GB/T 34131 的规定，应取得电力行业具有 CMA/CNAS 储能检测资质单位出具的型式试验报告。8.3.3 电池管理系统应能在供电电源电压上限、下限时，持续运行 1 小时，且状态参数测量精度满足要求。T/XDHX 0042023 10 8.3.4 电池管理系统应能可靠保护电池系统，按电池系
45、统性能具备相应保护功能。8.3.5 电池管理系统宜具备绝缘监测功能，当储能系统绝缘低时应能发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统。储能变流器 8.4.1 储能变流器应符合 GB/T 34120 的规定。8.4.2 功率变换系统应具备完备的保护功能，配置硬件故障保护和软件保护，应符合现行国家标准规定，应具备保护功能，保护功能包含短路保护、极性反接保护、直流过/欠压保护、过电流保护、过温保护、交流进线相序错误保护、通讯故障保护、冷却系统故障保护和防孤岛保护，确保在各种情况下及时切除故障，保障电力系统安全和电池系统安全。8.4.3 储能变流器的额定功率宜采用以下系列，详见表 1：表1
46、储能变流器额定功率 功率（kW）250 500 630 750 1000 1500 2000 2500 5000 8000 10000 8.4.4 功率变换系统应具备完备的控制功能，配置控制元件与电池管理系统及监控系统配合，实现电池系统运行状态的切换，其响应速度应符合对应应用场景的需求。8.4.5 功率变换系统宜采用同时具有自动控制和手动控制功能的设备，并具备双向、四象限的功率调节功能。8.4.6 功率变换系统交流侧电压及电能质量应满足接入位置的电压、电能质量要求；直流侧电能质量应符合电池系统的需求。功率变换系统以交流电并网时，交流接入电压宜从表 2 给出的标准值中选取。储能变流器以直流电并网
47、时，直流接入电压可选 220 V110 V、750 V375 V、1500 V750 V。表2 储能变流器接入交流电压 电压（kV）0.38（0.4）0.5（0.54）0.66（0.69）1（1.05）6（6.3）10（10.5）35（40.5）注：功率变换系统应与电池系统的运行特性相匹配。直流侧电压应根据电池特性、耐压水平、绝缘性能确定，但不宜高于2kV。8.4.7 储能变流器与计算机监控系统的通信协议应采用 DL/T 860 规约，不允许采用规约转换装置。储能系统布置 8.5.1 设备布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于搬运、安装、调试、操作和检修。8.5.2 不同类型的储能单元宜分区布
48、置。8.5.3 锂离子电池储能设备宜采用电池预制舱式户外布置。8.5.4 对于户外布置的储能单元，设备的防污、防盐雾、防风沙、防湿热、防水、防严寒等性能应与当地环境条件相适应。屋外布置的储能单元相关设备外壳防护等级宜不低于 IP54。8.5.5 户外电池舱设备间距需应满足设备运输、检修的需求。锂离子电池、铅酸（铅炭）电池预制舱设备开门侧间距不宜小于 4 m,其他侧间距不宜小于 3 m。电池预制舱（柜）设备距离站内道路（路边）不应小于 1 m。8.5.6 储能单元内设备布置应综合考虑线缆损耗、设备散热、运维操作空间、占地面积等因素。8.5.7 锂离子电池预制舱不宜采用堆叠布置。锂离子电池预制舱设
49、备及辅助设施应整体设计，下部承重结构应根据上部自重和整体结构安全确定，应配置楼梯等疏散和运维通道。8.5.8 储能变流器布置应有利于通风和散热。8.5.9 电气设备房间不宜布置液流电池的电解液管道，若因布置空间受限必须布置时，电气设备防护等级应不低于 IP54。电解液管道不应从电气设备正上方穿过，与电气设备平行布置时，两者水平距离应不小于 2.5 m。9 电气一次 T/XDHX 0042023 11 电气设备选择 9.1.1 电化学储能电站电气设备和导体选择应符合 DL/T 5352、GB 50060 和 DL/T 5222 的规定。对于10 kV 及以下电化学储能电站还应满足 GB 5005
50、3 的规定。9.1.2 电气设备性能应满足电化学储能电站各种运行方式的要求。9.1.3 储能电站升压变压器的选择应符合下列要求：a)应优先选用自冷式、低损耗电力变压器；b)储能系统就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器，当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器；c)当多台没有高频环流抑制措施的储能变流器直接接入一台就地升压变压器时，就地升压变压器应采用分裂变压器；d)当多台具备高频环流抑制措施的储能变流器接入一台就地升压变压器时，就地升压变压器可采用双绕组变压器。就地升压变压器容量宜根据单元储能系统的额定容量进行选取，宜选用标准化产品；e)当升压变压器采用油浸式