《集装箱式锂电池储能系统接入直流配电网技术要求标准》

ICS29.240.01F10/19

T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CECxxx—2019

集装箱式锂电池储能系统接入直流

配电网技术要求

Technicalrequirementsforcontainerenergystoragesystemwithlithiumionbatteries

interconnectingtoDCdistributionnetwork

（征求意见稿）

xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx实施

中国电力企业联合会发布

2

1总则

1.1为规范集装箱式锂电池储能系统接入直流配电网设计，保障储能系统和直流配电网的安全稳定

运行，特制定本标准。

1.2本标准规定了集装箱式锂电池储能系统的接入条件和储能配置，还规定了直流配电网的网架结

构、电压等级、电气计算、电能质量、设备选型、保护系统、通信与监控系统和电能计量等技术要求。

1.3本标准适用于额定功率100kW及以上且储能时间不低于15min的锂电池储能系统，其他功率等

级和储能时间的电化学储能系统可参照执行。

1.4本标准适用于通过35kV及以下电压等级接入直流配电网的新建、改建和扩建储能系统的设计。

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，仅所注日期的版本适用于本标

准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

NB/T42091电化学储能电站用锂离子电池技术规范

GB/T36276电力储能用锂离子电池

GB∕T36547电化学储能系统接入电网技术规定

NB/T33015电化学储能系统接入配电网技术规定

T/CEC166中压直流配电网典型网架结构及供电方案技术导则

T/CEC107直流配电电压

T∕CEC173分布式储能系统接入配电网设计规范

GB/T14285继电保护及安全自动装置规程

GB/T19862电能质量监测设备通用要求

DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准

DL/T634.5104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

DL/T860变电站通信网络和系统

GB/T20270信息安全技术网络基础安全技术要求

GB/T34131电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范

GB/T36274微电网能量管理系统技术规范

DL/T5202电能量计量系统设计技术规程

DL/T645多功能电能表通信协议

T/CEC175电化学储能系统方舱设计规范

GB50007建筑地基基础设计规范

GB14050系统接地的型式及安全技术要求

GB2894安全标志及其使用导则

GB50255电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范

GB50217电力工程电缆设计标准

3术语

3.1锂电池储能系统Energystoragesystemwihtlithiumionbatteries

以锂离子电池为储能载体，通过储能变流器进行可循环电能存储、释放的系统。一般应包含电池系

统、储能变流器及相关辅助设施等，还可包括汇集电路和升压变压器等。

3.2有储能系统接入的直流配电网DCdistributionwithenergystoragesystem

3

直流配电网中应含有至少一条直流母线以直流电形式向各个单元分配电能，至少一种形式的储能系

统，一般应含有至少一个分布式电源，可含有直流负载。直流配电网如需并网则应包含并网点变流装置。

3.3技术经济性原则Technologyandeconomy

根据技术和经济指标之间的特定规律，对备选配置方案进行技术可行性和经济合理性的分析与评价

的方法或原则。

3.4直流电压偏差DCvoltagerippledeviation

UU

计算公式为U%N100%。

UN

式中：U%为电压偏差，U为直流电压瞬时值，U为直流电压额定值。

3.5直流电压不平衡度DCvoltageunbalance

直流电压纹波峰峰值与直流电压均值之比，计算公式为

Ud1Ud2

U

UN

式中：为纹波系数；和为直流母线正极和负极电压；为直流母线电压额定值。

UUd1Ud2UN

3.6直流电压纹波系数DCvoltageripplecoefficient

直流电压纹波峰峰值与直流电压均值之比，计算公式为

U

pp

Uav

式中：为纹波系数；为电压纹波峰峰值；为电压均值。

UppUav

3.7直流保护装置DCprotection

对直流配电网正常运行进行保护的设备或系统。

3.8直流断路器DCcircuitbreaker

通过对直流线路灭弧、限流可以迅速分断直流配电系统故障电流的开关和保护设备。

3.9监控系统Communication，monitoringandcontrolsystem

可对运行过程实时监视和控制的系统。

3.10能量管理系统Energymanagementsystem

为保证发电、配电、用电设备安全运行，并可对配电网内能量流动进行管理的系统。

4基本规定

4.1储能系统接入直流配电网的规划应依据直流配电网的建设规模、发展规划和应用条件开展。

4.2储能系统接入直流配电网的电压等级和网架结构选取应依据储能系统额定功率、直流配电网可接

纳能力等条件确定，应坚持简化电压等级和优化网架结构的原则。

4

4.3储能系统接入直流配电网设计时应进行潮流计算和短路容量校核。

4.4储能系统中锂电池对于容量、一致性要求、循环寿命、充放电性能的要求可参照NB/T42091执行。

4.5集装箱式锂电池储能系统应具备防水、防火、防腐蚀的安全防护功能，保障在紧急情况下的人身

安全与事故隔离。

5接入直流配电网条件

5.1现况分析

5.1.1一般规定

储能系统接入设计应考虑直流配电网的配电网条件、电源条件、电源经济性条件和负荷条件，并可

进行统计分析。

5.1.2配电网条件

5.1.2.1配电网条件应包括网络连接拓扑、电压等级和线路参数等。

5.1.2.2接入直流配电网的储能系统应可以接收并网调度协议和（或）电网调度机构指令。

5.1.3分布式电源条件

5.1.3.1分布式电源条件应包括电源结构、装机规模、装机小时数、波动特性和经济性条件等。

5.1.3.2若配电网中含有风力发电装置，则应能够依据风资源数据推算出风电机组的实际输出功率以

及年发电量，以便核算储能系统接入配电网进行功率平衡的容量。

5.1.3.3若配电网中含有光伏发电装置，则应能够根据辐射量并考虑光伏组件安装方式推算出光伏发

电装置的输出功率以及光伏组件的年发电量，以便核算储能系统接入配电网进行功率平衡的容量。

5.1.3.4若配电网中含有其他形式的发电装置，也应能够对这些发电装置的发电功率和发电量进行估

算，以便核算储能系统接入配电网进行功率平衡的容量。

5.1.3.5分布式电源经济性条件应包括电源初始投资成本、运行维护费用、规划运行年限及折旧、置

换成本、上网购电成本、售电收益和其它奖励及补贴等。

5.1.4负荷条件

5.1.4.1负荷条件应包括最大用电负荷、供电量负荷特性和峰谷差率等。

5.1.4.2依据配电网气象条件、日负荷曲线等信息应能够推算每小时、每日或每周负荷功率需求。

5.1.4.3考虑负荷可靠性要求、优先级要求、运行指标和经济性条件，储能系统应制定满足负荷需求

的负荷跟踪策略。

5.2发展规划

5.2.1接入设计应考虑到配电网所在地的电网建设及发展规划，包括设计水平年和展望年的电网规模升

级、变电站布局调整、电压等级提高、电源结构和容量的改变等因素。

5.2.2接入设计应考虑配电网所在地的电源发展规划，包括新增电源建设和改扩建等情况。

5.2.3接入设计应依据配电网建设地点的历史用电负荷、建设规划、经济发展及人口增长等情况，对配

电网的长期负荷水平和负荷特性进行预测。

5.3接入要求

5.3.1储能配置

5.3.1.1储能系统的站址选择、容量功率配置应综合考虑直流配电网的接入条件，并且应依据技术可

靠性、建设经济性和运行制约条件等因素进行测算，经比较后确定方案。

5

5.3.1.2本标准的储能系统中电池组件应为锂离子电化学类型，其它电化学类型如铅酸电池、液流电

池、钠硫电池、氢燃料电池等可参照本标准内容。

5.3.1.3储能系统中储能单元的额定容量不应小于不间断关键直流负荷的容量，不间断供电时间应不

低于15min。

5.3.2储能功能

5.3.2.1储能系统的配置应满足以下功能：直流配电网功率和负荷平衡、平滑波动性发电单元出力、

稳定直流母线电压等功能。

5.3.2.2应能根据远程调度计划、发电负荷预测数据、配电网实时运行数据、电源与负荷特性及运行

约束条件，通过优化计算安排储能充放电运行。

5.3.2.3应具备恒功率控制和恒充电/放电电流控制功能，应能够按照计划曲线和下发指令方式连续运

行。

5.3.2.4参与紧急功率支持的锂电池储能系统，当局部配电网发生故障并失去电源时，应能依据并网

调度协议或电网调度机构指令提供功率支持，满功率输出运行时间应不低于30min。

5.3.2.5对于接入10(6)kV及以上电压等级公共电网的锂电池储能系统应具备就地和远程充放电功率控

制功能，且应具备能够自动执行电网调度机构下达指令的功能。

5.3.2.6储能系统电池充放电响应应满足GB/T36547中有功功率控制的有关要求。

5.3.2.7储能系统可具备参与一次调压（调频）的能力。

5.3.3储能接入

5.3.3.1储能系统并网接入点的电气主接线方式，应依据储能系统的规划容量、分期建设情况、供电

范围、附近区域负荷、接入电压等级和出线回路数等条件并通过技术比较后确定。

5.3.3.2储能系统的电能质量、异常响应特性等，应满足NB/T33015中的有关规定。其电压调节应充

分发挥储能系统的功率控制能力。

5.3.3.3储能系统接入配电网的线路参数应包括线缆型号及长度等。

5.3.3.4储能变流器的主电路开关器件应能够耐受短路电流，并应具有较高的可靠性和较小的导通损

耗。

6一次系统设计

6.1一般规定

6.1.1储能系统接入的电压等级应综合考虑配电容量、供电半径、电压偏差、可靠性和经济性等情况，

可遵循T/CEC107-2016的规定。

6.2电压等级

6.2.1根据储能系统所在配电网接入条件和功率容量配置等因素，储能系统接入配电网可参考表1所

列电压等级。

表1储能系统接入直流配电网电压等级

储能系统与直流配电网之间的最大交换功率并网电压等级

PN≤200kW±375V

200kW＜PN≤800kW±750V

800kW＜PN≤2MW±1500V

2MW＜PN≤10MW±10kV

6

10MW＜PN≤50MW±35kV

注：PN为锂电池储能系统的额定功率。

6.3网架结构

6.3.1一般原则

6.3.1.1直流配电网网架结构确定应综合考虑系统需求及可靠性要求，含有锂电池储能系统的直流配

电网可参照T/CEC166选择环型、辐射型或两端型网架拓扑结构。

6.3.1.2环型结构宜用于可靠性要求较高，且直流配电网络需要具备耐受单一线路故障能力的场合。

6.3.1.3辐射型结构宜用于直流负载具有多个电压等级用电需求，且直流配电网需要提供多种供应电

压等级的场合。

6.3.1.4两端型结构宜用于直流负载分布于配电网内多组位置，且直流配网需要提供多组母线进行电

力供应的场合。

6.3.2典型配置

直流配电网中环型、辐射型和两端型网架结构典型应用配置方案参考附录A相关内容。

6.4电气计算

6.4.1储能系统接入配电网前应进行潮流计算以避免出现线路功率越限。计算应针对设计水平年储能

系统满功率充、放电运行工况下的正常最大负荷运行方式、正常最小负荷运行方式、检修运行方式和事

故运行方式进行。

6.4.2项目投运后3~5年内有规划投运的分布式电源或负荷时，应进行相应水平年的潮流计算。

6.4.3考虑到储能系统运行模式和配电网运行方式等影响，应计算储能系统并网点的最大和最小短路

电流。

6.4.4储能变流器出口短路电流可按1.5倍额定电流计算。

6.5电能质量

6.5.1电压质量

6.5.1.1电压偏差指标包含电压偏差限值和偏差持续时间，应满足表3所示要求。

表3直流配电网电压偏差指标

母线直流电压范围电压偏差限值偏差持续时间

±10kV（含）～±35kV（含）不大于±3%不大于12h

1500V（含）～±10kV不大于±5%不大于12h

1500V以下5%～7%不大于12h

6.5.1.2电压不平衡度和电流不平衡度均应不超过5%。

6.5.1.3直流电压纹波系数和电流纹波系数应不高于0.5%。

6.5.1.4电压暂降指标宜评估出现在直流母线上的持续时间为0.1秒~1分钟且电压跌落至10%~90%的

情况。

6.5.2系统可靠性

6.5.3.1变流器的年故障率应小于2次/每个变流器每年，平均故障修复时间应小于1小时。

6.5.3.2直流断路器的年故障率应小于0.5次/每百台每年。

7

6.5.3.3直流变压器的年故障率应小于1次/每台变压器每年。

6.5.3.4储能系统的设备常规寿命应不小于10年，设备常规使用时间应不小于8年，设备容量占比应为

直流系统功率容量的0%至125%，容量应满足直流系统中关键负荷15min至10h的持续供电能力。

6.5.3.5储能系统锂电池出厂测试应按照GB/T36276和执行。

6.6设备选型

6.6.2直流变压器

6.6.2.1直流变压器容量一般可选择为最大交换容量的1.5倍。对于接入有功率交换需求的场合应采用

双向直流变压器。

6.6.2.2综合考虑设备制造能力和技术经济合理性，可装设多台直流变压器并联运行。

6.6.2.3直流变压器应具备一定的电压调节能力和电气隔离功能。

6.6.3直流断路器

6.6.3.1直流断路器应根据负载情况和电网故障关断能力的要求，对额定电压、额定电流、额定开断

电流和开断时间等参数进行选择。

6.6.3.2直流侧电网宜采用全固态直流断路器。

6.6.3.3对于供电连续性要求高的场合，直流断路器应具备重合闸功能。

6.6.3.4基于电压源型变流器的直流系统中，直流断路器应具有快速动作功能，开断时间宜小于5ms。

7二次系统设计

7.1保护系统

7.1.1一般规定

7.1.1.1配电网中保护配置应满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性的基本要求，相邻保护范围之间

应重叠，避免保护死区。应能够适应储能系统接入直流配电网运行方式的变化情况。

7.1.1.2储能系统接入配电网的继电保护应合理、可靠地利用保护定值及时间延时，与中、低压保护

区的继电保护相互配合。各个保护区的相邻保护范围之间应有重叠，避免存在保护死区。保护定值及时

间延时可根据实际工程的设备选型、线路耐压程度等方面进行整定。

7.1.1.3储能系统接入配电网系统可根据系统需求配置后备保护，包含近后备保护或远后备保护。

7.1.2直流保护

7.1.2.1依据电流形态、电压等级以及保护目的不同，储能保护配置应分为两个保护区域：中压直流

保护区和低压直流保护区，对应保护配置方案如表4所示。

表4储能系统接入直流配电网的保护配置表

中压直流保护区配置低压直流保护区配置

低压过流保护方向过流保护

电流差动保护直流电压不平衡保护

直流电压不平衡保护直流断线保护

直流断线保护低压过流保护

直流过电压保护

直流低电压保护

方向过流保护

8

中压直流配电网防孤岛保护

电网防孤岛保护（可选配）

7.1.2.2针对双极短路故障宜选用全线速动的保护元件。储能系统中压直流保护区的直流线路两侧应

配置低压过流保护、光纤差动保护和（或）方向过流保护。保护出口方式应为跳开直流线路两侧快速隔

离开关或断路器；

7.1.2.3针对单极接地故障应配置直流电压不平衡保护。保护出口方式为跳开直流线路两侧快速隔离

开关或断路器且可根据直流线路电压程度进行调整，调整内容包括保护延时动作时间及是否发送报警信

号。

7.1.2.4其他储能系统投切、切/投重负荷、雷击等情况应配置直流低电压保护、直流过电压保护。保

护出口方式可根据直流线路电压程度进行调整，调整内容包括保护延时动作时间、是否发报警信号。

7.1.2.5储能系统低压直流保护区出口方式可为跳开直流快速开关。

7.1.3消防安全系统

7.1.3.1锂电池储能系统应配备火灾预警及消防安全系统，用于储能系统中电气室和电池室的电气火

灾及电池火灾的自动探测、预警和消防防护。

7.1.3.2消防安全系统应在电池管理系统之外单独设置，包括电源、探测器、控制主机和灭火装置等

关键装置。可配置备用部件，主、备系统之间的切换不应影响消防测控的正常工作。

7.1.3.3消防控制主机与电池管理系统之间应设置一条能够在火灾状况下通信的线路，具备监控电池

管理系统状态的功能。

7.1.3.4消防安全响应宜采用分区多级防护联动策略：当储能系统出现消防预警后，电池管理系统应

启动防护措施；消防安全系统应同时启动对预警区储能系统的紧急停止控制以及消防灭火设备启动功

能。

7.1.3.5灭火装置选用的灭火剂不应对电气或电池设备造成污渍损害。

7.2通信及监控系统

7.2.1一般原则

7.2.1.1直流配电网通信系统的设计应依据储能系统接入直流配电网的规模、电压等级、运营模式、

接入方式。

7.2.1.2监控系统宜考虑准确性、实时性、可靠性、抗干扰性和兼容性。

7.2.2配置与架构

7.2.2.1监控系统的站控层设备和能量管理系统设备宜采用简单网络时间协议进行同步。

7.2.2.2直流配电网内部通信方式应满足二次系统业务需求，可采用光纤通信、无线或低压电力载波

等通信方式，通信协议宜采用DL/T634.5101、DL/T634.5104和DL/T860等协议。

7.2.2.3监控系统应配置前置服务器、数据服务器、应用服务器、工作站、交换机/路由器等设备。应

设置防火墙、安全加密装置等信息安全防护设备，且应符合GB/T20270等规定的要求。

7.2.3功能要求

7.2.3.1直流直流配电网应设置监控系统应能对储能系统及其它设备的监视和控制。

7.2.3.2对配电网中主要设备运行状态进行安全监视的要求；直流配电网保护及设备防误操作的要求；

就地设备、储能监控系统和能量管理系统之间的数据交互要求。

7.2.3.3监控系统应实现数据采集、数据存储与处理、顺序控制、闭锁、运行模式控制、功率控制等

直流配电网监控功能，同时应具备数据库的建立与维护、操作预演、人机联系等管理维护功能。

7.3能量管理系统

7.3.1一般要求

9

能量管理系统应具备对直流配电网系统的发电、配电以及用电进行管理和运行结果分析的功能。可

配备发电预测、分布式电源管理、发用电计划、负荷管理、统计分析与评估等功能。

7.3.2发电预测功能

7.3.2.1包含风电、光伏等间歇式发电形式的配电网系统，应配置风光资源历史数据的采集功能和实

时数据的测量功能。

7.3.2.2对于风电、光伏发电形式的系统，宜通过历史和实测数据等实现风光发电量预测的功能。

7.3.2.3风光发电量预测可分为短期预测和长期预测两种形式。短期预测一般预测未来0～24h的风光

发电量，可为发电机组控制、载荷跟随、负荷分配等服务。长期预测一般预测未来24h以上的风光发电

量，可为能源交易策略、机组协调最优提供参考。

7.3.3电源管理功能

7.3.3.1应具备对储能系统的荷电状态进行状态监视的功能，一般储能电池SOC超过0.8或低于0.2时应

能够给出预警信号。

7.3.3.2应具备对配电网中主电源进行设置的功能，对于存在多个备用主电源的直流配电网，应能对

各备用主电源设置优先级。

7.3.4发用电计划功能

7.3.4.1发用电计划宜包括日前发用电计划和日内发用电计划。发用电计划宜能安排次日零时起24h

的输出功率计划，时间分辨率应不大于15min，宜滚动安排当前时刻至未来4h的输出功率计划，每15min

滚动一次，时间分辨率应不大于15min。

7.3.4.2能量管理系统可采用人工输入和自动生成两种方式安排发用电计划。

7.3.5母线电压管理功能

7.3.5.1应能对直流母线电压运行进行优化设置，直流母线电压运行模式设置可包括恒功率控制模式、

电流控制模式、电压控制模式，并可针对选定的控制模式给出参数设置值或范围。

7.3.5.2应能针对选定的直流母线电压运行模式给出其参数设定值或范围，包括电压限制、功率限制、

电流限制、死区、时限、斜率等。

7.3.5.3应具备直流母线电压设备投入顺序设置功能。

7.3.6其它功能

负荷管理功能、统计分析功能参照GB/T34131和GB/T36274相关要求执行。

7.3.7性能指标

7.3.7.1系统可靠性要求包括：系统年可用率≥99.9％，系统平均故障间隔时间≥22000h，控制操作正

确率≥99.99％。

7.3.7.2系统实时性要求包括：命令传送时间（从按执行键到输出）≤1s，画面实时数据刷新周期≤2s。

7.4电能计量装置

7.4.1储能系统接入前应明确计量点类型及数量，计量点的设置应符合GB∕T36547-2018、NB/T

33015-2014的规定。

7.4.2电能计量装置（包括直流电能计量装置）应符合DL/T448、DL/T5202的有关规定。宜采用智

能电能表，具备双向有功电量计量、事件记录、本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。电

能表通信协议应符合DL/T645的有关规定。

8集装箱设计及施工安装

10

8.1集装箱设计要求

8.1.1环境条件要求

8.1.1.1工作环境温度应满足贮存温度－50℃～＋70℃，工作温度－45℃～＋55℃。

8.1.1.2储能系统集装箱应能承受相对湿度为95%的环境。

8.1.1.3储能系统集装箱在大气压力为53.5kPa的低气压下正常工作。

8.1.2性能要求

8.1.2.1尺寸及载重量可参考T/CEC175-2018中相关设计规范。

8.1.2.2集装箱所采用的聚氨酯泡沫材料不允许有断裂、空洞或边缘缺损，应具有阻燃和自熄性能。

有可能产生电化学腐蚀的金属材料不允许直接接触，或在接触面间采取防电化学腐蚀措施。

8.1.2.3电化学储能系统方舱在门、窗、孔口关闭条件下，应经受5mm/min～7mm/min降雨量的冲

淋，时间为1h。

8.1.2.4集装箱表面结构和构件，应具有抗盐雾腐蚀的能力，盐