（高清版）T∕CES 243-2023 《构网型储能系统并网技术规范》

构网型储能系统并网技术规范中国电工技术学会发布I I 2规范性引用文件 13术语和定义 14构网型储能系统并网要求 5电能质量 4 45.2电压偏差 45.3电压波动和闪变 45.4监测及治理要求 46系统技术要求 46.1功率控制 46.2有功功率控制 46.3无功功率控制 46.4过载能力 56.5频率调节 56.6电压调节 56.7黑启动 56.8频率与电压耐受 6.9频率适应性 57电压支撑能力 58惯量响应 69阻尼控制 69.1功能要求 69.2功能要求 610并网安全要求 710.1相角跳变耐受 710.2保护与安全自动装置 710.3故障穿越 711通信与自动化 712电能计量 813接地与安全标识 814接入电网测试 8附录A(资料性)构网型储能系统接入电网电压等级推荐 91本文件适用于通过10(6)kV及以上电压等级接入电网的新建、改建和扩建的构网型储能系统的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。GB2894安全标志及其使用导则GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T19862电能质量电能质量监测设备通用要求GB/T22239信息安全技术网络安全等级保护基本要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T36547储能电站接入电网技术规定GB/T38983.1虚拟同步机第1部分：总则GB/T40594电力系统网源协调技术导则DL/T5003电力系统调度自动化2连接储能系统与电网(和/或负荷),实现功率双向变换的装置。通过电力电子装置来模拟同步发电机基本的惯性和电压外特性，是构网型储能变流器主要控制方3功率PN的90%的时间。PN且功率偏差始终控制在额定功率Pɴ的±2%以内的起始时刻的时间。功率PN的90%的时间。PN且功率偏差始终控制在额定功率Pɴ的±2%以内的起始时刻的时间。稳定运行状态下，储能系统从90%额定功率PN、充电状态转换到90%额定功率PN、放电状态的时放电到充电转换时间transfertimefromdisc稳定运行状态下，储能系统从90%额定功率PN放电状态转换到90%额定功率Pɴ充电状态的时间。定，接入电压等级选取参见附录A;b)构网型储能系统中性点接地方式应与其所接入电网的接地方式相适应；e)构网型储能系统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；f)构网型储能系统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；g)参与电力系统调频和调峰的构网型储能系统应符合GB/T31464的相关规定；h)构网型储能系统接入电网应符合电力系统安全稳定运行的要求，并满足GB38755的规定；j)构网型储能系统涉网保护配置与整定应和接入电网的保护协调配合；1)储能电站并网运行前应进行接入电网性能测试；m)构网型储能系统应能够接收并响应调度发送的AGC、AVC指令；n)构网型储能系统涉网参数由电网调度部门统一管理，构网储能系4构网型储能系统接入公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549与GB/T24337的要求。构网型储能系统接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T123构网型储能系统接入公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T12326的要求。通过10(6)kV及以上电压等级接入公用电网的构网型储能系统宜装设满足GB/T19862要求的电储能系统接入公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。构网型储能系统应具备恒功率控制、恒功率因数控制和恒充电/放电电流控制功能，能够按照计划接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统应具备就地和远程充放电功率控制功能，且具备能够自动执行电网调度机构下达指令的功能；接入110(220)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统应具有参与一次调频的能力，并具备自动发电控制(AGC)功能。接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统，动态响应特性应满足以下要求：a)储能系统功率控制的充/放电响应时间不大于2s,充/放电调节时间不大于3s,充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于2s;b)构网型储能系统应具备一次调频功能，一次调频功率响应时间支持小系统的需要进行灵活调整；一次调频有功功率调节偏差不大于2%;d)构网型储能系统应具备紧急功率支撑的能力，应在5ms内达到最大可放电或可充电功率。接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统，无功功率应满足以下要求：b)接入10(6)KV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统应具备就地和远程充放电功率控制c)构网型储能系统功率因数应在超前0.9～滞后0.9范围内连续可调；d)构网型储能系统在无功功率可调节范围内，无功功率控制偏差应不大于额定功率的2%;5e)构网型储能系统应能实时响应自动电压控制(AVC)指令，自动调节储能电站无功功率调节速构网型储能系统应具备交流侧电流在110%额定电流下长期持续运行的能力；在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min;在150%额定电流下，持续运行时间不少于1min,在300%额定电流下，持续运行时间不少于10s。接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统，有功调频环节应满足以下要求：a)构网型储能系统有功调频系数Kf,宜在20～50范围内；b)构网型储能系统有功调频动态响应过程中，启动时间应不大于50ms;c)构网型储能系统有功调频动态响应过程中，响应时间应不大于500ms;d)构网型储能系统有功调频动态响应过程中，调节时间应不大于1s。构网型储能系统应具备主动电压调节功能，电压阶跃响应时间应不大于100ms,并能够根据接入系a)构网型储能系统无功调压系数Ky宜在12.5～33.3范围内；b)无功电压调节响应时间应不大于50ms。流有效值最大偏差应不大于5%。电压应能够在0～130%范围内根据系统的需要进行灵活调整。构网型储能系统需保证频率在46.5Hz～51.5Hb)相邻两次低电压穿越之间的时间间隔宜为0.2s～2s,可根据其送出线路及接入电力系统的故障68惯量响应a)通过35kV及以上电压等级接入电力系统的构网型储能系统应具备惯量响应功能；b)惯量响应功能应与AGC功能协调配合，可根据系统需要通过本地或远方监控系统投退；性时间常数最大值不小于20s,并可根据接入系统的需要灵活调整。系统频率偏差大于死区范围，构网型储能系统应在满足公式(1)条件下提供惯量响应能力，f——构网型储能系统并网点频率，单位为赫兹(Hz);f)惯量响应时，构网型储能系统有功功率变化量应满足公式(2)且不低于10%PN。……………(2)△P——构网型储能系统有功功率变化量，单位为兆瓦(MW);Tj——构网型储能系统等效惯量时间常数，单位为秒(s),一般设置为4s～14s;fn——系统额定频率；单位为赫兹(Hz);P——构网型储能系统额定有功功率，单位为兆瓦(MW)。9阻尼控制9.1功能要求振荡幅度设定值时，构网型储能变流器应通过阻尼控制自动调节有功功率，抑制电网9.2功能要求当系统发生0.2Hz～2.5Hz的低频振荡，且并网点频率振荡幅值大于0.003Hz时，构网型储能系统应通过附加阻尼控制调节有功功率，抑制低频振荡，有功功率变化量△P最大值不应低于10%PN且不高于30%PN,响应时间不应大于0.5s,阻尼控制响应时，储能提供的振荡能量流W应小于零。构网型储能系统阻尼控制的振荡能量计算如公式(3)所示。7△f——构网型储能系统并网点频率变化量，单位赫兹(Hz)。构网型储能控制阻尼系数D应与惯性时间常数Tj配合整定，且整定后需满足下列规定：a)阻尼系数D配合整定后，惯量响应时间应不大于500ms;b)有功功率控制的允许偏差应在2%PN以内浮动；c)整定后应使得虚拟惯量有功超调满足电网并a)在电力系统发生干扰或故障时，由于相角变b)因电网扰动导致电压相角突变，且相位角突变不大于30°时，构网型储能系统应能稳定运行；c)当并网点或用户端发生电压幅值和相位变化时，构构网型储能系统的保护应符合GB/T压穿越及高压穿越能力。低电压穿越能力和高电压穿越能力应不低于GB/T34120的技术要求。接受电网调度的构网型储能系统的通信与自动化系统应符合电力二次系统安全防护要求及相关设计规程；对于通过110(66)kV及以上电压等级接入公用电网的构网型储能系统，至调度端应具备两接受电网调度的接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统，与电网调度系统直接受电网调度的接入10(6)kV及以上电压等级公用电网的构网型储能系统向电网调度机构提供c)状态量：并网点开断设备状态、充放电状态、故障信息、远动终端状态、通信状态、AGC状8b)构网型储能系统采用T接方式接入公用线路，电量计量点设在构网型储能系统出线侧；c)构网型储能系统接入用户内部电网，电构网型储能系统应设置电能计量装置，且设备配置和技术要求应符合DL/T448的要求。其通信协议应符合DL/T645的规定。构网型储能系统的防雷与接地应符合GB14050、GB50057和GB/T50065的要求；构网型储能系统应有醒目标识，标识的形状、颜色、尺寸和高度应满足GB2894a)构网型储能系统申请接入电网测试前，应完成b)构网型储能系统接入电网前应提供接入电网