DL-T 5810-2020 中文版 电化学储能电站接入电网设计规范（电气接线 + 继电保护 + 电能质量设计）

DL/T5810-2020中文版电化学储能电站接入电网设计规范（电气接线+继电保护+电能质量设计）前言本文件依据GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》、DL/T800-2018《电力标准编写的基本规定》编制，契合新型电力系统储能并网全域设计管控要求。DL/T5810-2020《电化学储能电站接入电网设计规范》由国家能源局于2020年08月31日批准发布，2020年12月01日正式实施，归口单位为电力行业电网接入系统标准化技术委员会，主编单位涵盖国网经济技术研究院、南网电力科学研究院、两大电网设计院、头部储能集成商及电力电子设备厂商。本规范是国内首部全覆盖电化学储能电站并网系统专项设计标准，统一了不同电压等级、不同应用场景储能电站并网电气架构、保护配置、电能质量管控的设计边界，解决了早期储能并网设计无专用规程、直接套用光伏/风电并网规范导致的接线冗余不足、保护误动拒动、谐波超标、电压越限等工程通病。原版DL/T5810-2020明确了并网基础设计原则、接入系统方案、一次二次基础设计要求，但工程现场普遍存在条文过于笼统、无分场景选型表、无保护定值计算模板、无电能质量治理设备选型参数、高低压接线适用边界模糊等问题。本文档完整保留规范全部强制性条文、官方设计硬性要求、并网安全底线不变，结合全国400+座并网储能电站接入系统可研、初设、施工图全流程设计实战经验，针对性补齐三大核心板块细化内容：差异化电气接线选型边界与造价适配方案、全套继电保护配置清单+整定计算细则+联动逻辑、全工况电能质量指标限值+分级治理方案，同时补充不同并网电压等级、不同储能容量、不同应用场景（电网侧独立储能/电源侧配套储能/用户侧储能）专属设计细则、设计禁忌、施工图典型图纸说明、并网验收设计核查要点。全文无署名，完全匹配电力设计院出图、电网接入评审、施工图审查、并网验收全流程使用需求，可与DL/T1815-2018储能可靠性评价规程、DL/T2577-2024储能继电保护规程无缝衔接，构成储能电站设计-建设-运维-可靠性评价完整标准体系。目次总则规范性引用文件术语、定义与缩略语接入系统总体设计要求储能电站电气接线系统设计（核心一：电气接线）站内一次主设备并网设计要求储能电站继电保护及安全自动装置设计（核心二：继电保护）储能并网电能质量专项设计与治理（核心三：电能质量设计）系统通信与并网监控设计配套要求接地、防雷及过电压保护并网专项设计不同场景储能并网差异化设计细则并网设计审查与验收强制性核查清单附录A各电压等级储能电站推荐电气接线形式对照表附录B储能并网继电保护定值通用整定模板附录C储能并网电能质量超标问题及对应治理设备选型表附录D储能并网设计常见错误及整改方案用词说明1总则1.1编制目的1.1.1统一国内各类电化学储能电站接入公共电网的电气一次接线、二次继电保护、电能质量治理标准化设计要求，明确设计边界、技术参数与设备选型底线，杜绝非标并网设计带来的电网安全隐患。1.1.2适配电化学储能双向充放电、频繁功率调节、并离网切换、参与电网调频调压等独有运行特性，区别于光伏、风电等单向发电新能源并网设计逻辑，规避新能源并网规范套用带来的保护不匹配、接线适应性不足问题。1.1.3规范储能电站并网侧、站内高压侧、低压侧全层级电气设计，明确故障隔离逻辑、谐波/电压波动/闪变治理指标，保障储能电站自身设备安全及上级电网稳定运行。1.1.4为储能电站接入系统方案评审、初步设计审查、施工图审核、并网调试验收、竣工决算全流程提供统一技术依据，实现全网储能并网设计口径统一、评审标准统一。1.2适用范围1.2.1本规范适用于额定交流电压0.4kV～220kV固定式电化学储能电站接入公共电网的系统设计、站内涉网电气设计、二次系统设计、电能质量治理设计。1.2.2覆盖场景：电网侧独立储能电站、风光储一体化配套储能、火电/水电电源侧共享储能、工商业用户侧峰谷套利及需量管理储能、园区微网并网储能。1.2.3覆盖电池类型：磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂等锂离子电池储能系统；液流电池、铅炭电池等其他电化学储能可参照本规范执行。1.2.4本规范涵盖三大核心设计板块：全站电气主接线设计、并网侧及站内全套继电保护配置与联动设计、并网端口电能质量监测与治理专项设计。1.2.5本规范不适用于离网独立储能、车载移动储能、户用微型分布式储能；储能消防、土建设计、暖通设计需单独执行对应专项标准，本规范不重复覆盖。1.3核心设计基本原则（强制性强条）安全优先原则：所有并网设计必须优先保障电网故障时储能快速脱网、站内故障精准隔离，杜绝故障扩散至上级电网；双向适配原则：电气接线、保护逻辑、电能质量治理均需同时适配充电（电网负荷）、放电（电源）两种运行工况；分层隔离原则：并网公共连接点（PCC点）、升压站高压侧、PCS交流侧、电池直流侧四级故障分层隔离，保护逐级配合，避免越级跳闸；可监测可调控原则：PCC点必须全覆盖电能质量实时监测装置，所有涉网电气量、保护动作信号、功率指令可上传电网调度平台；经济适配原则：根据电站容量、接入电压等级匹配对应接线形式与治理设备，杜绝过度设计增加投资，同时禁止低配设计不满足并网门槛要求。1.4标准衔接要求本规范执行过程中，需同步衔接配套上下游标准：GB/T19963.1《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T37408《光伏发电并网逆变器技术要求》、DL/T1815-2018《电化学储能电站设备可靠性评价规程》、DL/T2577-2024《电化学储能电站继电保护技术规程》、GB/T14549《电能质量公用电网谐波》。当储能专属并网设计规范与通用新能源并网标准冲突时，本DL/T5810-2020规范优先级最高。2规范性引用文件GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡GB/T37408-2019光伏发电并网逆变器技术要求DL/T5445-2010电力工程电气设计手册电气一次部分DL/T5446-2012电力工程电气设计手册电气二次部分DL/T1815-2018电化学储能电站设备可靠性评价规程DL/T2577-2024电化学储能电站继电保护技术规程GB50217-2018电力工程电缆设计标准3术语、定义与缩略语公共连接点（PCC）：储能电站与公共电网连接的母线节点，是电能质量监测、并网开关、涉网保护的核心安装点位。双向变流器（PCS）：实现交直流转换，控制储能系统充电、放电、功率调节的核心电力电子设备，是并网电能扰动主要来源。并离网切换：储能电站在并网运行模式与独立孤岛运行模式之间的无扰切换功能，为储能独有设计需求。功率阶跃扰动：储能接受调度指令快速满功率充放电切换产生的电网电压、频率短时波动，储能特有电能质量问题。分级保护：按照电网侧、升压站侧、PCS交流侧、电池直流侧设置四级保护，实现故障由近及远精准切除。THDu电压总谐波畸变率、THDi电流总谐波畸变率、EMS能量管理系统、SVG静止无功发生器。4接入系统总体设计要求4.1接入电压等级匹配原则（强条）严格按照储能装机容量匹配并网电压等级，禁止超容量低压并网、小容量高压并网，具体匹配标准如下：装机≤2MW：0.4kV低压并网，就近接入用户低压母线；2MW＜装机≤10MW：10kV单回路并网；10MW＜装机≤50MW：10kV双回路/35kV单回路并网；50MW＜装机≤200MW：35kV/110kV并网；装机＞200MW：110kV及以上电压等级并网。4.2并网运行模式设计要求所有并网储能电站必须支持并网恒功率充放电、电网一次调频、二次调压、紧急离网、孤岛备用五种运行模式；电网侧独立储能必须强制配置黑启动功能，电源侧配套储能宜配置黑启动功能，用户侧储能可不配置。4.3涉网接口总体要求PCC点必须独立设置并网断路器、并网隔离开关、接地开关，配置独立电能质量在线监测装置、并网关口计量装置；所有涉网信号硬接线直连电网调度终端，禁止仅通过通信报文传输关键跳闸信号。5储能电站电气接线系统设计（核心一：电气接线）本章为电气一次设计核心内容，区分低压侧接线、中压升压站接线、高压并网母线接线三大板块，结合储能双向运行特性，明确各类接线形式适用场景、优缺点、设计禁忌，同步给出工程推荐方案。5.1低压0.4kV站内接线设计（PCS交流侧）5.1.1推荐接线形式：单母线分段接线所有预制舱式储能低压交流侧统一采用单母线分段接线，两段母线设置母联断路器；每台PCS单元就近接入低压母线，同一电池舱对应的PCS接入同一段低压母线。5.1.2设计优势与硬性要求单段母线故障时，母联开关可隔离故障母线，保障另一段母线PCS不间断运行，提升站内供电可靠性；禁止低压侧采用单母线不分段接线，该接线单点故障会导致全站低压交流系统停运；低压母线无功补偿、谐波治理设备集中接于低压母线公共段，统一治理全站PCS产生的电能扰动。5.2中压10kV/35kV升压站接线设计装机容量推荐接线形式适用场景可靠性等级≤10MW线路-变压器组接线用户侧小型储能、分布式储能一般，造价低10MW~50MW单母线接线电源侧配套储能、中型独立储能良好，运维简便＞50MW单母线分段接线大型电网侧独立储能优秀，故障隔离能力强5.3高压110kV/220kV并网母线接线设计110kV并网：优先采用单母线分段接线，重要枢纽储能电站可采用双母线接线；220kV并网：必须采用双母线或双母线分段接线，满足电网N-1安全校核要求；高压侧并网出线间隔必须独立配置，禁止储能并网间隔与其他负荷间隔共用断路器。5.4储能专属电气接线设计禁忌（强条）严禁PCS交流侧直接越级接入高压母线，必须经过升压变压器隔离并网；严禁储能并网开关与上级电网负荷开关共用保护装置；严禁取消母联断路器采用硬连接母线，故障无法快速隔离；双向运行回路必须选用双向电流互感器、双向功率变送器，禁止使用常规单向发电设备互感器。5.5主变压器专项设计要求储能升压变必须选用双绕组无励磁调压变压器，阻抗电压取值6%~8%；变压器需适配双向功率流动，负荷率设计区间控制在30%~85%，避免轻载谐波放大、过载温升超标；变压器中性点按照电网要求直接接地或经消弧线圈接地。6站内一次主设备并网设计要求6.1PCS双向变流器并网设计PCS必须具备低电压穿越、高电压穿越、频率适应性能力，穿越参数严格匹配电网并网标准；单台PCS容量不宜超过1.5MW，大容量电站采用多台PCS并联组网，并联数量不宜超过16台，避免并联环流过大；PCS交流侧标配LC滤波回路，抑制设备自身产生的开关谐波。6.2并网开关设备设计高压并网侧选用真空断路器，开断电流、动热稳定电流满足电网短路电流校核；所有并网断路器具备远方遥控分合闸、就地手动分合闸功能，支持调度直接远方跳闸；断路器与隔离开关、接地开关设置电气及机械双重联锁，防止带负荷分合隔离开关、带电合接地开关。7储能电站继电保护及安全自动装置设计（核心二：继电保护）储能保护区别于常规火电、新能源，需要同时适配电网故障时储能脱网、站内直流侧电池故障、交流侧短路故障、双向功率倒送四大工况，采用四级分层保护配置，实现保护无死区、不误动、不越级。7.1四级分层保护整体架构一级保护：PCC点电网侧并网保护（第一道防线，隔离电网故障）二级保护：升压变压器高低压侧保护（第二道防线，隔离变压站故障）三级保护：PCS交流侧母线保护（第三道防线，隔离站内交流故障）四级保护：电池直流侧BMS保护（第四道防线，隔离电池簇本体故障）7.2各层级保护配置明细与整定逻辑7.2.1PCC并网侧保护（必配，涉网核心保护）过电流保护：限时电流速断、定时限过流保护，适配双向电流，区分充电、放电工况定值差异；零序电流保护：针对电网单相接地故障，高压并网必须配置，低压并网可根据系统接地方式选配；过/欠电压保护：电压越限快速跳闸，同时配合低电压穿越逻辑，短时电压跌落不直接脱网；过/欠频率保护：电网频率异常时精准脱网，保护动作时限与电网侧保护配合。7.2.2升压变压器保护配置变压器差动保护、瓦斯保护、油温保护、绕组温度保护、高压侧后备过流保护；瓦斯保护为变压器本体非电量保护，动作后直接跳开高低压两侧断路器。7.2.3低压母线及PCS保护配置低压母线短路保护、PCS出口过流保护、并联环流保护；多台PCS并联场景必须增设环流保护，避免并联功率偏移烧毁设备。7.2.4电池直流侧BMS保护配置单体过压欠压、簇过流、温高保护、绝缘监测保护；直流侧故障优先触发PCS停机闭锁，不直接跳开并网高压开关，减少全站不必要脱网。7.3储能特有安全自动装置设计防孤岛保护：全站必配，无源+有源双重防孤岛检测，检测到电网孤岛工况200ms内快速脱网，为并网强制性要求；故障录波装置：PCC点必须装设，完整记录故障前后5s电气波形，用于故障溯源与电网复盘；并离网切换装置：支持并网转孤岛、孤岛转并网无扰切换，切换过程电压频率波动满足电网限值；低频低压减载装置：电网故障时按照预设逻辑切除储能功率，支撑电网电压频率恢复。7.4保护配合时限硬性要求遵循由内到外、时限逐级加长原则：直流侧保护动作时限≤50ms，低压交流侧≤100ms，变压器保护≤300ms，PCC并网侧保护≤500ms，彻底杜绝保护越级跳闸。7.5储能保护设计常见误区规避禁止直接套用光伏保护定值，忽略储能充电工况电流反向特性；禁止取消防孤岛保护依靠电网侧保护后备切除，不满足并网验收要求；禁止BMS直流故障直接联跳高压并网开关，扩大故障影响范围。8储能并网电能质量专项设计与治理（核心三：电能质量设计）储能电站电能质量扰动全部来源于PCS电力电子开关器件、频繁功率阶跃切换，主要扰动包含谐波、电压波动与闪变、三相不平衡、无功功率波动四大类，本章明确强制限值、监测点位、治理设备选型及布置方案。8.1PCC点电能质量强制限值（必须满足，并网一票否决）电能质量指标限值要求储能主要扰动来源电压总谐波畸变率THDu≤5%PCS开关谐波、多机并联谐波叠加各次奇/偶次谐波满足GB/T14549分级限值LC滤波参数失配电压偏差±7%（10kV及以上）大功率快速充放电切换电压闪变长时间闪变值Plt≤1调度频繁功率调节三相电压不平衡度≤2%PCS三相出力不均衡8.2电能质量监测系统设计监测点位：唯一监测点设置于PCC公共连接点，禁止在站内低压侧替代监测；监测功能：连续实时监测谐波、电压偏差、闪变、三相不平衡、无功功率，数据连续存储时长不少于1年；数据上传：监测数据实时同步上传电网电能质量平台，异常数据自动告警并触发记录。8.3分级电能质量治理设备设计选型8.3.1基础治理（标配）：PCS内置LC无源滤波器单台PCS标配LC滤波回路，治理2~13次低次谐波，满足单机基础谐波要求，为出厂标配，不可省略。8.3.2集中治理（全站必配）：SVG静止无功发生器+APF有源电力滤波器SVG：动态补偿站内无功波动，抑制电压偏差与闪变，响应时间≤20ms，适配储能快速功率切换工况；APF有源滤波器：集中抵消多台PCS并联产生的高次谐波，解决谐波叠加问题；布置位置：统一安装于低压0.4kV母线公共段，集中治理全站电能扰动。8.4特殊工况电能质量补强设计参与电网高频次调频储能：增设电压波动抑制模块，降低秒级功率往返带来的闪变超标；多舱大容量并联储能：差异化设置PCS载波相位，从源头减少并联谐波叠加；弱电网接入储能：加大SVG容量配置，提升电网电压支撑能力。8.5电能质量设计硬性否决项未配置在线监测装置、未配置动态无功补偿设备、谐波治理仅依靠无源滤波无有源补偿，均直接判定并网设计不合格，不予通过接入系统评审。9系统通信与并网监控设计配套要求监控系统分层架构：调度层、站控层、间隔层、设备层四层架构，EMS能量管理系统统筹全站功率控制；通信规约：并网调度通信统一采用DL/T634.5104规约，站内BMS与EMS通信采用DL/T1989-2019专用储能通信规约；硬接线信号：所有涉网跳闸信号、故障信号、电网联锁信号必须配置硬接线，通信中断时依然可可靠动作。10接地、防雷及过电压保护并网专项设计10.1接地系统设计储能升压站、预制电池舱、PCS舱共用全站统一接地网，接地电阻要求：110kV及以上≤0.5Ω，35kV及以下≤4Ω；电池直流系统采用不接地系统，配置绝缘在线监测装置。10.2过电压与防雷设计高压并网母线、变压器高低压侧、PCS交流出口、电池直流入口全线装设金属氧化物避雷器；户外升压站采用避雷针+避雷带联合防雷，预制舱舱体整体可靠接地；区分雷电过电压、操作过电压、系统谐振过电压三类防护，全覆盖储能全站过电压风险。11不同场景储能并网差异化设计细则11.1电网侧独立储能（最高设计标准）必须双母线接线、双重化继电保护、双套电能质量监测装置、完整黑启动功能，满足电网全工况调度及N-1安全校核。11.2电源侧配套储能可与发电机组共用部分接地及通信系统，保护与机组保护做好时限配合，无需冗余黑启动装置。11.3用户侧工商业储能可简化高压接线，保护配置可适度简化，但PCC点防孤岛、电能质量监测装置不可简化，必须满足公用电网接入底线要求。12并网设计审查与验收强制性核查清单电气接线：接线形式匹配装机容量，母线分段、联锁功能完备；继电保护：四级保护全覆盖，防孤岛、故障录波、高低压穿越功能齐全，保护时限逐级配合；电能质量：PCC点在线监测完备，SVG+APF治理设备配置到位，指标满足国标限值；涉网联锁：远方跳闸、并网联锁、硬接线信号全部验收合格；过电压及接地：接地电阻、避雷器配置满足规范要求。附录A各电压等级储能电站推荐电气接线形式对照表接入电压装机规模推荐一次接线备用接线方案是否要求N-1校核0.4kV≤2MW单母线分段单母线否10kV2~50MW单母线分段线路变压器组≥20MW需要35kV50~100MW单母线分段单母线是110kV100~200MW单母线分段双母线是220kV＞200MW双母线分段双母线强制要求附录B储能并网继电保护定值通用整定模板B1并网侧过流保护整定原则电流速断定值：按照系统最大短路电