工商業(yè)儲能技術規(guī)范及并網流程解讀-古瑞瓦特

本文主要根據(jù)“浙江省用戶側電化學儲能技術導則(征求意見稿)”及“《國網浙江省電力有限公司用戶側儲能系統(tǒng)并網服務管理細則(暫行)》”，摘錄部分主要內容并針對用戶側儲能并網技術導則及流程進行解讀描述。

01用戶側儲能并網技術導則

基本規(guī)定

用于用戶負荷的削峰填谷、需量管理和提升電能質量，宜具備需求側響應能力。建設在用戶內部場地或相鄰位置，直接接入用戶內部配電設施，所充電能原則上在用戶內部消納。相鄰位置宜與企業(yè)圍墻毗連，之間不應有公共道路、其他建筑物等隔離。應根據(jù)應用需求、接入電壓等級、電化學儲能類型、特性和要求及設備短路電流耐受能力進行設計。所選儲能電池、電池管理系統(tǒng)、儲能變流器等設備應通過型式試驗，其選型和配置應能滿足應用場景需求。

容量配置

用戶側儲能容量確定應校核用戶內部負荷峰谷比，額定功率和放電時間應綜合考慮用戶的消納能力，儲能配置容量不宜導致用戶內部負荷峰谷比倒置。儲能配置可用于降低用戶變壓器新增容量。在用戶變壓器低壓側并網的儲能安裝容量應根據(jù)變壓器低谷時段空余容量校核后確定，儲能系統(tǒng)安裝后宜能實現(xiàn)內部負荷峰谷比達到或接近 1:1。在用戶變壓器高壓側并網的儲能安裝容量應根據(jù)用戶實際最大負荷和低谷時段變壓器空余容量校核后確定。儲能充電容量增加后應滿足母線、開關等設備載流量的要求，不宜引起外部供電線路和變電站的改造或新建。

并網電壓選擇

用戶側儲能推薦采用變壓器低壓側接入方式，單個并網點容量應與電壓等級相匹配，不宜超過以下限制：

0.4kV 接入不超過1000kW(含);

10kV 接入不超過6000kW(含);

20kV 接入不超過12000kW(含);

35kV 接入不超過30000kW(含)。

用戶變電站采用“高供低計” 供電方式，用戶側儲能只允許采用低壓側并網;用戶變電站采用“高供高計” 供電方式，用戶側儲能可選擇低壓側并網或高壓側并網。

并網點選擇

用戶側儲能并網點宜設置在用戶變電站(所)的高、低壓母線處，不應設置在用戶供電線路和低壓饋線線路處，不宜設置在車間配電房高壓母線和末端配電室(箱)處。0.4kV并網的用戶側儲能系統(tǒng)，原則上一臺變壓器的0.4kV低壓母線側設置一個并網點;在單臺變壓器容量2000kVA及以上，且用戶變電站低壓側空間位置充裕，可增加一個并網點。10(20)kV 及以上并網的用戶側儲能系統(tǒng)，原則上一條母線設置一個并網點。儲能系統(tǒng)的10kV升壓變單臺容量原則上不超過2500kVA，可通過多臺變壓器升壓匯流后并入10(20)kV母線。

儲能電池與電池管理系統(tǒng)

儲能電池類型包括但不限于鋰離子電池、鈉離子電池、鉛酸(炭)電池、液流電池。電池應無變形、漏液，電池極柱、端子、連接排應連接牢固，裸露帶電部位應采取絕緣遮擋措施。電池陣列應具有在短路、起火或其他緊急情況下快速斷開直流回路的措施，宜配置直流電弧保護裝置。鋰離子電池外觀、尺寸和質量、電性能、環(huán)境適應性、耐久性及安全性能應滿足GB/T 36276的相關要求。電池管理系統(tǒng)應符合GB/T 34131的相關規(guī)定。

儲能變流器

儲能變流器應具備充放電功能、有功功率控制、無功功率控制和功率因數(shù)控制功能，能夠根據(jù)控制模式或接收功率控制指令，實現(xiàn)有功功率和無功功率的連續(xù)平滑調節(jié)以及充放電切換;儲能變流器應具備保護功能，保護功能應至少包括短路保護功能、極性反接保護功能、直流電壓保護功能、過電流保護功能、過溫保護功能、通訊故障保護功能、冷卻系統(tǒng)故障保護功能和非計劃性孤島保護功能。此外，根據(jù)“浙江省用戶側電化學儲能技術導則(征求意見稿)”中導則要求還包含監(jiān)控系統(tǒng)、保護通信與控制、電能計量、防雷與接地、驗收與調試、消防與安全、運行維護及退役、應急處置等方面的技術要求。

02用戶側儲能并網服務流程

并網服務流程圖

第一類公共連接點380(220)伏

資料清單

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審核編輯 黃宇