Q／GDW6962011储能系统接入配电网运行控制规范.docx

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1、Q/GDW696-2011储能系统接入配电网运行控制规范Q/GDW6962011储能系统接入配电网运行控制规范1范围本标准规定了以电化学或电磁形式存储电能的储能系统接入配电网运行控制应遵循的原则和技术要求。本标准适用于国家电网公司经营区域内接入IOkV及以下电压等级配电网的储能系统。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，仅注日期的版本适用于本文件。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。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB14050系统

2、接地的型式及安全技术要求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/T15945电能质量电力系统频率偏差D1/T5843kV-I1OkV电网继电保护装置运行整定规程D1/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合D1/T621交流电气装置的接地D1/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动彳壬务配套标准D1/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D1/T1040电网运行准则Q/GDW370城市配电网技术导则Q/GDW564储能系统接入配电网技术规定3术语

3、和定义储能系统energystoragesystem本标准所涉及的储能系统是指通过电化学电池或电磁能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统。（Q/GDW564,术语和定义3.1）接入点pointofinterconnection储能系统与配电网的连接处。其接入的方式分为允许通过公共连接点向公用电网送电和不允许通过公共连接点向公用电网送电两种类型。（Q/GDW564,术语和定义3.3）1Q/GDW6962011荷电状态stateofcharge（SOC）储能设备当前容量与额定容量的比值，常用百分数表示。（Q/GDW564,术语和定义3.10）紧急功率支持emergencypowers

4、upporting（EPS）电网发生故障时，储能系统依据电网需求，快速提供有功、无功功率，增强局域电网稳定性。4一般性技术原则4.1 储能系统接入配电网应符合Q/GDW564的要求。4.2 储能系统接入配电网运行应执行电网调度管理条例，并根据国家电网公司电力安全工作规程要求，制定相应的现场运行规程。4.3 储能系统及其附属设备应同步设计、同步建设和同步投入使用。4.4 储能系统接入点必须安装易于操作、可闭锁、具有明显开断点的开断设备，开断设备应具备开断故障电流的能力，且具备就地或远方操作功能。4.5 储能系统中性点接地方式应与接入配电网的接地方式相适应。4.6 储能系统需具备一定的过电流能力，

5、在120%额定电流以下，储能系统连续可靠工作时间应不小于Imin;在120%150%额定电流内，储能系统连续可靠工作时间应不小于IOso4.7 当检测到配电网侧发生短路时，储能系统向配电网输出的短路电流应不大于150%额定电流。4.8接入配电网的储能系统及其附属设备发生故障或异常时，其运行管理方应做好信息的收集和报送工作。4.9 接入IOkV配电网的储能系统，其运行管理方应对设备的运行维护提供24h技术保障。5功率控制技术要求5.1 有功功率控制5.1.1 接入IOkV配电网的储能系统，当电网频率在49.5Hz50.2HZ范围内、接入点电压在GB/T12325规定的范围内，依据调度部门给定或认

6、可的控制曲线进行充放电控制时，实际出力曲线与调度指令曲线偏差不应超过10%o5.1.2 储能系统的有功功率响应时间不超过200mso5.1.3 当调度部门没有指定曲线的情况下，储能系统应根据功率平衡需求进行充放电控制。5.1.4 当储能系统荷电状态满足安全运行条件下，可参与系统调频：a）当系统频率低于49.8Hz时,储能系统放电，响应时间不超过200ms;b）当系统频率高于50.2Hz时，储能系统充电，响应时间不超过200ms;C）储能系统应具备连续满功率充电或放电2min以上的能力。5.1.5 参与紧急功率支持的储能系统，当局部电网发生故障并失去电源时，依据电网调度指令，储能系统应提供系统功

7、率支持，且具备保持不低于15min满功率输出的能力，以辅助备用机组完成启动、同步、负荷恢复等过程。5.2 无功功率控制5.2.1 参与电网无功调节的储能系统，应具备功率因数在0.98（超前）0.98（滞后）范围内连续可调的能力。5.2.2 参与电网无功调节的储能系统，当电压偏差超出GB/T12325规定的范围，或功率因数低于0.85时，应在30ms内发出或吸收无功功率，对本地电网进行电压支撑。5.2.3 当储能系统需要同时调节有功功率和无功功率时，宜优先保障有功功率调节。2Q/GDW69620116启停6.1 储能系统的启停应按照Q/GDW564条款8.1.2的规定执行。6.2 当电网电压或频

8、率异常时应按照Q/GDW564条款8.3的规定执行。6.3 系统发生扰动，储能系统脱网后，在电网电压和频率恢复到正常范围之前，储能系统不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，接入220/38OV配电网的储能系统，延时20s后且储能系统满足电压、频率、相角等并网条件时方能恢复并网，接入IokV配电网的储能系统应得到当地电力部门的允许方能重新接入配电网。7继电保护与安全自动装置7.1 接入220/380V配电网的储能系统，宜配置低电压、过流保护和剩余电流保护器。7.2 接入IOkV配电网的储能系统，宜配置快速熔丝及低电压、过流保护装置，并具有反时限特性。7.3储能系统应具备快速孤岛且立即断开与配电

9、网连接的能力，其防孤岛保护应与配电网侧保护相配合。防孤岛保护应同时具备主动防孤岛效应保护和被动防孤岛效应保护。非计划孤岛情况下应在2s内与电网断开。7.4 接入IOkV配电网的储能系统，由电网调度部门负责其涉网设备的继电保护与安全自动装置定值的计算和下发。保护装置应定期进行校验。8自动化与通信8.1 接入IOkV配电网的储能系统应具有采集储能系统电气运行工况并上传至电网调度机构的能力，同时具备接受电网调度机构控制调节指令的能力。8.2 储能系统向当地电力部门提供的监测信息至少应包括：a）电气模拟量：接入点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率（电网侧和储能侧）、电压不平衡、谐波等；b

10、）电能量：接入点的正反向电量、储能系统的剩余电量及SOC等；c）状态量：变压器分接头档位、接入点的并网断路器状态、故障信息、储能系统远方终端状态信号和通信状态等信号。8.3 接入IOkV配电网储能系统的监控功能应满足公司配电自动化相关规范和技术要求。接入220/380V配电网的储能系统，应具备就地监控功能。8.4 储能系统接入系统通信通道应符合电力二次系统安全防护规定。对于具有遥控功能的储能系统，宜优先采用光纤专网通信。9电能质量9.1 储能系统接入配电网电能质量应满足Q/GDW564第7章规定。9.2 储能系统接入配电网后，当公共连接点的电能质量不满足要求时，应产生并记录报警信息，以备电网相关管理机构查阅。9.3 储能系统接入配电网电能质量不满足Q/GDW564要求时，其运行管理方应采取改善电能质量措施。在采取改善措施后仍无法满足要求时，电网企业可将其断开。10防雷与接地10.1 储能系统互联线路设备及站室设备防雷保护一般选用无间隙氧化锌避雷器。10.2 接入配电网的储能系统,其防雷与接地应符合GB14050和D1/T621的相关要求。储能系统接口设备的过电压保护应符合D1/T620要求。10.3 储能系统的接地网应满足GB14050等相关规程的要求。10.4