标准规范下载简介：
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T／CET 401-2022 电池储能系统集成技术规范：用户侧储能.pdf本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准的结构和起草规则》中的规则起草， 本文件根据国家能源局《关于加强储能技术标准化工作的实施方案（征求意见稿）》精神，中国电 力技术市场协会根据行业需求制订。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由中国电力技术市场协会提出。 本文件由中国电力技术市场协会储能设备技术专业委员会归口。 本文件主要起草单位：江苏华富储能新技术股份有限公司、明阳智慧能源集团股份公司、山东华全 动力股份有限公司、惠州亿纬锂能股份有限公司、深圳市科陆电子科技股份有限公司、杭州奥能电源设 备有限公司、浙江艾罗网络能源技术股份有限公司、深圳博磊达新能源科技有限公司、深圳天邦达科技 有限公司、江苏中天科技股份有限公司、广州明美新能源股份有限公司、国网湖南综合能源服务有限公 司、中国长江三峡集团有限公司科学技术研究院、徐州市恒源电器有限公司、深圳市比亚迪锂电池有限 公司、天津瑞源电气有限公司、国能合纵（北京）能源电力技术中心。 本文件参编单位：安徽盛德能源互联网研究院有限公司、东莞新能安科技有限公司、深圳天顺智慧 能源科技有限公司、陕西鼓风机（集团）有限公司、南京莱迪新能源科技有限公司、成都市新奇特科技 有限责任公司、湖南丰日电源电气股份有限公司、厦门海辰储能科技股份有限公司、东营金丰正阳科技 发展有限公司、东营市航宇工贸有限责任公司、安徽理士新能源发展有限公司、浙江安力能源有限公司、 锦浪科技股份有限公司、湖北追日新能源科技有限公司、安徽绿莲子德慧能源科技有限公司、杭州高特 电子设备股份有限公司、哲弗智能系统（上海）有限公司、万帮数字能源股份有限公司、招商局检测车 辆技术研究院有限公司、西安奇点能源技术有限公司、东莞市易利特新能源有限公司、浙江南都能源互 联网有限公司、格力钛新能源股份有限公司、先控捷联电气股份有限公司、东方电子股份有限公司、江 苏为恒智能科技有限公司、新耀能源科技有限公司、特变电工西安电气科技有限公司。 本文件主要起草人：朱明海、顾立贞、唐学平、徐君强、赵立增、李树柏、梁栋、易昊昊、龚木红、 刘青、黄萍、陈昊哲、李光立、陈虹、翁士友、毛亮华、肖永利、祝东敏、赵豹、王燕、韩辉辉、易宁 波、胡龙文、邵磊、谭清武、陆明、张国文、谢学渊、黄博文、徐勇、尹立坤、吴卓彦、毕然、李洋、 孙欢欢、王刚、刘永良、王冰涛、赵家欣、陈北海、杜云涛、张亚楠、郭云高、张连忠、肖质文、骆罐 康、冯武平、曹锐鑫、张瑾、倪进娟、倪进强、张霖、彭建辉、王怀忠、刘宇轩、方艺忠、傅瑞军、荆 青、高昕、李本智、董捷、印海燕、石再军、张洪涛、许颇、刘保颂、汤全国、白欧、朱思雨、徐剑虹、 谢建江、薛彩霞、王亮、李政道、卢世佳、田相军、周亚鹏、万英飞、李杰、邓桂超、陈兵山、张楠、 滑豪杰、成玲、何意、刘亚峰、李世伟、仇晓朋、贺凯、钱敏华、马磊、缪鹭鸿、王泉、赵亮亮、刘博、 段飞跃、翟灏。 本文件在执行过程中如有意见和建议，请反馈至中国电力技术市场协会标准化技术委员会秘书处 （地址：北京市西城区广安门外大街168号朗琴国际大厦A座806，邮编：100055）
电池储能系统集成技术规范：用户侧储能
本文件规定了用户侧电池储能系统集成技术的技术要求、系统接入电网等级及接入方式、系统安全 设计、储能系统子系统、系统集成、系统电能计量功能等。 本文件适用于采用10kV及以下电压等级接入，单位并网点储能功率不超过5MW/2h的用户侧电池储 能系统集成。
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不司少的条款。凡是注日期的 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） 件。 GB2894安全标志及其使用导则 GB/T12325电能质量供电电压允许偏差 GB/T12326电能质量电压波动和闪变 GB/T14598.26量度继电器和保护装置第26部分：电磁兼容要求 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 GB/T19862电能质量监测设备通用要求 GB/T24337电能质量公用电网间谐波 GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范 GB/T34131电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB/T36276电力储能用锂离子电池 GB/T36545移动式电化学储能系统技术要求 GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定 GB/T36558电力系统电化学储能系统通用技术条件 GB/T50065交流电气装置的接地设计规范 DL/T448 1 电能计量装置技术管理规程 DL/T634.5101配电自动化系统应用实施细则 DL/T645多功能电能表通信协议 DL/T719 2 远动设备及系统.第5部分：传输规约.第102篇：电力系统电能累计量传轮 DL/T860 2 实施技术规范 DL/T5149变电站监控系统设计规程
DB3713／T 208-2020标准下载GDW11725储能系统接入配电网设计内容深度夫
3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 电化学储能系统electrochemicalEnergyStorageSystem 以电化学电池为储能载体，通过储能变流器对可循环电能存储、释放的系统。 3.2 用户侧电化学储能系统usersideElectrochemicalEnergyStorageSystem 接入电力用户配电系统的电化学储能系统。 3.3 电池系统batterySystem 由一个或多个电池单元组成的，电化学电池及配套电池管理系统（BMS）、监测和保护等电子设 备的集合。 3.4 公共连接点pointofCommonCoupling 电力用户与公用电网连接处。 3.5 电池管理系统batteryManagementSystem 监测电池温度、电压、电流、荷电状态等状态，为电池提供维护、管理及通讯接口的系统。 3.6 储能变流器powerConversionSystem 连接电池系统与电网（和/或负荷），实现功率双向变换的装置。 3.7 监控系统monitorandControlSystem 储能系统中对电池系统、变流器等协调控制、保护、监测等软硬件单元的总称。 3.8 额定能量ratedEnergy 在规定条件下测得或由制造商声明的电池能量，以Wh为单位。
用户侧电化学储能系统user systen
在用户场地建设，接入用户配电网，在用户配电网平衡消纳，并对电化学电池进行可循环电能 转换及释放的设备系统。
猪能系统 batteryEnergyStorageSystem
利用储能电池作为能量储存载体，一定时间内存储电能和一定时间内供应电能，具有平滑过渡、削 峰填谷、调频调压等功能的系统。
4.1用户侧电化学储能系统不应降低接入用户和公用电网的供电可靠性、可操作性和安全性，不应影响 用户正常用电。 4.2用户侧电化学储能系统应用模式可包括用户侧电能管理和参与电网需求响应、辅助服务等。储能系 统功率控制策略及远动设备应满足应用模式技术要求。 4.3用户侧电化学储能系统集成设计，应选择节能、环保、高效、安全、可靠、易维护的设备。 4.4用户使用移动式储能设备以流动等方式对用电设备提供临时、备用电源时，接入点应安装智能离网 转换设备。 4.5用户侧电化学储能系统集成设计时，应安装可闭锁、具有明显开断点、可实现可靠接地功能的开断 设备、可就地或远程操作
6系统接入电网等级及接入方式
用户侧储能系统接入公用电网可参照《分布式发电管理办法》和《分布式发电并网管理办法》执行； 用户侧储能系统应向当地供电公司报备。接入电网电压等级可根据额定功率，按表1确定。
表1接入电网电压等级
7.1用户侧电化学储能系统宜布置在建筑物外的独立区域内，应远离电力燃气设施、楼宇和车辆人员密 集区域，应满足运行、抢修、消防和环保要求，不同电池类型的储能系统宜分区布置。 7.2防雷与接地、消防设施、火灾报警系统、视频监控系统应符合GB51048的规定，视频及环境监控系 统宜具备远方监视功能。 7.3防污、防盐雾、防风沙、防湿热、防水、防寒等措施应与应用环境条件相适应。 7.4接入容量超过所在台区配变额定容量25%时，配变低压母线处应装设防孤岛装置。 7.5用户侧电化学储能系统不允许倒送电到电网时，公共电网联接点应装设防逆流装置，检测到储能系 统倒送电到电网时，调节储能变流器应降功率运行或停止工作。 7.6采用电力电子设备接入的用户侧电化学储能系统，发生短路故障时，储能变流器应封锁脉冲输出： 限制短路电流，短路电流应按1.5倍额定电流计算。 7.7继电保护应有短路瞬时、长延时、分励脱扣和欠压脱扣的功能。 7.8用户侧电化学储能系统设备与用户配电接地系统连接时，接地电阻不应大于4Q。 7.9接入380V电压等级的用户侧电化学储能系统应安装剩余电流保护器。 7.10电气设施和线路附近应设置当心触电等文字和符号，标识形状、颜色、尺寸和高度应按GB2894 执行。
8.1.1储能电池、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统和通信系统等，应符合国家现行产品标准 的规定，并应具备型式检验报告。 8.1.2储能系统选型宜根据应用需求、电池特性和建设条件、技术经济性等因素确定，可采用混合型储 能系统。
1电池选型应根据电池放电倍率、自放电率、循环寿命、能量效率、安全环保、技术成熟度和应 对系统响应、散热性能需求，以及电站建设成本和建设场地限制等确定。电池应选择安全、 可立
环保电池。 8.2.2电池宜采用模块化设计，电池簇间宜具有主动均衡能力，宜具备独立充电、放电并控制充放电项 率，宜具备簇级间的均衡能力。 8.2.3电池系统成组方式及其连接拓扑应与储能变流器拓扑结构相匹配，并宜减少电池并联个数。 8.2.4直流侧接地型式应符合GB/T16895.1的规定。
8.3.1电池管理系统拓扑配置应与储能变流器拓扑、电池成组方式相匹配，并应对电池运行状态优化 控制及管理。 8.3.2电池管理系统功能实现层级应由电池管理系统拓扑配置确定，宜包括电池模块、电池簇、电池 堆层级。 8.3.3电池管理系统测量功能、计算功能、信息交互功能、故障诊断功能、电池保护功能、对时、时 间记录、存储、故障录波、显示功能应符合GB/T34131的规定。
3.1电池管理系统拓扑配置应与储能变流器拓扑、电池成组方式相匹配，并应对电池运行状态 制及管理。 3.2 2电池管理系统功能实现层级应由电池管理系统拓扑配置确定，宜包括电池模块、电池族、
3.4.1储能变流器应具有充放电功能、有功功率控制功能、无功功率调节功能和并网转离网切换功能。 .4.2储能变流器效率、损耗、过载能力、功率控制、功率因数、绝缘耐压、噪声、外壳防护等级等 性能应符合GB/T34120的规定。
8.5储能能量管理系统
8.5.1储能能量管理系统应符合GB/T36274的规定。 8.5.2储能能量管理系统应具备遥测、遥信、遥调、遥控等功能。 8.5.3监控系统可由站控层、间隔层和网络设备等构成，并应采用分层、分布、开放式网络系统。 8.5.4能量管理系统与BMS、PCS通信应快速、可靠，通信规约可采用IEC61850、MODBUSTCP/IP等。
8.6.1建（构）筑物和电力设备火灾危险分类及其耐火等级应符合GB51048的规定。 8.6.2站址选择、平面布置、防爆措施、防火与灭火设施的配置应符合国能安全（2014）161号《防止 电力生产事故的二十五项重点要求》和GB51048的规定。
电力系统设计应符合GB/T36558的规定。宜具备平滑发电功率输出、跟踪计划发电、系统调试、 削峰填谷、紧急功率支撑等应用功能。系统设计容量及额定输出功率应按负荷性质、负荷容量、允许中 断供电时间等确定。
9.2额定功率能量转换效率
0.5C充放电条件下锂离子电池储能系统能量转化效率不应低于92%，铅酸电池储能系统能量转化 应低于86%，液流电池不应低于65%，高温钠电池储能系统直流侧能量转化效率不应低于85%，
GB／T 20257.4-2017 国家基本比例尺地图图式 第4部分：1∶250000 1∶500000 1∶1000000地形图图式(完整正版、清晰无水印).pdf电池储能系统集成后应具备有有功功率控制、无功功率调节以及功率因数调节能力并满足系统功能 要求。
电池储能系统充放电响应时间不应大于2s；调节时间不应大于3s；充电放电转换时间不应大于2s； 并应符合GB/T36547的规定。
电池储能设备电磁兼容应符合GB/T14598.26的规定。
储能系统接入公共连接点后，公共连接点的谐波电压应符合GB/T14549的规定，间谐波电压应 /T24337的规定，电压偏差应符合GB/T12325的规定，电压波动和闪变值应符合GB/T12326 电压不平衡度应符合GB/T15543的规定。
9.7.1储能系统通信可采用以太网、串行口等接口，通信规约可采用基于CAN2.0、MODBUSTCP等通信 协议。 9.7.2储能变流器宜具备CAN/RS485、以太网通讯接口。PCS与监控站级通信宜采用以太网通讯接口， 宜支持MODBUSTCP、DL/T860、PROFIBUSDP通信协议；与电池管理系统通信宜采用CAN/RS485，宜支 持CAN2.0、MODBUSTCP通信协议。
9.8.1监控系统应具备对设备监控能力，以及接受远方调度能力DB1501／T 0020-2021 绿道规划设计导则.pdf，且应符合电力系统二次系统安全防