11月3日，浙江省发展和改革委员会发布《浙江省用户侧电化学储能技术导则》（征求意见稿）（简称《技术导则》）。
作为用户侧储能大省，行业对规范的出台翘盼已久。该文件适用于采用0.4kV及以上电压等级接入，额定功率100kW及以上的用户侧储能。
文件提出，用户侧储能应建设在用户内部场地或相邻位置，直接接入用户内部配电设施，所充电能原则上在用户内部消纳。相邻位置宜与企业围墙毗连，之间不应有公共道路、其他建筑物等隔离。
用户侧储能应根据应用需求、接入电压等级、电化学储能类型、特性和要求及设备短路电流耐受能力进行设计。
一、建设条件与容量确定
建设条件
用户侧储能备案前应核实用户内部建设条件，包括场地条件、变压器余量、并网接入条件、符合消纳能力等。
容量确定
用户侧储能容量确定应校核用户内部负荷峰谷比，额定功率和放电时间应综合考虑用户的消纳能力，储能配置容量不宜导致用户内部负荷峰谷比倒置。储能配置可用于降低用户变压器新增容量。
在用户变压器低压侧并网的储能安装容量应根据变压器低谷时段空余容量校核后确定，储能系统安装后宜能实现内部负荷峰谷比达到或接近 1:1。
在用户变压器高压侧并网的储能安装容量应根据用户实际最大负荷和低谷时段变压器空余容量校核后确定。储能充电容量增加后应满足母线、开关等设备载流量的要求，不宜引起外部供电线路和变电站的改造或新建。
二、并网
并网电压
用户侧储能接入用户配电网的电压等级应符合安全性、灵活性、经济性的原则。
用户侧储能推荐采用变压器低压侧接入方式，单个并网点容量应与电压等级相匹配，不宜超过以下限制：0.4kV 接入不超过 1000kW（含）；10kV 接入不超过 6000kW（含）；20kV 接入不超过 12000kW（含）；35kV 接入不超过 30000kW（含）。
用户变电站采用“高供低计” 供电方式，用户侧储能只允许采用低压侧并网；用户变电站采用“高供高计” 供电方式，用户侧储能可选择低压侧并网或高压侧并网。在用户变电站高压侧并网，应校核上级线路的允许安全输送容量、并网点母线载流量、并网点短路电流开断容量、区域电网的接纳能力等情况，并办理增容手续。
并网点
用户侧储能并网点宜设置在用户变电站（所）的高、低压母线处，不应设置在用户供电线路和低压馈线线路处，不宜设置在车间配电房高压母线和末端配电室（箱）处。
0.4kV 并网的用户侧储能系统，原则上一台变压器的 0.4kV 低压母线侧设置一个并网点；在单台变压器容量 2000kVA 及以上，且用户变电站低压侧空间位置充裕，可增加一个并网点。
10（20）kV 及以上并网的用户侧储能系统，原则上一条母线设置一个并网点。
储能系统的 10kV 升压变单台容量原则上不超过 2500kVA，可通过多台变压器升压汇流后并入 10（20）kV 母线。
汇流母线
0.4kV 并网柜与配电房母线可采用电缆或母线连接。电缆应满足额定短时和峰值耐受电流的要求，母线应与配电房母线同规格。
10（20）kV 及以上电压等级的并网柜与配电房母线应采用母线连接。母线应与配电房母线同规格。
并网柜及开关
0.4kV 并网柜应设置在并网侧用户变电站内，柜体宜选用通用标准柜型，布置需满足 GB 50053的相关规定。如用户变电站有备用柜，在满足功能和保护等相关技术要求后，可直接接入。
10（20）kV 及以上电压等级的并网柜应选用原柜型，布置需满足 GB 50053 的相关规定。
0.4kV 并网点应安装具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用开关，应具备短路瞬时、长延时保护和分励脱扣、欠压脱扣功能，失压跳闸定值宜整定为 20%UN、10 秒。
10（20）kV 及以上电压等级的并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。
三、储能系统
能变流器应具备启停机控制功能、充放电功能、有功功率控制、无功功率控制、功率因数控制功能，同时能够实时监测储能变流器直流侧电压、电流、功率和电池状态信息，交流侧电压、电流、频率和功率信息。
此外储能变流器还应具备保护功能，包括短路保护功能、极性反接保护功能、直流电压保护功能、过电流保护功能、过温保护功能、通讯故障保护功能、冷却系统故障保护功能和非计划性孤岛保护功能。
储能变流器应具有与电池管理系统、监控系统等设备进行信息交互的功能，应能够实时监测储能变流器与电池管理系统、监控系统等设备的通信状态。
储能变流器应具备自诊断功能、故障诊断功能和故障信息记录功能，并且交流侧和直流侧均应具备开断能力。储能变流器在额定功率运行时，储能变流器交流测电流中直流分量应不超过其输出电流额定值的 0.5%。
四、安全管理
项目业主是电化学储能电站安全运行的责任主体，10kV 及以上电压等级接入的用户侧储能安全管理应纳入企业安全管理体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。
用户侧储能项目的安全设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。
作为用户侧储能大省，行业对规范的出台翘盼已久。该文件适用于采用0.4kV及以上电压等级接入，额定功率100kW及以上的用户侧储能。
文件提出，用户侧储能应建设在用户内部场地或相邻位置，直接接入用户内部配电设施，所充电能原则上在用户内部消纳。相邻位置宜与企业围墙毗连，之间不应有公共道路、其他建筑物等隔离。
用户侧储能应根据应用需求、接入电压等级、电化学储能类型、特性和要求及设备短路电流耐受能力进行设计。
一、建设条件与容量确定
建设条件
用户侧储能备案前应核实用户内部建设条件，包括场地条件、变压器余量、并网接入条件、符合消纳能力等。
容量确定
用户侧储能容量确定应校核用户内部负荷峰谷比，额定功率和放电时间应综合考虑用户的消纳能力，储能配置容量不宜导致用户内部负荷峰谷比倒置。储能配置可用于降低用户变压器新增容量。
在用户变压器低压侧并网的储能安装容量应根据变压器低谷时段空余容量校核后确定，储能系统安装后宜能实现内部负荷峰谷比达到或接近 1:1。
在用户变压器高压侧并网的储能安装容量应根据用户实际最大负荷和低谷时段变压器空余容量校核后确定。储能充电容量增加后应满足母线、开关等设备载流量的要求，不宜引起外部供电线路和变电站的改造或新建。
二、并网
并网电压
用户侧储能接入用户配电网的电压等级应符合安全性、灵活性、经济性的原则。
用户侧储能推荐采用变压器低压侧接入方式，单个并网点容量应与电压等级相匹配，不宜超过以下限制：0.4kV 接入不超过 1000kW（含）；10kV 接入不超过 6000kW（含）；20kV 接入不超过 12000kW（含）；35kV 接入不超过 30000kW（含）。
用户变电站采用“高供低计” 供电方式，用户侧储能只允许采用低压侧并网；用户变电站采用“高供高计” 供电方式，用户侧储能可选择低压侧并网或高压侧并网。在用户变电站高压侧并网，应校核上级线路的允许安全输送容量、并网点母线载流量、并网点短路电流开断容量、区域电网的接纳能力等情况，并办理增容手续。
并网点
用户侧储能并网点宜设置在用户变电站（所）的高、低压母线处，不应设置在用户供电线路和低压馈线线路处，不宜设置在车间配电房高压母线和末端配电室（箱）处。
0.4kV 并网的用户侧储能系统，原则上一台变压器的 0.4kV 低压母线侧设置一个并网点；在单台变压器容量 2000kVA 及以上，且用户变电站低压侧空间位置充裕，可增加一个并网点。
10（20）kV 及以上并网的用户侧储能系统，原则上一条母线设置一个并网点。
储能系统的 10kV 升压变单台容量原则上不超过 2500kVA，可通过多台变压器升压汇流后并入 10（20）kV 母线。
汇流母线
0.4kV 并网柜与配电房母线可采用电缆或母线连接。电缆应满足额定短时和峰值耐受电流的要求，母线应与配电房母线同规格。
10（20）kV 及以上电压等级的并网柜与配电房母线应采用母线连接。母线应与配电房母线同规格。
并网柜及开关
0.4kV 并网柜应设置在并网侧用户变电站内，柜体宜选用通用标准柜型，布置需满足 GB 50053的相关规定。如用户变电站有备用柜，在满足功能和保护等相关技术要求后，可直接接入。
10（20）kV 及以上电压等级的并网柜应选用原柜型，布置需满足 GB 50053 的相关规定。
0.4kV 并网点应安装具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用开关，应具备短路瞬时、长延时保护和分励脱扣、欠压脱扣功能，失压跳闸定值宜整定为 20%UN、10 秒。
10（20）kV 及以上电压等级的并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。
三、储能系统
能变流器应具备启停机控制功能、充放电功能、有功功率控制、无功功率控制、功率因数控制功能，同时能够实时监测储能变流器直流侧电压、电流、功率和电池状态信息，交流侧电压、电流、频率和功率信息。
此外储能变流器还应具备保护功能，包括短路保护功能、极性反接保护功能、直流电压保护功能、过电流保护功能、过温保护功能、通讯故障保护功能、冷却系统故障保护功能和非计划性孤岛保护功能。
储能变流器应具有与电池管理系统、监控系统等设备进行信息交互的功能，应能够实时监测储能变流器与电池管理系统、监控系统等设备的通信状态。
储能变流器应具备自诊断功能、故障诊断功能和故障信息记录功能，并且交流侧和直流侧均应具备开断能力。储能变流器在额定功率运行时，储能变流器交流测电流中直流分量应不超过其输出电流额定值的 0.5%。
四、安全管理
项目业主是电化学储能电站安全运行的责任主体，10kV 及以上电压等级接入的用户侧储能安全管理应纳入企业安全管理体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。
用户侧储能项目的安全设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。
