《电力系统新型储能电站规划设计技术导则》NB/T 11681-2024（报批稿）

本标准适用于省级及以上电力系统配置新型储能电站的规划设计，覆盖电源侧、电网侧、用户侧三类场景，围绕容量配置、型式选择、布局选址与接入系统、生产模拟与电气计算、电力系统二次、技术经济分析等环节给出技术规定。规划年限宜与电力规划、电源规划、电网规划相协调，并与国家级、省级能源规划和电力规划衔接。

容量配置分侧施策

容量配置以需求为导向，电源侧、用户侧主要满足自身配置需求，电网侧重点满足系统整体调节需求，并统筹电源侧与用户侧配置情况。电源侧储能与配套电源联合运行，容量分析依据平滑功率波动、跟踪计划出力、辅助调频、电压支撑等场景对应的现行国标限值确定；支撑新能源基地跨省区送电的，按 NB/T 11194 执行。电网侧储能兼顾保供、系统调节、安全稳定、延缓输配电投资和应急保障，分别通过生产模拟、频率支撑需求、输变电设备重过载情况及应急供电需求确定容量。用户侧储能定量分析以重要用户保安负荷供电和自发自用新能源消纳为主，分别依据 GB/T 29328 和生产模拟确定容量。

型式选择与选址接入

系统储能时长不大于 4 小时的电站可采用电化学储能；4 至 8 小时且建设进度要求高的可采用电化学储能，宜采用液流电池等长时储能型式；4 小时及以上可采用压缩空气储能。系统具有转动惯量或稳定支撑需求时宜采用压缩空气储能，技术条件成熟时也可考虑构网型控制的电化学储能。电源侧布局可采用分散式、集中式或两者结合；电网侧储能按解决供电能力不足或提升系统调节能力分别布局于负荷中心、电网末端薄弱地区或大规模新能源汇集、存在消纳困难及大容量直流馈入地区。接入方案应接线简单清晰，电压等级综合考虑储能类别、作用、额定功率和接入点电网结构确定。

生产模拟与经济分析

规划宜开展电力系统生产模拟计算，规划水平年按全年 8760 小时计算，闰年按 8784 小时，经多方案技术经济比选确定装机容量。电气计算按需开展潮流、短路和稳定计算。技术经济比较从系统定位、容量配置、型式选择、布局选址、系统接入等角度评价技术可行性，经济比较从资产全寿命角度综合分析投资费用、运营成本和直接、间接效益，投资费用按当地设备价格和同类工程造价水平估算。电源侧效益含减少弃电、辅助服务、容量和减少考核成本收益，电网侧含电能量、辅助服务、容量和延缓电网升级扩容收益，用户侧含峰谷套利、减少容量费用和应急备用效益。

二次系统与用户侧执行

电力系统二次规划针对电源侧、电网侧储能的继电保护与安全自动装置、调度自动化、通信作出规定，用户侧储能参照执行。储能电站应配置独立防孤岛保护，具备接收并自动执行调度机构或电力需求侧管理服务机构控制指令的能力，电力监控系统安全防护须满足 GB/T 22239、GB/T 39786、GB/T 36572 及 DL/T 2335 要求，宜配置电能质量监测装置和同步相量测量装置。通信通道由省级及以上调度的按两个独立通道考虑，调度电话宜配置 1 门公网电话作为备用。