6.1 并网要求
6.1.1 电站接入电网的电压等级应根据电站容量及电网的具体情况确定。大、中型电化学储能电站宜采用10kV或更高电压等级。
6.1.2 电站接入电网公共连接点电能质量应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》GB 12325、《电能质量 电压波动和闪变》GB 12326、《电能质量 公用电网谐波》GB 14549和《电能质量 三相电压不平衡》GB 15543的规定，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5％。
6.1.3 电站有功、无功功率控制应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。
6.1.4 电网异常时电站的响应能力应符合下列规定：
1 电网频率异常时的响应，应符合下列要求：
1) 电站并网时应与电网保持同步运行。
2) 接入电网的电化学储能电站的频率异常响应特性要求应符合表6.1.4-1的规定。
1) 无低电压穿越能力要求的电站，电压异常响应特性要求应符合表6.1.4-2的规定。
2) 具有低电压穿越能力要求的电站，当并网点电压在额定电压的85％及以上时，电压异常响应特性应符合表6.1.4-2的规定；当并网点电压在额定电压的85％以下时，电站的低电压穿越能力应满足并网调度协议的要求。
6.1.5 电站的无功补偿装置配置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足定位需求的原则配置。
6.1.6 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电站并网点处超前或滞后功率因数不应小于0.95。
6.1.7 电站的接地形式应与原有电网的接地形式一致，不应抬高接入电网点原有的过电压水平和影响原有电网的接地故障保护配合设置。
条文说明
6.1.1 电站接入电网的电压等级与电站的容量、电网的具体情况有关，在满足应用需求的情况下，经过技术经济比较，采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。
6.1.2 电化学储能电站的功率变换系统一般采用基于PWM调制技术的电压源型换流器，能够实现有功、无功的解耦控制，其接入电网点的谐波、三相电压平衡度、电压波动和闪变等一般都能满足现行国家标准要求。若不满足要求时，需要采用相应的治理措施。
在整流、逆变过程中，功率变换系统会产生直流分量，为防止直流分量流入电网对电网设备和用电设备造成影响，应将直流分量限制在一定范围内。结合行业标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB／T 19964-2012、《IEEE Standard for Interconnec-ting Distributed Resources with Electric Power Systerms》IEEE Std 1547TM和目前主要功率变换系统厂家的技术水平，直流电流分量应不大于交流侧额定电流的0.5％。
6.1.3 有功功率、无功功率控制是电化学储能电站的重要能力，但其在不同的应用场合，要求不同，具体指标差异较大，应根据工程实际来确定其响应要求。
6.1.4 电站检测到电网异常时，一方面应在一定的时间内与电网断开，有效防止孤岛情况；另一方面，要保证必要的运行时间，以免因短时扰动造成的过多跳闸。
对于低电压穿越能力要求，低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落、最低电压水平持续时间及电压恢复曲线。一般的低电压穿越曲线如图8所示。并网点电压在图8的曲线1轮廓线及以上区域时，电站应不脱网连续运行；否则，允许电站离网。
图8 电化学储能电站低电压穿越要求 具体工程中的允许时间可根据当地电网的保护和重合闸动作时间等实际情况核实调整。
6.1.5 电力系统无功按照分层分区就地平衡的原则设计。电站无功补偿配置首先应满足站内无功需求。当电力系统对电站的无功能力有特殊要求时，站内无功补偿能力应满足此要求。
当电网对电站的无功没有特殊要求或者电站没有纳入区域AVC系统，电站对外不应提供额外无功，不应调节PCC点电压。
由于功率变换系统可以实现有功／无功的解耦控制，是很好的无功源，电站无功补偿装置的配置宜考虑功率变换系统发出／吸收无功的能力。
6.1.7 电站接入电网，不应影响原有电网绝缘配合和保护配置，一般要求电站的接地方式与电网的接地方式保持一致。
6.1.2 电站接入电网公共连接点电能质量应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》GB 12325、《电能质量 电压波动和闪变》GB 12326、《电能质量 公用电网谐波》GB 14549和《电能质量 三相电压不平衡》GB 15543的规定，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5％。
6.1.3 电站有功、无功功率控制应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。
6.1.4 电网异常时电站的响应能力应符合下列规定：
1 电网频率异常时的响应，应符合下列要求：
1) 电站并网时应与电网保持同步运行。
2) 接入电网的电化学储能电站的频率异常响应特性要求应符合表6.1.4-1的规定。
表6.1.4-1 接入电网的电化学储能电站的频率异常响应特性要求
2 电网电压异常时的响应，应符合下列要求：
1) 无低电压穿越能力要求的电站，电压异常响应特性要求应符合表6.1.4-2的规定。
表6.1.4-2 电化学储能电站的电压异常响应特性要求
注：U
N为并网点的电网额定电压。
2) 具有低电压穿越能力要求的电站，当并网点电压在额定电压的85％及以上时，电压异常响应特性应符合表6.1.4-2的规定；当并网点电压在额定电压的85％以下时，电站的低电压穿越能力应满足并网调度协议的要求。
6.1.5 电站的无功补偿装置配置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足定位需求的原则配置。
6.1.6 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电站并网点处超前或滞后功率因数不应小于0.95。
6.1.7 电站的接地形式应与原有电网的接地形式一致，不应抬高接入电网点原有的过电压水平和影响原有电网的接地故障保护配合设置。
条文说明
6.1.1 电站接入电网的电压等级与电站的容量、电网的具体情况有关，在满足应用需求的情况下，经过技术经济比较，采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。
6.1.2 电化学储能电站的功率变换系统一般采用基于PWM调制技术的电压源型换流器，能够实现有功、无功的解耦控制，其接入电网点的谐波、三相电压平衡度、电压波动和闪变等一般都能满足现行国家标准要求。若不满足要求时，需要采用相应的治理措施。
在整流、逆变过程中，功率变换系统会产生直流分量，为防止直流分量流入电网对电网设备和用电设备造成影响，应将直流分量限制在一定范围内。结合行业标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB／T 19964-2012、《IEEE Standard for Interconnec-ting Distributed Resources with Electric Power Systerms》IEEE Std 1547TM和目前主要功率变换系统厂家的技术水平，直流电流分量应不大于交流侧额定电流的0.5％。
6.1.3 有功功率、无功功率控制是电化学储能电站的重要能力，但其在不同的应用场合，要求不同，具体指标差异较大，应根据工程实际来确定其响应要求。
6.1.4 电站检测到电网异常时，一方面应在一定的时间内与电网断开，有效防止孤岛情况；另一方面，要保证必要的运行时间，以免因短时扰动造成的过多跳闸。
对于低电压穿越能力要求，低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落、最低电压水平持续时间及电压恢复曲线。一般的低电压穿越曲线如图8所示。并网点电压在图8的曲线1轮廓线及以上区域时，电站应不脱网连续运行；否则，允许电站离网。
图8 电化学储能电站低电压穿越要求
6.1.5 电力系统无功按照分层分区就地平衡的原则设计。电站无功补偿配置首先应满足站内无功需求。当电力系统对电站的无功能力有特殊要求时，站内无功补偿能力应满足此要求。
当电网对电站的无功没有特殊要求或者电站没有纳入区域AVC系统，电站对外不应提供额外无功，不应调节PCC点电压。
由于功率变换系统可以实现有功／无功的解耦控制，是很好的无功源，电站无功补偿装置的配置宜考虑功率变换系统发出／吸收无功的能力。
6.1.7 电站接入电网，不应影响原有电网绝缘配合和保护配置，一般要求电站的接地方式与电网的接地方式保持一致。