7.5电厂侧储能监控系统应可实时监测电厂内设备运行和告警状态，机组功率、自动发电控制 （AGC）指令、一次调频状态和高压厂用变压器功率等信息，并应具备远程开停机、有功/无功功率及 功率因数设定、辅助机组调频等功能。 7.6电厂应根据调度机构要求将电厂侧储能系统实时运行信息接入电网调度自动化系统，接入基本信 息可参照附录C执行。

8.1.1满足并网条件后，电厂应向电网调度机构提交并网调试申请书，经电网调度机构批准后可并网 开展调试。 8.1.2电厂侧储能并网调试应包括储能性能试验和储能联合电厂/机组试验，应委托具备资质的测试机 构，按相关要求开展试验。 8.1.3电广侧储能系统性能试验项目应包括功率控制、过载能力、电网适应性、低电压穿越、高电压 穿越、电能质量、充/放电响应时间、充/放电调节时间、充/放电转换时间、额定能量、额定功率能量 转换效率测试等。其中对于储能变流器容量小于或等于3MW的储能系统，高/低电压穿越试验项目宜 以整个电池集装箱为单位进行测试。试验应依据GB/T36548的要求开展，并应满足GB/T36547的技 术要求。

拉伸强度测试标准8.2储能联合电厂/机组试验

电厂侧储能系统可与电厂内不同机组连接构成联合发电单元的，每种接入方式应分别完成规 能联合机组试验项目。

8.2.2 AGC 试验

AGC试验应符合下列要求： a）AGC变负荷试验：试验方法应满足DL/T1210或NB/T10317的要求，变负荷指令响应过程中 储能与电厂/机组响应特性应协同一致，电厂侧储能系统不发生反向调节和功率异常波动。 b）连续调频试验：投入电/机组与储能联合AGC调节功能，AGC主站自动向电厂/机组下发连 续调频指令，以测试AGC调节性能指标，电厂/机组和储能联合AGC调节性能指标应满足相 关技术标准要求，并不低于电厂/机组独立调节指标，

8.2.3一次调频试验

一次调频试验应符合下列要求： a）频率阶跃扰动试验：试验方法应满足GB/T30370或NB/T10315的要求，试验过程中储能与 机组响应特性应协同一致，电厂侧储能系统不应发生反向调节和功率异常波动，机组和储能联 合一次调频技术指标应满足相关技术标准要求，并不应低于机组独立调节指标。 b）连续扰动试验：投入机组与储能联合一次调频功能，实际电网频率扰动超过死区次数不应少于 3次，试验过程中电厂侧储能系统应正确动作，不发生反向调节和功率异常波动。

3.2.4机组电力系统静态稳定器（PSS）校核试

校核加装储能后发电机组有功功率阻尼

DL/T23132021

DL/T2313—2021

8.2.5异常工况试验

异常工况试验应模拟机组跳闸、 储能与机组控制系统通信中断、储能过电压/过电流或过温度等异 常工况，并校核电厂侧储能系统动作策略的正确性。异常工况下电厂侧储能系统应正确动作或及时退 出运行，不应发生功率异常波动

8.2.6直接控制试验

具备调度直接控制功能的电厂侧储能系统，应按电网调度机构要求开展直接控制试验，直接控制 情况下的动作性能指标应满足相关技术要求。

电厂在电厂侧储能系统并网试验结束后10个工作日内应向电网调度机构提交正式试验报告。

9.1电厂侧储能系统并网调试结束后，电厂应向电网调度机构申请开展试运行。 9.2试运行包括连续计划曲线运行和连续试运行两个阶段。 9.3连续计划曲线运行期间，电厂侧储能系统应保持72h连续运行状态，不发生功率异常波动和异常 跳闸，机组和储能联合发电单元跟踪调度计划曲线运行，联合发电单元跟踪计划曲线精度不应低于电 厂/机组独立调节精度。 9.4连续试运行期间，电厂侧储能系统应保持30d连续运行状态，不发生功率异常波动和异常跳闸， 机组和储能联合发电单元提供调频辅助服务，联合发电单元的AGC调节性能指标及一次调频指标不应 低于电广/机组独立调节指标。 9.5电厂侧储能系统可与电厂内不同机组连接构成发电单元的，每种接入方式应分别完成连续试运行。 9.6电厂侧储能系统结束试运行后，应提交合格的试验报告，经电网调度机构确认后进入正式运行。

电厂侧储能并网管理流程图见图A.1。

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附录A （资料性） 电厂侧储能并网管理流程

图A.1电厂侧储能并网管理流程图

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电厂侧储能并网资料应包括但不限于： a）项目概况说明。包括规模、投资单位、电池设备选型/生产厂家等。 b）项目可行性研究报告和接入系统方案。由具备电力工程设计资质的第三方机构出具。 c）储能装置质量合格证明，包括具有国家授权的有资质的检测机构出具的型式试验报告（检测依 据：锂离子电池应符合GB/T36276的规定，储能变流器应符合GB/T34120的规定，锂离子 电池管理系统应符合GB/T34131的规定），以及电池箱、中压箱式变压器、开关柜、集控箱等 主要设备的出厂验收报告。 d）电厂侧储能系统设备的单体调试与电厂内分系统调试的调试报告。 e）电厂侧储能系统说明，包括电厂侧储能系统接入方式、监控系统框架、网络及通信结构、可用 于电网仿真计算的电厂侧储能系统及其控制策略仿真模型及参数、电厂侧储能系统各级保护逻 辑及参数、继电保护整定参数等。 f）项目安全性评估报告，由具备电力工程设计资质的第三方机构出具，由电厂组织并通过评审。 g）并网调试计划和试验方案，由具备电力工程调试资质的测试机构出具，包括储能性能测试和储 能涉网试验，试验方案应包括测试步骤、测试参数、调试过程风险点辨识及管控措施等。 h）储能监控系统等级保护测评报告。 i）由具备资质的第三方机构出具的电厂侧储能系统消防验收报告。 i）电厂侧储能系统运行维护规程、现场操作规程、事故预案及应急管理措施。

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bs标准表C.2储能联合机组AGC控制信息列表

能系统相量测量单元（PMU）信息宜按照表C.3

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储能接入PMU的动态

表C.1～表C.3中的符号意义如下： a）“××”表示发电机组、高压厂用变压器、储能箱式变压器及PCS的调度编号，如1号发电 机、1号高压厂用变压器、1号储能箱式变压器； b）“×kV”表示电压等级，如6kV、10kV； c）“××××”表示某开关编号，如“10kV储能进线C501开关”“1号储能箱式变压器1号 PCSP001开关”，以此类推； d）“x”表示母线编号，以阿拉伯数字与英文字母组合或单独英文字母标识，如“10kV储能A 段母线”“10kV1A段母线”，以此类推。

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焊接标准DL/T23132021

C.4电厂侧储能系统与电网调度机构数据交互的其他要求还包括： a）储能运行信息的上送应采用直采直送的方式； b）接入测点名称应按照所属电力调度机构相关命名规范进行命名。