《電化學儲能電站啟動驗收規程》

編制說明

一、工作簡況

1.任務來源

根據《國家標準化管理委員會關于下達2021年第四批推薦性國家標準計劃

及相關標準外文版計劃的通知》（國標委發〔2021〕41號）的要求，全國電力儲

能標準化技術委員會組織云南電網有限責任公司電力科學研究院等單位編制了

《電化學儲能電站啟動驗收規程》。

“十三五”以來，我國新型儲能行業整體處于由研發示范向商業化初期的過

渡階段，在技術裝備研發、示范項目建設、商業模式探索、政策體系構建等方面

取得了實質性進展，市場應用規模穩步擴大，截至2021年底，新型儲能累計裝

機超過400萬千瓦。“十四五”規劃指出“提高電力系統互補互濟和智能調節能

力，加強源網荷儲銜接，提升清潔能源消納和存儲能力，提升向邊遠地區輸配電

能力，推進煤電靈活性改造，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用。”

在“雙碳”及新型電力系統建設背景下，儲能系統將快速發展。為推動電化學儲

能健康、有序發展，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能

發展的指導意見》和《“十四五”新型儲能發展實施方案》。文件中明確提出，要

統籌開展新型儲能規劃，積極推動電網側儲能合理化布局，建立健全新型儲能全

產業鏈標準體系，加強儲能標準體系與現行能源電力系統相關標準的有效銜接。

近年來，國內外發生了多起鋰離子電池儲能電站火災安全事故，造成了巨大

的社會和經濟影響，電池儲能的安全與質量問題引起了國家各級主管部門的高度

重視。目前，電化學儲能電站在加速建設，驗收標準也逐漸規范完善。啟動驗收

1

是全面檢查電化學儲能電站在工程設計、設備安裝、系統調試和生產準備等階段

建設質量的重要程序，是保證電化學儲能電站安全、經濟、迅速、可靠、完整地

投入生產，形成生產能力，發揮投資效益的最后把關環節。

本標準的制定將為電化學儲能電站的啟動驗收提供具體的技術要求和規范，

對保證電化學儲能電站的高質量建設和安全投運具有重要意義。

2.參與單位

云南電網有限責任公司電力科學研究院作為牽頭單位組織編寫了本技術標

準，協作編寫單位包括國網甘肅省電力有限公司、國網浙江省電力有限公司、國

網新源張家口風光儲示范電站有限公司、南網科技股份有限公司、中國電力科學

院有限公司、云南電網有限責任公司云網能源投資公司。

3.主要工作過程

2022年1月17日，標準編寫組召開標準啟動會，明確了標準大綱架構和各

章節的牽頭編寫單位和配合參編單位，明確了工作計劃和進度安排。

2022年1月-3月，標準編制組根據標準大綱及主要內容開展了標準討論稿

編制工作，完成《電化學儲能電站啟動驗收規程》組內討論稿的編制，召開多次

會議對組內討論稿進行討論，形成標準初稿。

2022年3月19日，全國電力儲能標準化技術委員會主持召開了國家標準《電

化學儲能電站啟動驗收規程》大綱暨初稿審查會。與會專家對標準大綱和內容予

以指導，提出將電化學儲能電站啟動驗收分為啟動驗收準備、啟動驗收程序和內

容、試運行和交接三個部分，對標準的結構進行調整，對一些內容上的細節提出

了修改意見。

2022年4月29日，全國電力儲能標準化技術委員會主持召開了《電化學儲

能電站啟動驗收規程》征求意見稿審查會，邀請有關專家對標準征求意見稿進行

交流討論，在啟動驗收準備階段說明工程應具備的條件，包括工程面貌、設備安

裝、調試等，進一步梳理明確啟動驗收階段應審核的材料，部分內容語言描述應

嚴謹準確。

2022年6月2日，全國電力儲能標準化技術委員會主持召開了《電化學儲

2

能電站啟動驗收規程》征求意見稿討論會，邀請有關專家對標準征求意見稿進行

交流討論，與會專家就標準文件的啟動驗收準備的事項明細程度提出了修改建議，

要求語言表達簡練、準確，啟動驗收內容須與電化學儲能電站調試、施工驗收等

標準所規定內容有效銜接，與會專家還對啟動驗收試驗內容、試運行考核內容予

以指導，要求考慮不同應用場景下儲能電站應側重開展的試驗內容。

2022年7月3日，全國電力儲能標準化技術委員會主持召開了《電化學儲

能電站啟動驗收規程》征求意見稿第二次討論會，邀請有關專家對標準征求意見

稿進行交流討論，與會專家要求梳理對引用標準的名稱及最新版本，對啟動驗收

委員會相關單位的工作做了調整，對啟動驗收試驗及試運行的指標予以指導。

4.主要起草人及其所作的工作

本標準主要由云南電網有限責任公司電力科學研究院蘇適負責牽頭完成，主

要負責大綱制定、標準內容審核、征求意見處理、工作協調等。其余人員按照專

業進行內容分工，其中楊洋負責總則的內容編寫，董開松負責啟動驗收準備的內

容編寫，劉敏負責啟動驗收程序的內容編寫，王超負責試運行的內容編寫，史學

偉負責驗收歸檔資料的內容編寫。

二、標準編制原則及主要內容的論據

1.標準編制原則

本標準的體例格式主要符合GB/T20001-2001的要求，框架結構編排及技

術要素內容主要根據GB/T1.1-2009《標準化工作導則第1部分：標準的結構

和編寫》的規定進行編寫，并遵循如下原則：

（1）適用性原則。本標準立足國內電化學儲能電站的現狀，規定了10kV（6kV）

及以上電壓等級并網的新建、改建和擴建的電化學儲能電站的啟動驗收要求。

（2）完整性原則。本標準從電化學儲能電站啟動驗收準備、啟動驗收程序、

啟動驗收試驗、試運行及交接各個環節統籌考慮，完整規定了電化學儲能電站的

啟動驗收工作。

3

（3）兼容性原則。本標準在編寫時，確保了與現行國家、行業標準的有效

兼容。

2.主要內容

本標準共分為8章，由范圍、規范性引用文件、術語和定義、總體要求、啟

動驗收準備、啟動驗收程序、啟動驗收試驗和試運行及交接組成。共設3章附錄。

（1）第1章“范圍”規定了本標準的主要內容和適用范圍。

（2）第2章“規范性引用文件”列出了本標準所引用的標準、技術規范和規

程。

（3）第3章“術語和定義”對標準引用的DL/T2528界定的術語和定義進

行說明。

（4）第4章“總體要求”規定了電化學儲能電站的啟動驗收的總體要求。

（5）第5章“啟動驗收準備”規定了電化學儲能電站的啟動驗收前應具備

的條件，包括電化學儲能電站內外部工程應達到的條件，設備的安裝驗收完成，

設備、系統調試應達到的條件，外部并網線路的條件。

（6）第6章“啟動驗收程序”規定了電化學儲能電站的啟動驗收程序，程

序各個環節應開展的工作。

（7）第7章“啟動驗收試驗”規定了電化學儲能電站的啟動驗收應開展的

試驗，包括并網線路沖擊試驗、電氣一次設備沖擊試驗、啟停機試驗、緊急停機

試驗、功率控制試驗、過載能力試驗、充放電試驗、充放電轉換試驗。

（8）第8章“試運行及交接”規定了電化學儲能電站開展試運行的考核內

容、完成條件以及完成后的交接。

（9）附錄A規定了電化學儲能電站啟動驗收委員會工作職責和內容。

（10）附錄B整站啟動驗收證書應包括的內容。

（11）附錄C規定了電化學儲能電站工程總結報告大綱應包括的內容。

4

三、主要試驗（或驗證）的分析

無。

四、知識產權情況說明

本標準不涉及專利。

五、產業化情況、推廣應用論證和預期達到的經濟效果

無

六、采用國際標準和國外先進標準的程度

無。

七、與有關的現行法律、法規和強制性國家標準的關系

本標準與有關的現法律、法規和強制性國家標準相協調一致。

八、重大分歧意見的處理經過和依據

本標準編制過程和審查過程中未發現重大分歧意見。

九、國家標準作為強制性國家標準或推薦性國家標準的建議

建議本標準作為推薦性國家標準發布實施，發布后3個月實施。

5

十、貫徹國家標準的要求和措施建議

無。

十一、代替或廢止現行有關標準的建議

無。

十二、其他予以說明的事項

1.標準編制組工作基礎

（1）云南電網有限責任公司電力科學研究院

云南電網有限責任公司電力科學研究院圍繞儲能應用、新能源并網與調控優

化、微網研究及建設、電力電子控制等技術開展了大量深入的研究工作。先后參

與和主持4項863項目，1項云南省重點科技專項，10余項南網科技項目，獲

得新能源、分布式能源領域省部級科技獎數10項。擁有云南省新能源消納技術

工程實驗室和智能電網工程中心，科研平臺資源豐富、研發實力雄厚。研究團隊

在儲能和新能源優化控制、電力電子仿真等領域擁有多名技術專家和博士，人員

梯隊合理、專業性強，科研經驗豐富。積極開展電化學儲能電站規劃評審、接網

服務，推動分布式儲能在配電網中的應用，自主研制開發了分布式儲控制終端和

遠程控制平臺，積極參與儲能施工及驗收、設備及試驗類標準制修訂和評審工作。

（2）國網甘肅省電力公司

國網甘肅省電力公司受甘肅省發改委托，承擔了《甘肅省“十四五”新型儲

能發展方案》編制，分析甘肅省“十四五”電力發展形勢，從獨立市場地位、容

量市場機制、現貨市場和輔助服務市場銜接、支持共享儲能統一建設開發等方面

明確了“十四五”期間省內新型儲能發展目標，將加大儲能技術研發應用、推動

新型儲能試點示范、逐步推動新型儲能規模化發展，同時加快新型儲能市場化進

6

程、健全新型儲能管理體系作為“十四五”新型儲能發展的主要工作任務。積極

開展電化學儲能電站規劃評審、接網服務，推動火儲聯合調頻能力建設，完成了

火儲聯合機組負荷響應能力、參與電網調峰調頻安全性評價等技術支持工作。作

為全國電力儲能標委會委員，積極參與儲能基礎通用、施工及驗收、檢修、設備

及試驗類標準制修訂和標準體系優化研究工作。

（2）國網冀北張家口風光儲輸新能源有限公司

國網冀北張家口風光儲輸新能源有限公司擁有世界上規模最大的國家風光

儲輸示范工程，包含風電500MW、光伏100MW、電池儲能33MW/98.5MWh以

及智能變電站1座,開展了磷酸鐵鋰電池、鈦酸鋰電池、全釩液流電池、鉛酸電

池等儲能系統的規模化應用，具備多類型儲能系統智能電網場景的典型應用研究

場景，公司擁有“風光儲并網運行技術”國網公司重點實驗室，建立了“儲能電

站安全檢測與評價中心”，在大規模儲能電站運行特性分析、新能源與儲能聯合

運行技術研究等領域積累了豐富的經驗，先后承擔多項國家科技支撐計劃、國家

重點研發計劃、863計劃項目，相關成果榮獲省級獎勵十余項，其中獲河北省科

技進步一等獎2項、中國電力科技進步獎2項。

（4）國網浙江省電力有限公司

國網浙江省電力有限公司在國內率先開展了多場景電化學儲能工程建設，目

前已建設8座電網側儲能電站，總容量為57.85MW/128.4MWh，覆蓋鉛炭電池、

鋰離子電池等多種技術路線，具備集中式與移動式多種應用模式，具有豐富的儲

能建設運行經驗。積極開展儲能關鍵技術研究，建設了含多種可再生能源的多元

復合儲能平臺，具備儲能系統多尺度建模功能。建設儲能全品類專業化檢測實驗

室，在國內率先開展儲能本體及關鍵設備、移動儲能系統、儲能電站并網的專業

化檢測。依托儲能項目工程經驗，開發儲能價值評估與優化決策云平臺，可實現

儲能全壽命周期內，儲能壽命、容量最優配置。積極開展儲能大數據分析能力建

設，目前已建成儲能大數據分析平臺及儲能電站健康狀態評估與智能預警平臺。

已形成儲能電站從電池選型、抽檢、并網測試、投入運行、檢修運維到后期評價

的全壽命周期一體化管控體系。作為全國電力儲能標委會成員，全程參與儲能并

7

網要求、運維檢修、評價等主要標準的制定工作，目前已發布電化學儲能國家標

準4項，國網公司標準2項，團體標準7項。

2.儲能政策調研

2021年7月，國家發改委、能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指

導意見》，要求健全儲能技術標準及管理體系，統籌研究、完善儲能標準體系建

設的頂層設計，開展不同應用場景儲能標準制修訂。2022年2月，國家發改委、

能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，從電源側、電網側、用戶側三

個方面給出了新型儲能規模化發展的措施和主要應用場景，要求優化整合本地電

源側、電網側、用戶側資源，合理配置各類儲能。

據統計，國內新型儲能規模累計573萬千瓦，《關于加快推動新型儲能發展

的指導意見》和《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出，到2025年，實現新

型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上，新型儲

能在接下來幾年將會迎來大規模發展。

其中山東、湖南、河北、江蘇等地積極開展新型儲能規劃布局，2021年8

月，《山東省能源發展“十四五”規劃》發布，到2025年建設450萬千瓦左右

的儲能設施；2021年10月，《關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》

提出到2023年，力爭建成電化學儲能電站150萬千瓦以上；2022年4月，《河

北省“十四五”新型儲能發展規劃》發布，到2025年儲能裝機規模達400萬千

瓦以上。接下來幾年是新型儲能大規模發展的關鍵時期，完善電化學儲能電站配

置的規劃導則才能更好發展新型儲能對建設新型電力系統的支撐作用。

在新能源配套儲能方面，20個省（市、自治區）出臺了集中式風電、光伏

項目強制配套儲能的政策要求。儲能配置比例基本在10%～20%，配置時長以1～

2小時為主。河北、江蘇、湖南、山東根據地區差異和風光特性區別，對儲能配

置提出了差異化要求，配置比例在5%~20%。針對分布式光伏項目，山東省棗莊

8

市提出按照裝機容量的15%~30%、時長2~4小時配置儲能設施，或租賃同等容

量的共享儲能設施。

用戶側儲能方面，現有儲能設施通過峰谷電價套利、輔助服務等方式獲取收

益，為鼓勵用戶側儲能發展，國家推動了一系列政策，進一步提升電化學儲能

2021年7月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，提出科

學劃分峰谷時段，建立尖峰電價機制，健全季節性電價機制，2021年12月，國

家能源局發布《電力并網運行管理規定》以及《電力輔助服務管理辦法》，明確

將用戶側新型儲能納入提供輔助服務的主體范圍，并在原有調頻調峰的基礎上，

增加了爬坡、黑啟動等輔助服務品種。

3.典型電化學儲能電站工程調研

1）山東萊蕪孟家100MW/200MWh儲能電站工程

山東萊蕪孟家100MW/200MWh儲能電站項目儲能電池采用磷酸鐵鋰電池，

具有良好的快速響應、充放電能力及較高的充放電轉換效率，可實現平滑新能源

發電出力、輔助服務和電力負荷削峰填谷等功能，為電網運行提供調峰、調頻、

備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務。本工程儲能電站充放電力均在當地電

網內消納，本儲能電站為地區性調峰電源。萊蕪孟家100MW/200MWh電化學

儲能電站新建1座110kV變電站，采用單母線接線。規劃出線1回，本期出線1

回，接至220kV孟家站110kV母線。根據儲能系統功率1.25MW、充放電倍率

0.5C要求，擬采用高安全性、高可靠性磷酸鐵鋰電芯進行系統設計。每套

1.25MW/2.5MWh電池儲能系統標稱容量為2.5MWh。

萊蕪孟家100MW/200MWh儲能電站工程入圍山東省首批儲能示范項目，

按照魯發改能源〔2021〕254號文件《關于開展儲能示范應用的實施意見》的通

知，該儲能電站盈利主要來自三方面：一是容量租賃，通過共享租賃的方式將儲

能電站的容量租賃給需要配置儲能的新能源企業，按照通知中規定，新增集中式

風電、光伏發電項目，按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施。該儲能電站可

9

作為共享儲能設施，將容量租賃給需要配置儲能的風電、光伏發電項目。據市場

調研，租賃費用基本在375-400元/kw/年之間；二是參與電網調峰調頻的補償費

用，按照通知中“支持政策”中提到，示范項目參與電力輔助服務報量不報價。

在火電機組調峰運行至50%以下時優先調用，按照200元/兆瓦時給予補償。該

儲能電站并網后，優化儲能電站運行策略，預計年調峰時間1000-1300h/年；三

是參與調峰調頻獲得的獎勵電量，通過發電權交易獲利，示范項目參與電網調峰

時，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電量計劃，該指標計劃出

售給發電公司，以收益分成的方式計算收益。該儲能電站投運后年充電可累計達

到10000-13000萬小時，獎勵16000-20800萬小時的優先發電量計劃，可交易

給發電企業。

2）湖南電網電化學儲能示范工程

示范工程分兩期建設，總規模12萬千瓦/24萬千瓦時，一期位于負荷中心

長沙于2019年投產，二期位于新能源密集的永州、郴州、婁底、邵陽地區于2021

年投產，項目定位緩解湖南電網的供電及調峰壓力，提高電網的供電可靠性，提

升豐水季節省內新能源消納能力，提升湖南電網祁韶直流消納能力，使電網能夠

安全經濟運行。

項目采用共享儲能模式，自投產以來已為超過60萬千瓦的新能源項目提供

了儲能租賃服務。運行方式根據電網調節能力需求，通過在低谷時段儲存盈余電

量在高峰時段放出，2021年每天提供低谷充電電力9萬千瓦，全年在低谷時段

消納新能源電量超10億千瓦時，提升新能源消納電量3048萬千瓦時，在輔助

服務市場中獲得收益近600萬元，并能有效平抑電壓波動、減小故障情況下的負

荷損失。

3）浙江湖州長興10千伏雉城儲能電站

浙江湖州長興10千伏雉城儲能電站設計功率為12兆瓦，電量為24兆瓦時，

10

分一期和二期建設。一、二期儲能功率分別為6兆瓦，儲能電量分別為12兆瓦

時，各采用3個儲能單元構成。每個儲能單元由1臺升壓變、4臺5