网讯：电化学储能电站接入主要通过接入公共电网发挥对电力系统的支撑和调节作用，储能电站在电力系统中接入方式主要考虑储能电站应用场景、装机容量、接入回路数、接入点网架结构、在电力系统中作用等因素。
接入点位置和电压等级主要根据应用场景来划分，电化学储能电站按照源-网-荷应用场景主要分为常规电源侧、新能源侧、电网侧和用户侧四类。
常规电源侧储能主要接入火电、燃气电厂等厂用电母线，一般采用6（10）kV电压等级接入；新能源侧配建储能主要接入新能源升压站中压母线，一般采用10kV或35kV电压等级接入；电网侧储能主要接入公共电网变电站或T接架空线路，一般采用10~500kV电压等级接入，台区侧分布式储能一般采用380V接入分布式台区低压母线；用户侧储能国内一般为工商业储能，主要接入工商业企业的变配电房中压或低压母线，一般采用0.38~10kV电压等级接入。
以主流的电网侧共享储能电站100MW/200MWh为例，一般采用110kV或220kV电压等级接入，目前国内拟接入电压等级最高的项目为广东汇宁时代1.3GW/2.6GWh电化学储能电站，项目拟采用500kV电压等级接入。
在用户侧，储能系统一般推荐采用380V电压等级接入配电变压器低压侧，接入容量一般在1000kW以下，10kV接入容量一般在6MW以下。由于用户侧储能仍主要依赖工商业峰谷电价差获利，而关口计量表作为用户和电网企业的计费关口，储能接入需位于用户关口计量点以内。
随着新能源在电力系统中占比的提高，电力系统面临着调节性资源短缺的问题，储能的稳态和暂态支撑能力成为电化学储能电站的“标配”，满足相应技术要求是发挥电化学储能系统对电力系统支撑作用的前提。
国标《电化学储能电站接入电网技术规定》（GB/T36547-2024）提出10（6）kV及以上电压等级接入公共电网的电化学储能电站能均需具备调峰、调频、调压等能力，接受电网的调度管理，同时具备一次调频、惯量响应能力。
大多用户侧储能主要以自行充放电为主，不接受电网的调度管理，缺乏对系统的支撑能力，但随着新型储能市场机制和价格机制的不断完善，部分用户侧储能也具备被电网调用条件。国标《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》（GB43526-2023）针对用户侧储能提出接入要求，接受电网调度的用户侧储能应能接收并执行电网调度指令或功率计划要求，35kV及以上电压等级接入的用户侧储能具备一次调频、惯量响应等能力。
接受电网调度的电化学储能电站，在项目并网后需进行并网检测，一般在并网后3个月内完成接入电网测试报告和模型评价报告，对储能电站充放电能量、有功功率控制、无功功率控制、惯量响应、一次调频、故障穿越能力、运行适应性、电能质量等进行检测，满足相关标准的要求，实现储能系统对电网的稳定可靠支撑。
随着构网型储能技术的发展，储能系统实现对电力系统的“被动支撑”为“主动支撑”，特别是新能源占比高、电网支撑能力弱、特高压直流送端等地区，电网面临着多场站短路比过低、宽频震荡、惯量水平低、电压和功角稳定性差等问题，构网型储能通过提供短时过载能力（例如3倍额定电流下持续运行10s）和电压源型控制技术，在暂态故障时实现对电网的主动支撑。
构网型储能接入技术要求是发挥构网型储能的主动支撑能力的关键，目前行业仍处于探索验证阶段，尚未形成统一要求，由于各地区电网特征差异较大，构网型储能接入宜以系统需求为导向，结合各地电网需求提出差异化的技术要求。
电化学储能电站接入以满足电力系统需求为首要目标，同时需避免储能系统对电力系统的影响，从而更好的发挥储能电站的支撑和调节作用。
