10月21日，安徽省能源局關于征求安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）意見的通知，其中對電化學儲能電站的技術要求作出明確規范。

本文件提出了安徽省用戶側電化學儲能（簡稱“用戶側儲能”）在一般規定、儲能系統、監控系統、保護通信與控制、電能計量、并網、防雷與接地、消防與安全、運行維護及退役、應急處置等方面的技術要求。

本文件主要適用于35千伏及以下電壓等級接入的用戶側儲能設施，35千伏以上電壓等級接入的用戶側儲能設施參考執行。

附通知原文：

安徽省能源局關于征求安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）意見的通知

為規范、引導和推進我省用戶側電化學儲能安全、有序、高質量發展，依據國家有關標準規范，結合我省實際，我們組織編制了《安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）》。現面向社會公開征求意見，若有意見和建議，請于10月31日前反饋我局。

聯系人：張新華，聯系電話0551—63609489，電子郵箱：ahsnyj@163.com。

附件：安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）.doc

安徽省用戶側電化學儲能技術導則

（征求意見稿）

目  錄

前  言

1  規范性引用文件

2  一般規定

3  儲能系統

4  監控系統

5  保護通信與控制

6  電能計量

7  并網

8  項目驗收與調試

9  防雷與接地

10  消防與安全

11  運行維護及退役

12  應急處置

前  言

為規范、引導和推進安徽省用戶側電化學儲能安全、有序、高質量建設，依據國家現行標準，制定本導則。當國家相關法規、標準及有關文件等發生變化,以國家最新發布的相關要求為準。

本文件提出了安徽省用戶側電化學儲能（簡稱“用戶側儲能”）在一般規定、儲能系統、監控系統、保護通信與控制、電能計量、并網、防雷與接地、消防與安全、運行維護及退役、應急處置等方面的技術要求。

本文件主要適用于35千伏及以下電壓等級接入的用戶側儲能設施，35千伏以上電壓等級接入的用戶側儲能設施參考執行。

1  規范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB 7417 火災報警控制器通用技術條件

GB 26859 電力安全工作規程 電力線路部分

GB 26860 電力安全工作規程 發電廠和變電站電氣部分

GB 50016 建筑設計防火規范

GB 50053 20kV及以下變電所設計規范

GB 50057 建筑物防雷設計規范

GB 14050 系統接地的型式及安全技術要求

GB 51048 電化學儲能電站設計規范

GB 50116 火災自動報警系統設計規范

GB 50720 建設工程施工現場消防安全技術規范

GB 51048 電化學儲能電站設計規范

GB 55037 建筑防火通用規范

GB/T 12325 電能質量供電電壓偏差

GB/T 12326 電能質量電壓波動和閃變

GB/T 13955 剩余電流動作保護裝置安裝和運行

GB/T 14549 電能質量公用電網諧波

GB/T 15543 電能質量三相電壓不平衡

GB/T 16935 低壓系統內設備的絕緣配合

GB/T 19862 電能質量監測設備通用要求

GB/T 21697 低壓配電線路和電子系統中雷電過電壓的絕緣配合

GB/T 24337 電能質量公用電網間諧波

GB/T 32509 全釩液流電池通用技術條件

GB/T 34120 電化學儲能系統儲能變流器技術規范

GB/T 34131 電力儲能用電池管理系統

GB/T 34866 全釩液流電池 安全要求

GB/T 36276 電力儲能用鋰離子電池

GB/T 36280 電力儲能用鉛炭電池

GB/T 36558 電力系統電化學儲能系統通用技術條件

GB/T 36547 電化學儲能系統接入電網技術規定

GB/T 43526用戶側電化學儲能系統接入配電網技術規定

GB/T 42316分布式儲能集中監控系統技術規范

GB/T 41986 全釩液流電池設計導則

GB/T 42288 電化學儲能電站安全規程

GB/T 42312 電化學儲能電站生產安全應急預案編制導則

GB/T 42314 電化學儲能電站危險源辨識技術導則

GB/T 44134 電力系統配置電化學儲能電站規劃導則

GB/T 50064 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規范

GB/T 50065 交流電氣裝置的接地設計規范

GB/T 16934-2013 電能計量柜

DL/T 448 電能計量裝置技術管理規程

DL/T 825-2021 電能計量裝置安裝接線規則

DL/T 634.5101 遠動設備及系統 第5-101部分：傳輸規約 基本遠動任務配套標準

DL/T 645.5104 遠動設備及系統 第5-104部分：傳輸規約 采用標準傳輸協議集的IEC60870-5-101網絡訪問

DL/T 645 多功能電能表通信協議

DL/T 698 電能信息采集與管理系統

DL/T 860 變電站配置工具技術規范

DL/T 5707 電力工程電纜防火封堵施工 工藝導則

2  一般規定

2.1 用戶側儲能指在用戶內部場地建設的儲能設施，主要用于用戶負荷的削峰填谷、需量管理和提升電能質量，宜具備需求側響應能力。

2.2 用戶側儲能直接接入用戶內部配電設施，接入電壓等級宜低于用戶受電電壓等級，在用戶側儲能上網電價政策出臺前所充電能全部在用戶內部消納。

2.3 業主（項目法人）應核實內部建設條件，包括場地條件、變壓器余量、并網接入條件、負荷消納能力等。

2.4 用戶側儲能應根據應用需求、接入電壓等級、電化學儲能類型、特性和要求及設備短路電流耐受能力進行設計。

2.5 用戶側儲能系統所選儲能電池、電池管理系統、儲能變流器等設備應通過型式試驗，其選型和配置應能滿足應用場景需求。

2.6 用戶側儲能容量確定應校核用戶內部負荷峰谷比、未來負荷增長，額定功率和放電時間應綜合考慮用戶的消納能力。

2.7 用戶側儲能安裝容量應根據用戶內部負荷峰谷特性、未來負荷增長及變壓器低谷時段空余容量校核后確定，儲能系統安裝后宜平滑用戶負荷曲線或提升新能源消納能力。

2.8 除符合本文件要求外，還應符合國家現行有關法規、標準的規定。

3  儲能系統

3.1 儲能電池

3.1.1 本規范適用于電能存儲采用電化學介質的儲能電站，電池應選擇安全、可靠、環保型電池，類型包括但不限于鋰離子電池、鈉離子電池、鉛酸/鉛炭電池、液流電池、鈉硫電池、燃料電池等，宜根據儲能效率、循環壽命、能量密度、功率密度、充放電深度能力、自放電率和環境適應能力等技術條件進行選擇.

3.1.2 電池應無變形、漏液，電池極柱、端子、連接排應連接牢固，裸露帶電部位應采取絕緣遮擋措施。電池陣列應具有在短路、起火或其他緊急情況下快速斷開直流回路的措施，宜配置直流電弧保護裝置。

3.1.3 鋰離子電池電性能、環境適應性、耐久性、安全性能應符合GB/T 36276的要求；鉛炭電池電性能、環境適應性、耐久性、安全性能應符合GB/T 36280的要求；全釩液流電池電氣安全、氣體安全、液體安全、機械安全以及貯存應符合GB/T 34866的要求；電池應是經過國家授權的監督試驗單位試驗型式試驗合格的產品。

3.1.4 電池模塊外殼、接插件、采集和控制線束、動力電纜等部件應采用阻燃材料。

3.1.5 電池陣列支架應無損傷、變形，其機械強度應滿足承重要求。

3.1.6 液流電池電堆外觀應無變形或損壞,電解液循環系統管道、儲罐、積液池應無變形、破損或裂痕，電解液循環系統各連接處應無漏液,閥門開合應無卡澀，過濾器壓差應在規定范圍內。

3.2 電池管理系統

3.2.1 電池管理系統數據采集應符合GB/T 34131的要求。

3.2.2 電池管理系統通信、報警、保護、控制應符合GB/T 34131的要求。

3.2.3 電池管理系統電壓、電流、溫度、壓力等保護設定值應滿足安全運行要求。

3.2.4 電池管理系統絕緣耐壓、環境適應性、電氣適應性、電磁兼容性應符合GB/T 34131的要求。

3.2.5 電池管理系統電氣接口宜采用防呆設計。

3.3 儲能變流器

3.3.1 儲能變流器應符合GB/T 34120的要求。

3.3.2 儲能變流器的技術特性和運行特性應滿足儲能系統應用需求：

（1）儲能變流器應與電池功率相匹配，并能滿足儲能系統充放電質量要求；

（2）儲能變流器的控制方式宜滿足本地充電、放電運行和遠程充電、放電運行方式；

（3）全釩液流電池用儲能變流器應具備電池零電壓啟動功能。

3.3.3 儲能變流器的功能應符合下列要求：

（1）應采集儲能變流器交、直流側電壓、電流等模擬量和裝置正常運行、告警故障等開關量信息；

（2）應接收電池管理系統上送的電池電壓、溫度、計算電量等模擬量和故障告警等開關量保護、聯合控制所需信息；

（3）應完成裝置運行狀態的切換及控制邏輯，且應包括儲能變流器的啟停、控制方式的切換、運行狀態的轉換；

（4）應具備保護功能，確保各種故障情況下的系統和設備安全。儲能變流器保護配置宜符合如下規定：

a）本體保護：功率模塊過流、功率模塊過溫、功率模塊驅動故障保護；

b）直流側保護：直流過壓/欠壓保護、直流過流保護、直流輸入反接保護；

c）交流側保護：交流過壓/欠壓保護、交流過流保護、頻率異常保護、交流進線相序錯誤保護、防孤島保護；

d）其他保護：冷卻系統故障保護、通訊故障保護。

3.3.4儲能變流器應具有與電池管理系統、監控系統等設備進行信息交互的功能，應能夠實時監測儲能變流器與電池管理系統、監控系統等設備的通信狀態。

3.3.5 儲能變流器應具備自診斷功能、故障診斷功能和故障信息記錄功能。

3.3.6 儲能變流器交流側和直流側均應具備開斷能力。

3.3.7 儲能變流器與電池管理系統可采用 CAN、RS-485、以太網、無線等通信接口，支持CAN 2.0B、Modbus、DL/T 860、MQTT等通信協議，且具有一個輸出（輸入）硬接點接口；與監控系統可采用以太網通訊接口，支持MODBUS-TCP、DL/T 860等通信協議。

3.3.8 儲能變流器在額定功率運行時，儲能變流器交流測電流中直流分量應不超過其輸出電流額定值的0.5%。

4  監控系統

4.1 儲能電站應配置監控系統，具有可擴展性，滿足系統可靠性、實時性要求。

4.2 監控系統應能實現對電站監視、測量、控制,應具備遙測、遙信、遙調、遙控等遠動功能，具備與電網企業通信和信息交互的能力，并滿足電力監控系統安全防護要求。

4.3 監控系統通信網絡宜采用以太網連接,并應具備與其他系統進行數據交換的接口，宜具備采集消防系統、供暖通風與空氣調節系統、環境監測裝置等輔助系統信息的功能。

4.4 監控系統宜能夠實現多個儲能單元的協調控制并根據其功能定位實現削峰填谷、系統調頻、無功支撐、電能質量治理、新能源功率平滑輸出等控制策略。

4.5 監控系統可由站控層、間隔層和網絡設備等構成，并應采用分層、分布、開放式網絡系統實現連接。

4.6 監控系統應具備對全站設備的控制功能，應具有手動控制和自動控制兩種控制方式，遵守操作唯一性原則。其中，自動控制功能應可投退，包括自動功率設定、運行曲線下發等。

4.7 監控系統應具備模擬量、數字量處理功能，宜具備常用數學運算及邏輯計算功能，支持充放電量、累計運行時長、統計最值等數據統計，可靈活設定統計周期。

4.8 監控系統存儲的數據應包含報警信息、運行數據、計算數據、操作記錄等。

4.9 監控系統宜具備不同安全等級的操作權限配置功能。

4.1010（6、20）kV及以上電壓等級電化學儲能電站宜采用雙機雙網冗余配置；0.4kV電壓等級電化學儲能電站監控系統宜采用單機單網配置。

4.1110（6、20）kV及以上電壓等級電化學儲能電站的電池管理系統和功率變換系統宜單獨組網，并應以儲能單元為單位接入站控層網絡。

4.12 監控系統與電池管理系統、功率變換系統通信應快速、可靠，通信規約可采用Modbus TCP/IP、IEC 61850等。

4.13 監控系統宜設置時鐘同步系統,同步脈沖輸出接口及數字接口應滿足系統配置要求。

5  保護通信與控制

5.1 繼電保護

5.1.1 用戶側儲能電站的保護應符合可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，并網點保護配置應符合GB/T 14285和GB/T 33982。

5.1.2 電化學儲能電站接入用戶側配電網應考慮公用電網以及用戶配電系統各種運行方式，接入前重新校核用戶配電系統及公共連接點保護值。

5.1.3 通過10（6、20）kV及以上電壓等級并網的用戶側儲能電站，應在并網點安裝易操作、可閉鎖、具有明顯開斷點、帶接地功能、可開斷故障電流的開斷設備，并網點應具備低頻、過頻、低壓、過壓故障解列和光纖差動或階段式（方向）電流保護功能。

5.1.4 通過0.4kV電壓等級并網的用戶側儲能電站，應在并網點安裝易操作、具有明顯開斷指示、具備開斷故障電流能力的開關設備，開關應具備過流保護、失壓跳閘功能。

5.1.5 通過0.4kV電壓等級并網的用戶側儲能電站，應配置剩余電流保護，動作電流和分斷時間應符合 GB/T 13955 中的要求。

5.1.6 用戶側儲能電站應具備孤島檢測功能，當檢測到非計劃孤島時，應在2s內將儲能系統與用戶配電系統斷開，防孤島保護應與用戶配電系統備自投、備用電源供電功能及公用電網配電線路重合閘相配合。

5.1.7 用戶公共連接點應具備逆功率保護功能，用于控制用戶側儲能放電功率，對于用戶內部同時配備光伏和儲能系統的，可以通過控制策略實現逆功率保護功能，即在光伏電量余電上網時，儲能系統不得對外放電。

5.1.8 通過10（6、20）kV及以上電壓等級并網的用戶側儲能，為了保障保護分級配合時，并網線路兩側宜采用光纖差動保護。

5.2  通信與自動化

5.2.110（6、20）kV及以上電壓等級并網的儲能電站宜采用光纖專網方式與電網企業交互并滿足電力監控系統安全防護要求；用戶側已具備光纖通信條件時可直接接入，無光纖通信條件的情況下，可采用無線加密通信方式與電網企業交互。

5.2.2 與電網企業的通信方式和信息傳輸協議應符合DL/T 634.5-101、DL/T634.5-104或其他國內、國際標準通信規約的要求。

5.2.3 用戶側儲能系統應接入電網管理系統，應具備與電網企業之間進行雙向數據通信的能力，并接受電網管理系統的監測、控制，應包括但不限于以下信息。

（1）電氣模擬量：并網點的頻率、電壓、電流、有功功率、無功功率、功率因數等；

（2）電能量及能量狀態：日充電電量、日放電電量、可充電量、可放電量、能量狀態等；

（3）狀態量：系統運行狀態、并網點開斷設備狀態、告警及故障信息、遠動終端狀態、通信狀態等；

（4）遙控及遙調指令：儲能系統啟/停、有功控制調度請求遠方投入、無功控制調度請求遠方投入、無功/電壓控制模式、有功功率目標值、無功/電壓目標值等；

（5）其他信息：電力市場規則和調度協議要求的其他信息。

5.2.4 接入聚合商平臺的用戶側儲能電站，應通過信息隔離裝置、防火墻等方式設置合理的邏輯分區或物理隔離區，應具備身份認證、數據加密、訪問控制等技術并符合 GB/T 39786 的要求。

5.3  電能質量

5.3.1 用戶側儲能電站并網點和公共連接點的電能質量指標應滿足如下技術要求：

（1）諧波、間諧波應分別滿足 GB/T 14549、GB/T 24337 的要求。

（2）電壓偏差應滿足 GB/T 12325 的要求。

（3）電壓波動與閃變應滿足 GB/T 12326 的要求。

（4）電壓不平衡應滿足 GB/T 15543 的要求。

5.3.2 通過10（6、20）kV及以上電壓等級并網的用戶側儲能電站，應在并網點裝設滿足 GB/T 19862 要求的 A 級電能質量監測裝置，電能質量監測數據應至少保存一年。

5.3.3 通過0.4kV電壓等級并網電化學儲能電站的公共連接點宜裝設滿足 GB/T 19862 要求的電能質量在線監測裝置或具備電能質量在線監測功能的設備，電能質量監測數據應至少保存一年。

5.3.4 當用戶側儲能電站的電能質量指標不滿足要求時，應安裝電能質量治理設備。

5.4  功率因數

5.4.1 用戶側儲能電站在滿足額定有功充/放電功率時并網點功率因數應在 0.9（超前）～0.9（滯后）范圍內連續可調。

5.4.2 用戶側儲能接入用戶配電網后，引起用戶的考核功率因數和實際功率因數不對應，應采取重新采樣和改變補償方式等措施予以處理。

5.5  功率控制

5.5.1 有功功率

5.5.1.1 用戶側儲能電站應根據應用場景配置有功控制模式，包括就地自主控制、遠方指令控制和緊急功率支撐等，其中自主控制包括一次調頻、備用電源供電和跟蹤計劃曲線控制等。

5.5.1.2 接受電網調度的用戶電化學儲能電站，應能夠接收并執行電網調度實時指令或計劃曲線，功率調節速率和調節精度應滿足調度機構的相關要求。

5.5.1.3 參與電力市場的用戶側儲能電站，應能夠接收電力市場出清功率計劃并按照計劃執行，其響應容量和調節性能指標應滿足功率計劃和市場規則要求。

5.5.1.4 接入10（6、20）kV及以上電壓等級的用戶側儲能電站應具備緊急功率支撐的能力，應在 500ms 內達到最大可放電或可充電功率。

5.5.2 無功電壓

5.5.2.1 用戶側儲能電站應具有功率因數、無功功率和無功/電壓等控制模式，宜具備在線切換控制模式的功能。

5.5.2.2 用戶側儲能電站在無功功率可調節范圍內，無功功率控制偏差不應超過額定功率的±3%。

5.5.2.3 用戶側儲能電站宜具備公共連接點電壓、功率因數調節的能力，宜通過調整變流器無功功率使電壓、功率因數在合格范圍內。

6  電能計量

6.1  計量點設置

用戶側儲能在并網點，應設置雙向電能計量點和監測點，安裝電能計量裝置，計量儲能系統的充、放電量，正向計量儲能系統的充電電量，反向計量儲能系統的放電電量。電能表符合GB/T 17215.321的規定，采集信息包括但不限于公共連接點和并網點電壓、電流、功率因素等負荷曲線以及日正/反向有功電量、日正/反向無功電量。

6.2  用電信息采集裝置

6.2.1 用戶側儲能電能計量裝置應同步配置用電信息采集終端，通過采集終端接入用電信息采集系統，實現電量信息遠程上傳至電網企業。

6.2.2 采用10（6、20）kV并網的用戶側儲能應安裝電能量采集終端，實現電量數據遠程上傳至電網企業。

6.3  計量設備要求

6.3.1用戶側儲能關口計量點，應配置計量箱（屏、柜）、電壓/電流互感器、智能電能表、用電信息采集終端等設備。電能表、電流互感器、電壓互感器的精度應符合DL/T 448的規定，采集設備配置應符合DL/T 698的規定，通信協議應符合DL/T 698.45的規定。

7  并網

7.1  并網流程

7.1.1 用戶側儲能接入用戶配電網前應向電網企業履行報裝手續，經電網企業出具并網接入意見后方可施工建設。

7.1.2 電網企業受理用戶側儲能并網報裝后，應經現場勘查后出具接入系統方案。

7.1.3 方案答復后，用戶應委托具有相應資質的單位開展電氣并網工程設計施工，由電網企業組織涉網設備設計審查。

7.1.4 用戶側儲能建設完成后，應向電網企業申請并網驗收與調試，由電網企業出具并網驗收意見。

7.1.5 用戶側儲能驗收合格后，應簽訂并網協議，方可并網。

7.2  并網電壓

7.2.1 用戶側儲能接入用戶配電網的電壓等級應符合安全性、靈活性、經濟性的原則。

7.2.2 用戶側儲能單個并網點容量應與電壓等級相匹配，不宜超過以下限制：0.4kV接入不超過1000kW（含）；10kV接入不超過6000kW（含）；20kV接入不超過12000kW（含）；35kV接入不超過30000kW（含）。

7.3  并網點

7.3.1 用戶側儲能并網點宜設置在用戶變電站（所）的低壓母線處，不應設置在用戶供電線路和低壓饋線線路處，不應設置在車間配電房高壓母線和末端配電室（箱）處。

7.3.2 0.4kV并網的用戶側儲能系統，原則上一臺變壓器的0.4kV低壓母線側設置一個并網點；在單臺變壓器容量2000kVA及以上，且用戶變電站低壓側空間位置充裕，可增加一個并網點。

7.3.3 10（6、20）kV及以上并網的用戶側儲能系統可根據實際情況增設并網點，10kV升壓變單臺容量原則上不超過2500kVA，可通過多臺變壓器升壓匯流后并入10（6、20）kV母線。

7.4  匯流母線

7.4.1 0.4kV并網柜與配電房母線可采用電纜或母線連接。電纜應滿足額定短時和峰值耐受電流的要求，母線應與配電房母線同規格。

7.4.2 10（6、20）kV及以上電壓等級的并網柜與配電房母線應采用母線連接。母線應與配電房母線同規格。

7.5  并網柜及開關

7.5.1 0.4kV并網柜原則上應設置在并網側用戶變電站內，柜體宜選用通用標準柜型，布置需滿足GB 50053的要求。如用戶變電站有備用柜，在滿足功能和保護等相關技術要求后，可直接接入。

7.5.2 10（6、20）kV及以上電壓等級的并網柜應選用原柜型，布置需滿足GB 50053的要求。

7.5.3 0.4kV并網點應安裝易操作、具有明顯開斷指示、具備開斷故障電流能力的低壓并網專用開關，應具備短路瞬時、長延時保護和分勵脫扣、欠壓脫扣功能。

7.5.4 10（6、20）kV及以上電壓等級的并網點應安裝可閉鎖、具有明顯開斷點、帶接地功能、可開斷故障電流的開斷設備。

8  項目驗收與調試

8.1 用戶側儲能的并網驗收，應在各子系統完成各種交接試驗、安全評估、安裝驗收、接入電網測試（如需）等工作并符合設計要求的基礎上開展。

8.2 用戶側儲能現場并網驗收前資料核驗應包括下列主要內容：

a）檢查用戶側儲能工程竣工資料和調試試驗報告的完整性和規范性；

b）檢查儲能系統出廠前各軟硬件功能測試和穩定性測試等內容的報告資料（含合格證、維護說明等）；

c）檢查消防系統安裝調試，并經相關單位驗收合格。

8.3 用戶側儲能系統應在并網前完成現場驗收，應包括但不限于儲能直流系統、儲能變流器、升壓變壓器、監控設備、高（低）壓并網柜、線纜、照明、防雷接地、消防等，確保滿足相應規程規范要求，檢驗要求包括但不限于以下：

（1）檢查電池模組、變壓器、儲能變流器等設備銘牌，確保外觀清晰，信息應與技術協議一致；

（2）檢查各設備連接可靠牢固，箱體或設備柜門開啟正常，防雷接地設置應符合設計要求；

（3）檢查設備保護接線規范正確，標志清晰、連接可靠，保護配置應符合設計要求；

（4）檢查系統設備裝置各類型安全標識、標牌設置，標識內容、位置等應符合設計要求；

（5）檢查用戶側儲能的主接線方式、并網線路電壓等級、并網回路、并網點等設置符合設計要求；

（6）檢查消防系統設置，全站消防通道、防火隔離、防火材料、事故照明等應符合設計要求；

（7）檢查繼電保護和安全自動裝置的功能傳動是否滿足繼電保護定值的要求，完成與電網企業聯合調試；

（8）檢查已編制完成相關運行規程和管理制度；

（9）檢查用戶側儲能在安裝等過程中的設備質量、安裝工藝和相關功能符合度驗證等。

用戶側儲能系統應在并網前完成電站主要設備及系統的型式試驗、整站調試試驗和并網檢測。

9  防雷與接地

9.1 電化學儲能電站應配備相應的保護裝置，以防止直接雷擊或雷電電磁脈沖引起的損害。其中包括安裝避雷針、避雷器等設備，并確保這些設備的有效性和合規性。

9.2 系統應有完善的接地措施，包括對地電阻的要求，以確保在發生雷擊時能夠迅速有效地將電流導入地面，保護系統的安全運行，應符合GB 14050中相關要求。

9.3 系統的電氣安全性能要求，包括絕緣電阻檢測等，以確保在雷擊等外部因素影響下，系統的關鍵組件不會因過電壓而損壞，參考GB/T 50065中相關要求。

9.4 電化學儲能電站應具備運行信息監測功能，能夠實時監控防雷設備的狀態，及時發現異常并進行報警。

9.5 在設計和實施防雷措施時，需要遵循GB 51048等相關的國家標準。

9.6 系統的現場測試和驗收是確保防雷措施有效性的重要環節，通過測試以驗證防雷和接地系統是否達到設計要求，既是否能夠在實際操作中提供足夠的保護。

9.7 在實際應用中，應當結合具體的系統設計和運行環境，遵循上述標準進行系統的防雷與接地設計和實施。

10  消防與安全

10.1 電化學儲能電站需要配備火災預警及消防防護系統，以實時監測潛在的火災風險并及時響應，包括溫度監控、煙霧探測、自動滅火裝置等。相關技術要求、試驗方法、檢驗規則以及標志、包裝、運輸和貯存要求可參考GB/T 42288-2022《電化學儲能電站安全規程》、GB 50016-2006《建筑設計防火規范》、GB 50116-2013《火災自動報警系統設計規范》和GB 50370-2005《氣體滅火系統設計規范》。

10.2 根據《建筑設計防火規范》GB50016的要求，儲能電站內應設置滿足規范的消防車道。如果儲能電站占地面積大于3000平方米，所在區域應設置環形消防車道，以確保在發生火災時，消防車輛和人員能夠迅速進入現場進行救援。

10.3 用戶側儲能箱體、柜體外觀上應有安全標識，包括但不限于當心觸電、接地、安裝信息、公共連接點、并網點、用戶電站計量點等提示標識。

10.4 電化學儲能變流器應在特定的環境條件下正常工作，包括溫度范圍、相對濕度、高海拔條件以及海洋性氣候等。以確保設備在各種環境下都能穩定運行，降低因環境因素導致的安全隱患。

10.5 嚴格執行儲能電池、電池管理系統（BMS）、儲能變流器系統（PCS）、監控、消防等各類設備的檢修規定。確保在日常運行和維護過程中，所有操作都符合安全標準，以防止意外事故的發生。

10.6 電化學儲能電站應配備必要的安全設施，并進行定期的維護，以確保其功能正常。在其運行過程中，須制定相關安全措施來保障系統的穩定和安全。

10.7 制定相應的應急預案，以應對可能發生的各種緊急情況，確保能夠迅速有效地響應和處理突發事件。

10.8 遵守相關標準和法規，電化學儲能電站的建設和運營應遵循《電化學儲能電站安全管理暫行辦法》等相關法規和標準。

11  運行維護及退役

11.1 電化學儲能電站要定期監控和檢查，包括電池狀態、電氣連接、溫度、濕度等方面的監測。

11.2 發現異常或故障時，應立即采取相應措施進行處理，以防止問題擴大。

11.3 定期對系統進行清潔和保養，確保設備處于良好的工作狀態。

11.4 及時更新系統控制軟件，修復可能存在的漏洞，提升系統性能。

11.5 合理儲備必要備品備件，以便在設備出現問題時能夠及時更換。

11.6 實施防雷、防靜電、防火等必要安全防護措施，確保系統安全運行。

11.7 定期對操作人員進行培訓和教育，提高安全意識和操作技能。

11.8 制定應急預案，準備好應對突發事件的必要設備和物資。

11.9 在日常運行維護過程中，必須嚴格遵守國家和地方的相關法律法規以及行業標準。

11.10 當發生以下情況時，應進行退役處理。

a）如果電池或模塊出現明顯變形、開裂、漏液、泄壓閥破損，或者有擊穿或閃絡痕跡影響使用時。

b）電氣連接出現破損、腐蝕、松動、脫落等缺陷且無法修復時。

c）若電化學儲能電池的充放電能量或者能量效率不能滿足電站預期使用需求，或經評價電站不具備擴容空間，擴容后仍不能滿足預期使用需求，或擴容成本大于預期收益等情況時。

d）當電池發生安全事件、存在安全隱患、絕緣性能不足、釋放煙霧或可燃氣體、耐壓性能不足時。

e）當改造成本或檢修維護的技術經濟性不合理時。

12  應急處置

12.1 儲能電站建設和運行單位應針對電池熱失控、火災等風險，分別組織制定建設、運行階段的事故應急預案和現場處置方案。

12.2 項目單位宜應主動向本地區人民政府應急管理部門、消防救援機構報備用戶側儲能的應急預案，做好應急準備，與本地區人民政府有關部門建立消防救援聯動機制。

12.3 項目單位應在消防控制室或門衛值班室配置消防應急資料箱，放置有助于滅火救援工作的各類圖紙報告、重點部位情況、所涉及的儲能系統安全技術說明、設備布局圖、工藝流程圖、應急預案等必要資料，并及時更新內容，以滿足滅火救援需要。

12.4 電化學儲能電站發生事故時，應立即處理并進行上報。根據事故災難或險情嚴重程度啟動相應應急預案，超出電站應急救援處置能力時，應及時報告上級應急救援指揮機構啟動應急預案實施救援。

12.5 鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池發生電解液大量泄漏、電池室/艙內可燃氣體濃度超標等異常情況時，應立即采取停機措施，啟動通風系統并加強監視，啟動相應的應急預案。

12.6 鋰離子電池、鉛炭電池發生冒煙、起火、爆炸時，應立即采取停機措施，切斷儲能系統電氣連接，保留通風、監視、消防、安防等系統用電。根據現場情況判斷火情，采取相應的滅火處置措施并報警；如發生直接危及人身安全的緊急情況時，人員應立即撤離，啟動相應的應急預案。

12.7 電化學儲能電站電池室/艙發生氣體泄漏、液體泄漏、可燃氣體濃度超標、冒煙等異常情況時，人員進入事故現場前應佩戴個人防護用品。

12.8 電化學儲能電站發生人員觸電、機械傷害、高空墜落等事故時，應根據傷情對受傷人員進行現場施救，傷情嚴重時啟動相應的應急預案。

來源：安徽省能源局