应具备紧急功率支撑能力！安徽省用户侧电化学储能技术导则征意见

北极星储能网获悉，10月22日，安徽省能源局征求《安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）》意见。本文件主要适用于35千伏及以下电压等级接入的用户侧储能设施，35千伏以上电压等级接入的用户侧储能设施参考执行。

文件要求，接入10（6、20）kV及以上电压等级的用户侧储能电站应具备紧急功率支撑的能力，应在 500ms 内达到最大可放电或可充电功率。

文件明确，储能变流器应符合GB/T 34120的要求。储能变流器在额定功率运行时，储能变流器交流测电流中直流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%。

原文如下：

安徽省能源局关于征求安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）意见的通知

为规范、引导和推进我省用户侧电化学储能安全、有序、高质量发展，依据国家有关标准规范，结合我省实际，我们组织编制了《安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）》。现面向社会公开征求意见，若有意见和建议，请于10月31日前反馈我局。

联系人：张新华，联系电话0551—63609489，电子邮箱：ahsnyj@163.com。

安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）.doc

安徽省用户侧电化学储能技术导则

（征求意见稿）

前 言

为规范、引导和推进安徽省用户侧电化学储能安全、有序、高质量建设，依据国家现行标准，制定本导则。当国家相关法规、标准及有关文件等发生变化,以国家最新发布的相关要求为准。

本文件提出了安徽省用户侧电化学储能（简称“用户侧储能”）在一般规定、储能系统、监控系统、保护通信与控制、电能计量、并网、防雷与接地、消防与安全、运行维护及退役、应急处置等方面的技术要求。

本文件主要适用于35千伏及以下电压等级接入的用户侧储能设施，35千伏以上电压等级接入的用户侧储能设施参考执行。

1规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 7417 火灾报警控制器通用技术条件

GB 26859 电力安全工作规程 电力线路部分

GB 26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分

GB 50016 建筑设计防火规范

GB 50053 20kV及以下变电所设计规范

GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 14050 系统接地的型式及安全技术要求

GB 51048 电化学储能电站设计规范

GB 50116 火灾自动报警系统设计规范

GB 50720 建设工程施工现场消防安全技术规范

GB 51048 电化学储能电站设计规范

GB 55037 建筑防火通用规范

GB/T 12325 电能质量供电电压偏差

GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变

GB/T 13955 剩余电流动作保护装置安装和运行

GB/T 14549 电能质量公用电网谐波

GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡

GB/T 16935 低压系统内设备的绝缘配合

GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求

GB/T 21697 低压配电线路和电子系统中雷电过电压的绝缘配合

GB/T 24337 电能质量公用电网间谐波

GB/T 32509 全钒液流电池通用技术条件

GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范

GB/T 34131 电力储能用电池管理系统

GB/T 34866 全钒液流电池 安全要求

GB/T 36276 电力储能用锂离子电池

GB/T 36280 电力储能用铅炭电池

GB/T 36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T 36547 电化学储能系统接入电网技术规定

GB/T 43526用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定

GB/T 42316分布式储能集中监控系统技术规范

GB/T 41986 全钒液流电池设计导则

GB/T 42288 电化学储能电站安全规程

GB/T 42312 电化学储能电站生产安全应急预案编制导则

GB/T 42314 电化学储能电站危险源辨识技术导则

GB/T 44134 电力系统配置电化学储能电站规划导则

GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范

GB/T 16934-2013 电能计量柜

DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

DL/T 825-2021 电能计量装置安装接线规则

DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准

DL/T 645.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问

DL/T 645 多功能电能表通信协议

DL/T 698 电能信息采集与管理系统

DL/T 860 变电站配置工具技术规范

DL/T 5707 电力工程电缆防火封堵施工 工艺导则

2一般规定

2.1用户侧储能指在用户内部场地建设的储能设施，主要用于用户负荷的削峰填谷、需量管理和提升电能质量，宜具备需求侧响应能力。

2.2用户侧储能直接接入用户内部配电设施，接入电压等级宜低于用户受电电压等级，在用户侧储能上网电价政策出台前所充电能全部在用户内部消纳。

2.3业主（项目法人）应核实内部建设条件，包括场地条件、变压器余量、并网接入条件、负荷消纳能力等。

2.4用户侧储能应根据应用需求、接入电压等级、电化学储能类型、特性和要求及设备短路电流耐受能力进行设计。

2.5用户侧储能系统所选储能电池、电池管理系统、储能变流器等设备应通过型式试验，其选型和配置应能满足应用场景需求。

2.6用户侧储能容量确定应校核用户内部负荷峰谷比、未来负荷增长，额定功率和放电时间应综合考虑用户的消纳能力。

2.7用户侧储能安装容量应根据用户内部负荷峰谷特性、未来负荷增长及变压器低谷时段空余容量校核后确定，储能系统安装后宜平滑用户负荷曲线或提升新能源消纳能力。

2.8除符合本文件要求外，还应符合国家现行有关法规、标准的规定。

3储能系统

3.1储能电池

3.1.1本规范适用于电能存储采用电化学介质的储能电站，电池应选择安全、可靠、环保型电池，类型包括但不限于锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅炭电池、液流电池、钠硫电池、燃料电池等，宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、充放电深度能力、自放电率和环境适应能力等技术条件进行选择.

3.1.2电池应无变形、漏液，电池极柱、端子、连接排应连接牢固，裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施。电池阵列应具有在短路、起火或其他紧急情况下快速断开直流回路的措施，宜配置直流电弧保护装置。

3.1.3锂离子电池电性能、环境适应性、耐久性、安全性能应符合GB/T 36276的要求；铅炭电池电性能、环境适应性、耐久性、安全性能应符合GB/T 36280的要求；全钒液流电池电气安全、气体安全、液体安全、机械安全以及贮存应符合GB/T 34866的要求；电池应是经过国家授权的监督试验单位试验型式试验合格的产品。

3.1.4电池模块外壳、接插件、采集和控制线束、动力电缆等部件应采用阻燃材料。

3.1.5电池阵列支架应无损伤、变形，其机械强度应满足承重要求。

3.1.6液流电池电堆外观应无变形或损坏,电解液循环系统管道、储罐、积液池应无变形、破损或裂痕，电解液循环系统各连接处应无漏液,阀门开合应无卡涩，过滤器压差应在规定范围内。

3.2电池管理系统

3.2.1电池管理系统数据采集应符合GB/T 34131的要求。

3.2.2电池管理系统通信、报警、保护、控制应符合GB/T 34131的要求。

3.2.3电池管理系统电压、电流、温度、压力等保护设定值应满足安全运行要求。

3.2.4电池管理系统绝缘耐压、环境适应性、电气适应性、电磁兼容性应符合GB/T 34131的要求。

3.2.5电池管理系统电气接口宜采用防呆设计。

3.3储能变流器

3.3.1储能变流器应符合GB/T 34120的要求。

3.3.2储能变流器的技术特性和运行特性应满足储能系统应用需求：

（1）储能变流器应与电池功率相匹配，并能满足储能系统充放电质量要求；

（2）储能变流器的控制方式宜满足本地充电、放电运行和远程充电、放电运行方式；

（3）全钒液流电池用储能变流器应具备电池零电压启动功能。

3.3.3储能变流器的功能应符合下列要求：

（1）应采集储能变流器交、直流侧电压、电流等模拟量和装置正常运行、告警故障等开关量信息；

（2）应接收电池管理系统上送的电池电压、温度、计算电量等模拟量和故障告警等开关量保护、联合控制所需信息；

（3）应完成装置运行状态的切换及控制逻辑，且应包括储能变流器的启停、控制方式的切换、运行状态的转换；

（4）应具备保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。储能变流器保护配置宜符合如下规定：

a）本体保护：功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障保护；

b）直流侧保护：直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护；

c）交流侧保护：交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序错误保护、防孤岛保护；

d）其他保护：冷却系统故障保护、通讯故障保护。

3.3.4储能变流器应具有与电池管理系统、监控系统等设备进行信息交互的功能，应能够实时监测储能变流器与电池管理系统、监控系统等设备的通信状态。

3.3.5储能变流器应具备自诊断功能、故障诊断功能和故障信息记录功能。

3.3.6储能变流器交流侧和直流侧均应具备开断能力。

3.3.7储能变流器与电池管理系统可采用 CAN、RS-485、以太网、无线等通信接口，支持CAN 2.0B、Modbus、DL/T 860、MQTT等通信协议，且具有一个输出（输入）硬接点接口；与监控系统可采用以太网通讯接口，支持MODBUS-TCP、DL/T 860等通信协议。

3.3.8储能变流器在额定功率运行时，储能变流器交流测电流中直流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%。

4监控系统

4.1储能电站应配置监控系统，具有可扩展性，满足系统可靠性、实时性要求。

4.2监控系统应能实现对电站监视、测量、控制,应具备遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能，具备与电网企业通信和信息交互的能力，并满足电力监控系统安全防护要求。

4.3监控系统通信网络宜采用以太网连接,并应具备与其他系统进行数据交换的接口，宜具备采集消防系统、供暖通风与空气调节系统、环境监测装置等辅助系统信息的功能。

4.4监控系统宜能够实现多个储能单元的协调控制并根据其功能定位实现削峰填谷、系统调频、无功支撑、电能质量治理、新能源功率平滑输出等控制策略。

4.5监控系统可由站控层、间隔层和网络设备等构成，并应采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。

4.6监控系统应具备对全站设备的控制功能，应具有手动控制和自动控制两种控制方式，遵守操作唯一性原则。其中，自动控制功能应可投退，包括自动功率设定、运行曲线下发等。

4.7监控系统应具备模拟量、数字量处理功能，宜具备常用数学运算及逻辑计算功能，支持充放电量、累计运行时长、统计最值等数据统计，可灵活设定统计周期。

4.8监控系统存储的数据应包含报警信息、运行数据、计算数据、操作记录等。

4.9监控系统宜具备不同安全等级的操作权限配置功能。

4.1010（6、20）kV及以上电压等级电化学储能电站宜采用双机双网冗余配置；0.4kV电压等级电化学储能电站监控系统宜采用单机单网配置。

4.1110（6、20）kV及以上电压等级电化学储能电站的电池管理系统和功率变换系统宜单独组网，并应以储能单元为单位接入站控层网络。

4.12监控系统与电池管理系统、功率变换系统通信应快速、可靠，通信规约可采用Modbus TCP/IP、IEC 61850等。

4.13监控系统宜设置时钟同步系统,同步脉冲输出接口及数字接口应满足系统配置要求。

5保护通信与控制

5.1继电保护

5.1.1用户侧储能电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并网点保护配置应符合GB/T 14285和GB/T 33982。

5.1.2电化学储能电站接入用户侧配电网应考虑公用电网以及用户配电系统各种运行方式，接入前重新校核用户配电系统及公共连接点保护值。

5.1.3通过10（6、20）kV及以上电压等级并网的用户侧储能电站，应在并网点安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备，并网点应具备低频、过频、低压、过压故障解列和光纤差动或阶段式（方向）电流保护功能。

5.1.4通过0.4kV电压等级并网的用户侧储能电站，应在并网点安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的开关设备，开关应具备过流保护、失压跳闸功能。

5.1.5通过0.4kV电压等级并网的用户侧储能电站，应配置剩余电流保护，动作电流和分断时间应符合 GB/T 13955 中的要求。

5.1.6用户侧储能电站应具备孤岛检测功能，当检测到非计划孤岛时，应在2s内将储能系统与用户配电系统断开，防孤岛保护应与用户配电系统备自投、备用电源供电功能及公用电网配电线路重合闸相配合。

5.1.7用户公共连接点应具备逆功率保护功能，用于控制用户侧储能放电功率，对于用户内部同时配备光伏和储能系统的，可以通过控制策略实现逆功率保护功能，即在光伏电量余电上网时，储能系统不得对外放电。

5.1.8通过10（6、20）kV及以上电压等级并网的用户侧储能，为了保障保护分级配合时，并网线路两侧宜采用光纤差动保护。

5.2通信与自动化

5.2.110（6、20）kV及以上电压等级并网的储能电站宜采用光纤专网方式与电网企业交互并满足电力监控系统安全防护要求；用户侧已具备光纤通信条件时可直接接入，无光纤通信条件的情况下，可采用无线加密通信方式与电网企业交互。

5.2.2与电网企业的通信方式和信息传输协议应符合DL/T 634.5-101、DL/T634.5-104或其他国内、国际标准通信规约的要求。

5.2.3用户侧储能系统应接入电网管理系统，应具备与电网企业之间进行双向数据通信的能力，并接受电网管理系统的监测、控制，应包括但不限于以下信息。

（1）电气模拟量：并网点的频率、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数等；

（2）电能量及能量状态：日充电电量、日放电电量、可充电量、可放电量、能量状态等；

（3）状态量：系统运行状态、并网点开断设备状态、告警及故障信息、远动终端状态、通信状态等；

（4）遥控及遥调指令：储能系统启/停、有功控制调度请求远方投入、无功控制调度请求远方投入、无功/电压控制模式、有功功率目标值、无功/电压目标值等；

（5）其他信息：电力市场规则和调度协议要求的其他信息。

5.2.4接入聚合商平台的用户侧储能电站，应通过信息隔离装置、防火墙等方式设置合理的逻辑分区或物理隔离区，应具备身份认证、数据加密、访问控制等技术并符合 GB/T 39786 的要求。

5.3电能质量

5.3.1用户侧储能电站并网点和公共连接点的电能质量指标应满足如下技术要求：

（1）谐波、间谐波应分别满足 GB/T 14549、GB/T 24337 的要求。

（2）电压偏差应满足 GB/T 12325 的要求。

（3）电压波动与闪变应满足 GB/T 12326 的要求。

（4）电压不平衡应满足 GB/T 15543 的要求。

5.3.2通过10（6、20）kV及以上电压等级并网的用户侧储能电站，应在并网点装设满足 GB/T 19862 要求的 A 级电能质量监测装置，电能质量监测数据应至少保存一年。

5.3.3通过0.4kV电压等级并网电化学储能电站的公共连接点宜装设满足 GB/T 19862 要求的电能质量在线监测装置或具备电能质量在线监测功能的设备，电能质量监测数据应至少保存一年。

5.3.4当用户侧储能电站的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。

5.4功率因数

5.4.1用户侧储能电站在满足额定有功充/放电功率时并网点功率因数应在 0.9（超前）～0.9（滞后）范围内连续可调。

5.4.2用户侧储能接入用户配电网后，引起用户的考核功率因数和实际功率因数不对应，应采取重新采样和改变补偿方式等措施予以处理。

5.5功率控制

5.5.1有功功率

5.5.1.1用户侧储能电站应根据应用场景配置有功控制模式，包括就地自主控制、远方指令控制和紧急功率支撑等，其中自主控制包括一次调频、备用电源供电和跟踪计划曲线控制等。

5.5.1.2接受电网调度的用户电化学储能电站，应能够接收并执行电网调度实时指令或计划曲线，功率调节速率和调节精度应满足调度机构的相关要求。

5.5.1.3参与电力市场的用户侧储能电站，应能够接收电力市场出清功率计划并按照计划执行，其响应容量和调节性能指标应满足功率计划和市场规则要求。

5.5.1.4接入10（6、20）kV及以上电压等级的用户侧储能电站应具备紧急功率支撑的能力，应在 500ms 内达到最大可放电或可充电功率。

5.5.2无功电压

5.5.2.1用户侧储能电站应具有功率因数、无功功率和无功/电压等控制模式，宜具备在线切换控制模式的功能。

5.5.2.2用户侧储能电站在无功功率可调节范围内，无功功率控制偏差不应超过额定功率的±3%。

5.5.2.3用户侧储能电站宜具备公共连接点电压、功率因数调节的能力，宜通过调整变流器无功功率使电压、功率因数在合格范围内。

6电能计量

6.1计量点设置

用户侧储能在并网点，应设置双向电能计量点和监测点，安装电能计量装置，计量储能系统的充、放电量，正向计量储能系统的充电电量，反向计量储能系统的放电电量。电能表符合GB/T 17215.321的规定，采集信息包括但不限于公共连接点和并网点电压、电流、功率因素等负荷曲线以及日正/反向有功电量、日正/反向无功电量。

6.2用电信息采集装置

6.2.1用户侧储能电能计量装置应同步配置用电信息采集终端，通过采集终端接入用电信息采集系统，实现电量信息远程上传至电网企业。

6.2.2采用10（6、20）kV并网的用户侧储能应安装电能量采集终端，实现电量数据远程上传至电网企业。

6.3计量设备要求

6.3.1用户侧储能关口计量点，应配置计量箱（屏、柜）、电压/电流互感器、智能电能表、用电信息采集终端等设备。电能表、电流互感器、电压互感器的精度应符合DL/T 448的规定，采集设备配置应符合DL/T 698的规定，通信协议应符合DL/T 698.45的规定。

7并网

7.1并网流程

7.1.1用户侧储能接入用户配电网前应向电网企业履行报装手续，经电网企业出具并网接入意见后方可施工建设。

7.1.2电网企业受理用户侧储能并网报装后，应经现场勘查后出具接入系统方案。

7.1.3方案答复后，用户应委托具有相应资质的单位开展电气并网工程设计施工，由电网企业组织涉网设备设计审查。

7.1.4用户侧储能建设完成后，应向电网企业申请并网验收与调试，由电网企业出具并网验收意见。

7.1.5用户侧储能验收合格后，应签订并网协议，方可并网。

7.2并网电压

7.2.1用户侧储能接入用户配电网的电压等级应符合安全性、灵活性、经济性的原则。

7.2.2用户侧储能单个并网点容量应与电压等级相匹配，不宜超过以下限制：0.4kV接入不超过1000kW（含）；10kV接入不超过6000kW（含）；20kV接入不超过12000kW（含）；35kV接入不超过30000kW（含）。

7.3并网点

7.3.1用户侧储能并网点宜设置在用户变电站（所）的低压母线处，不应设置在用户供电线路和低压馈线线路处，不应设置在车间配电房高压母线和末端配电室（箱）处。

7.3.20.4kV并网的用户侧储能系统，原则上一台变压器的0.4kV低压母线侧设置一个并网点；在单台变压器容量2000kVA及以上，且用户变电站低压侧空间位置充裕，可增加一个并网点。

7.3.310（6、20）kV及以上并网的用户侧储能系统可根据实际情况增设并网点，10kV升压变单台容量原则上不超过2500kVA，可通过多台变压器升压汇流后并入10（6、20）kV母线。

7.4汇流母线

7.4.10.4kV并网柜与配电房母线可采用电缆或母线连接。电缆应满足额定短时和峰值耐受电流的要求，母线应与配电房母线同规格。

7.4.210（6、20）kV及以上电压等级的并网柜与配电房母线应采用母线连接。母线应与配电房母线同规格。

7.5并网柜及开关

7.5.10.4kV并网柜原则上应设置在并网侧用户变电站内，柜体宜选用通用标准柜型，布置需满足GB 50053的要求。如用户变电站有备用柜，在满足功能和保护等相关技术要求后，可直接接入。

7.5.210（6、20）kV及以上电压等级的并网柜应选用原柜型，布置需满足GB 50053的要求。

7.5.30.4kV并网点应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用开关，应具备短路瞬时、长延时保护和分励脱扣、欠压脱扣功能。

7.5.410（6、20）kV及以上电压等级的并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。

8项目验收与调试

8.1用户侧储能的并网验收，应在各子系统完成各种交接试验、安全评估、安装验收、接入电网测试（如需）等工作并符合设计要求的基础上开展。

8.2用户侧储能现场并网验收前资料核验应包括下列主要内容：

a）检查用户侧储能工程竣工资料和调试试验报告的完整性和规范性；

b）检查储能系统出厂前各软硬件功能测试和稳定性测试等内容的报告资料（含合格证、维护说明等）；

c）检查消防系统安装调试，并经相关单位验收合格。

8.3用户侧储能系统应在并网前完成现场验收，应包括但不限于储能直流系统、储能变流器、升压变压器、监控设备、高（低）压并网柜、线缆、照明、防雷接地、消防等，确保满足相应规程规范要求，检验要求包括但不限于以下：

（1）检查电池模组、变压器、储能变流器等设备铭牌，确保外观清晰，信息应与技术协议一致；

（2）检查各设备连接可靠牢固，箱体或设备柜门开启正常，防雷接地设置应符合设计要求；

（3）检查设备保护接线规范正确，标志清晰、连接可靠，保护配置应符合设计要求；

（4）检查系统设备装置各类型安全标识、标牌设置，标识内容、位置等应符合设计要求；

（5）检查用户侧储能的主接线方式、并网线路电压等级、并网回路、并网点等设置符合设计要求；

（6）检查消防系统设置，全站消防通道、防火隔离、防火材料、事故照明等应符合设计要求；

（7）检查继电保护和安全自动装置的功能传动是否满足继电保护定值的要求，完成与电网企业联合调试；

（8）检查已编制完成相关运行规程和管理制度；

（9）检查用户侧储能在安装等过程中的设备质量、安装工艺和相关功能符合度验证等。

用户侧储能系统应在并网前完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。

9防雷与接地

9.1电化学储能电站应配备相应的保护装置，以防止直接雷击或雷电电磁脉冲引起的损害。其中包括安装避雷针、避雷器等设备，并确保这些设备的有效性和合规性。

9.2系统应有完善的接地措施，包括对地电阻的要求，以确保在发生雷击时能够迅速有效地将电流导入地面，保护系统的安全运行，应符合GB 14050中相关要求。

9.3系统的电气安全性能要求，包括绝缘电阻检测等，以确保在雷击等外部因素影响下，系统的关键组件不会因过电压而损坏，参考GB/T 50065中相关要求。

9.4电化学储能电站应具备运行信息监测功能，能够实时监控防雷设备的状态，及时发现异常并进行报警。

9.5在设计和实施防雷措施时，需要遵循GB 51048等相关的国家标准。

9.6系统的现场测试和验收是确保防雷措施有效性的重要环节，通过测试以验证防雷和接地系统是否达到设计要求，既是否能够在实际操作中提供足够的保护。

9.7在实际应用中，应当结合具体的系统设计和运行环境，遵循上述标准进行系统的防雷与接地设计和实施。

10消防与安全

10.1电化学储能电站需要配备火灾预警及消防防护系统，以实时监测潜在的火灾风险并及时响应，包括温度监控、烟雾探测、自动灭火装置等。相关技术要求、试验方法、检验规则以及标志、包装、运输和贮存要求可参考GB/T 42288-2022《电化学储能电站安全规程》、GB 50016-2006《建筑设计防火规范》、GB 50116-2013《火灾自动报警系统设计规范》和GB 50370-2005《气体灭火系统设计规范》。

10.2根据《建筑设计防火规范》GB50016的要求，储能电站内应设置满足规范的消防车道。如果储能电站占地面积大于3000平方米，所在区域应设置环形消防车道，以确保在发生火灾时，消防车辆和人员能够迅速进入现场进行救援。

10.3用户侧储能箱体、柜体外观上应有安全标识，包括但不限于当心触电、接地、安装信息、公共连接点、并网点、用户电站计量点等提示标识。

10.4电化学储能变流器应在特定的环境条件下正常工作，包括温度范围、相对湿度、高海拔条件以及海洋性气候等。以确保设备在各种环境下都能稳定运行，降低因环境因素导致的安全隐患。

10.5严格执行储能电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器系统（PCS）、监控、消防等各类设备的检修规定。确保在日常运行和维护过程中，所有操作都符合安全标准，以防止意外事故的发生。

10.6电化学储能电站应配备必要的安全设施，并进行定期的维护，以确保其功能正常。在其运行过程中，须制定相关安全措施来保障系统的稳定和安全。

10.7制定相应的应急预案，以应对可能发生的各种紧急情况，确保能够迅速有效地响应和处理突发事件。

10.8遵守相关标准和法规，电化学储能电站的建设和运营应遵循《电化学储能电站安全管理暂行办法》等相关法规和标准。

11运行维护及退役

11.1电化学储能电站要定期监控和检查，包括电池状态、电气连接、温度、湿度等方面的监测。

11.2发现异常或故障时，应立即采取相应措施进行处理，以防止问题扩大。

11.3定期对系统进行清洁和保养，确保设备处于良好的工作状态。

11.4及时更新系统控制软件，修复可能存在的漏洞，提升系统性能。

11.5合理储备必要备品备件，以便在设备出现问题时能够及时更换。

11.6实施防雷、防静电、防火等必要安全防护措施，确保系统安全运行。

11.7定期对操作人员进行培训和教育，提高安全意识和操作技能。

11.8制定应急预案，准备好应对突发事件的必要设备和物资。

11.9在日常运行维护过程中，必须严格遵守国家和地方的相关法律法规以及行业标准。

11.10当发生以下情况时，应进行退役处理。

a）如果电池或模块出现明显变形、开裂、漏液、泄压阀破损，或者有击穿或闪络痕迹影响使用时。

b）电气连接出现破损、腐蚀、松动、脱落等缺陷且无法修复时。

c）若电化学储能电池的充放电能量或者能量效率不能满足电站预期使用需求，或经评价电站不具备扩容空间，扩容后仍不能满足预期使用需求，或扩容成本大于预期收益等情况时。

d）当电池发生安全事件、存在安全隐患、绝缘性能不足、释放烟雾或可燃气体、耐压性能不足时。

e）当改造成本或检修维护的技术经济性不合理时。

12应急处置

12.1储能电站建设和运行单位应针对电池热失控、火灾等风险，分别组织制定建设、运行阶段的事故应急预案和现场处置方案。

12.2项目单位宜应主动向本地区人民政府应急管理部门、消防救援机构报备用户侧储能的应急预案，做好应急准备，与本地区人民政府有关部门建立消防救援联动机制。

12.3项目单位应在消防控制室或门卫值班室配置消防应急资料箱，放置有助于灭火救援工作的各类图纸报告、重点部位情况、所涉及的储能系统安全技术说明、设备布局图、工艺流程图、应急预案等必要资料，并及时更新内容，以满足灭火救援需要。

12.4电化学储能电站发生事故时，应立即处理并进行上报。根据事故灾难或险情严重程度启动相应应急预案，超出电站应急救援处置能力时，应及时报告上级应急救援指挥机构启动应急预案实施救援。

12.5锂离子电池、铅炭电池、液流电池发生电解液大量泄漏、电池室/舱内可燃气体浓度超标等异常情况时，应立即采取停机措施，启动通风系统并加强监视，启动相应的应急预案。

12.6锂离子电池、铅炭电池发生冒烟、起火、爆炸时，应立即采取停机措施，切断储能系统电气连接，保留通风、监视、消防、安防等系统用电。根据现场情况判断火情，采取相应的灭火处置措施并报警；如发生直接危及人身安全的紧急情况时，人员应立即撤离，启动相应的应急预案。

12.7电化学储能电站电池室/舱发生气体泄漏、液体泄漏、可燃气体浓度超标、冒烟等异常情况时，人员进入事故现场前应佩戴个人防护用品。

12.8电化学储能电站发生人员触电、机械伤害、高空坠落等事故时，应根据伤情对受伤人员进行现场施救，伤情严重时启动相应的应急预案。