住建部发布国家标准《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》

住房和城乡建设部办公厅关于国家标准《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》公开征求意见的通知

根据住房和城乡建设部《关于印发2020年工程建设规范标准编制及相关工作计划的通知》（建标函〔2020〕9号），我部组织南方电网调峰调频发电有限公司等单位起草了国家标准《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》（见附件）。现向社会公开征求意见。有关单位和公众可通过以下途径和方式反馈意见：

1．电子邮箱：[email protected]。

2．通信地址：广东省广州市天河区龙口东路32号；邮政编码：510630。

意见反馈截止时间为2022年7月17日。

附件：《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》

住房和城乡建设部办公厅

2022年6月17日

前 言

根据住房和城乡建设部《关于印发<2020年工程建设标准编制及相关工作计划>的通知》（建标〔2020〕9号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本标准。

本标准共14章。主要技术内容包括：基本规定、站址选择、站区规划和总布置、接入系统、储能系统、电气、建筑与结构、采暖通风与空气调节、给排水、消防设施及消防电气、环境保护和水土保持、劳动安全和职业卫生等。

本次修订的主要技术内容是：

1 增加“基本规定”、“接入系统”章节。

2 合并原“电气一次”，“系统及电气二次”章节为电气章节，增加“电缆选择与敷设”的内容。

3 对原消防章节进行调整，将防火相关内容放入“消防”章节，新增防排烟、消防供电及应急照明等内容。

4 修改锂离子电池、铅酸（铅炭）电池、液流电池的防火设计要求。

5 修订了引用的规范、标准名称。

本标准中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。

本标准由住房和城乡建设部负责管理。

本标准主编单位：

本标准参编单位：

本标准主要起草员：

本标准主要审查员：

1 总则

1.0.1 为规范电化学储能电站的设计，保障电化学储能电站质量和安全，制定本标准。

1.0.2 本标准适用于新建、扩建或改建的功率为500kW且容量为500kW·h及以上的固定式电化学储能电站设计。

1.0.3 电化学储能电站设计除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2 术语

2.0.1 电池簇 battery cluster

由电池模块采用串联、并联或串并联方式连接的电池组合体。

2.0.2 储能变流器 power conversion system(PCS)

储能系统中，连接于电能存储设备与电网（和/或负荷）之间，实现对电能存储设备充/放电的功率变换设备。

2.0.3 电池管理系统 battery management system(BMS)

监测电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信功能的装置，包括电池模块管理单元、电池簇管理单元和电池阵列管理单元。

2.0.4储能单元 electrochemical energy storage unit

能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合，一般由电能存储设备、储能变流器、就地变压器等构成。

2.0.5 电化学储能系统electrochemical energy storage system

由一个或多个电化学储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。

2.0.6 电化学储能电站 electrochemical energy storage station

由一个或多个电化学储能系统构成，能够进行电能存储、转换及释放的电站，可以由若干个不同或相同类型的电化学储能系统以及变配电系统、监控系统和辅助设备设施组成。

2.0.7 电池预制舱（柜）battery container

用于装载电化学储能电池系统的箱（柜）体，主要由储能电池簇、外壳、支架、连接件、通风系统组成，根据需要还可包含冷却系统、视频监控等辅助设施。

3 基本规定

3.0.1电化学储能电站设计应结合电化学储能技术发展水平、规划、环境条件、土地、消防救援和建筑条件等因素，并满足安全可靠、经济适用、生态环保、便于安装和维护的要求。

3.0.2电化学储能电站应根据应用需求、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。

3.0.3 储能电站额定充电有功功率、额定放电有功功率的设计应根据全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗等因素综合确定。

3.0.4 储能电站额定充电能量、额定放电能量的设计应考虑全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗、电池类型、电池充放电深度、电池衰减特性、电池不一致性等因素。

3.0.5 电化学储能电站按照规模划分应符合表3.0.5的规定。

表3.0.5 储能电站建设规模

4 站址选择

4.0.1 站址应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁等因素，进行技术经济比较确定，并应满足防火和防爆要求。

4.0.2 大中型储能电站应独立布置，小型储能电站宜独立布置。

4.0.3 当储能电站项目分期建设时，站址应根据远期发展规划，留有建设用地。

4.0.4 站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小，站址宜靠近水源。

4.0.5 储能电站建设应节约用地，尽量利用荒地、劣地、不占或少占耕地和经济效益高的土地，并尽量减少土石方量。

4.0.6 站址选择应满足以下防洪及防涝要求：

1 大型电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为1%的洪水水位或历史最高内涝水位；

2 中、小型电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为2%的洪水水位或历史最高内涝水位；

3 当站区场地设计标高无法满足上述要求时，应另选站址，或区分不同的情况分别采取不同防洪、防涝措施；

4 沿江、河、湖、海等受风浪影响的储能电站，防洪设施标高应考虑频率为2%的风浪高和0.5m的安全超高。

4.0.7 储能电站站区场地设计标高宜高于或局部高于站外自然地面，以满足站区场地排水要求。

4.0.8 站址不宜设在多尘或有腐蚀性气体的场所。

4.0.9 站址选择应避开下列地段和地区：

1 地震断层和设防烈度高于九度的地震区；

2 有泥石流、滑坡、流沙、溶洞等直接危害的地段；

3 采矿陷落（错动）区界限内；

4 堤、坝决溃后可能淹没的地区；

5 重要的供水水源、水体保护区；

6 历史文物古迹保护区；

7 其他可能导致电站事故或者电站事故可能对周边安全产生影响的区域。

5 站区规划和总布置

5.1 站区规划

5.1.1 站区规划应根据设备技术发展、电站运行、施工和扩建需要，结合生活需求、站址自然条件按最终规模规划，近远结合，以近为主；宜根据建设需要分期征用土地。生产区、进站道路、进出线走廊、水源地、给排水设施、排洪和防洪设施等应统筹安排、合理布局。

5.1.2 防洪、抗震设防地区的储能电站，应根据地质、地形等因素，将主要的生产建、构筑物布置在相对有利的地段。

5.1.3 站区规划应满足消防安全要求，避免对站区周边建筑、环境的不良影响。

5.2 总布置

5.2.1 储能电站的站内总平面布置应包括下列内容：

1 储能设备区域；

2 就地变压器及配电装置区域；

3 道路系统；

4 生产建筑及其它附属设施。

5.2.2 设备选型应因地制宜，技术经济指标合理，宜采用占地少的设备型式。储能电站主要布置型式有全户外布置，全户内布置和半户内布置三种。

5.2.3 站区竖向布置宜合理利用自然地形，因地制宜确定竖向布置形式。站区竖向设计应与站外已有和规划的道路、排水系统、周围场地标高等相协调。

5.2.4 户外敞开式电化学储能电站宜设置围栏、围墙等，设置于电站、变配电所内的电化学储能电站，其外墙可作为围护隔离墙。

5.2.5 站区围墙、大门和站内道路应满足设备运输、安装、运行、检修和消防要求。

5.2.6 站内外道路的平面布置、纵坡及设计标高应协调一致、相互衔接。

5.2.7 进站道路宜采用公路型，城市站宜采用城市型。道路宽度不应小于4m。

5.2.8 站内运输道路路面宽度不宜小于4m。检修道路路面宽度不宜小于3m。转弯半径应根据行车要求和行车组织要求确定，不宜小于7m。

5.2.9 储能电站的管道、沟道应按最终规模统筹规划，并预留建设条件。

6 接入系统

6.1 并网要求

6.1.1储能电站接入电网的设计应满足国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547的要求。

6.1.2 储能电站有功、无功功率控制应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。

6.1.3 电站的无功补偿装置配置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足功能定位需求的原则配置。

6.1.4 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电化学储能电站并网点处超前或滞后功率因数应不小于0.95。

6.1.5 电站的接地型式应与接入电网的接地型式一致，不应抬高接入电网点原有的过电压水平和影响原有电网的接地故障保护配合设置。

6.2 继电保护及安全自动装置

6.2.1 继电保护及安全自动装置配置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。

6.2.2 继电保护及安全自动装置设计应满足电力网络结构、储能电站电气主接线的要求，并应满足电力系统和储能电站的各种运行方式要求。

6.2.3 继电保护和安全自动装置设计，应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定。

6.2.4 通过110kV及以上电压等级专线方式接入系统的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保护。

6.2.5 通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。

6.2.6 通过10（6）kV~110kV电压等级采用线变组方式接入系统的储能电站，应按照电压等级配置相应变压器保护。

6.2.7 储能电站35kV及以上电压等级的母线宜设置母线保护。

6.2.8 储能单元直流侧的保护可由储能变流器及电池管理系统共同完成，储能变流器及电池管理系统的保护配置应符合现行国家标准《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120以及现行国家标准《储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131要求。

6.2.9 故障记录装置的配置宜根据建设规模、故障分析需求确定，大型储能电站应配置专用故障记录装置。

6.2.10 储能电站应配置防孤岛保护，非计划孤岛时应在2s动作，将储能电站与电网断开。

6.2.11 储能电站应根据电力系统稳定运行需求，按照《电力系统安全稳定导则》GB 38755和《电力系统安全稳定控制技术导则》GB26399标准的规定，装设安全自动装置。

6.3 调度自动化

6.3.1 储能电站调度自动化的设计，应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计规程》DL/T 5003的规定。

6.3.2 储能电站的关口计量点应设置于两个供电设施产权分界点或合同协议规定的贸易结算点。

6.3.3 储能电站电能量计量系统的设计，应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202及国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547的规定。

6.3.4 电能计量装置宜具备电能计量信息远传功能。

6.3.5 接入公共电网的电化学储能电站应进行二次安全防护设计，应满足二次系统安全防护的有关规定。

6.3.6 调频储能电站以及通过220kV及上电压等级接入电力系统的储能电站宜配置同步相量测量装置。

6.3.7 接入公用电网的电化学储能站应在并网点配置电能质量监测装置或具备电能质量监测功能。10(6)kV及以上电压等级接入公共电网的电化学储能电站宜配置满足现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862要求的电能质量监测装置，当电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。

6.4 通信

6.4.1 储能电站系统通信应满足监控、保护、管理、通话等业务对通道及通信速率的要求，并预留与上级监控系统通信接口。

6.4.2 储能电站通信设计应符合现行行业标准《电力通信运行管理规程》DL/T 544 的规定，中、小型电化学储能电站设备配置可根据当地电网的实际情况进行简化。

6.4.3 站用通信设备可使用专用通信直流电源或DC/DC变换直流电源，电源宜为直流48V。站用通信电源采用一体化电源时，事故放电时间宜为2h~4h。

6.4.4. 通信设备宜与二次设备集中布置。当采用预制舱安装方式时，通信设备宜与二次设备共用预制舱。

6.4.5 储能电站通信宜采用网络方式。

6.4.6 接入公用电网的储能电站宜采用调度数据网或专线通道方式上送数据。

7 储能系统

7.1 一般规定

7.1.1 储能系统应根据应用需求、接入电压等级、储能电站额定功率、储能电站额定容量、储能变流器性能、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。

7.1.2 储能系统的选型应综合应用需求、电池特性和建设条件、技术经济性等多方面因素确定，可采用混合型。

7.1.3 储能单元容量应结合直流侧电压等级、直流侧断路器的开断容量和储能变流器的选型经技术经济比较后确定。

7.1.4 储能系统设备应选择节能环保、本质安全、高效可靠、少维护型设备。

7.1.5 布置于电池室的电力设备应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的规定。

7.2 电池

7.2.1 电池应满足安全、可靠、环保的要求。电池选型应根据电池放电倍率、自放电率、循环寿命、能量效率、安全环保、技术成熟度和储能电站应用场景对系统响应、散热性能的需求以及电站建设成本和建设场地限制等因素选择，可选择铅酸（铅炭）电池、锂离子电池和液流电池。

7.2.2 电池的技术要求应满足以下规定：

1 锂离子电池的技术要求应符合现行国家标准《电力储能用锂离子电池》GB/T 36276及现行行业标准《电化学储能电站用锂离子电池技术规范》NB/T 42091-2016的有关规定；

2 全钒液流电池的技术要求应符合现行国家标准《全钒液流电池通用技术条件》GB/T 32509的有关规定；

3 铅炭电池的技术要求应符合现行国家标准《电力储能用铅炭电池》GB/T 36280的有关规定；

4 电池应具有安全防护设计。在充、放电过程中外部遇明火、撞击、雷电、短路、过充过放等各种意外因素时，不应发生爆炸；

5 在正常情况下，液流电池各承压部件不应发生渗漏，喷溅等液体渗出情况。

7.2.3电池宜采用模块化设计。锂离子电池模块的额定电压宜选38.4V、48V、51.2V、64V、128V、153.6V、166.4V等系列。铅酸（铅炭）电池模块额定电压宜选2V、6V和12V系列。

7.2.4 电池系统的成组方式及其连接拓扑应与储能变流器的拓扑结构相匹配，并宜减少电池并联个数。

7.2.5 电池系统应配置直流断路器、隔离开关等开断、保护设备。

7.2.6 电池配置冗余度应根据电池的衰减特性、充放电特性和经济性、应用场景进行配置。

7.2.7 直流侧电压应根据电池特性、耐压水平、绝缘性能确定，不宜高于2kV。

7.2.8 直流侧接地型式，应符合现行国家标准《低压电气装置第1部分：基本原则、一般特性评估和定义》GB/T 16895.1的规定。

7.3 电池管理系统

7.3.1电池管理系统应具有数据采集、估算、电能量统计、控制、保护、通讯、有故障诊断、数据存储、显示、绝缘电阻检测、对时及本地升级的功能，实现对全部电池运行状态的监测、控制和管理。

7.3.2 电池管理系统的设备选型应与储能电池性能相匹配，并符合下列要求：

1 供电电源可采用交流或直流电源，其中交流电源额定电压为220/380V，直流电源额定电压为110V或220V；

2 电池管理系统与电池相连的带电部件和壳体之间的绝缘电阻值不应小于2MΩ；

3 电池管理系统应经受绝缘耐压性能试验，在试验过程中应无击穿或闪络等破坏性放电现象；

4 所检测状态参数的测量误差不应大于表7.3.1的规定；

表7.3.2状态参数测量误差

注：f.s.为满量程。

5 SOC估算精度应不大于8%，宜具有自标定功能，计算更新周期不大于3S；

6 应能在供电电源电压上限、下限时，持续运行1.00h，且状态参数测量精度满足要求；

7 应全面监测电池的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷电量等；

8 应具备过充电/过放电保护、短路保护、过流保护、温度保护、漏电保护等功能；

9 宜配置软/硬布线出口，当保护动作时，发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统；

10 电池管理系统的均衡功能宜按电池特性合理配置；

11 宜支持IEC61850、CAN2.0B、Modbus TCP-IP或DL/T 860通信，配合储能变流器及站内监控系统完成储能单元的监控及保护；

12 锂离子电池管理系统技术要求应符合现行国家标准《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131的规定。

7.3.3 储能单元应具备绝缘监测功能，绝缘监测可由电池管理系统实现，也可由储能变流器实现，当储能单元绝缘低时应能发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统。

7.3.4 液流电池管理系统应能对电池的热、电、流体相关数据进行检测，包括电堆的电压、电流以及电解液的温度、压强、流量和液位等参数的检测。全钒液流电池管理系统技术应符合现行行业标准《全钒液流电池管理系统技术条件》NB/T 42134的规定。

7.4 储能变流器

7.4.1 储能变流器以交流并网时，交流接入电压宜从表7.4.1给出的标准值中选取。储能变流器以直流电并网时，直流接入电压可选择220V（±110V）、750V（±375V）、1500V（±750V）。

表7.4.1 储能变流器接入交流电压（kV）

注：表中括号内为线电压值。

7.4.2 储能变流器的额定功率宜符合表7.4.2的规定。

表7.4.2 储能变流器额定功率（kW）

7.4.3 储能变流器应符合现行国家标准《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120的规定。储能变流器应具备保护功能，保护功能应包含短路保护、极性反接保护、直流过/欠压保护、过电流保护、过温保护、交流进线相序错误保护、通讯故障保护、冷却系统故障保护和防孤岛保护。

7.4.4 储能变流器与计算机监控系统的通信协议应根据电力系统对储能电站的响应时间要求确定。

7.5 储能系统布置

7.5.1 设备布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于搬运、安装、调试、操作和检修。

7.5.2 不同类型的储能单元宜分区布置。

7.5.3 储能设备布置可采用全户外布置、全户内布置和半户内布置三种型式。

7.5.4 对于屋外布置的储能单元，设备的防污、防盐雾、防风沙、防湿热、防水、防严寒等性能应与当地环境条件相适应。屋外布置的储能单元相关设备外壳防护等级宜不低于现行国家标准《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208规定的IP54。

7.5.5全户外布置储能单元可采用屋外电池预制舱设备，设备间距需应满足设备运输、检修的需求。锂离子电池、铅酸（铅炭）电池预制舱长边间距不宜小于3m，电池预制舱短边间距不宜小于3m。液流电池预制舱设备开门侧间距不宜小于3m。电池预制舱（柜）设备距离站内道路（路边）不应小于1m。

7.5.6 储能单元内设备布置应综合考虑线缆损耗、设备散热、运维操作空间、占地面积等因素。

7.5.7 锂离子电池预制舱堆叠不宜超过两层。锂离子电池预制舱设备及辅助设施应整体设计，下部承重结构应根据上部自重和整体结构安全确定，应配置楼梯等疏散和运维通道。

7.5.8 户内布置的储能单元应设置防止凝露引起事故的安全措施。

7.5.9 全户内布置储能电池柜/架的高度宜根据运维的需求确定，电池柜/架的高度不宜超过2400mm。当采用框架式布置型式时，应具有电池的防尘设计。站内储能变流器尺寸宜保持一致，站内电池柜/架尺寸宜保持一致。储能单元布置应满足下列要求：

1 四周或一侧应设置维护通道，其净宽不应小于800mm；

2 当采用柜式结构多排布置时，宜依据柜体开门结构确定维护通道，维护通道宜满足表6的规定，且不宜小于单侧门宽加400mm；

表7.5.9 柜式布置维护通道宽度（mm）

3当为中高压系统时，电气设备外绝缘体最低部位距地小于2300mm时，应装设运行巡视围栏。

7.5.10 储能变流器布置应有利于通风和散热。

7.5.11 电池的布置应满足电池的防火、防爆和通风要求。

7.5.12 电气设备房间不宜布置液流电池的电解液管道，若因布置空间受限必须布置时，电气设备防护等级应不低于IP54。电解液管道不应从电气设备正上方穿过，与电气设备平行布置时，两者水平距离应不小于2.5m。

8 电气

8.1 电气主接线

8.1.1 电气主接线应根据电化学储能电站的电压等级、规划容量、线路和变压器连接元件总数、储能单元设备特点等条件确定，并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。

8.1.2 高压侧接线型式应根据电力系统及电化学储能电站对主接线可靠性及运行方式的要求确定，可采用单母线、单母线分段等简单接线形式。当电化学储能电站经双回路接入系统时，宜采用单母线分段接线，并宜符合下列要求：

1 小型储能电站可采用线变组、单母线接线等；

2 中型储能电站可采用单母线或单母线分段接线等；

3 大型储能电站可采用单母线分段接线、双母线接线等。

8.1.3 储能电站高压侧母线电压应根据接入电网的要求和储能电站的安装容量，经技术经济比较后确定，并宜符合下列规定：

1 小型储能电站宜采用0.4kV~20kV及以下电压等级；

2 中型储能电站宜采用10kV~110kV电压等级；

3 大型储能电站宜采用220kV及以上电压等级。

8.2 电气设备选择

8.2.1 电气设备性能应满足电化学储能电站各种运行方式的要求。

8.2.2 电气设备和导体选择应符合国家现行标准《3~110kV高压配电装置设计规范》GB 50060，《220kV~750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218、《高压配电装置设计规范》DL/T 5352和《导体和电器选择设计规程》DL/T 5222的规定。对于20kV及以下储能电站还应满足现行国家标准《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053的规定。

8.2.3 储能电站变压器的选择应符合下列要求：

1 应优先选用自冷式、低损耗电力变压器；

2 储能单元就地变压器宜选用无励磁调压变压器，当无励磁调压变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器；

3 当多台储能变流器并联有谐波和环流抑制需求时，就地变压器可选用分裂绕组变压器。

8.2.4 配电装置型式选择应根据环境条件确定。66kV及以上电压等级配电装置，在大气污秽严重、场地受限、高抗震设防烈度、高海拔环境条件下，宜采用气体绝缘封闭组合电器，在大气严重污秽地区，可采用户内式。

8.2.5 6kV~35kV配电装置宜采用成套式高压开关柜。

8.2.6对土地使用条件受限的地区或现场施工工期较短的项目，可采用预装式变电站。预装式变电站的选择应符合现行国家标准《高压/低压预装式变电站》GB 17467的规定。

8.3 电气设备布置

8.3.1 电气设备布置应结合接线方式、设备型式及电化学储能总体布置综合因素确定。

8.3.2 电气设备布置应符合国家现行标准《3~110kV高压配电装置设计规范》GB 50060，《220kV~750kV变电站设计技术规程》DL/T5218和《高压配电装置设计规范》DL/T 5352。对于20kV及以下储能电站还应满足现行国家标准《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053的规定。

8.3.3 主控制室宜按最终规模建设，与继电器室合一布置。

8.3.4 主控制室的位置应按便于巡视和观察配电装置、节省控制电缆、噪声干扰小和有较好的朝向等因素选择。

8.3.5 继电器室的布置应满足设备布置和巡视维护的要求，并留有备用屏位。屏、柜的布置宜与配电装置的间隔排列次序对应。

8.3.6 主控制室及继电器室的设计和布置应符合二次设备抗电磁干扰能力要求。

8.4 站用电源及照明

8.4.1 站用电源配置应根据电化学储能电站的定位、重要性、可靠性要求等因素确定。大型电化学储能电站宜采用双回路供电；中小型电化学储能电站可采用单回路供电或双回路供电。采用双回路供电时，宜互为备用。

8.4.2 储能电站站用工作电源可从配电装置高压侧母线、储能变流器交流侧母线或站外引接。

8.4.3 站用电的设计应符合现行国家标准《低压配电设计规范》GB 50054的规定。

8.4.4 储能电站站用电系统的电压宜采用220/380V。

8.4.5 站用电备用变压器的容量应与工作变压器容量相同。

8.4.6 照明的设计应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》GB 50034、《室外作业场地照明设计标准》GB 50582和《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T 5390的规定。

8.4.7 照明设备安全性应符合现行国家标准《国家电气设备安全技术规范》GB 19517的规定；灯具与高压带电体间的安全距离应满足现行行业标准《电力建设安全工作规程 第3部分：变电站》DL 5009.3的要求。

8.4.8 铅酸（铅炭）、液流电池室内照明应采用防爆、防酸型照明灯具，锂电池室内照明应采用防爆型照明灯具。

8.4.9 电池室内不应装设开关熔断器和插座等可能产生火花的电器。

8.5 过电压保护、绝缘配合及防雷接地

8.5.1 过电压保护和绝缘配合设计应符合现行国家标准《低压系统内设备的绝缘配合 第1部分：原理、要求和试验》GB/T 16935、《低压电力线路和电子设备系统的雷电过电压绝缘配合》GB/T 21697和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064的规定。

8.5.2 建筑物防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的规定。

8.5.3 接地设计应符合现行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065的规定。

8.6 电缆选择与敷设

8.6.1 电缆选择与敷设应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB 50217的规定。

8.6.2 电缆选择应满足以下要求：

1 电池系统内部及其与储能变流器之间的连接电缆宜采用单芯电缆；

2 控制电缆、信号线缆应采用屏蔽线缆；

3 电缆应选用C类及以上阻燃电缆。

8.6.3 电缆敷设应满足以下要求：

1 电缆宜采用沟道、槽盒或穿保护管敷设，殊情况采用直埋敷设时，应采用铠装电缆或采取穿管保护；

2 电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆宜分开排列；

3 液流电池下方不宜敷设电缆，电池系统的电缆进、出线宜由上端引出，宜采用电缆桥架敷设；

4 消防配电线路的电缆敷设应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定。

8.6.4 电缆沟不得作为排水通路。

8.6.5 电缆构筑物中电缆引至电气柜盘或控制屏台的开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处均应实施阻火封堵。

8.7 计算机监控系统

8.7.1 储能电站应配置计算机监控系统，控制方式宜按无人值班或少人值班设计。计算机监控系统的设计应符合现行行业标准《储能电站监控系统技术规范》NB/T 42090的规定。

8.7.2 监控系统应能实现对储能电站监视、测量、控制，宜具备遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能。

8.7.3 监控系统宜能够实现多个储能系统的协调控制并根据其功能定位实现削峰填谷、系统调频、无功调节、电能质量治理、新能源功率平滑输出、黑启动等控制功能。

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

8.7.5 监控系统站控层和间隔层设备宜分别按远景规模和实际建设规模配置。

8.7.6 监控系统通信网络宜采用以太网连接，并具备与其它系统进行数据交换的接口。

8.7.7 储能电站监控系统宜采用星型网络，大型储能电站宜采用双机双网冗余配置，中型储能电站可采用双机双网冗余配置，小型储能电站宜采用单机单网配置。

8.7.8 大、中型储能电站的电池管理系统和储能变流器宜单独组网，并以储能系统为单位接入监控网络。

8.7.9 监控系统宜采用DL/T 860规约进行建模和交互；监控系统与储能变流器通信应快速、可靠，通信规约宜采用DL/T 860、DL/T 634.5104、Modbus TCP/IP通信协议；监控系统与电池管理系统的通信协议应满足现行行业标准《电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议》DL/T 1989的规定。

8.7.10 监控系统与电网调度自动化系统的通信规约宜采用DL/T 634.5104、DL/T 860通信协议。

8.7.11 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。

8.8 站用直流系统及交流不间断电源系统

8.8.1 电站应设置站用直流系统，宜与通信电源整合为一体化电源。

8.8.2 电站直流系统设计应符合现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044的规定。

8.8.3 站用交流事故不停电时间应按不小于2.0h设计。

8.8.4 储能电站直流系统宜采用专用蓄电池供电。大、中型储能电站直流系统宜采用2组蓄电池、二段单母线接线，二段直流母线之间宜设联络电器，蓄电池组应分别接于不同母线段。小型储能电站站用直流系统可采用1组蓄电池，单母分段或单母线接线。

8.8.5 储能电站宜设置交流不间断电源系统，并应满足计算机监控系统、消防等重要负荷供电的要求。交流不间断电源宜采用站用直流系统供电。

8.9 视频及环境监控系统

8.9.1 大、中型储能电站宜配置视频及环境监控系统，小型储能电站可配置视频及环境监控系统，系统宜包括入侵报警、视频安防和出入口控制、环境采集功能。

8.9.2 储能电站入侵报警的设计应符合现行国家标准《入侵报警系统工程设计规范》GB50394的规定。

8.9.3 视频安防监控摄像监视点宜包括储能变流器、电池、一次设备、二次设备、站内环境、周界等，其设计应符合现行国家标准《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395的规定。安装在电池设备用房内的摄像头应采用防爆型。

8.9.4 出入口控制对象宜包括站区出入口、建筑物内（外）出入口、二次设备房间门等，其设计应符合现行国家标准《出入口控制系统工程设计规范》GB50396的要求。

8.9.5 储能电站宜配置温度、湿度、水浸等环境采集设备。

8.9.6 视频及环境监控系统宜与站内计算机监控系统、火灾自动报警系统通信，具备远方监视和控制功能。

9 建筑与结构

9.1 一般规定

9.1.1 建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、环境条件、站址地质条件、电池类型、电源进线方向、对外交通以及有利于站内建筑施工、设备安装与检修和运行管理等条件，经技术经济比较确定。

9.1.2 建筑设计宜根据规划留有改造、扩建的条件。

9.1.3 储能电站建（构）筑物的平面布置及安全疏散设计应满足消防安全要求。

9.2 建筑

9.2.1 建筑物设计应符合下列要求：

1 满足设备运输、安装、运行、检修的要求；

2 满足防酸、防爆、防火、防水、防潮的要求；

3 满足采暖、通风、采光的要求；

4 建筑造型整体协调、适用美观。

9.2.2 锂离子电池厂房宜独立布置，并宜采用敞开或半敞开式。

9.2.3 电池室的室内装修材料的燃烧性能等级应为A级。

9.2.4 建筑物的围护结构热工性能应满足当地气候条件及节能标准，外墙及屋面应根据电池和其他设备的温度特性、通风和采暖要求采取相应的保温隔热层。保温隔热层应采用燃烧性能为A级的保温隔热材料。

9.2.5 电池室设计应有利于其室内通风顺畅，顶棚内表面应平整，不宜形成折形或凹槽表面，避免产生空气流通盲区，且顶棚不应设置吊顶。

9.2.6 电池室应防止太阳光直射室内，当设有采光窗时应采用遮光措施。

9.2.7 布置有酸性电解液且为非密闭结构电池的电池室，墙面及顶棚应涂耐酸漆，地面应采用易于清洗的耐酸材料，地面标高宜低于相邻房间和过道的地面标高不小于20mm，并应设置坡度不小于0.5%的排水坡度，通过耐酸的排水管沟排至室外作妥善处理。布置有强碱性或其他腐蚀性电解液电池的电池室，地面、墙面、顶棚亦应采取相应的防腐措施。

9.2.8 电池设备布置不应跨越建筑变形缝。

9.2.9 电池室及其它电气设备房的通风口、孔洞、门、电缆沟等与室外相通部位，应设置防止雨雪、风沙、小动物进入设施。通风窗、通风机、孔洞的一侧可设细孔钢丝网，门槛处应设置挡鼠板。

9.2.10 布置有电池或重要电气设备的建筑物屋面防水等级应采用I级。

9.3 结构

9.3.1 主控制室（楼）、继电器室、配电装置室（楼）、电池室等主要建筑设计使用年限不低于50年。大型电化学储能电站的主要建筑抗震设防类别不应低于乙类，建筑结构安全等级为一级，其余建筑抗震设防类别不应低于丙类，建筑结构安全等级不应低于二级。

9.3.2 建（构）筑物结构设计应依据岩土工程勘察报告中下列内容进行：

1 有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度；

2 场地范围内的地层结构及其均匀性，以及各岩土层的物理力学性质；

3 地下水埋藏分布、类型和水位变化幅度及规律，以及对建筑材料的腐蚀性；

4 在抗震设防区划分的场地类别，并对饱和砂土及粉土进行液化判别；

5 对可供采用的地基基础设计方案进行论证分析，确定与设计要求相对应的地基承载力及变形计算参数，以及设计与施工应注意的问题；

6 地下水、土壤腐蚀性的评价；

7 地基土冻胀性、湿陷性、膨胀性的评价。

9.3.3建（构）筑物结构种类可采用现浇钢筋混凝土结构、钢结构，也可采用装配式结构。结构型式可为框架、框架-剪力墙、排架、门式刚架结构等。主体结构布置应简单、整齐、受力明确，并应根据工艺布置和扩建条件确定，扩建建筑布置应与既有建筑的受力、变形协调。

9.3.4 当设备采用预制舱安装方式时，与预制舱相结合的结构构件、基础应能够承受上部传递的荷载。

9.3.5 建筑楼面、屋面均布活荷载的标准值及其组合值、频遇值和准永久值系数，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009及《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T 5457的有关规定取用。电池室楼面活荷载标准值应按实际计算。

9.3.6建（构）筑物结构设计应按承载能力极限状态和正常使用极限状态分别进行荷载（效应）组合，并应取各自的最不利效应组合进行设计。

9.3.7建（构）筑物的基础设计应满足强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，采取相应的措施，且应符合国家现行标准《构筑物抗震设计规范》GB50191、《建筑地基基础设计规范》GB50007、《建筑桩基技术规范》JGJ94、《建筑地基处理技术规范》JGJ79等的规定。

10 供暖通风与空气调节

10.0.1 电站的供暖、通风与空气调节的设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019。

10.0.2 电池室内设计参数的确定应根据电池工艺运行要求、使用寿命以及节能等因素确定。

10.0.3 配电装置室夏季室内温度不宜高于40℃，通风系统进排风设计温差不应超过15℃。

10.0.4 储能电站的控制室、继电器室、通信室及其他工艺设备要求的房间宜设置空调，空气处理设备不应少于2台。空调房间室内温度、湿度应满足工艺要求，工艺无特殊要求时，夏季设计温度为25℃~28℃，冬季设计温度为18℃~21℃,室内相对湿度为40%~70%。

10.0.5 位于严寒地区或寒冷地区的电站，应设置供暖设施；其他地区可根据工艺与设备需要设置供暖设施。电池室内不应采用明火取暖，应采用防爆电供暖散热器，电供暖散热器离电池设备的距离不小于100mm。

10.0.6 电池室通风空调系统应符合下列规定：

1 通风量应根据电池室内发热量和换气次数不少于每小时6次计算确定，平时通风可兼做事故通风；当电池室设置于地下时，换气次数不少于每小时 12 次；

2 通风系统吸风口应设置于电池室上部，吸风口上缘距顶棚平面的距离不应大于0.1m，当顶棚平面被突出高度大于0.1m的梁分隔时，每个分隔均应设置吸风口；水平排风管全长应顺气流方向向上坡度敷设。通风空调系统的排风口不应直接开向疏散通道、人行通道及车行道；

3 通风系统的排风口不应直接开向疏散通道、人行通道及车行道。当储能电站其他建筑物合建时，应设置独立且直排室外的排风系统，排风口应距离合建建筑物的门窗洞口及通风空调系统进风口不小于5m；

4 通风空调系统采用防爆型设备；

5 通风空调系统应与可燃气体报警装置联动，当空气中可燃气体达到爆炸下限的25%时，通风系统应能自动投入运行，同时关闭空调系统；

6 当电池室发生火灾报警时，应联动关闭空调系统。当电池室自动灭火系统启动时，应联动关闭通风系统。

10.0.7 电气设备房间内不应布置带压的热水管、蒸气管道或空调水管。

10.0.8 通风空调系统中的风管、风口、阀门及保温材料等应采用不燃材料制作。

11 给排水

11.0.1 给水和排水设计应符合现行国家标准《建筑给水排水设计标准》GB 50015的规定。

11.0.2 供水水源应根据供水条件综合比较确定，应优先选用已建供水管网供水。

11.0.3 生活用水水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的规定。

11.0.4 站区雨水、生活排水、生产废水宜采用分流制。

11.0.5 站内生活排水、生产废水应处理达标后排放或站内回用。

11.0.6 液流电池储液罐应布置在酸液流槽内，流槽内壁与储液罐外壁之间的净距不应小于1.0m。当设有酸液事故储存池时，酸液流槽容积宜按最大一组电池组正负极两罐酸液容量20%设计；当未设有酸液事故储存池时，酸液流槽容积宜按最大一组电池组正负极两罐酸液容量100%设计。酸液事故储存池容积按最大一组电池组正负极两罐酸液容量100%设计。

11.0.7 室内排水管道不应布置在除电缆房间外的电气设备房间，液流电池室排水管道应采用耐酸材料。

12 消防

12.1 一般规定

12.1.1 消防设计应贯彻“预防为主，防消结合”的方针，预防火灾和减少火灾危害，保障人身和财产安全。

12.1.2 消防设计应根据电站的不同规模、各类电池不同特性采取相应的消防措施，从全局出发，统筹兼顾，做到安全适用、技术先进、经济合理。

12.2 总布置

12.2.1 铅酸电池（铅炭电池）厂房、液流电池厂房火灾危险性类别为丁类，耐火等级不应低于二级，锂离子电池厂房耐火等级不应低于二级，储能电站内除电池厂房以外的配电建筑及辅助生产建筑火灾危险性类别及耐火等级应符合国家标准GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》的相关规定，屋外电池预制舱（柜）箱体外围护结构所采用的材料应为不燃材料。

12.2.2 锂离子电池厂房不应设置于地下或半地下。锂离子电池厂房层数、高度、每个防火分区的最大允许建筑面积应符合表12.2.2 的规定，储能电站内其它建筑的层数、面积应符合国家标准GB 50016《建筑设计防火规范》、GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》的相关规定。

表12.2.2 锂离子电池厂房层数、高度、每个防火分区的最大允许建筑面积

12.2.3 储能电站内建、构筑物及设备的防火间距不应小于表12.2.3的规定。表12.2.3 储能电站内建、构筑物及设备的防火间距（m）

注：1 建(构)筑物防火间距应按相邻建(构)筑物外墙的最近水平距离计算，如外墙有凸出的可燃或难燃构件时，则应从其凸出部分外缘算起；变压器与建筑物的防火间距应为变压器外壁与建筑外墙的最近水平距离。

2 本表中“-”表示不限制，该间距可根据工艺布置要求确定。

12.2.4 锂离子电池预制舱预制舱（柜）设备站外道路（路边）不应小于3m，确有困难时，电池预制舱（柜）设备与站外道路之间应设置耐火极限不低于1.00h的防火隔墙，且电池预制舱（柜）设备距离站外道路（路边）不应小于1m，防火隔墙应超过设备外轮廓投影范围外侧各1m。

12.2.5 锂离子电池设备布置宜分区布置，单层电池厂房单个电池室额定能量不宜超过30MWh，多层电池厂房单个电池室额定能量不宜超过15MWh。屋外电池预制舱（柜）布置分区内储能系统额定能量不宜超过50MWh，相邻分区的间距不应小于10m。当间距不能满足时，应设置耐火极限不应低于4.00h的防火墙，防火墙应超出设备外轮廓 1m。

12.2.6 建（构）筑物之间、建（构）筑物与设备之间防火间距应满足表12.2.3的要求，否则应设置防火墙，且防火墙的设置应符合现行国家标准GB 50016《建筑设计防火规范》、GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》的规定。

12.2.7 储能电站站区应至少设置一个供消防车辆进出的出入口。

12.2.8 储能电站应设置消防车道，尽头式消防车道应设置回车道或回车场。消防车道的设置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》 GB 50016的规定。储能电站内的高层厂房或占地面积大于3000m?的锂离子电池厂房，应设置环形消防车道，确有困难时，应沿厂房的两个长边设置消防车道。

12.3 平面布置及安全疏散

12.3.1 锂离子电池厂房内的防火墙的耐火极限不应低于4.00h。

12.3.2 办公室、休息室等不应布置在锂离子电池厂房内，确需贴邻布置时，应采用耐火极限不低于3.00h的防爆墙和2.00h的不燃性楼板与锂离子电池厂房分隔，且应设置独立的安全出口。

12.3.3 电池室应靠外墙布置。

12.3.4 锂离子电池厂房当每层建筑面积不大于150m?时，可设置1个安全出口；其他电池厂房当每层建筑面积不大于400m?时，且同一时间的作业人数不超过30人时，可设置1个安全出口；其他建筑的安全出口设置应符合现行国家标准GB 50016《建筑设计防火规范》的有关规定。

12.3.5 锂离子电池厂房内任一点至最近安全出口的直线距离不应大于表13.3.5的规定。

表12.3.5 锂离子电池厂房内任一点至最近安全出口的直线距离（m）

12.3.6 电池室的安全出口不应少于2个。

12.3.7 电池室四周隔墙应符合下列要求：

1 锂离子电池室四周隔墙应为耐火极限不低于4.00h的防火墙，顶部、底部楼板的耐火极限不应低于2.00h；其他电池室四周隔墙应为耐火极限不低于 3.00h的防火墙，顶部、底部楼板耐火极限不应低于1.50h；

2 电池室隔墙上开向疏散走道或室外的疏散门，应设置门斗，门斗的隔墙耐火极限应符合本条文第1款的规定，开在门斗处的门应采用甲级防火门并应错位设置；

3 电池室隔墙上除开向疏散走道和室外的疏散门外，不应开设其它门窗洞口；

4 隔墙及上有管线穿过时，管线四周空隙应采用不燃材料封堵密实。

12.4 消防给水及灭火设施

12.4.1 储能电站应设置消防给水系统，同一时间内的火灾次数应按一次设计。

12.4.2 除锂离子电池厂房以外的建筑消防给水及灭火设施设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《消防给水及消火栓系统技术规范》GB 50974的有关规定。

12.4.3 锂离子电池厂房室外消火栓设计流量不应小于表12.4.3的规定。

表12.4.3 锂离子电池厂房室外消火栓设计流量

12.4.4 室外电池预制舱（柜）室外消火栓设计流量不应小于表12.4.4的规定。

表12.4.4室外电池预制舱（柜）室外消火栓设计流量（L/s）

12.4.5 锂离子电池厂房室内消火栓设计流量不应小于表12.4.5的规定。

表12.4.5 锂离子电池厂房室内消火栓设计流量（L/s）

12.4.6 锂离子电池厂房及室外预制舱（柜）消火栓系统适用火灾延续时间不应小于3.0h；铅酸（铅炭）电池室及液流电池室外预制舱（柜）消火栓系统适用火灾延续时间不应小于2.0h。

12.4.7 各类型电池建筑均应设置室内消火栓并配置喷雾水枪，下列建筑可不设置室内消火栓：

1 主控楼；

2 警传室；

3 给排水泵房及处理间；

4 空冷器室。

12.4.8 锂离子电池室应设置自动灭火系统，自动灭火系统喷射强度、喷头布置间距、安装高度、工作压力等设计参数宜经实体火灾模拟实验确定。

12.4.9 安装在室内的油浸式变压器与安装在室外单台容量为125MV. A及以上的油浸变压器应设置水喷雾灭火系统或其他自动灭火系统。独立布置在室外的备用油浸变压器可不设置自动灭火系统。

12.4.10 储能电站消防给水量应按火灾时最大一次室内和室外消防用水量之和计算。消防水池有效容积应满足最大一次用水量火灾时由消防水池供水部分的水量。

12.4.11 储能电站建筑灭火器配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的有关规定，各配置场所火灾类别及危险等级应符合表12.4.11的规定。

表12.4.11 灭火器配置场所的火灾种类和危险等级

12.5 防烟与排烟

12.5.1 储能电站下列场所应设置防烟设施：

1 封闭楼梯间、防烟楼梯间及其前室；

2 消防电梯间前室或合用前室。

12.5.2 储能电站下列场所应设置排烟设施，其他场所可不设置排烟设施：

1 在高度大于32m的厂房内且长度大于20m的疏散走道，及其他厂房内长度大于40m的疏散走道；

2 建筑面积大于50㎡且无外窗的控制室。

12.5.3 防烟与排烟设施应符合现行国家标准《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251。

12.6 火灾自动报警系统

12.6.1 火灾探测及消防报警的设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。

12.6.2 下列场所和设备应设置火灾自动报警系统：

1 主控制室、配电装置室、继电器及通信室、电池室、PCS室、可燃介质电容器室；

2 采用固定灭火系统的油浸变压器、油浸电抗器；

3 户内无人值班电站的电缆夹层及电缆竖井；

4 敷设具有可燃绝缘层和外护层电缆的电缆夹层及电缆竖井。

5 采用建筑物安装方式或预制舱（柜）安装方式的场所和设备应符合本标准第12.4.2条规定。

12.6.3 电站内主要建、构筑物和设备火灾报警系统应符合表12.6.3的规定。

表12.6.3 电站内主要建、构筑物和设备火灾报警系统

注：1 电抗器室如选用含油设备时，宜采用缆式线型感温探测器。

2 火灾探测器应采用防爆型。

12.6.4 电池室应配置可燃气体报警设备，可燃气体探测器应根据正常及事故工况下产生的气体类型选择，应采用防爆型设备。可燃气体探测器的设置应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116的规定。

12.6.5 储能电站宜具备火灾早期预警功能，可通过计算机监控系统、电池管理系统、可燃气体探测设备、火灾报警系统等设备，实现电站的火灾监控预警。

12.6.6 有人值班的储能电站的火灾报警控制器设置于主控制室,主控制室的设置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定；无人值班电化学储能电站的火灾报警控制器宜设置于警传室，并将火警信号传至集控中心。

12.7 消防供电及应急照明

12.7.1 储能电站消防供电应符合下列要求：

1 消防供电应按一级负荷供电；

2 消防应急照明、疏散指示标志应采用蓄电池作为备用电源，疏散通道应急照明、疏散指示标志的连续供电时间不应少于30min，继续工作应急照明连续供电时间不应少于3h；

3 火灾自动报警系统应设置交流电源和蓄电池备用电源，交流电源应采用单独供电回路的交流不停电电源，优先采用站用交流不停电电源，交流不停电电源的功率输出应大于火灾自动报警系统和消防联动控制器全部负荷功率的120%。

12.7.2 储能电站应急照明和疏散标志应符合下列要求：

1 储能电站控制室、配电室和建筑疏散通道和楼梯间应设置应急照明；

2 人员疏散通道应急照明的地面最低水平照度不应低于1.0lx，对于楼梯间不应低于5.0 lx，消防控制室、消防水泵房、柴油发电机室、配电室以及发生火灾时仍需继续工作的应急照明应保证正常照明的照度；

3 应急照明灯应设置在出入口的顶部、墙面的上部或顶棚上。

12.7.3 储能电站应急照明的设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑照明设计规范》GB50034的规定。

12.7.4 建筑内设置的安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB 13495 和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945 的规定。

13 环境保护和水土保持

13.1 一般规定

13.1.1 站址选择应符合环境保护、水土保持和生态环境保护的有关法律法规的要求。

13.1.2 储能电站的设计应对废水、噪声等污染因子采取防治措施，减少其对周围环境的影响。

13.1.3 储能电站噪声对周围环境的影响应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348和《声环境质量标准》GB 3096的规定

13.1.4 储能电站的电磁防护设计应符合现行国家标准《电磁环境控制限值》GB 8702的规定。

13.1.5 废电池污染防治应遵循闭环与绿色回收、资源利用优先、合理安全处置的综合防治原则。

13.2 环境保护

13.2.1 储能电站的废水、污水应分类收集、输送和处理；对外排放的水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的规定。向水体排水应符合受纳水体的水域功能及纳污能力条件的要求，防止排水污染受纳水体。

13.2.2 储能电站的生活污水应处理达标后复用或排放。位于城市的电站，生活污水可排入城市污水系统，其水质应符合现行国家标准《污水排入城镇下水道水质标准》GB 31962的有关规定。

13.2.3 暂存于储能电站内的废电池，应分类独立贮存，禁止露天堆放。破损的废电池应单独贮存。废锂离子电池贮存前应进行安全性检测，避光贮存，应控制贮存场所的环境温度，避免因高温自燃等引起的环境污染风险。

13.3 水土保持

13.3.1 储能电站的选址、设计和建设应符合水土保持规定，对可能产生水土流失的，应采取防治措施。

13.3.2 储能电站的水土保持应结合工程设计采取临时弃土的防护、挡土墙、护坡设计及风沙区的防沙固沙等工程措施。

13.3.3 储能电站内生活区可绿化部位宜进行绿化。

14 劳动安全和职业卫生

14.0.1 储能电站的设计应执行国家规定的有关劳动安全和职业卫生的法律、法规、标准及规定，并应贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针。

14.0.2 劳动安全和职业卫生的设计应符合国家现行相关标准的规定。

14.0.3 有爆炸危险的设备及设备室应有防爆保护措施。防爆设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058等的规定。

14.0.4 储能电站应采取隔离防护措施防止电灼伤、雷击、误操作等。电池及其他电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求。

14.0.5 防机械伤害和防坠落伤害的设计，应符合现行国家标准《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083、《机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》GB/T 8196 等的规定。

14.0.6 液流电池室应采取措施防止酸性电解液对人身可能造成的伤害。电池室内可设置冲洗池、洗眼器等设施。

14.0.7 在建筑物内部配置防毒及防化学伤害的灭火器时，应有安全防护设施。

14.0.8 抗震设防烈度大于或等于7度的地区，电池设备及其支承构件应设置抗震加固设施。

本标准用词说明

1 为便于在执行本标准（规范、规程）条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：

1） 表示很严格，非这样做不可的用词：

正面词采用“必须”；

反面词采用“严禁”。

2） 表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：

正面词采用“应”；

反面词采用“不应”或“不得”。

3） 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：

正面词采用“宜”；

反面词采用“不宜”。

4） 表示有选择，在一定条件下可这样做的用词：

采用“可”。

2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录

《声环境质量标准》GB 3096

《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208

《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083

《生活饮用水卫生标准》GB 5749

《机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》GB/T 8196

《电磁环境控制限值》GB 8702

《污水综合排放标准》GB 8978

《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348

《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285

《低压电气装置第1部分：基本原则、一般特性评估和定义》GB/T 16895.1

《低压系统内设备的绝缘配合 第1部分：原理、要求和试验》GB/T 16935.1

《高压/低压预装式变电站》GB 17467

《国家电气设备安全技术规范》GB 19517

《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862

《低压电力线路和电子设备系统的雷电过电压绝缘配合》GB/T 21697

《电力系统安全稳定控制技术导则》GB 26399

《全钒液流电池通用技术条件》GB/T 32509

《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120

《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131

《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547

《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T 36558

《电力储能用锂离子电池》GB/T 36276

《电力储能用铅炭电池》GB/T 36280

《电力系统安全稳定导则》GB 38755

《建筑地基基础设计规范》GB 50007

《建筑结构荷载规范》GB 50009

《建筑给水排水设计标准》GB50015

《建筑设计防火规范》GB 50016

《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019

《建筑照明设计标准》GB 50034

《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053

《低压配电设计规范》GB 50054

《建筑物防雷设计规范》GB 50057

《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058

《3~110kV高压配电装置设计规范》GB 50060

《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065

《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116

《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140

《电力工程电缆设计标准》GB 50217

《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229

《入侵报警系统工程设计规范》GB 50394

《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395

《出入口控制系统工程设计规范》GB 50396

《室外作业场地照明设计标准》 GB 50582

《污水排入城镇下水道水质标准》GB 31962

《电力通信运行管理规程》DL/T 544

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620

《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 634.5101

《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

《电力自动化通信网络和系统》DL/T 860（所有部分）

《电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议》DL/T 1989

《电力系统调度自动化设计规程》DL/T 5003

《电力建设安全工作规程 第3部分：变电站》DL 5009.3

《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044

《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202

《导体和电器选择设计规程》DL/T 5222

《高压配电装置设计规范》DL/T 5352

《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T 5390

《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T 5457

《电化学储能电站用锂离子电池技术规范》NB/T 42091

《全钒液流电池管理系统技术条件》NB/T 42134

中华人民共和国国家标准

电化学储能电站设计规范

GB XXXX-202X

条文说明

制定说明

本标准是在《电化学储能电站设计规范》GB 51048-2014的基础上修订而成。本次修订遵循以下几个原则：2014版《电化学储能电站设计规范》中行之有效的条款保持不变；规范与电化学储能电站技术的发展相适应，使其能更好地指导电化学储能电站设计，同一性质问题，与现行国家、行业规范及法规保持一致。

标准修订前期，2019年6月，主编单位向GB 501048-2014《电化学储能电站设计规范》原参编单位和有关单位发送了“GB 51048-2014《电化学储能电站设计规范》标准复审意见表”，并对返回的意见逐条进行分析和整理，形成初步的修订意见。2020年9月成立了编写小组并组织了第一次大纲内部审查。并根据电化学储能电站技术的发展、有关新标准的相关信息以及被征求单位的修订意见编写了修订初稿。2020年6月，在主编单位内部审查的基础上，形成征求意见讨论稿，全国电力储能标准化委员组织召开了征求意见稿研讨会，形成了征求意见稿，2021年,2022年先后开展多次专题研讨会，对征求意见稿进行了讨论。

本次修订的主要技术内容是：

1 增加“基本规定”、“接入系统”章节。

2 合并原“电气一次”，“系统及电气二次”章节为电气章节，增加“电缆选择与敷设”的内容。

3 对原消防章节进行调整，将防火相关内容放入“消防”章节，新增防排烟、消防供电及应急照明等内容。

4 修改锂离子电池、铅酸（铅炭）电池、液流电池的防火设计要求。

5 修订了引用的规范、标准名称。

本标准修订过程中，编制组进行了广泛、深入的调查研究，总结了电化学储能电站设计的实践经验，同时参考了国外先进技术法规、技术标准。

为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，《电化学储能电站设计标准》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明。对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明，还着重对强制性条文的强制性理由做了解释。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。

目 次

1 总 则35

2 术 语35

3 基本规定36

4 站址选择37

5 站区规划和总布置37

5.1 站区规划37

5.2 总布置37

6 接入系统39

6.1并网要求39

6.2 继电保护及安全自动装置39

6.3 调度自动化40

6.4 通信40

7 储能系统41

7.1 一般规定41

7.2 电池41

7.3 电池管理系统46

7.4 储能变流器46

7.5 储能系统布置47

8 电气49

8.1 电气主接线49

8.2 电气设备选择49

8.3 电气设备布置49

8.4 站用电源及照明50

8.6 电缆选择与敷设50

8.7 计算机监控系统51

8.8 站用直流系统及交流不间断电源系统51

8.9 视频及环境监控系统51

9 建筑与结构52

9.1 一般规定52

9.2 建筑52

9.3 结构52

10 供暖通风与空气调节53

12 消防56

12.2 总布置56

12.3 平面布置及安全疏散58

12.4 消防给水及灭火设施58

12.5 防烟与排烟59

12.6 火灾自动报警系统59

12.7 消防供电及应急照明59

1 总 则

1.0.2 一般对于500kW/500kWh以下的电化学储能电站，由于容量小，接入电压等级低（220/380V），一般不进行专项设计。所以考虑接入的电压等级及进行专项设计的可能性，本标准考虑适用于容量为500kW且能量为500kWh及以上新建、扩建和改建的电化学储能电站。

2 术 语

2.0.4 电能存储设备指电化学储能电池，可采用户内柜安装方式，也可采用户外电池预制舱（柜）安装方式。

3 基本规定

3.0.3-3.0.4 新增条文，为适应储能电站在电力市场中的应用需求，规范储能电站功率和能量的设计要求。

3.0.5 储能系统的选择要满足应用的需求，满足其功能定位的实现。但电池的性能和技术成熟度影响电池的成组方式（电池组电压、功率、容量、能量），进而影响储能变流器的选择和储能系统的选择。另一方面，储能变流器的拓扑结构影响电池的成组方式及其拓扑结构和储能系统的选择、划分。所以规定储能系统应根据储能电站额定功率、储能电站额定能量、接入电压等级、应用需求、储能变流器性能和电池的特性和要求及设备短路电流耐受能力设计。小型、中型和大型电站的划分按接入系统功率的大小来划分，与国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547中的接入电网电压推荐等级表对应。

4 站址选择

4.0.1 本条列出了电站站址选择的基本原则。征地拆迁，既包括房屋建筑的拆迁，也包括通信电缆、电力电缆、各种管道等地下设施的迁移。站址选择时，应尽量避免或减少拆迁，以减少工程投资。

4.0.2 考虑到大中型储能电站和小型储能电站的危险性和应用范围，明确大中型储能电站应独立布置。

4.0.4 可靠水源主要包括供水量和水质。供水量和水质不符合要求，会给电站建成后的正常生产和生活造成不便。因此，需在工程选址阶段做好充分的调查研究。

4.0.5 节约用地为国家的基本国策，本条强调节约用地，合理用地，尽量减少拆迁、土（石）方工程量，避免或减少代征地，以降低工程费用、缩短建设工期。

4.0.6 本条文第3款，参考国家标准《防洪标准》GB 50201，区分不同的情况可分别采取以下不同防洪、防涝措施：

1 对站区采取防洪防涝措施时，防洪或防涝设施标高应高于上述洪水水位或历史最高内涝水位标高0.5m。如设置挡水设施，建议挡水设施标高高于洪水水位或历史最高内涝水位0.5m；

2 采取可靠措施，使主要设备底座和生产建筑物室内地坪标高不低于上述高水位。如通过提高主要设备底座和生产建筑物室内地坪标高，则建议其标高高于洪水水位或历史最高内涝水位至少0.2m；

本条文第4款，对于沿江、河、湖、海等受风浪影响的电站，本标准难以做出统一的安全防护距离要求，实际工程设计应根据实际情况做相应的调查研究工作，建议其防洪设施考虑频率为2%的风浪高和0.5m的安全超高。

5 站区规划和总布置

5.1 站区规划

5.1.3 站区内生产、生活区域的规划和布局，应充分考虑其对周边建筑、环境的影响，应优选考虑满足本标准第5.2.5条规定的防火间距的要求。

5.2 总布置

5.2.2 储能电站设计应遵循集约化原则，节约土地。锂离子电池预制舱（柜）为便于火灾预防和扑救，在条件允许时，宜避免堆叠。

5.2..3 竖向布置应根据具体的地形、总平面格局、场地土壤性质妥善处理好总平面布置方位、土（石）方平衡及交通运输等各种关系，以达到减小边坡用地、场地平整土（石）方量、护坡及挡墙等工程量的目的，并使场地排水路径短捷。

站区场地平整设计一方面强调土（石）方综合平衡，另一方面也强调位于山区、丘陵地区的电站应尽量避免深挖厚填、形成高边坡或高挡墙、增加填方区地基处理难度和工程造价。结合场地周边环境，当有可靠的弃土场地时，并不一定单纯追求土方平衡。

如站外附近有市政排水系统，则优先考虑将站内雨水、废水排入市政排水管道；如站址位于郊区或乡村、附近无市政排水系统，则优先考虑将站内雨水、废水排入附近排水沟渠，或处理后就地散排。

5.2.9 电站的管道、沟道应按最终规模考虑，各种类型的埋管也应考虑最终规模的需求，避免扩建时场地或道路大开挖。确需远期扩建的，应在本期预留建设条件，避免建设的破坏和反复。

6 接入系统

6.1并网要求

6.1.1 电化学储能系统接人电网的电压等级与储能系统额定功率、接入点电网网架结构等条件确定，经过技术经济比较，采用低电压等级接入优于高电压等级接入时，可采用低电压等级接入。国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547中附录表B.1对不同额定功率储能系统的接人电网电压给出推荐等级。

6.1.2 有功功率、无功功率控制是电化学储能电站的重要能力，但其在不同的应用场合，要求不同，具体指标差异较大，在满足现有国际规范的同时，应根据工程实际来确定其响应要求。

6.1.3 电力系统无功按照分层分区就地平衡的原则设计。电站无功补偿配置首先应满足站内无功需求。当电力系统对电站的无功能力有特殊要求时，站内无功补偿能力应满足此要求。

当电网对电站的无功没有特殊要求或者电站没有纳入区域AVC系统，电站对外不应提供额外无功，不应调节PCC点电压。

由于储能变流器可以实现有功/无功的解耦控制，是很好的无功源，电站无功补偿装置的配置宜考虑储能变流器发出/吸收无功的能力。

6.1.5 电站接入电网，不应影响原有电网绝缘配合和保护配置，一般要求电站的接地方式与电网的接地方式保持一致。

6.2 继电保护及安全自动装置

6.2.1-6.2.2 继电保护及安全自动装置是保障电站安全、稳定运行不可或缺的重要设备。继电保护及安全自动装置的配置应与电力网络结构、电站建设规模、主接线和运行方式统筹考虑。

6.2.4-6.2.7 随着近年来储能技术产业化水平的不断提高，储能电站的接入电压等级及接入方式更加的多样化，本条文对储能电站接入各电压等级的线路保护、变压器保护及部分元件保护的配置进行了细化要求。

6.2.8 储能系统内部保护由本体保护装置实现，应按照现行储能变流器、电池管理系统技术规范执行。

6.2.10 本条文针对电网失压后储能电站可能继续运行，且向电网线路送电的情况提出。储能电站应具备快速检测孤岛并且断开与电网连接的能力，防孤岛应具备主动防孤岛效应保护和被动防孤岛效应保护。防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合。孤岛现象的发生对运维人员及电网造成不良影响。在电网发生故障时，由于储能系统具备独立给电网供电的能力，可能存在电力部门认为已经停电的设施依然带电，使得维修人员在进行维修时受到安全危险。及时断开与电网的连接，可有效避免上述安全事故的发生，从而保证维修人员的安全。

6.2.11 安全自动装置在电网发生故障或异常运行时，可起到控制作用，以防止系统稳定破坏活事故扩大，造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间的中断，主要包括自动重合闸、备用电源自投入、切机、低频低压减载、自动解列等设备。

6.3 调度自动化

6.3.2 本条文对储能电站的关口计量点设置原则进行了规定，电能量关口计量点设置一般按以下考虑：

1 电化学储能电站采用专线接入公用电网，电能量关口计量点应设在公共连接点；

2 电化学储能电站采用T接方式接入公用线路，电能量关口计量点设在电化学储能电站出线侧；

3 电化学储能电站接入用户内部电网，电能量关口计量点设在并网点。

图6.3.2 并网点与公共连接点图例说明

6.3.6 对于接受电力系统调度的电化学储能电站，宜根据当地电网的要求配置同步相量采集装置，同步相量采集装置应按单套配置，数据上送电力调度中心。配置同步相量测量装置，可实时监测母线电压及出线功率，为电力安全调度提供有力保障。

6.3.7 电站储能变流器存在电力电子器件，运行过程中，可能会产生谐波、直流分量等，因此，必要时，可配置电能质量监测装置，对于10(6)kV以下电压等级接入的储能电站，至少应具备电能质量监测功能，电能质量监测历史数据应至少保存1年。

6.4 通信

6.4.3 修订原条文。随着单个储能电站的建设规模的不断增大，对系统的影响程度也不断提高，设计时应根据当地运行管理规定及电站的重要程度，选择采用专用直流电压或一体化直流电源及确定事故放电时间。

6.4.4 修订原条文。通信设备与二次设备集中布置，可使布置更为紧凑同时也方便后期运维。

6.4.5 电化学储能电站与调度部门之间的通信方式宜根据主站需求确定。通信宜采用网络方式，条件不具备时也可采用专线方式。

7 储能系统

7.1 一般规定

7.1.2 新增条文，因为储能电站应用功能多样化，不同电池技术针对不同的应用场景和建设条件时，各具优势。对于应用功能多样化的储能电站，可采用组合不同储能技术的方案，达到储能电站方案的技术经济最优化。

7.2 电池

7.2.1 新增条文，给出电池的选型原则。电池选型应结合具体工程的功能需求，建设条件，依据技术经济性性最优的原则来选型。在发电侧的储能电站主要功能有事故黑启动电源，配合火电机组系统调频和支撑可再生能源接入；在电网侧的储能电站主要功能有削峰填谷，延缓电网投资和缓解线路阻塞，电网稳定控制，备用支撑，电压支撑；在用户侧的储能电站主要功能有峰谷电价获利，提高供电可靠性，提高电能质量。储能技术作为一种综合型能源解决方案，往往兼具多种功能，而在实际应用中无论何种应用场景，一般以支撑大规模可再生能源并网，电网削峰填谷或用户侧削峰填谷，配合火电机组系统调频为主要的功能定位，其他功能为辅助功能，因此为应用在这三种功能下的储能电站的电池选型给出指导性意见。根据电池技术特点，锂电池在充放电时间为0~4小时范围内、液流电池在充放电时间在2小时以上、铅酸电池在充放电时间在1小时以内应用技术经济性较好，应根据应用场景及电池的寿命特性，选择合适的类型的电池。

7.2.3 条文修订，通过对现有主流锂电池厂家产品进行调研，更新锂电池模块电压序列。

7.2.4 电池组的成组方式及其连接拓扑应与储能变流器的拓扑结构相匹配。储能变流器常见的拓扑结构如图1～7所示。

一级变换拓扑型仅含AC/DC环节的单级式储能变流器，如图7.2.4-1所示，电池经过串并联后直接连接AC/DC的直流侧。此种储能变流器拓扑结构简单，能耗相对较低，但储能系统容量选择缺乏灵活性。适用于独立分布式储能并网。

为了扩容方便，仅含AC/DC环节的储能变流器可扩展为仅含AC/DC环节共交流侧的拓扑结构，如图7.2.4-2所示，采用模块化连接，配置更加灵活；当个别电池组或AC/DC环节出现故障时，储能系统仍可工作，但导致电力电子器件增多，控制系统设计复杂。

图7.2.4-1 仅含AC/DC环节的储能变流器拓扑结构

图7.2.4-2 仅含AC/DC环节共交流侧的储能变流器拓扑结构

两级变换拓扑型含AC/DC和DC/DC环节的双极式储能变流器，如图7.2.4-3所示。双向DC /DC 环节主要是进行升、降压变换，提供稳定的直流电压。此种拓扑结构的储能变流器适应性强，由于DC/DC环节实现直流电压的升降，使容量配置更加灵活，适用于配合间歇性、波动性较强的分布式电源接入，抑制其直接并网可能带来的电压波动。但由于DC/DC环节的存在，使得储能变流器效率降低。

为了扩容方便，双极式储能变流器可扩展为含AC/DC和DC/DC环节的共直流侧或共交流侧的拓扑结构，如图7.2.4-4和7.2.4-5所示。

图7.2.4-3 含AC/DC和DC/DC环节的储能变流器拓扑结构

图7.2.4-4 含AC/DC和DC/DC环节共直流侧的储能变流器拓扑结构

图7.2.4-5 含AC/DC和DC/DC环节共交流侧的储能变流器拓扑结构

H 桥链式储能变流器如图7.2.4-6和7.2.4-7所示。采用多个功率模块串联的方法来实现高压输出，需要实现高压时，只需简单增加功率模块数即可，避免电池的过多串联；每个功率模块的结构相同，容易进行模块化设计和封装；每个功率模块都是分离的直流电源，之间彼此独立，对一个单元的控制不会影响其他单元。

图7.2.4-6 H桥链式储能变流器（Y型接法）

一级变换拓扑、两级变换拓扑结构的储能变流器一般适用于储能系统容量不大于1MW的场合；当储能系统能量较高时，为避免多电池组的并联，可采用两级变换拓扑结构。

H桥链式拓扑结构的储能变流器一般适用于储能系统容量大于1MW的场合。对于35kV及以下电压等级且不考虑三相不平衡的调节，H桥链式拓扑结构可采用Y型接法。对于更高电压等级或低电压等级需考虑三相不平衡调节，H桥链式拓扑结构可采用角型接法。

具体工程设计可根据工程实际情况、储能系统的容量、能量、电池类型和生产制造水平、对储能变流器的性能要求综合考虑储能变流器的拓扑。

图7.2.4-7 H桥链式储能变流器（角型接法）

电池组接于储能变流器的直流侧，电池组的容量、能量应满足式（3）、（4）的要求。

式中：—电池单体（或模块）电压，V；

—电池单体（或模块）容量，Ah；

—电池组等效并联电池单体（或模块）数量；

—电池组等效串联电池单体（或模块）数量；

—容量折算系数，1/h；

—电池充（放）电深度；

—容量裕度，一般取1.0～1.15，具体工程设计时应根据电池的特性和生产制造水平来等确定；

—能量裕度，一般取1.0～1.15，具体工程设计时应根据电池的特性和生产制造水平来等确定；

—储能系统容量要求，W；

—储能系统能量要求，Wh；

对于电池并联，存在由于并联支路间性能（电压、内阻、能量等）的差异导致环流的存在，影响系统的安全、可靠运行，所以设计时尽量避免电池的并联，采用合适的PCS拓扑，控制电池并联个数，一般不大于2。

储能系统设计时为使电池组各回路能够可靠、独立的投运和退出、能够配合电池管理系统保证电池的安全、可靠运行，各回路可考虑设置可控接触器、直流断路器等开断、保护设备。

7.2.6 电池的性能影响电池冗余设计。电池的寿命特性（寿命的倍率特性、温度特性、充放电深度特性等）、充放电特性（充放电的倍率特性、充放电深度特性、充放电的对称性、功率特性、能量特性等）等影响电池性能的发挥。电池工作在不同的工作区间，性能差异很大。所以，在进行电池冗余度设计时，应充分考虑影响电池性能发挥的因素。

另外，目前电化学电池价格昂贵，是决定电化学储能电站投资的主导因素，所以电池裕度配置极大的影响了电化学储能电站的造价，为了控制投资，电池裕度配置还应充分考虑经济性。

7.2.7 直流侧电压需满足电池组充、放电的最高、最低电压范围，并考虑一定的裕度。

直流侧最大输出电压应不小于式（1）的要求。

(1)

直流侧最小输出电压应不大于式（2）的要求。

(2)

式中：—电池组等效串联电池单体数量；

、—储能变流器输出电压裕度系数，一般取1.0～1.15，一般取0.85~0.9；

—单体电池最大充电电压，单位为V。

—单体电池最小放电电压，单位为V。

目前的实际工程中，考虑设备的耐压水平，一般锂离子电池系统直流侧电压不高于1500V，全钒液流电池系统直流侧电压不高于1000V。结合设备的生产发展水平，综合考虑直流侧电压不宜高于2kV。

7.3 电池管理系统

7.3.2 因为液流电池的电池管理系统功率较大，有380V供电的需求，修订交流供电电源额定电压选择。

根据《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558对电池管理系统配置的保护类型进行修订。电池管理系统保护旨在保护电池的安全运行并对电池运行进行优化控制。本款规定了电池管理系统最基本的保护，但不限于上述保护功能，具体工程应根据电池特性及储能系统要求进行配置。

根据《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558 对电池管理系统的出口接点提出了要求。当保护动作时，应能发出信号通知运行人员及时隔离故障。

根据目前电池管理系统规范中支持的通信协议进行修订，新增DL/T 860、DL/T 634.5104通信协议，电池管理系统应具备与PCS、监控系统的通信接口，配合整个电化学储能电站的协调运行。

7.3.3 储能系统应配置直流绝缘监测，监测电池堆的对地绝缘状况，计算电池组对地绝缘电阻，电池组发生接地故障时（正接地、负接地或正负同时接地），电池管理系统应能显示和发出报警信号。直流侧绝缘监测功能可独立配置绝缘检测装置或通过电池管理系统、储能变流器功能模块实现，在运行中整个不接地系统只能投一处的绝缘监测功能。当发生绝缘故障时，绝缘监测模块应能发出跳闸信号通知储能变流器停机及跳开网侧开关，并向计算机监控系统发出告警信号。

7.4 储能变流器

7.4.1 条文修订，储能变流器网侧电压宜优先选择电网标称电压系列，尽量避免接口设备的非标准化。目前储能技术已应用于中低压直流系统，补充直流并网的电压推荐值。储能变流器以交流并网时，根据行业内的产品规格和应用现状，0.54kV作为为1MW储能变流器输出电压应用较为广泛，补充该接入电压等级。

7.4.2 条文修订，随着行业发展，电化学储能电站集成化程度越来越高，储能变流器朝大功率设备方向快速发展，且本标准针对功率为2MW以上的储能系统设计，较小容量变流器已变得不适用，630kW产品成为标准产品之一，单机额定功率为1.5MW~2.5MW的大功率产品已经成为行业成熟产品，同时部分厂家生产H桥式链式结构的变流器，已成熟应用的单机产品额定功率达5MW（6kV）和8MW(10kV)。依据目前行业的研发及工程应用情况，修订本条文。

7.4.3 条文修订，因已发布储能变流器的设备规范，删除原关于储能变流器功能和性能的条文，执行现行国家标准《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120。相比原条文规定，主要调整为：

1 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，储能变流器输出大于其额定输出的50%功率时，平均功率因素由不小于0.95（超前或滞后）调整为0.98；

2 储能变流器的充放电转换时间由不应大于200ms调整为不应大于100ms；

3 当输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1 m处，用声级计测量满载时的噪声，噪声由不应大于70dB调整为不应大于80 dB。

7.4.4 新增条文，不同应用场景对储能变流器的响应速度要求存在差异，目前广泛使用的通信协议，通信速率由高到低分别为DL/T 860、DL/T 634.5104、Modbus TCP-IP、PROFIBUS-DP、DL/T 634.5101、串口Modbus。工程设计时应根据项目响应速度要求选择合适的通信协议。一般而言，DL/T 860可达到十毫秒级，DL/T 634.5104、Modbus TCP-IP、PROFIBUS-DP可达到百毫秒级，DL/T 634.5101及串口Modbus可达到秒级。

7.5 储能系统布置

7.5.2 铅酸（铅炭）电池、液流电池、锂离子电池等不同类型电池，运行环境（温度、耐酸、耐碱等）要求不同，正常运行或事故时的泄漏物质不同，所以，不同类型电池应分区/分室布置。

7.5.3 条文修订，不同的设备，尤其是电池，对运行环境要求不同。所以，设备的布置型式，应根据安装地点的环境条件、设备性能要求和当地实际情况选择。随着储能系统应用场景和使用条件的多样化，设备的布置型式变得多样化，实际应用中主要有全户外布置，全户内布置和半户内布置三种。

7.5.5 新增条文，设备间距需考虑设备运输、检修的需求，电池预制舱有两侧开门和电池预制舱两端开门不同形式，开门尺寸一般不大于1.5m，救援人员及水枪的所需空间不小于1.5m，电池预制舱长边间距不宜小于3m，另外，考虑到短边间距多为运输主通道，间距宜不小于3m。

参考变电站建、构筑物之间最小间距的规定，有含油设备的屋外配电装置到路边的距离为1m，即具有燃烧介质的设备距离路边距离不小于1m，因此考虑电池预制舱（柜）设备距离路边距离不小于1m。

7.5.7 随着储能系统建设规模不断增加，而建设场地时常受限，尤其是能量密度较低的一些电池类型，布置时需考虑多层预制舱设备布置方案。通过对国内全户外布置储能系统的调研发现，目前常用的锂离子电池预制舱结构耐火性能差，墙板的耐火极限一般不超过1.00h，横梁、立柱作为关键支撑构件缺少可靠的防火保护措施。锂离子电池预制舱设备火灾案例也表明，火焰容易蔓延出预制舱，预制舱会在高温作用下出现变形。当锂离子电池预制舱采用多层形式时，若底部预制舱发生火灾，预制舱在高温作用下承载性能快速下降，结构可能会因失去承载能力导致整体倾倒、垮塌，甚至波及附近的预制舱，酿成更大的安全事故。

多层预制舱需要进行整体设计，视为多层预制舱设备，预制舱的设计需重新考虑支撑结构强度、消防系统、运维通道、供暖通风和线缆布置等。

因此，为了规范锂离子电池预制舱设备的工程应用，保障日常运营和事故逃生、救援的安全，提出了锂离子电池预制舱设备的设置要求。

7.5.9 条文修订。不同类型的电池，布置、安装方式一般不同，如铅酸（铅炭）电池、磷酸铁锂电池一般采用柜式布置，也有框架式布置，液流电池一般采用框架式布置。且柜式设备的开门尺寸、开门方式和角度种类较多，需要的检修空间均不同，因此柜式布置维护通道仅以现行主流设备尺寸及维护空间需求进行修订，最小维护通道考虑卸门式柜体的运检空间需求。实际设计中需考虑设备本身的实际需求和建设条件。所以对于储能系统布置不做统一规定。但为了便于设备的安装、维护、更换，以及基础的普适性，规定站内功率变换系统尺寸宜保持一致，站内电池柜/框架尺寸宜保持一致。

由于H桥链式结构储能设备的应用，电池系统对地电压较高，全户内布置时为减少设备尺寸，有利于散热等因素，采用框架式设备具有一定优势，框架设备若对地带电距离不够时，运维巡视时有触电安全隐患，应设置巡视围栏进行防范。

7.5.12 新增条文，考虑液流电池布置的实际需求，对电解液管道的布置作出规定，电气设备房间不宜布置电解液管道，若布置空间受限，电气设备房间需布置电解液管道，电气设备防护应防止液体飞溅，因此防护等级不低于IP54，且与电解液水平距离不小于2.5m。

8 电气

8.1 电气主接线

8.1.1 “便于扩建”是考虑电站分期建设时，接线能较方便地从初期形式分期过渡到最终接线，使一次和二次设备装置所需的改动最小，减少扩建过程中所造成的停电损失和可能发生的事故。

8.1.2 小型、中型和大型电站的划分按接入系统功率的大小来划分，与国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547中的接入电网电压推荐等级表对应。出线电压等级可根据实际情况采用110kV、35kV、20kV、10kV、6kV等，统称为高压侧。高压侧出线为单回时，可采用单母线接线，出线超过两回时可采用单母线分段接线。根据实际需要，高压侧也可采用线路变压器组、桥形等接线形式。

8.1.3 出线电压等级可根据实际情况采用220kV、110kV、35kV、20kV、10kV、6kV等。储能电站接入电网的电压等级宜根据储能电站的规模及接入电网的情况确定。

8.2 电气设备选择

8.2.2 条文修订，接入电网规范已有220kV接入电压等级，补充相应执行规范《220kV~750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218。

8.2.3 就地变压器容量根据储能单元中变流器的额定容量选择。就地变压器一般选用无励磁调压变压器，经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时，可选有载调压变压器。

8.2.4 对储能电站的升压站设备选型给出推荐意见，以技术经济性最优为主要原则，沿海地区一般污秽较为严重，宜采用户内配电装置。占地面积受限时和对周边环境影响较高时，也宜采用户内配电装置。对于66kV~220 kV配电装置一般采用户外敞开式布置，考虑到气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）制造技术水平的提高和造价的降低，如计及土建费用和安装运行费用后与敞开式经济指标接近时，IV级及以上污秽地区、土石方开挖工程量大的地区、地震烈度9度及以上地区推荐采用GIS配电装置。

8.2.5 目前10kV~35kV配电装置一般采用户内成套式高压开关柜为主。

8.2.6 本次修改增加了预装式变电站使用场合的规定和选型要求。

8.3 电气设备布置

8.3.2 条文修订，接入电网规范已有220kV接入电压等级，补充相应执行规范《220kV~750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218。

8.3.3 本条根据现有电站的二次设备布置实际经验，提出相关布置原则。根据目前储能电站的建设规模及调研情况，储能电站多采用无人值守或者少人值守方式，二次设备数量不多，35kV及以下设备可采用二次设备下放布置方式，采用继电器室与主控制室合一布置的集约化设计在建设阶段可为减少土建工程、缩短施工工期，在运维阶段可更加便于运行维护，所以优先采用继电器室与主控制室合一布置方案。

8.4 站用电源及照明

8.4.1 条文修订，站用电源应满足站内操作、照明及其他动力用电。单回路供电时，站用变压器可接在主变进线断路器的电源侧，以保证主变检修时的站用电源。双回路供电时，两台站用变压器容量宜按全站计算负荷选择，互为备用。

8.4.2 取电方式有从站外引接，储能电站配电装置高压侧母线引接，储能变流器交流侧母线引接及储能变流器直流侧引接。通过直流侧的储能电池实现系统自供电在技术上可以实现，可通过增加DC/DC，AC/DC电源模块或隔离变实现，会增加成本约辅助供电系统的3%~5%左右。该取电方式易导致BMS和EMS保护策略混乱，站用电供电不稳定。且当电池放电至低压时无法对外输出供电，影响辅助供电可靠性，因此不宜从储能变流器直流侧取电。其他引接方案依据工程具体建设条件，以技术经济性最优的原则选择。

8.4.4 储能电站一般无高压站用电设备，所以站用电的电压推荐采用380 V。

8.4.7 原条文，灯具与高压带电体间安全距离满足规程要求同时，应便于维护更换。尽量避免因照明灯具装于高压带电体上方或过于接近带电体，而导致检修更换需要高压停电的情况。

8.4.8 根据工程实践经验，装有铅酸电池、液流电池的室内，含有氢气成分，在有火花的情况下容易引起着火爆炸危险，同时有漏液的风险，因此要求防爆防酸型灯具。锂电池有着火爆炸危险应采用防爆型照明器。

8.4.9 根据工程实践经验，装有铅酸电池、液流电池的室内，含有氢气成分，在有火花的情况下容易引起着火爆炸危险，同时有漏液的风险，因此不应在室内装设开关熔断器和插座等可能产生火花的电器。

8.6 电缆选择与敷设

8.6.2 对低压侧直流电缆的选型做出规定。

8.6.3 当储能电站面积较大，且处于干旱地区时，为降低工程投资并有利于防止电缆火灾，可采用直埋方式敷设，因此对此部分电缆不做阻燃要求，但应采用铠装电缆或采取穿管保护，穿管时正负极电缆应分穿在不同保管内。

电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆分开排列是为了防止电力电缆对信号电缆干扰；

液流电池具有酸腐蚀性，存在酸液渗漏的可能性，为了减弱其对进、出线缆的腐蚀，推荐其进、出线缆由上端引出，采用电缆桥架敷设。当线缆敷设于液流电池下方时，应采取防护措施，防止液流电池酸液泄漏时，腐蚀线缆，造成不必要的停电和增加维护工作量。

8.6.5 储能电站为降低火灾风险，有效阻止延燃，应对电缆敷设中的重要部位做出封堵要求。

8.7 计算机监控系统

8.7.1 修订原条文。计算机监控系统应满足现行已颁布监控系统技术规范的要求。

8.7.9 修订原条文。本条文对电化学储能电站监控系统通信协议进行了规定。DL/T 860规约为国际电力公用事业的标准规约，面向对象的信息建模，可极大的提高设备之间的互操作性及系统的可靠性，能够很好的适应通信速率要求高的场合，可为今后储能的远方调度控制奠定基础。监控系统与储能变流器、电池管理系统系统的通信协议宜按照现行规范及标准有关规定执行。

8.8 站用直流系统及交流不间断电源系统

8.8.4 储能电站原则上也可以通过储能系统直流母线经过DC/DC变换或逆变为储能电站提供直流电压和交流不见断电源，但是采用上述设计储能系统内部的协同控制复杂，储能系统容量设计时也需要预留足够的事故备用容量，相比专用蓄电池供电方式，不具备经济及可靠性等方面的优势，因此优先采用专用蓄电池供电。

8.8.5 本条提出了电站交流不间断电源系统的建设原则。为减少运行维护工作量，交流不间断电源宜计入直流负荷，不设单独蓄电池。

8.9 视频及环境监控系统

8.9.1 本条提出了电站视频安全监控系统的配置原则。对于小型电化学储能电站，可根据实际需求相应简化视频安全监控系统设计，并采用物防、人防，技防相结合的方式。

8.9.6 当电站运行管理方在电站所属区域内布置有视频安全监控系统主站时，电站的视频安全监控系统宜具备与远方主站及火灾报警系统通信的功能，实现远方视频巡检及遥控。

9 建筑与结构

9.1 一般规定

9.1.1 本条规定了以上建筑布置的基本要求，电化学储能站内主要配备有主控制室（楼）、继电器室、配电装置室（楼）、电池室、警卫室等。根据项目规模及总体布置，这些站、室可增减或合并。大型储能电站宜相应设置检修车间及备品间、工具间。

9.1.2 站内建筑平面和空间布局一般具有适当的灵活性，为生产工艺的扩建、调整创造条件。

9.2 建筑

9.2.1 铅酸电池（铅炭电池）、液流电池、锂离子电池常用的化学原材料，可能存在腐蚀、酸性、易燃、易爆等特性，部分电池在过充、过放或事故泄漏时可析出氢气等易爆气体。因此电化学储能电站的建筑设计，除满足一般设备工艺要求外，应重点考虑防爆、防火、防腐蚀、防酸等因素影响。

9.2.3 本条文规定以外的其他房间，其室内装修材料的燃烧性能应符合国家标准GB50222《建筑内部装修设计防火规范》的规定。

9.2.4 不同电池的工作环境温度要求不同，室内温度过低或过高都会影响电池的性能及正常运行，除通过机械通风、空调、采暖等手段调节电池室内温度外，还应结合当地气候条件、节能设计标准，对建筑物的围护结构采用必要的保温隔热层措施，以达到节能目的。

9.2.5 电池室顶棚要求平整，目的是防止电池可能析出的氢气或因事故泄露的电解液挥发气体积聚。由于氢气密度比空气小，电池室上部氢气往往较为集中，如果顶棚造型过于复杂、凹凸不平、高差变化大，会形成通风死角造成氢气局部积聚难以排走，当电池析出的氢气在空气中的浓度达到爆炸极限时遇火可引起爆炸，因此电池室内应保持通风顺畅并通过通风机及时排走。

9.2.6 电池室避免阳光直射，有利于控制室内环境温度，延长电池的寿命。

9.2.8 建筑主体结构在变形缝（伸缩缝、沉降缝、抗震缝）的两侧会发生位移，电池设备和电池支架跨越变形缝时容易遭到破坏变形，造成泄漏、倾覆等事故。所以电池设备不应跨越变形缝，否则应采取与主体建筑变形缝相适应的构造措施。

9.2.10 本条文参考国家标准GB 50345《屋面工程技术规范》，规定站内重要建筑物的防水等级。

9.3 结构

9.3.1 《建筑工程抗震设防分类标准》 GB 50223-2008及《电力设施抗震设计规范》GB 50260-2013为统领建筑抗震分类的规范，目前尚未在此两本标准中明确电化学储能站的分类，但今后修编时尚应满足此规范要求。建筑物结构安全等级根据结构破坏可能产生的后果（危及人的生命、造成经济损失、产生社会影响等）的严重性确定。

9.3.3 本条规定了电化学储能站建（构）筑物的结构型式，并指出装配式结构的可行性。在储能站扩建方面，建（构）筑物应在前期建设和后期扩建时，均应对结构形式合理性进行考虑。

9.3.5 根据对多个电池厂家的广泛调研、统计，电池室的楼面活荷载依厂家不同而差别较大。因此本标准建议具体工程中电池室的楼面活荷载标准值，按该工程实际电池荷载的等效均布活荷载计算确定。主控制室、二次设备室、继电器室、通信室以及电缆层等特殊设备房间的楼面荷载在《建筑结构荷载规范》GB 50009中没有明确规定，应参照《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T 5457的有关规定取用。

10 供暖通风与空气调节

10.0.2 不同电池要求的运行环境温度不同，应根据不同电池特点进行设计。下表中所列为目前已应用于实际工程的电池类型，供参考应用，同时应根据技术发展情况进行论证确定。对于新型电池种类宜根据电池研究成果进行设计。

表10.0.2电池室内设计温度参数

10.0.5 供暖设计应根据我国气候区分布特点进行设计，我国严寒及寒冷地区冬季应设置采暖以满足变电站运行的要求。其他地区如夏热冬冷地区可采用热泵型空调进行冬季供暖。为突出火种对蓄电池室的危险性，规定在电池室不应明火取暖。

10.0.6 通风量首先应该满足电池室正常运行排热需求；国外相关规范中，对电池室通风换气参数要求不低于5.1L/s.m2，与每小时6次的通风换气量基本对应，详见下表2。

表10.0.5通风换气计算对比表

参照以上规定，建议电池室设置在地上时，通风换气次数为6次；当电池室设置于地下时，进排风条件差，参照燃油锅炉、建筑相关标准，故提高换气次数至每小时12次。

部分种类的储能电池在失控状态下会产生可燃气体，不同电池失控时所产生的可燃气体不同，应对电池运行特征进行分析，根据所产生的次生物种类设置合适的可燃气体报警装置。一般可燃气体检测报警装置的报警值是可燃气体爆炸下限的25%，当达到报警值发出警报的同时，应连锁启动排风系统进行排风，并关闭空调系统。储能电池在失控状态下产生的可燃气体一般都比空气轻，将水平排风管沿着排风气流向上设置坡度，有利于比空气轻的气体混合物顺气流方向自然排出，特别是在通风机停机时，能更好地防止在管道内局部积存而形成有爆炸危险的高浓度混合气体。

避免发生事故时可燃气体或烟气直接吹向逃生人群或车辆，影响疏散救援。

为防止可燃气体爆炸，所以规定电池室采用防爆通风空调设备。

10.0.7 为防止水管爆裂或漏水损害电气设备，故电气设备房间内不应布置有压的热水管、蒸气管道或空调水管。

10.0.8 通风空调系统的风管、风口、阀门及保温材料等采用不燃材料制作，避免火势沿风管蔓延至相邻区域或整个储能电站。

11 给排水

11.0.1 本条文为电化学储能电站给水和排水设计的总原则，必须满足《建筑给水排水设计规范》GB 50015。

11.0.2、11.0.3 电化学储能电站用水量较小，因此优先选用站址附近城镇或企业已建生活给水管网供水。

11.0.4、11.0.5 根据相关环境法规及当地环保部门的要求，部分电站不允许新建排污口，因此不得向外排放任何污、废水。当环境法规及当地环保部门不允许电站新建排污口时，电站的生活污水及生产废水应站内处理后回用，不得外排；当环境法规及当地环保部门允许电站新建排污口时，电站生活污水及生产废水仍采用处理达标后排放。

11.0.6 液流电池每组电池的正负极均设有较大的酸液储存罐，当酸液储存罐遭受破坏酸液渗漏时，由于酸液具有一定的腐蚀性，必须设置可储存事故酸液并转移安全处的设施，以防止事故酸液对其他设施造成破坏或对人员造成损伤。由于同一组电池正负极酸液之间仅设置一层隔膜，因此任何一个酸液罐破损渗漏时，正负极之间由于压力差，隔膜也会同时破损，因此事故储油设施容量应考虑同一组电池正负极储液罐同时渗漏。

11.0.7 给排水管道损坏渗漏时会对电气设备造成破坏，但对电缆并没有破坏作用，因此室内给排水管道不应布置在除电缆房间外的电气设备房间，同时防酸电池室排水管道应采用耐酸材料。

12 消防

12.2 总布置

12.2.1 本条明确电站内主要建、构筑物及设备的火灾危险性及耐火等级。

电池火灾危险性分类，是以目前国内主流电池厂商、研发机构提供的资料数据以及电池产品标准、国内工程实践为基础确定的。

根据目前所收集的数据资料，在电站的运行环境条件下，铅酸（铅炭）、液流电池的燃烧、爆炸特性不明显，另外本标准对电池室的隔墙、门窗的防火性能提出了较高的要求，具有防火隔离作用，因此，铅酸（铅炭）、液流电池的火灾危险性类别定为丁类。

根据国内的火灾试验，当电池外表面温度加热到160~210℃时，安全阀开启，有气体开始喷出，2~3min后被加热电池会出现胀鼓或者燃烧现象，燃烧的电池还会连续引燃周围电池，电池温度可达700~800℃。若电池安全阀未正常启动，容易出现爆炸现象。

在针刺试验中，锂电池在刺穿后立即产生大量的白烟，在短时间内（几秒至几十秒）出现明火、轰燃或爆炸现象，明火熄灭时残留物的温度仍达近800℃；分析其演化机理为电池的隔膜被刺穿后，内部会形成大电流，短路点位置的放电产热使电池温度迅速升高，温度上升导致隔膜熔化，并引发了正负极与电解液的反应，部分材料的热稳定性发生变化，生成物与电解液发生剧烈反应，同时放出大量气体，气体冲破电池包装，电池出现起火、轰燃或爆炸现象。

现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016中明确对照的厂房、仓库火灾危险性判定标准主要为闪点、爆炸下限，此类指标与锂电池事故的危险性特征有所不同，锂离子电池未能与的生产火灾危险性类别相对应，目前暂未出台公认的锂离子电池火灾危险性分类判定标准，因此本标准暂不做规定。本标准根据对于与火灾危险性相关的其他数据参考乙类，结合相关试验数据及工程实践进行具体规定。

由于电池技术还在不断发展，对于应用新类型电池或同类型电池但电解液溶剂组成与目前通用的溶剂组成差别较大时，应在实际工程中对电池火灾危险性类别进行专题论证，并根据国家标准GB 50016《建筑设计防火规范》的火灾特性分类原则确定其火灾危险性。

12.2.2 锂离子电池的火灾危险性高，容易复燃，在初期火灾扑救失败之后，往往需要外部消防救援力量进行干预。多起锂离子电池火灾事故案例表明，此类火灾的救援作业持续时间较长，若厂房过高，既不利于消防人员内攻，也不利于在建筑外部进行灭火作业，增大了火灾扑救难度。根据实际工程现状调研，锂离子电池厂房建筑层数需求一般不超过6层（高度在30m以下），而常见消防救援车辆的额定工作高度一般可满足24m~32m的灭火作业需求，救援能力与锂离子电池厂房建筑的层数较为匹配，且保证了一定的安全余量。国外部分发达国家对锂离子电池厂房设置高度的规定也是以外部消防救援力量可达性为基准。因此，本条综合以上两方面因素，明确了锂离子电池厂房的层数要求。

由于储能技术更新迭代较快，储能电站的应用场景也不断丰富，如通信行业具备不间断电源功能的储能电站等，为尽量保证储能电站应用与安全的平衡，采用高层方案时，应充分论证方案的可行性。

12.2.3 本条文规定的建、构筑物及设备互相之间的防火间距均为最小间距要求。从防火角度和保障人员及设备安全、减少财产损失来看，在有条件时，应尽可能采用较大间距。

参照国家标准GB 50016《建筑设计防火规范》和GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》中的相应规定进行修订，其中：

1）屋外铅酸电池（铅碳电池）、液流电池预制舱（柜）在上述标准中，因无对应火灾危险性类别的屋外装置的可参照的规定，选取参考了GB 50016《建筑设计防火规范》和GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》中室外总油量5~10t的变压器的防火间距要求进行了规定；

2）屋外锂离子电池预制舱（柜）在上述标准中，因无对应火灾危险性类别的屋外装置的可参照的规定，选取参考了GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》中可燃介质电容器（棚）的防火间距要求进行了规定；

3）锂离子电池室在上述标准中，因无对应火灾危险性类别的建筑对屋外装置、事故油池等的可参照的防火间距的规定，参考GB 50229《火力发电厂与变电站设计防火标准》中建筑与变压器之间的防火间距的规定，按10m对防火间距进行了规定；

4）屋外铅酸电池（铅碳电池）、液流电池预制舱（柜）对锂离子电池室的防火间距，参照GB 50016《建筑设计防火规范》中室外总油量≥5、≤10t的变压器对乙类厂房的防火间距要求，进行了规定。

5）屋外电池预制舱（柜）与变压器之间的防火间距，与其相应的厂房与变压器之间的防火间距一致。

防火间距的确定主要综合考虑满足扑救火灾需要，防止火势向邻近建、构筑物及设备蔓延扩大以及节约用地等因素。

12.2.4储能电站火灾事故表明，锂离子电池预制舱（柜）发生火灾时，预制舱（柜）开口处容易形成火溢流，对外界的车辆等可燃物造成影响；与此同时，公共道路行驶车辆也可能会对锂离子电池预制舱（柜）造成意外冲击，导致着火或爆炸事故。国外部分国家规定户外布置的储能系统距离建筑物、公共道路等不小于3米。

据此，本条规定预制舱（柜）设备距路边不小于3m，但确有困难时可采取设置防火隔墙的方式降低预制舱（柜）设备与道路之间相互影响。

需要特别指出的是，本条文规定的3米为最小的防护距离，储能电站对站外道路红线的退让距离尚应满足各地方规划标准对各级公共道路的建设退让距离的规定。

12.2.5 新增条文，电池室的电池堆放较为集中，电池着火后容易扩散蔓延，有可能导致整个房间的电池全部被烧毁，即使灭火系统有效动作，往往也会对整个房间的电池造成污染或损坏，导致较大的经济损失，因此提出要限制电池室的额定能量。对于屋内布置方案，考虑火灾对整体建筑安全的影响，初始额定能量控制在15MWh。

锂电池布置从安全，建设，运维多个方面综合考虑，锂电池宜分区布置。屋外电池预制舱（柜）分区按尽量避免重大事故来考虑，即单个分区内事故损失不超过5000万元，考虑目前电池系统的成本及近5年成本下降空间，5000万元的电池系统初始额定能量约50MWh,因此考虑分区布置，单个分区内电池能量不宜超过50MWh。

12.2.7 供消防车辆进出的出入口可与站区出入口共用，当站区出入口满足消防车辆进出的要求时，可同时作为供消防车辆进出的出入口。

12.2.8 站区道路是否应设环形道路，应根据国家规范GB 50016《建筑设计防火规范》确定。位于城市的电站，可利用周边的市政道路作为其环形消防通道。

12.3 平面布置及安全疏散

12.3.1~12.3.2 根据锂离子最新火灾危险性数据，相应增加强条条文。

12.3.3 根据锂离子最新火灾危险性数据，相应增加强条条文。

12.3.7 为安全起见，本条文对电池室的消防设计作出较严格的规定。要求其四周隔墙按防火墙设置，有效保证相邻房间、建筑物及设备的安全。

12.4 消防给水及灭火设施

12.4.1 明确储能电站应设置消防给水系统。由于储能电站人员少、占地面积小，根据《建筑设计防火规范》GB 50016确定储能电站同一时间内的火灾次数为一次。

12.4.5 锂离子电池火灾事故表明，锂离子电池厂房发生火灾时，人员若进入建筑内灭火，消火栓是最直接有效的方法，但所需用水量要大。结合前文对锂离子电池厂房的规定，锂离子电池厂房层数不超过6层，高度一般不超过24m，但对于高度超过24m的个别工程，应增加消火栓的流量、枪数及每根竖管的最小流量要求。

12.4.2~12.4.6 除锂离子电池厂房以外，本标准将储能电站其他建筑物均划定为厂房，并明确其火灾危险性和耐火等级。现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《消防给水及消火栓系统技术规范》GB 50974对厂房的消火栓系统的设计均有详细的规定。锂离子电池外壳未破损时，并不会发生火灾；但一旦锂离子电池发生热失控并导致外壳破损后，便会发生火灾，火灾类型可包括固体、液体及气体综合类型火灾，为提高锂离子电池的消防安全可靠性，按火灾危险性为乙类耐火等级为二级的厂房标准规定了锂离子电池厂房消火栓设计参数。

12.4.7 该条所列的建筑物体积较小，均为干式设备间或辅助用房，参考现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229的相关规定，明确可不设置室内消火栓。

12.4.8 锂离子电池存在一定的火灾隐患，锂离子电池火灾为带电火灾，并包括固体、液体及气体混合类型火灾，因此规定锂离子电池室应设置细水雾或气体灭火系统，该两种类型的灭火系统具有绝缘性，可用于扑灭固体、液体及气体火灾，其他同样具有这些性能的自动灭火系统也可采用。

12.4.9 根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229相关规定，按独立变电站的标准规定储能电站油浸式变压器的自动灭火系统设置原则，并适当提高了室内油浸式变压器自动灭火系统的设置标准。

12.4.10 该条规定了电站消防给水量及消防水池有效容积的计算方法。消防水池有效容积应为储存消防用水供扑灭火灾使用的有效容积，应为水池溢流口以下且不包括水池底部无法取水的部分以及隔墙、柱所占体积。

12.4.11 根据现行国家标准《建筑灭火器配设计规范》GB 50140及《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229，结合储能电站的实际情况，规定了主要建筑灭火器配置场所火灾危险和危险等级。

12.5 防烟与排烟

12.5.1 本条文规定了储能电站应设置机械加压送风防烟设施的场所。建筑物内的封闭楼梯间、防烟楼梯间及前室、消防电梯间前室或合用前室均是储能电站着火时的安全疏散、救援通道。火灾时，可通过开启外窗等自然排烟设施将烟气排出，亦可采用机械加压送风的防烟设施，使烟气不致侵入上述疏散通道内。

12.5.2 本条文规定了储能电站应设置排烟设施的场所，当建筑物着火时，需要及时排出火灾产生的大量烟气，确保建筑物内人员顺利疏散。

由于储能电站设备间运行期间除了规定的巡检人员，人员很少或无人值守；此外储能设备多设置气体灭火等工艺灭火设施，从消防安全角度可以保证人员安全疏散，故设备间可不必设置排烟设施。

12.5.3 本条文规定了防烟与排烟设施应符合现行国家标准《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251，该标准详细要求了各防烟和排烟设施的具体设置要求。

12.6 火灾自动报警系统

12.6.3 电站发生火灾后果严重且扑救困难，为有效控制火灾蔓延及尽快灭火，所以必须根据安装部位的火灾特点选用合适的火灾探测器。

电气设备房间、电缆夹层及电缆竖井等火灾探测器类型配置参照《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229执行。

对于建（构）筑物大空间感烟探测器、感温探测器灵敏度不足的场合，电池室及PCS室可采用吸气式感烟探测器提高极早期火灾探测的灵敏度。

12.6.4 根据目前调研结果液流电池在运行过程中，阀控铅酸（铅炭）电池、锂离子电池热失控过程中均有可燃气体产生，文献数据表明，电池产生的典型可燃气体为H2、CO，但同时也会产生C3H6、C3H8、C5H12等相对分子质量比空气大的烯烃、烷烃气体，因此厂房电池室及电池预制舱（柜）宜安装可燃气体报警装置，对可燃气体产生情况进行监测。一般可燃气体检测报警装置的报警值不高于可燃气体爆炸下限的25%，当空间内的空气与可燃气体的混合气体浓度达到该值应发出报警。

12.6.5 火灾早期预警功能可以通过电池管理系统对电池温度、电压的监控以及环境中可燃气体的探测，在火灾发生之前进行综合判别，尽量在火灾发生前期发现问题、处理问题。

12.7 消防供电及应急照明

12.7.1 消防电源采用双电源或双回路供电时，为了避免一路电源或一路母线故障造成消防电源失去，延误消防灭火的时机，保证消防供电的安全性和消防系统的正常运行，规定两路电源供电至末级配电箱进行自动切换。但是在设置自动切换设备时，要有防止由于消防设备本身故障且开关拒动时造成的全站站用电停电的保护措施，因此需配置必要的控制回路和备用设备，保证可靠的切换。

12.7.2 根据《建筑设计防火规范》GB 50016对应急照明的照度要求进行了调整。