湖南电网电化学储能电站设计规程

1湖南电网电化学储能电站设计规程1范围本文件规定了湖南电网电化学储能电站建设相关的站址选择、接入系统、站区规划和总布置、储能系统、电气一次、电气二次、土建、供暖通风与空气调节、消防、环境保护、劳动安全和职业卫生等设计技术要求。本文件适用于通过新能源汇集站接入和直接接入10kV及以上电压等级公用电网的锂离子电池储能电站、液流电池储能电站和铅炭电池储能电站，其他类型储能电站可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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GB3096声环境质量标准GB5083生产设备安全卫生设计总则GB5749生活饮用水卫生标准GB/T8196机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造GB8702电磁辐射防护规定GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB12348工业企业厂界环境噪声排放标准GB13495消防安全标志GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T16895.1低压电气装置第1部分：基本原则、一般特性评估和定义GB/T16935低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验GB17945消防应急照明和疏散指示系统GB19517国家电气设备安全技术规范GB/T19862电能质量监测设备通用要求GB/T21697低压电力线路和电子设备系统的雷电过电压绝缘配合GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB26399电力系统安全稳定控制技术导则GB/T30137电能质量电压暂降与短时中断GB/T31464电网运行准则GB/T31962污水排入城镇下水道水质标准GB/T32509全钒液流电池通用技术条件GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T34131储能电站用锂离子电池管理系统技术规范GB/T36276电力储能用锂离子电池GB/T36280电力储能用铅炭电池GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定GB38755电力系统安全稳定导则GB50007建筑地基基础设计规范GB50009建筑结构荷载规范GB50015建筑给水排水设计规范GB50016建筑设计防火规范GB50019采暖通风与空气调节设计规范GB50034建筑照明设计标准GB5005320kV及以下变电所设计规范GB50054低压配电设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB500603～110kV高压配电装置设计规范GB50065交流电气装置的接地设计规范GB50084自动喷水灭火系统设计规范GB50116火灾自动报警系统设计规范GB50140建筑灭火器配置设计规范GB50191构筑物抗震设计规范GB50217电力工程电缆设计规范GB50229火力发电厂与变电站设计防火标准GB50352民用建筑设计统一标准GB50394入侵报警系统工程设计规范GB50395视频安防监控系统工程设计规范GB50396出入口控制系统工程设计规范GB50582室外作业场地照明设计标准GB50974消防给水及消火栓系统技术规范GB51048电化学储能电站设计规范GB51251建筑防烟排烟系统技术标准DL/T544电力通信运行管理规程DL/T860变电站通信网络和系统DL/T1989电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003电力系统调度自动化设计规程DL5009.3火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T5044电力工程直流电源系统设计技术规程DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5202电能量计量系统设计技术规程DL/T5218220kV~750kV变电站设计技术规程DL/T5222导体和电器选择设计技术规定DL/T5352高压配电装置设计规范DL/T5390火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T5391电力系统通信设计技术规定DL/T5404电力系统同步数字系列(SDH)光缆通信工程设计技术规定DL/T5457变电站建筑结构设计技术规程JGJ79建筑地基处理技术规范JGJ94建筑桩基技术规范NB/T33015电化学储能系统接入配电网技术规定NB/T42090储能电站监控系统技术规范NB/T42091电化学储能电站用锂离子电池技术规范Q/GDW11265电池储能电站设计技术规程Q/GDW电力通信网规划设计技术导则Q/GDW11995电化学储能电站接入系统设计内容深度规定3DL/T634.5104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网络访问下列术语和定义适用于本文件。电能存储采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的电站，包括锂离子电池储能、铅酸/铅炭电池储能、液流电池储能等。[来源：DL/T2528,3.2.1.1]由一个或多个储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。[来源：DL/T2528,3.1.3]能够独立实现电化学电能存储、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、变压器及附属设施等构成。[来源：DL/T2528,3.1.1]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。[来源：DL/T2528,4.2.3.3]通过串联、并联或串并联方式连接，只有一对正负极输出端子的电池组合体。[来源：DL/T2528,4.2.3.2]能够进行化学能和电能相互转换，实现充放电的基本单元，一般由正极、负极、隔膜、电解质和壳体等组成。[来源：DL/T2528,4.2.3.1]监测电化学电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信等功能的装置。[来源：DL/T2528,4.2.3.7]储能系统中能够进行整流或逆变，实现对电能存储设备充放电的功率变换设备。[来源：DL/T2528,4.1.1.2]应用计算机、网络和通信技术，实现对储能电站内储能系统、变配电系统和辅助系统等其他站内设备的信息采集、监视、控制等功能的设备组合。[来源：DL/T2528,4.1.1.7]44总则4.1电化学储能电站设计应结合电化学储能技术发展水平、湖南电网源网荷特性及运行管理规定、环境条件、土地和建筑条件等因素，并满足安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维护的要求。4.2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。4.3电化学储能电站额定并网功率的设计应考虑全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗、应用需求等因素；额定并网能量的设计除应考虑以上因素外，还应考虑电池类型、电池充放电深度、电池衰减特性、电池不一致性等因素。4.4电化学储能电站按照规模可分为小型、中型和大型，并应按下列标准划分：c)功率为50MW及以上为大型电化学储能电站。4.5电化学储能电站按接入电网的功能定位设计，具备调峰、调频、响应紧急控制、AGC、AVC、黑启动等功能。4.6锂离子电池储能电站直流侧可用容量须达到额定容量，系统工作寿命不低于10年、循环寿命不少于6000次、系统寿命终期容量(EOL)不低于80%、交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站年可用率不低于90%的标准进行建设，首年运行综合效率(主变低压侧并网点处上网电量之和/下网电量之和，含站用电)不应低于85%。其他类型储能电站的相关参数应结合当前技术提出相应指标参数，并在接入系统方案中予以明确。5站址选择5.1电化学储能电站的站址选择，应根据湖南电网电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用场景、应用位置、城乡规划、征地拆迁的要求进行，通过技术经济比较选择最佳的站址方案，并应满足防火和防爆要求。5.2直接接入公用电网的集中共享式储能电站宜优先布局在新能源渗透率高且存在送出受阻的区域。也可选择在负荷峰谷悬殊、重要用户较为集中或电网稳定性需要提升的区域。接入新能源升压站的储能电站宜布局在新能源升压站内或周边。5.3储能电站系统接入位置和规模应保证其在低谷负荷时段储能电力能够储入，高峰负荷时段储能电力能够送出。5.4集中模式建设的储能电站应独立布置，可以根据风电、光伏的投产进度分期建设，站址应根据远期发展规划，留有建设用地。5.5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。5.6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。5.7站址选择应满足以下防洪及防涝要求：a)100MW及以上规模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；100MW以下规模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；b)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；c)沿江、河、湖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。5.8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。5.9站址附近应有生产和生活用水的可靠水源。当采用地下水为水源时，应进行水文地质调查或勘探，并出具报告。5.10站址选择时应注意电化学储能电站与邻近设施、周围环境的相互影响和协调，必要时应取得有关协议。5.11下列地段和地区不应选为站址：5a)有泥石流、滑坡、流沙、溶洞等直接危害的地段；b)采矿陷落(错动)区界限内；c)爆破、火灾隐患危险范围内；d)堤、坝决溃后可能淹没的地区；e)重要的供水水源、水体保护区；f)历史文物古迹保护区；g)有爆炸性气体、粉尘、腐蚀性气体的危险区域内。h)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。6站区规划和总布置6.1站区规划应根据电化学储能技术发展、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。6.2防洪、抗震设防地区的电化学储能电站，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。6.3站区规划用地应满足防火、防爆的要求，应充分考虑其对站区周边建筑、环境的影响。6.4储能电站的站区总平面布置应包括下列内容：a)储能设备区域；b)升压变及配电装置区域；c)道路系统；d)生产建筑及其它附属设施。6.5设备选型应因地制宜，技术经济指标合理时，宜采用占地少的设备型式。6.6站区竖向设计应与总平面布置同时进行，且与站外现有和规划的道路、排水系统、周围场地标高等相协调。6.7站区竖向布置应合理利用自然地形，根据工艺要求，站区总平面布置格局，土、石方平衡及交通运输，场地土性质，场地排水等综合考虑。6.8电化学储能电站应设置围栏、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。6.9站区围墙、大门和站内道路应满足设备安装、运行、检修和消防要求。6.10电化学储能电站站区围墙处应至少设置一个供消防车辆进出的出入口。6.11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。6.12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。6.13电化学储能电站宜设置环形消防车道，尽头式消防车道应设置回车道或回车场。消防车道或兼做消防车道的路面宽度和转弯半径、回车场的面积应符合GB50016的规定。6.14电化学储能电站内的高层厂房，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。6.15站内一般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，一般不宜小于7m。6.16电化学储能电站的管道、沟道应按最终规模统筹规划。7接入系统7.1一般规定7.1.1电化学储能电站接入系统设计应在电站可行性研究阶段进行，是电站可行性研究内容之一，是电站送出工程可行性研究的依据。7.1.2电化学储能项目开展接入系统设计前，应完成备案，备案内容包括：项目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容(含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等)、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。67.1.3储能电站接入电网的设计应符合GB/T36547、NBT33015及Q/GDW11995的要求。7.1.4电化学储能电站接入系统方案应注意远近结合，进行多方案技术经济论证，其推荐方案要技术经济合理、安全可靠，近远期适应性强、运行灵活。7.1.5电化学储能电站接入电网的电压等级应综合考虑按照储能系统额定功率、当地电网条件、接入点电网网架结构等条件确定。a)100MW级储能电站宜优先考虑接入220kV公用变电站的110kV母线；b)50MW级储能电站经论证合理且征得电网公司同意，可接入110kV公用变电站110kV母线；c)20MW及以下储能电站推荐以35kV电压等级接入新能源升压站低压侧。7.1.6电化学储能电站的建设容量或进度发生较大变化，或者其他边界条件发生较大变化对原推荐方7.2接入要求7.2.1储能电站均应具备就地和远程功率控制功能，为满足系统安全稳定运行需要，储能电站应参与同步发电机组一致。7.2.2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。7.2.3储能电站有功、无功功率控制、电能质量应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。7.2.4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0.98。7.2.5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。7.2.6电化学储能电站接入电网应进行短路容量校核。7.2.7电化学储能电站并网点处的电气设备应满足相应电压等级的电气设备绝缘耐压规定。7.2.8电化学储能电站应在并网点设置易于操作、可闭锁、具有明显断开指示的并网断开装置。7.2.9参与电力系统调频和调峰的电化学储能系统应符合GB/T31464的要求。7.2.10电化学储能电站启动和停机时间应满足并网调度协议(和/或用户)的要求，且能执行电网调度机构的启动和停机指令。7.2.11与公用电网连接：a)电化学储能电站接入电网，其运行与控制应与电网的运行控制相协调；b)电化学储能电站并网点的保护应与所接入配电网的保护协调配合，以确保配电网和设备的安c)电化学储能电站并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、可实现接地功能的开断设备，具备开断故障电流的能力，可就地和远方操作；d)电化学储能电站接入电网的信息安全管理应满足《电力监控系统安全防护规定》国家发展和改革委员会2014年14号令的要求。a)电化学储能电站所接入公共连接点的谐波注入电流应符合GB/T14549的要求；b)电化学储能电站接入公共连接点的间谐波电压应符合GB/T24337的要求；c)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压偏差应符合GB/T12325的规定；d)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应符合GB/T12326和GB/T30137的要求；e)电化学储能电站接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应符合GB/T15543的要求；f)电化学储能电站接入后，向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%;g)电化学储能系统宜装设符合GB/T19862要求的电能质量监测装置；当电化学储能系统的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。7.2.13电网适应性：a)接入公用电网的电化学储能电站，频率异常响应特性应符合GB51048的规定；7b)接入公用电网的电化学储能电站，电压异常响应特性应符合GB51048的规定；c)接入公用电网的电化学储能电站低电压故障穿越能力应符合Q/GDW11265的要求；10kV及以上电压等级接入公用电网的电化学储能电站高电压故障穿越能力应符合GB/T36547规定。7.3继电保护及安全自动装置7.3.1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。7.3.2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。7.3.3继电保护和安全自动装置设计，应符合GB/T14285的规定。7.3.4通过110kV及以上电压等级专线方式接入电网的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保7.3.5通过10kV/6kV~35kV/66kV电压等级专线方式接入电网的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。7.3.6通过10kV/6kV~110kV电压等级采用线变组方式接入电网的储能电站，升压变压器应按照电压等级配置相应变压器保护。7.3.7储能电站10kV及以上电压等级的汇集母线宜设置母线保护。7.3.8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GB/T34120以及GB/T34131要求。7.3.9故障记录装置的配置宜根据建设规模、故障分析需求确定，10kV及以上电压等级的储能电站储能电站应配置专用故障记录装置。7.3.10储能系统应具备防孤岛保护功能，非计划孤岛情况下，应在2s内与电网断开。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，应符合GB/T36547、Q/GDW1564中的相关规定。7.3.11储能系统的频率保护、欠压和过压保护设定应满足相关的规定要求。当电网频率、电压偏差超出正常运行范围时，储能系统应按照要求启停。7.3.12储能电站应根据电力系统稳定运行需求，应符合GB38755、GB26399和GB31464的规定，装设安全自动装置。7.3.13储能电站应配置源网荷互动终端装置，应在确保设备安全的前提下，接受湖南精切系统主站的控制。7.3.14通过新能源汇集站接入和直接接入10kV及以上电压等级公用电网的电化学储能电站应具有参与一次调频的能力，并满足GB/T31464的规定。7.4调度自动化7.4.1储能电站调度自动化的设计，应符合DL/T5003、DL/T5002等的规定。7.4.2储能电站电能量计量系统的设计，应符合DL/T5202及GB/T36547的规定，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。7.4.3储能电站应进行二次安全防护设计，应满足《电力监控系统安全防护规定》(国家发展和改革委员会令2014年第14号)和《电力监控系统全防护总体方案》国能安全(2015)36号。7.4.4储能电站应配置1套网厂交互平台系统，采用专用工作站，配置U-KEY,通过互联网方式接入调度主站。7.4.5中、大型储能电站应配置同步相量测量装置，采集并网线路、主变压器、无功补偿装置等相关信号，并上传至相量测量系统主站。7.4.6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GB/T19862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。7.4.7通过新能源汇集站接入和直接接入10kV及以上电压等级公用电网的电化学储能电站应具备自动发电控制和自动电压控制功能，运行应满足GB/T31464的规定。7.4.8当储能电站的远动信号接入储能集控中心时，其数据采集与上送应与调控主站相对独立。88储能系统8.1.1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。8.1.2储能系统的选型宜综合考虑应用需求、电池特性和建设条件、技术经济性等多方面因素。8.1.3储能系统容量应结合直流侧电压等级、直流侧断路器、熔断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。8.1.4储能系统应具备跟踪计划发电、系统调频、削峰填谷、紧急功率支撑等应用功能。8.1.5电化学储能设备在满足应用功能的情况下，应选择经济、环保高效、安全、可靠、少维护型设备。8.1.6布置于电池舱的电力设备应符合GB50058的规定。8.1.7储能系统调峰、调频能力指标：a)储能电站充/放电响应时间不大于200ms,充/放电调节时间不大于300ms,充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于200ms;b)PCS装置充放电转换时间不大于50ms;c)储能电站在充电、放电、零功率运行状态时均具备一次调频功能，功能要求如下：1)一次调频的响应滞后时间应不大于100ms,达到90%理论调节功率的时间应不大于500ms,稳定时间不大于2s,稳定运行时间不小于1min;2)一次调频调差率不大于3%,该指标不考虑调频死区的影响；3)一次调频频率死区应设置在±0.033Hz~±0.067Hz内；4)频率信号的采样周期应小于80ms,频率测量精度不大于0.002Hz。d)储能系统在充电、放电、零功率运行状态时均具备AGC功能，功能要求如下：1)具备对调度下发AGC控制指令的校验功能，AGC调节合格率应不小于99%;2)AGC的响应滞后时间不大于800ms,有功功率调节上升时间不大于300ms,有功功率调节稳定时间不大于500ms,AGC控制时的充放电转换时间不大于400ms;3)指令响应死区应在士1%×Pn内，稳态控制偏差应在士1%×Pn内，最大调节步长应为100%4)最大可用充电、放电功率应为100%×Pn,调节速率应不小于100%×Pn/300ms。8.2.1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。8.2.2电池的技术要求应满足以下规定：a)锂离子电池的技术要求应符合GB/T36276及NB/T42091-2016的有关规定；b)全钒液流电池的技术要求应符合GB/T32509的有关规定；c)铅炭电池的技术要求应符合GB/T36280的有关规定；d)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；e)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。8.2.3电化学储能电站电池系统选型应根据电化学储能电站设计容量和电压等级、服务对象功能需求以及电池的充放电特性和技术成熟度选择。8.2.4电池系统的电池成组方式及组数应与储能变流器的拓扑结构相匹配，并考虑一定经济性，并宜减少电池并联个数。8.2.5电池系统的电池容量配置应在考虑电池的寿命特性、转换效率、充放电特性及最佳充放电区间的条件下保留适当裕度。8.2.6电池系统选型应考虑节能和环保要求，选择安全性及可靠性高、安装及维护工作量小的设备。8.2.7电池系统应与储能变流器交流输出端功率和容量需求相匹配。98.2.8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。8.2.9电池系统应配置直流断路器、隔离开关、熔断器等开断、保护设备。8.2.10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。8.2.11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。8.2.12直流侧接地型式，应符合GB/T16895.1的规定。8.2.13锂离子电池选型要求：a)电池本体应符合以下要求：1)电池单体及模组安全应符合现行国家标准并检测合格，具有防止反接、短路、过充等保护2)电池单体宜采用方形铝壳磷酸铁锂储能电池，电池单体极柱应朝上安装。b)电池模块端子极性标识应正确、清晰，正极标志为红色“+”,负极标志为黑色“一”。应具备结构性防反接功能，防止电池模块成簇接线时出现人为短路。电池模块间宜采用铜排连接，连接铜排应具备防反接和防松动设计；采用铜缆时应采用专用连接器，并具备防误接线设计；c)电池模块、电池簇结构应符合以下要求：1)电池模块中电池单体直接并联数量不应大于2路；2)电池单体、电池模块使用塑料作为壳体材料、分隔材料时，燃烧性能等级不应低于GB8624规定的电器设备外壳及附件B1级；3)电池模块成组设计时，应具有在触电、短路或紧急情况下迅速断开回路进行事故隔离的技术措施，保障人身、设备安全；4)电池模块、簇的外壳设计应与固定自动灭火系统相关技术要求匹配，保留部分非密封面，便于实施灭火。d)每个电池模块的温度采集点数应不少于4个，且每个串联节点上至少设置1个温度采集点。e)电池簇并网时，应具有防止产生环流的措施。8.3.1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、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。8.3.2电池管理系统技术的选型应与储能电池性能相匹配，并符合下列要求：a)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220V/380V,直流电源额定电压为110V或220V;b)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;c)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；d)d)电流采样分辨率宜结合电池容量和充放电电流确定，测量误差应不大于±0.5%,采样周期不大于50ms;e)电池单体电压测量误差应不大于±0.2%,且最大误差不大于±5mV,采样周期应不大于100ms。电池簇总电压测量误差应不大于±1%(小于1000V)和±0.5%(不小于1000V),且最大误差不大于±5V,采样周期应不大于100ms;f)温度采样分辨率应不大于1℃,测量误差不大于±1℃,采样周期不大于5s;g)电池组剩余电量估算精度应不大于5%,宜具有自标定功能，计算更新周期不大于3s;h)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；i)宜配置软/硬出口，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；j)电池管理系统的均衡功能宜按电池特性合理配置；k)宜支持CAN2.0B或ModbusTCP-IP、DL/T860通信，配合储能变流器及站内监控系统完成储能系统的监控及保护；1)锂离子电池管理系统技术要求应符合GB/T34131的规定，应取得电力行业具有CMA/CNAS储能检测资质单位出具的型式试验报告。8.3.3电池管理系统应能在供电电源电压上限、下限时，持续运行1小时，且状态参数测量精度满足8.3.4电池管理系统应能可靠保护电池系统，按电池系统性能具备相应保护功能。8.3.5电池管理系统宜具备绝缘监测功能，当储能系统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。B.4储能变流器8.4.1储能变流器应符合GB/T34120的规定。8.4.2功率变换系统应具备完备的保护功能，配置硬件故障保护和软件保护，应符合现行国家标准规定，应具备保护功能，保护功能包含短路保护、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，确保在各种情况下及时切除故障，保障电力系统安全和电池系统安全。8.4.3储能变流器的额定功率宜采用以下系列，详见表1:表1储能变流器额定功率功率(kW)8.4.4功率变换系统应具备完备的控制功能，配置控制元件与电池管理系统及监控系统配合，实现电池系统运行状态的切换，其响应速度应符合对应应用场景的需求。8.4.5功率变换系统宜采用同时具有自动控制和手动控制功能的设备，并具备双向、四象限的功率调节功能。8.4.6功率变换系统交流侧电压及电能质量应满足接入位置的电压、电能质量要求；直流侧电能质量应符合电池系统的需求。功率变换系统以交流电并网时，交流接入电压宜从表2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220V±110V、750V±375V、1500V±750V。表2储能变流器接入交流电压电压(kV)0.5(0.54)0.66(0.69)6(6.3)35(40.5)宜高于2kV。8.4.7储能变流器与计算机监控系统的通信协议应采用DL/T860规约，不允许采用规约转换装置。B.5储能系统布置8.5.1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。8.5.2不同类型的储能单元宜分区布置。8.5.3锂离子电池储能设备宜采用电池预制舱式户外布置。8.5.4对于户外布置的储能单元，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IP54。8.5.5户外电池舱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)电池预制舱设备开门侧间距不宜小于4m,其他侧间距不宜小于3m。电池预制舱(柜)设备距离站内道路(路边)不应小于1m。8.5.6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。8.5.7锂离子电池预制舱不宜采用堆叠布置。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。8.5.8储能变流器布置应有利于通风和散热。8.5.9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。9电气一次9.1电气设备选择9.1.1电化学储能电站电气设备和导体选择应符合DL/T5352、GB50060和DL/T5222的规定。对于10kV及以下电化学储能电站还应满足GB50053的规定。9.1.2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。9.1.3储能电站升压变压器的选择应符合下列要求：a)应优先选用自冷式、低损耗电力变压器；b)储能系统就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器，当无励磁调压电力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；c)当多台没有高频环流抑制措施的储能变流器直接接入一台就地升压变压器时，就地升压变压器应采用分裂变压器；d)当多台具备高频环流抑制措施的储能变流器接入一台就地升压变压器时，就地升压变压器可采用双绕组变压器。就地升压变压器容量宜根据单元储能系统的额定容量进行选取，宜选用标准化产品；e)当升压变压器采用油浸式变压器时，应有防漏油及防火措施。9.1.4110kV及以上配电装置宜采用气体绝缘金属封闭开关设备。在占地面积受限及周边环境要求高的地区，当技术经济合理时，可采用户内布置。9.1.510kV～35kV配电装置宜采用成套式高压开关柜。9.2电气设备布置9.2.1电化学储能电站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，应符合GB50060、DL/T5218、DL/T5222的规定；对于10kV及以下电化学储能电站布置还应符合GB50053的规定。9.2.2主控制室应按最终规模建设，可与保护室合并布置。9.2.3保护室的面积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。9.3过电压和绝缘配合电化学储能电站过电压保护和绝缘配合的设计，应符合GB/T50064、GB/T16935、GB/T21697的规9.4站用电及照明9.4.1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，宜采用双回路供电方式，中小型储能电站在满足消防供电要求的前提下可采用单回路供电。9.4.2站用电的设计应符合GDW11126的规定。9.4.3站用电的设计应符合GB50054的规定，储能电站站用电系统的电压宜采用380V/220V,站用电备用变压器的容量应与工作变压器容量相同。9.4.4储能电站的站用工作电源可从储能站低压汇流母线、储能变流器交流侧母线及站外引接。9.4.5电气照明的设计，应符合GB50034、GB50582以及DL/T5390的规定。9.4.6照明设备安全性应符合GB19517的规定；灯具与高压带电体间的安全距离应满足电力行业标准DL5009.3的要求。9.4.7铅酸(铅炭)、液流电池室内的照明应采用防爆、防酸型照明灯具，锂电池室内照明应采用防爆型照明灯具。9.4.8不应在电池室内装设开关熔断器和插座等可能产生火花的电器。9.5防雷接地9.5.1电化学储能电站防雷设计，应符合GB/T50064、GB/T50065相关规定。9.5.2电化学储能电站建筑物防雷设计，应符合GB50057的规定。9.5.3电化学储能电站接地的设计，应符合GB50065的规定。9.5.4电站的接地型式应与原有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。9.5.5采用预制舱设备时，其预制舱顶部钢板厚度不应小于4mm,不满足时预制舱设备场地应设置直击雷电过电压保护装置。9.6电缆选择与敷设9.6.1电缆选择与敷设应符合GB50217的规定。9.6.2电缆选择应满足以下要求：a)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；b)控制电缆、信号线缆应采用屏蔽线缆；c)电缆应选用C类及以上阻燃电缆。9.6.3电缆敷设应满足以下要求：a)电缆宜采用沟道、槽盒或穿保护管敷设，特殊情况采用直埋敷设时，应采用铠装电缆或采取穿管保护；b)电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆宜分开排列；c)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；d)消防配电线路的电缆敷设应符合GB50016的规定。9.6.4电缆沟不应作为排水通路。9.6.5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。10电气二次10.1计算机监控系统10.1.1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NB/T42090的规定。10.1.2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。10.1.3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。10.1.4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10.1.5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。10.1.6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。10.1.7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。10.1.8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。10.1.9监控系统宜采用DL/T860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/T860通信协议；监控系统与电池管理系统的通信协议应满足DL/T1989的规定。10.1.10监控系统与电网调度自动化系统的通信规约宜采用DL/T634.5104、DL/T860通信协议。10.1.11监控系统应设置时钟同步系统，支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用，时钟扩展装置数量按工程实际需求确定。10.2直流及交流不停电电源系统10.2.1大、中型储能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系统。10.2.2储能电站直流系统设计应符合DL/T5044的规定。10.2.3站用交流事故停电时间应按不小于2.0小时计算。10.2.4储能电站直流系统应采用专用蓄电池供电。大、中型储能电站直流系统应采用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。10.2.5储能电站应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。交流不间断电源蓄电池不单独配置，宜与直流系统蓄电池统筹考虑。10.3视频及环境监控系统10.3.1大、中型储能电站应配置视频及环境监控系统，小型储能电站宜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。10.3.2储能电站入侵报警的设计应符合GB50394的规定。其设计应符合GB50395的规定。安装在电池设备用房内的摄像头应采用防爆型。10.3.4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GB50396的要求。10.3.5储能电站宜配置温度、湿度、水浸等环境采集设备。10.3.6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10.4二次设备布置10.4.1二次设备布置应根据电化学储能电站的运行管理模式及特点确定。10.4.2当电化学储能电站按有人值班或少人值班运行管理模式建设时，可分别设主控制室和继电器室；当按无人值班运行管理模式建设时，宜同室布置计算机监控系统设备和继电保护设备；二次设备宜结合配电装置型式采取集中或分散布置方式。10.4.3二次设备布置应符合DL/T5136的规定。10.4.4主控制室的位置选择应便于巡视、观察和人员疏散。10.4.5主控制室应按终期规模规划建设。10.4.6主控室及继电器室的设计和布置应符合监控系统、继电保护设备的抗电磁干扰能力要求。10.5通信10.5.1电化学储能电站系统通信应满足至调度管理部门的调度自动化、监控、远动、保护、计量、稳控等业务的传输通道及通道速率的要求，应符合电力行业标准DL/T544的规定。10.5.210kV等级电化学储能电站结合通信现状，可选择光纤通信网、4G/5G无线公网、无线专网等通信方式，10kV以上等级电化学储能电站宜采用光纤通信方式，应符合Q/GDW11358的规定。10.5.3电化学储能电站光纤通信设备配置、光纤通信电路组织、光缆设计，应符合Q/GDW11358、DL/T5404、DL/T5391的规定。10.5.4通信光缆以光纤复合架空地线(OPGW)、全介质自承式光缆(ADSS)和非金属阻燃光缆为主，光缆纤芯宜采用ITU-TG.652型。10.5.5电化学储能电站通信设备宜与二次设备集中布置，与二次设备共用机房(舱体)。10.5.6站用通信设备电源宜为直流48V,可采用一体化电源系统和独立通信电源系统，事故放电时间不低于4小时，地处偏远的无人值班通信站应大于抢修人员携带必要工具抵达通信站的时间且不小于8小时，符合Q/GDW11358、DL/T5404规定。10.5.7通信设备配置及电路容量满足本期需求，具备远期扩容接入条件，符合Q/GDW11358、DL/T5404规定规定。并网的通信设备应具备与系统接入端设备一致的接口与协议，并纳入电力通信网管系统统一管理。10.5.8电化学储能电站宜配置1门公网电话作为调度备用电话。10.5.9储能电站应考虑接入储能集控中心的通信设备与通道配置或根据实际需求预留接口，应与至调控中心的通道相互独立。11.1.1建(构)筑物的设计应做到统一规划、造型协调、整体性好、生产和生活方便，结构类型及材料品种应合理、简化，以利于备料、加工、施工及维护。11.1.2建(构)筑物的布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站内建筑施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。11.1.3建筑设计除应满足储能设备的运行要求外，尚应符合城市规划等部门提出的规划要求和对环境、噪声、景观、节能等方面的要求以及GB50352的有关规定。站区建筑物的内外装修应简洁实用，外观应与周围环境相协调。11.2.1建筑物设计应符合下列要求：a)满足设备运输、安装、运行、检修的要求；b)满足防酸、防爆、防火、防水、防潮的要求；c)满足采暖、通风、采光的要求；d)建筑造型整体协调、适用美观。11.2.2各房间室内装修材料的燃烧性能应符合GB50222的规定。11.2.3建筑物的围护结构热工性能应满足当地气候条件及节能环保要求，外墙及屋面应根据设备的温度特性、通风和采暖要求采取相应的保温隔热层措施。11.2.4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。11.2.5布置重要电气设备的建筑物屋面防水等级应采用I级。11.3.1主控制室(楼)、继电器室、配电装置室(楼)等主要建筑设计使用年限为50年，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三级。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。11.3.2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：a)有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度；b)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；c)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；d)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；e)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；f)地下水、土壤腐蚀性的评价；g)地基土湿陷性、膨胀性的评价。11.3.3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。主体结构布置应简单、整齐受力明确，并应考虑工艺布置和扩建条件，扩建建筑布置应考虑与既有建筑的受力、变形协调。11.3.4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。11.3.5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GB50009及DL/T5457的有关规定取用。电池室楼面活荷载标准值应按实际计算。11.3.6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组合，并应取各自的最不利组合进行设计。11.3.7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GB50191、GB50007、JGJ94、JGJ79等的规定。12供暖通风与空气调节12.1电化学储能电站的供暖、通风与空气调节设计应符合GB50019。12.2电池舱内设计参数的确定应综合考虑电池工艺运行要求、使用寿命以及节能环保等因素。12.3电池舱通风空调系统应符合下列规定：a)通风量应根据电池舱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；b)通风系统吸风口应设置于电池舱上部，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；c)通风空调系统采用防爆型设备；d)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；e)当电池舱发生火灾报警时，应联动关闭空调系统。当电池舱自动灭火系统启动时，应联动关闭通风系统。12.4锂电池舱通风应避免温度分层现象，室内上下层空气温差不宜超过6℃。12.5锂电池舱电池冷却型式可采用风冷或液冷系统。12.6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%。12.7电化学储能电站内的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℃。12.8电气设备房间内不应布置与该设备间无关的热水管道或空调水管。12.9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。13.1给水和排水设计应符合GB50015的规定。13.2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。13.3生活用水水质应符合GB5749的规定。13.4站区雨水、生活排水、生产废水宜采用分流制。13.5站内生活排水、生产废水应处理达标后排放或站内回用。13.6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。13.7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。14.1一般规定14.1.1电化学储能电站的消防设计应符合GB50016、GB50229、GB50084、GB50974、GB51251。14.1.2消防设计应贯彻“预防为主，防消结合”的方针，预防和减少火灾危害，保障人身和财产安全。14.1.3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。14.2.1储能电站建、构筑物及设备的防火间距应符合表14.1的规定。14.2.2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，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GB50229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。14.2.3锂离子电池舱不应设置于地下或半地下。舱(柜)设备与站外道路之间应设置耐火极限不低于1小时的防火隔墙，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1米。14.2.5锂离子电池设备布置宜分区布置，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50兆瓦时，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小时的防火墙，防火墙应超出设备外轮廓1m。14.2.6建(构)筑物之间、建(构)筑物与设备之间防火间距应符合表3的要求，否则应设置防火墙，且防火墙的设置应符合GB50016、GB50229的规定。14.2.7储能电站站区应至少设置一个供消防车辆进出的出入口。14.2.8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GB50016的规定。储能电站内的高层厂房或占地面积大于3000m²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。14.2.9储能电站内建、构筑物及设备的防火间距见附录A。14.3消防给水及灭火设施14.3.1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。14.3.2室外电池预制舱室外消火栓设计流量应符合表3的规定。表3室外电池预制舱室外消火栓设计流量电池预制舱室外消火栓设计流量(L/s)铅酸(铅炭)电池、液流电池锂离子电池未设自动灭火系统设有自动灭火系统14.3.3锂离子电池舱消火栓系统适用火灾延续时间不应小于3小时；铅酸(铅炭)电池室及液流电池室外预制舱消火栓系统适用火灾延续时间不应小于2小时。14.3.4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：a)主控楼；b)警传室；c)给排水泵房及处理间；d)空冷器室。14.3.5安装在室内的油浸式升压变压器与安装在室外单台容量为125MV.A及以上的油浸升压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升压变压器可不设置自动灭火系统。14.3.6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。14.3.7储能电站建筑灭火器配置应符合GB50140的有关规定，各配置场所火灾类别及危险等级应符合表4的规定。表4灭火器配置场所的火灾种类和危险等级建筑物火灾种类危险等级铅酸(铅炭)电池室E(A、C)中液流电池室E(A、C)中主控制室E(A)严重油浸式设备室E(A、B)中干式设备室E(A)轻非设备室A轻14.4防烟与排烟14.4.1储能电站下列场所应设置防烟设施：a)封闭楼梯间、防烟楼梯间及其前室；b)消防电梯间前室或合用前室。14.4.2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：a)高度大于32m的厂房内长度大于20m的疏散走道，其他厂房内长度大于40m的疏散走道；b)建筑面积大于50m²且无外窗的控制室。14.4.3防烟与排烟设施应符合GB51251。14.5火灾自动报警系统14.5.1火灾探测及消防报警的设计应符合GB50116的规定。14.5.2下列场所和设备应设置火灾自动报警系统：a)主控制室、配电装置室、继电器及通信室、电池舱(室)、储能变流器室、可燃介质电容器室；b)采用固定灭火系统的油浸变压器、油浸电抗器；c)户内无人值班电站的电缆夹层及电缆竖井；d)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；e)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GB50016和GB50974的有关规定。14.5.3电站内主要建、构筑物和设备火灾报警系统应符合表5的规定。表5电站内主要建、构筑物和设备火灾报警系统建(构)筑物和设备火灾探测器类型电池舱(室)感烟或吸气、感温储能变流器室感烟或吸气主控制室、继电器及通信室点型感烟电缆夹层及电缆竖井缆式线型感温建(构)筑物和设备火灾探测器类型电抗器室、电容器室、配电装置室点型感烟建(构)筑物和设备火灾探测器类型变压器缆式线型感温注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。注2:电池室的探测器宜采用防爆隔爆型。14.5.4电池舱(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的生产的气体类型选择，宜采用防爆隔爆型。可燃气体探测器的设置应符合GB50116的要求。14.5.5储能电站宜具备火灾早期预警功能，通过计算机监控系统、电池管理系统、可燃气体探测设备、火灾报警系统等方式，实现电站的火灾监控预警。14.5.6有人值班的电化学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GB50016的要求；无人值班电化学储能电站的火灾报警控制器宜设置于消防控制室，并将火警信号传至集控中心。14.6消防供电及应急照明14.6.1储能电站消防供电应符合下列要求：a)消防供电应按一级负荷供电；b)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0.5小时，继续工作应急照明连续供电时间不应少于3小时；c)