2025储能电站全钒液流电池储能系统管理指南

全钒液流电池储能系统管理指南2025年4月目录TOC\o"1-1"\h\z\u1.范围 页共33页1范围本标准规定了全钒液流电池储能系统（以下简称储能系统）的设计、设备要求、土建、验收、运行与维护、技术监督、运输贮存及回收利用。本标准适用于各种规模和应用场景的全钒液流电池储能系统。2规范性引用文件下列文件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）适用于本文件。GB/T34866-2017全钒液流电池安全要求GB51048-2014电化学储能电站设计规范GB14285-2006继电保护和安全自动装置规程GB50057-2010建筑物防雷设计规范GB50016-2021建筑设计防火标准GB50116-2013火灾自动报警系统设计规范GB50169-2016电气装置安装工程GB/T40090-2021储能电站运行维护规程GB/T31464-2015电网运行准则GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定GB/T36558-2018电力系统电化学储能系统通用技术条件GB/T38755-2019电力系统安全稳定导则GB/T29639-2020生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则GB/T34120-2017电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T4219-2008工业用硬聚氯乙烯管道系统GB/T18998-2016工业用氯化聚氯乙烯管道系统NB/T42134-2017全钒液流电池管理系统技术条件NB/T42040-2014全钒液流电池通用技术规范DL/T5149-2020变电站监控系统设计规程DL/T969-2005变电站运行导则DB11/T1893-2021电力储能系统建设运行规范NB/T42090-2016电化学储能电站监控系统技术规范Q/GDW1884储能电池组及管理系统技术规范3术语与定义下列术语与定义适用于本文件。3.1全钒液流电池vanadiumflowbattery;VFB通过正负极电解液中不同价态钒离子的电化学反应来实现电能和化学能互相转化的储能装置。又称全钒液流电池系统。注：全钒液流电池主要由功率单元（电堆或模块）、储能单元（电解液及储罐）、电解液输送单元（管路、阀门、泵、换热器等）和电池管理系统等部分构成。3.2离子传导膜ionconductivemembrance分隔正极和负极电解液，选择性地传导离子的隔膜。3.3电解液electrolyte具有离子导电性的含不同价态钒离子的溶液。3.4双极板bipolarplate收集传导电流，分隔正、负极电解液的导电隔板。3.5集流板collector与外电路连接的，导入或导出电流的导电板。3.6容量恢复能力capacityrecoveryability电池瓦时容量衰减到额定瓦时容量的80%以下时，经过操作使瓦时容量至少恢复到额定值的80%以上的能力。注：为不添加新电解液，不更换电解液的操作。3.7单元电池系统unitbatterysystem由一个或多个模块通过电路连接所构成的独立集合体。3.8荷电状态stateofcharge;SOC电池实际（剩余）可放出的瓦时容量与实际可放出的最大瓦时容量的比值。3.9电池管理系统batterymanagementsystem采集电池单元热、电、流体相关的数据，控制或管理电池单元，并可以与其他设备进行信息传递的电气装置。3.10瓦时容量energycapacity在规定的条件下，充满电的电池能够放出的能量，通常用W·h或kW·h表示。4总则4.1全钒液流电池储能系统是太阳能、风能等可再生能源大规模应用的配套系统，调节用电与发电的时差矛盾，稳定可再生能源输出。4.2全钒液流电池系统的建设和运行应结合储能技术类型、应用场景和安全风险，做到安全、可靠、节能、环保、适用。4.3全钒液流电池系统储能系统宜具备调峰、调频、备用电源、削峰填谷、电力需求响应、紧急功率支撑、无功补偿、虚拟惯量、黑启动等应用功能。4.4全钒液流储能电站应根据本导则制定本企业各专业技术监督管理制度和实施细则，以标准为依据、计量为手段，建立完善的技术监督台账和档案管理制度。4.5每年至少开展一次全钒液流储能电站技术监督动态检查。5系统设计及设备要求5.1电池设计原则5.1.1全钒液流电池设计应符合GB/T34866规定的安全要求。5.1.2全钒液流电池设计时应考虑设备的火灾危险分类及其最低耐火等级，应满足GB/T51048的要求。5.1.2全钒液流电池设计时应考虑洗眼器等人员接触酸液后冲洗设施，也应配备护目镜、防酸服等防护工具。工作现场应备有应急水源。5.1.3全钒液流电池设计时应考虑漏液后的防护与处理措施，降低其他设备的损坏风险，应具备漏液报警功能及紧急停机功能。5.1.4全钒液流电池系统放置地面、集液池及围堰应具有防腐、防渗措施。5.1.5全钒液流电池系统设计时应考虑环境温度和工作温度，根据实际需要配置热管理系统，以保障系统正常运行。5.2电池模块设计5.2.1电池单元5.2.1.1电池单元宜采用模块设计，易于安装、调试和维护。5.2.1.2电池单元和外部液路、电气组件的连接宜采用通用标准接口。5.2.1.3电池单元的动力电缆宜通过电堆的投影区域侧面连接。5.2.1.4电池单元的动力连接电缆端子宜方便检查及维护。5.2.2电堆5.2.2.1电堆应设置短路保护装置，并设置安全保护罩隔离连接端子，保护罩上应设置警告标识。5.2.2.2电堆应设置铭牌，标明电堆外形尺寸、干重、湿重、工作电压、工作电流和追溯标识。5.2.2.3电堆应具有易于搬运和吊装的外部结构并明确标识。5.2.2.4应用同一电池模块内的各电堆流量应保持一致，流量偏差不宜超过±10%。5.2.2.5电堆性能应符合《全钒液流电池用电堆技术条件》要求。5.2.3支架5.2.3.1支架应具备和基础支撑结构的固定结构，符合承重、防腐要求。5.2.3.2支架应具有电堆、管路、电缆桥架等固定措施，且不影响支架结构强度。5.2.3.3支架设计应考虑电堆的安装和后期可维护。5.2.3.4支架应标识搬运承力结构。5.2.4管道5.2.4.1管道材质应满足输送介质的耐腐蚀和耐压强度要求。PVC-U管道其他性能应符合GB/T4219标准要求；PVC-C管道其他性能应符合GB/T18998标准要求。5.2.4.2管路的布局应尽量紧凑，管路盲端宜采取防液流冲击措施。5.2.4.3电堆维护通道上的管路以及不同设备之间的连接管道应易于拆卸和维护。5.2.4.4管道、阀门及仪表等设备应标明编号、名称、功能、流动方向等标识。5.2.4.5电池系统排气管道末端应置于室外安全地区并标识，远离点火源和进风口，金属排气管道应设置静电接地，并在避雷保护范围之内。5.2.4.6管道设计时应考虑泵机连接处的防震措施，防止管道损坏。5.2.4.7具有管路可断开连接或阀门的位置正下方，不应设置电气部件。5.2.4.8较长管道宜采用法兰分段连接以便拆卸，且考虑采用膨胀节与软连接等措施来减小管道变形和设备位移所产生的应力影响。5.2.5电解液循环系统5.2.5.1循环系统额定流量应大于电池系统的最大设计流量。5.2.5.2循环泵应能维持系统运行所需循环流量所对应的最大扬程，宜采用变频控制。5.2.5.3循环泵应具备绝缘措施。5.2.5.4循环泵电机宜具有隔绝腐蚀性液体的保护措施。5.2.5.5循环系统传感器及现场仪表宜安装于液流的垂直方向。5.2.6电解液储罐5.2.6.1储罐应密封，储罐材质应满足耐压、耐腐要求。5.2.6.2储罐的充装系数不应大于0.95，并应考虑设置防止液体溢出的措施。5.2.6.3储罐内应设置流体分配装置，防止流体冲击。5.2.6.4户外放置的储罐，应考虑环境温度、风沙及雨雪天气的影响并采取相应的措施。5.2.7电池管理系统5.2.7.1全钒液流电池管理系统应符合NB/T42134要求。5.2.7.2电池管理系统应设计故障保护功能，并根据故障警告等级采取相应安全运行措施或停机。5.2.7.3电池管理系统宜采用模块化设计，并具有自检功能，宜具有本地或在线升级功能。5.2.7.4电池管理系统应考虑外部环境条件的适应性，如高低温、气液腐蚀性、高海拔、电磁兼容等。5.2.7.5电池管理系统控制模块宜远离流体输送系统，且应设置腐蚀性气体和液体防护措施。5.2.8电解液温度管理5.2.8.1液流电池系统应设置换热器，换热器应满足耐压和防腐蚀要求。5.2.8.2冷却系统应满足最大工作载荷条件下的换热需求。5.2.8.3户外自然环境下的电解液储存模块宜具备升温和保温系统。5.2.9辅助系统设计5.2.9.1液流电池辅助系统应按照GB34866《全钒液流电池安全要求》进行设计。5.2.9.2电解液储罐应具备惰性气体保护系统，并设置位于电池系统建筑外部的出口排空。5.2.9.3全钒液流储能系统应配备相应的气体排放或处理装置，以便控制危险气体的浓度在安全范围内。5.2.9.4全钒液流储能系统集装箱室内应设置与可燃、有害气体探测器联动的自动通风系统。5.2.9.5全钒液流电池集装箱内温度不宜过高。5.3设备配置5.3.1液流电池5.3.1.1液流电池的选型应选择安全、可靠、环保型电池，应根据设置目的、输出功率和容量、充放电倍率、效率、循环寿命、系统电压和外部条件等进行综合技术经济比较后确定。液流电池应采用模块化设计。5.3.1.2全钒液流电池的试验项目及方法可参照GB/T18287执行。5.3.1.3液流电池安全性能测试应包括下列项目：（1）电解液外泄试验：当电解液泄漏，漏液传感器应正确动作；（2）大电流充放电试验：电池以120％额定电流值连续工作5min,系统应无异常；（3）深充深放试验：在0-100%SOC范围内，以额定电流充放电，系统正常。5.3.2液流电池管理系统(BMS)5.3.2.1液流电池管理系统至少包括电堆或电池模块的电压、电流以及电解液的温度、压强、流量和液位等参数。5.3.2.2液流电池管理系统应能根据检测数据计算电池SOC、系统运行告警与保护状态等，并根据获取到的数据、计算结果执行对应的调度策略、温控策略、均衡方案等。5.3.2.3液流电池管理系统应能对电池进行故障诊断；应可靠保护电池组，具备过欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。5.3.2.4应具备与功率变换系统及站内监控系统进行信息交互功能，同时可以接受EMS系统调度；应具有自动均衡管理功能，能够记录各个重要操作、告警与保护日志文件，实时记录系统运行中电池堆所有运行信息。5.3.2.5BMS性能要求应满足NB/T42134《全钒液流电池管理系统技术条件》中的规定。5.3.3功率变换系统(PCS)5.3.3.1功率变换系统功能、性能要求应与储能单元需求相匹配，并应具备并网充电、并网放电、离网放电三种基本功能；具有有功功率连续可调和无功功率调节能力。5.3.3.2功率变换系统应满足GB/T34120《电化学储能系统储能变流器技术规范》的规定。5.3.3.3功率变换系统的效率、过载能力、并网电能质量、并离网切换时间等性能指标应满足GB51048的规定。5.3.3.4液流电池用PCS应具备直流侧零压启动功能。5.3.4监控系统5.3.4.1应具备对储能系统内各种设备进行监视和控制的能力，以及接受远方调度的能力，且应符合电力系统二次系统安全防护规定。5.3.4.2应根据储能系统的规模和应用需求等情况选择和配置软硬件，具备可靠性、可用性、扩展性、开放性和安全性。5.3.4.3应能接收并显示电池管理系统上传的电压、电流、荷电状态(SOC)、功率、温度及异常告警等信息。5.3.4.4应能接收并显示变流器上传的交直流侧电压、交直流侧电流、有功功率、无功功率、异常告警及故障等信息。5.3.4.5应具备对储能系统并网点的模拟量、状态量及相关数据进行采集、处理、显示、储存等功能，满足DL/T5149要求。5.3.4.6应具备对储能系统并网点、各单元储能系统连接点处开关以及对储能变流器的工作状态进行控制的功能，支持选择控制和直接控制两种模式，符合标准DL/T634.5104的规定。5.3.4.7应满足NB/T42090《电化学储能电站监控系统技术规范》的规定。5.3.5继电保护和安全自动装置5.3.5.1装置功能应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。5.3.5.2装置功能应满足电力网络结构、电化学储能系统电气主接线的要求，并考虑电力系统和电化学储能系统运行方式的灵活性。5.3.5.3装置功能应符合GB/T14285的有关规定。5.3.5.4储能电站涉网保护的配置及整定应与电网侧保护相适应，与电网侧重合闸策略相协调。5.3.5.5通过380V电压等级接入的储能电站，应具备低电压和过电流保护功能。5.3.5.6通过10kV(6kV)~35kV电压等级专线方式接入的储能电站宜配置光纤电流差动保护或方向保护作为主保护，配置电流电压保护作为后备保护。5.3.5.7通过10kV(6kV)~35kV电压等级采用线变组方式接入的储能电站，应按照电压等级配置相应的变压器保护装置。5.3.5.8储能电站应配置防孤岛保护，非计划孤岛情况下，应在2s内动作，将储能电站与电网断开。5.3.5.9接入10kV(6kV)及以上电压等级的储能电站，应配备故障录波设备，且应记录故障前10s到故障后60s的情况。5.3.5.10液流电池电站辅助加热系统的控制和保护应与电池的启、停联锁，且应具备事故报警功能。5.3.5.11液流电池电站所有阀、泵等辅助系统的控制和保护应与电池的启、停联锁，且应具备电解液液位、流量、温度等的状态监视与报警。6土建6.1建筑6.1.1液流电池储能电站（以下简称电站）建、构筑物的布置和设计应满足GB51048的有关规定。6.1.2电站的出入口应避开人员密集场所；电站的内隔墙除了出入口外，不得设置其它开口；电站的站房应有直接通向安全出口或露天平台的出口；液流电池电站的出入口应避开电解液排泄通道。6.2结构6.2.1电站站房及电池设备的抗震措施应满足GB50260的规定。6.2.2电池设备若不在其它防雷设备保护范围内，应按GB50057要求设置防雷设备。6.2.3电站站房内的地面、楼面和屋面的荷载应按GB50009的规定确定。6.2.4直接支承在土层上的设备基础可采取桩基或经过有效处理以后的天然地基。6.3通风6.3.1通风系统和消防的设计应满足GB51048的相关规定。6.3.2电站站房通风系统应采用隔爆型机械通风，风机应有备用电源。6.3.3电站站房通风系统不应内循环及与其它通风系统相连设置，应直接排向室外。6.4消防设计6.4.1站房耐火等级、防火间距应满足GB51048的相关规定。6.4.2电站的站房耐火等级不应低于GB50016中规定的二级要求。6.4.2.1电站的站房门、出入口、控制室与电站相通门应为能自动关闭的甲级防火门。6.4.2.2电站的电池室状况可通过遥视或设置的耐火极限为0.9h的夹丝玻璃窗观察。6.4.2.3电站的地上首层设置的站房外墙开口部位的上方应设宽度不小于1.0m的不燃烧体防火挑檐，或高度不小于l.2m窗间墙。6.4.3电站场所应依火灾种类按GB50140相关规定设置灭火设备。6.4.3.1安装液流电池的场所设置D、E类灭火设备。6.4.3.2液流电池设置面积100m2及以下，配置1个小型灭火设备及l个干沙箱；设置面积100m2以上，每100m2增加l个上述灭火设备和干沙箱（不足100m2按100m2要求配置）。6.4.3.3安装全钒液流电池的场所设置E类灭火设备。6.4.4火灾探测及消防报警6.4.4.1储能系统应设置满足GB50116要求的火灾自动报警系统。火灾危险性为甲、乙类的储能系统应具备火灾预警功能。6.4.4.2储能电站的主控通信室、配电装置室、继电器室、电池布置区域、变流器室、电缆夹层及电缆竖井应设置火灾探测装置。6.4.4.3有可燃气体产生风险的储能系统应设置可燃气体探测报警装置。6.4.5防爆及其他6.4.5.1有可燃气体产生的区域应采用防爆电气设备，且不应安装易产生电弧或电火花的电气开关设备。6.4.5.2不宜设置地沟，确需设置时，其盖板应严密，应采取有效措施防止可燃气体等在地沟积聚。6.4.5.3与其他区域连通的通道、夹层、管沟等应采用防火封堵措施，下水道应设置隔油设施。6.4.5.4有爆炸风险的储能系统应设置泄压设施，泄压设施应满足GB50016的要求，且应避开人员密集场所和主要交通道路。6.5消防管理6.5.1按不同电站要求，预先制定事故预防规程和事故处理预案。6.5.2电站的管理及运行人员应经过消防和危险化学品安全培训并经考核合格持证上岗。6.5.3在电池设备的设置场所应设有紧急联系单位、电话等信息标示牌，并配备相应的联络设施。6.5.4消防设施应按GA587要求进行维护管理。7验收7.1一般要求7.1.1验收项目应包括下列主要内容：（1）检查储能电站工程建设相关文件的合法性和完整性；（2）检查储能电站在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况；（3）检查施工安全管理情况；（4）检查电站各阶段工作的条件；（5）对验收遗留问题提出处理意见；（6）对储能电站建设提出评价和结论。7.1.2验收资料收集、整理应由工程建设有关单位按要求及时完成提交，并对提交的验收资料进行完整性、规范性检查。7.1.3验收资料分为应提供的档案资料和需备查的档案资料。有关单位应保证提交资料的真实性并承担相应责任。7.1.4工程竣工验收应由工程竣工验收委员会负责。7.2电站设备调试7.2.1相关单位应组织制定调试方法、评价工具及可靠性指标，进行综合评估，保证应用的质量和水平。7.2.2电站设备的调试应按各分系统调试、整体系统调试和整组启动试运行的顺序进行，并应符合设计要求。7.3电站设备验收7.3.1验收要求具体如下：（1）出厂验收主要包括组成电站的各种装置或系统出厂前的软硬件检查、系统功能测试和稳定性测试等内容。（2）现场验收主要包括组成电站的各种装置或系统在电站现场的外观和功能检查，以及与相关装置连接后的功能测试。（3）竣工验收要求如下：竣工验收主要包括电站系统整体功能测试与性能评估，以满足工程应用需求；竣工资料应完整齐备；电站竣工验收可参照DL/T782及相关验收规范。7.3.2液流电池工作参数要求应选择合适的电池，满足GB32509《全钒液流电池通用技术条件》中相关技术要求，液流电池产品型式试验报告以及检验规则应参照附录表A要求。7.4并网验收规定7.4.1审查电站并网及调度管理制度、储能电站并网的调试、检测、验收标准以及调度运行规程。7.4.2全钒液流储能系统接入电网的电压等级应按照储能系统额定功率、接入点电网网架结构等条件确定，接入电压等级选取参见附录表B。7.4.3全钒液流储能电站继电保护规范对储能集电线路的计算无明确规定时，应依据风电、光伏电站相关规程要求，对储能线路过电流保护、零序电流进行了整定。7.4.4全钒液流储能系统中性点接地方式应与其所接入电网的接地方式相适应。7.4.5全钒液流储能系统接入电网应进行短路容量校核。7.4.6全钒液流储能系统并网点处的保护配置应与所接入电网的保护协调配合。7.4.7全钒液流储能系统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。7.4.8全钒液流储能系统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。7.4.9全钒液流储能电站高压电缆与通讯电缆不宜同沟敷设，避免出现电磁干扰、通讯网线接地不良等问题。7.4.10参与电力系统调频和调峰的全钒液流储能系统应符合GB/T31464的相关规定。7.4.11全钒液流储能系统启动和停运时间应满足并网调度协议(和/或用户)的要求，且通过10kV及以上电压等级接入公用电网的储能系统应能执行电网调度机构的启动和停运指令。7.4.12高、低电压穿越等功能应符合GB/T36547中的有关规定并满足电网要求，应提前与电网公司确认核实。7.4.13全钒液流储能电站并网前测试工作应按照GB/T36548-2018《电化学储能系统接入电网测试规范》中的规定开展。8运行与维护全钒液流电池属于储能系统中的一种，该型电站的安全管理严格按照GB/T40090执行，必须对电池储能系统运行考核检测。8.1运行要求8.1.1电站运行前应通过并网调试及验收，设计应符合GB51048的要求，接入电网应符合GB/T36547的要求，电站设备应符合GB/T36558的要求。8.1.2接入10(6)kV及以上公用电网的电站应与电网调度机构签订并网调度协议，并网调度协议的内容应符合GB/T31464的要求。8.1.3电站应配备能满足电站安全可靠运行的运行维护人员。运行维护人员上岗前应经过培训，掌握电站的设备性能和运行状态。8.1.4电站投运前应根据电站设备及功能定位，制定现场运行规程，编制相关应急预案。8.1.5电站投运前应制定典型操作票和工作票，制定交接班制度、巡视检查制度、设备定期试验轮换制度。8.1.6电站升压变及其相关设备的运行应符合DL/T969的规定；电站电力通信系统的运行应符合DL/T544的规定，调度自动化的运行应符合DL/T516的规定。8.1.7当电力系统发生故障时，储能电站运行应符合GB38755的相关要求。8.1.8电站运行单位应根据储能电站实际运行情况，编制现场维护规程。8.1.9电站应对设备运行状态、运行操作、异常及故障处理、维护等进行记录，并对运行指标进行分析。8.1.10电站运行维护应建立技术资料档案，对运行维护记录等进行归档。8.2正常运行8.2.1运行安全要求（1）电池系统应配备自动保护及锁死装置以保证正确启动。（2）为了避免电池系统可能因为误操作或者其他原因导致的不可控制的危害（该危害无法被电池管理系统更正），电池系统应具有可实现手动和自动控制的紧急停机装置。（3）电站正常运行期间，禁止人员进入储能舱。（4）电站正常运行应对储能电站设备进行运行监视、运行操作和巡视检查。（5）电站可分为自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、计划曲线控制、功率定值控制等运行模式，也可多种模式同时运行。（6）电站储能系统运行工况可分为启动、充电、放电、停机、热备用等。（7）电站的运行模式、涉网设备参数的调整以及操作电网调度许可范围内的设备应按照电网调度机构的要求执行或者得到电网调度机构的同意。（8）纳入电网调度机构管理的储能电站储能系统的并网、解列，应获得电网调度机构同意；储能电站因故障解列，不应自动并网,应通过电网调度机构许可后方可并网。（9）储能电站的交接班应根据交接班制度进行,交接班时应对当值储能电站运行模式、储能系统运行情况、缺陷情况、设备操作情况、接地线装拆情况等进行交代。（10）储能电站设备操作不宜在交接班期间进行,当在交接班进行操作时，应在操作完成后进行。（11）储能电站应定期对运行指标进行统计和对运行效果进行评价,统计方法和评价原则应符合CB/T36549的规定。8.2.2电气安全要求8.2.2.1制造商应提供减缓或者防止电池系统发生短路的方法，包括但不限于以下方法：（1）发生短路故障时，停止电池系统的运行；（2）电堆串联所形成的完整支路上应至少配备一个电流断路器、熔断器或具有同等功能的电路断开装置。8.2.2.2电池系统的接地应符合GB50169的规定。8.2.2.3对于室外放置的电池系统，应配备连接牢固的防雷接地装置，并符合GB50057的规定。8.2.3气体安全要求8.2.3.1电池系统运行中会产生微量的氢气等危险性气体，应配备相应的气体排放或处理装置，以便控制危险气体的浓度在安全范围内。8.2.3.2气体排放或处理装置应符合制造商设计、制造和安装的要求。8.2.3.3气体排放装置可以选择自然通风方式或机械通风方式，机械通风装置的通风频率、通风速度和结构应符合相关标准的规定。注：对于室内安装的电池系统，建议配备机械通风装置，以保持室内的危险气体浓度在安全范围内。8.2.3.4在进行电池系统调试、运行和维护时，通风装置应保持工作状态。8.2.3.5通风装置的排气管道末端应置于室外安全地区并标识，远离火源和进风口。8.2.3.6为监控和预警可能产生的危险，可以选择性地在电池系统合适位置配置气体浓度感应装置和报警装置。8.2.3.7正常稳定运行条件下，危险气体的排放应符合GB4962的规定。8.2.4液体安全要求8.2.4.1考虑到电池系统在安装、调试、运行、维护过程可能泄露具有一定腐蚀性的电解液，应具备漏液收集装置收集漏液，避免因电解液泄漏带来危害。泄露收集装置应至少实现收集、循环利用或安全处理等功能中的一项，漏液收集装置可采用但不限于：液滴收集盘；防溢流挡板；漏液汇集流道；二次围堰；漏液收集储罐／池；中和储罐／池。8.2.4.2漏液收集装置应由耐酸腐蚀材料制成，或者与电解液接触的表面涂覆耐酸腐蚀层。8.2.4.3对可预见的与泄漏电解液接触的区域和部件应涂覆耐酸腐蚀层。箱式电池系统的箱体内壁应进行耐酸腐蚀处理。8.2.4.4对漏液多发位置宜配置传感装置，在漏液发生时可提供报警信息。8.2.4.5进行电池系统安装和维护过程中接触电解液的操作人员应经过培训。为防范可能的危害，应佩戴相应的防护用具（例如护目镜、防护手套、防护服、耐酸鞋等）。8.2.5机械安全要求8.2.5.1电池系统主要部件（包括但不限于电堆、电解液储罐、管路系统、电池管理系统）及其他辅助结构在设计制造时应充分考虑稳定性和强度，以便在特定的运行条件下使用时不会发生倾斜、翻倒、坠落或意外移动。8.2.5.2在设计制造、安装、调试、使用和维护电池系统过程中有供操作人员活动、站立的位置时，应有防止操作人员在上述部件上滑倒、绊倒或跌落的措施。8.2.6运行监视电站运行人员应实时监视电站运行工况，监视可采用就地监视和远程监视，监视内容主要包括：（1）运行模式和运行工况。（2）全站有功功率、无功功率、功率因数、电压、电流、频率、全站上网电量、全站下网电量、日上网电量、日下网电量、累计上网电量、累计下网电量，储能系统充电量、放电量、日充电量、日放电量、累计充电量、累计放电量等。（3）电池、电池管理系统（BMS)、储能变流器（PCS)、监控系统、继电保护及安全自动装置、通信系统等设备的运行工况和实时数据。（4）变压器分接头档位、断路器、隔离开关、熔断器等位置状态。（5）异常告警信号、故障信号、保护动作信号等。（6）视频监控系统实时监控情况等。（7）消防系统、二次安防系统、环境控制系统等状态及信号。8.2.7运行操作（1）储能电站运行人员操作项目主要包括：储能系统并网和解列操作；储能系统运行模式选择；储能系统运行工况切换。（2）储能系统的并网和解列操作应符合GB26860的要求。（3）运行人员可对储能系统自动发电控制、自动电压控制、计划曲线控制、功率定值控制等运行模式和优先级进行选择，各储能系统运行模式和优先级选择宜保持一致。（4）运行人员可对储能系统启动、充电、放电、停机、热备用、检修等运行工况进行相互切换。（5）涉网设备发生异常或故障时，运行人员应及时上报电网调度机构，并按现场运行规程和电网调度机构要求对故障设备进行隔离及处理。8.2.8巡视检查（1）储能电站的巡视检查可分为日常巡检和专项巡检。（2）储能电站宜每班进行巡视检查。（3）储能舱检修前，应确认排风口已打开，且舱内通风正常且无可燃气体，BMS显示各电池模块温度、电压正常，无报警。（4）对特殊季节和异常天气（如雨季、极寒、极热、台风等）应进行专项巡检工作。（5）对储能电站设备新投入或经过大修等特殊情况宜加强巡检工作。（6）运行人员进行巡视检查时不应越过围网和安全警示带，进入电池室或电池舱等密闭空间前，应先进行15min以上的通风。（7）当监控系统报异常信号时，应及时进行现场检查。在缺陷和隐患未消除前应增加巡视检查频次。8.3异常运行及故障处理8.3.1电站设备异常运行时，运行人员应加强监视和巡视检查。8.3.2电站具有高电压、大电流、高能量、有毒有害气体多、易燃易爆的特点，需制定完善的电站应急预案及现场处置方案，配备应急处置人员和应急救援装备。并定期组织演练，防止因处置不当等原因导致事故范围扩大。8.3.3运行人员发现设备异常应立即向运行值长汇报，依据运行规程和作业指导书，对异常设备进行处置。8.3.4属于电网调度机构管辖设备发生异常时，运行人员进行异常处理前应向调度值班人员汇报。8.3.5储能电站设备发生故障时，运行人员应立即停运故障设备，隔离故障现场，并汇报调度值班人员和相关管理部门，对故障设备进行处置。8.3.6当发生储能系统冒烟、起火等严重故障时，运行人员可不待调度指令立即停运相关储能系统，疏散周边人员，并立即启动灭火系统，联系消防部门并退出通风设施和变流器冷却装置，切断除安保系统外的全部电气连接。8.3.7储能电站交接班发生故障时，应处理完成后再进行交接班。8.3.8储能电站升压站设备的异常运行与故障处理依据DL/T969执行。8.3.9运行人员完成设备故障处理后，应向调度值班人员、运行管理部门和安全生产部门汇报故障及处理情况，配合相关部门开展故障调查，配合检修人员开展紧急抢修。8.3.10运行人员异常或故障处置后应及时记录相关设备名称、现象、处理方法及恢复运行等情况，并按照要求进行归档8.4应急处理8.4.1应急处置准备（1）储能系统应急处置应遵循以人为本、快速反应、安全高效的原则，明确应急职责，规范应急程序，细化保障措施。（2）储能系统建设或运行单位应按GB/T29639、GB/T38315建立储能相关应急预案。（3）储能系统建设或运行单位应组建专职（兼职）应急队伍，完善应急物资，并对应急处置人员或联动单位关联人员进行应急安全培训。（4）储能系统建设或运行单位应每半年至少开展1次火灾应急演练。8.4.2应急处置响应（1）储能系统建设或运行单位应急先期处置中应明确信息报送流程、危险区域、撤离路线、防范措施及危害扩大应对相关内容。（2）储能系统建设或运行单位应确定应急响应级别，明确有关人员的应急职责，超出处置能力范围的应及时启动上一级应急预案。（3）储能系统建设或运行单位应按确定的响应级别启动应急响应，按应急职责和流程实施。（4）发生火灾报警后，储能系统建设或运行单位应快速确认火情。火情确认后拨打“119”报警，报告火灾情况，并做好接应和灭火救援协助工作。（5）储能系统建设或运行单位应结合客观事态发展变化和企业应急处置能力调整应急响应级别，保障应急处置效率。8.4.3应急处置结束、恢复重建（1）储能系统建设或运行单位应在现场得到控制、次生/衍生事故隐患消除、防护措施到位后，结束应急处置。（2）储能系统建设或运行单位应在恢复与重建前，结合应急处置实际情况进行针对性检查，消除安全隐患，必要时应开展安全技术鉴定和评估工作。（3）储能系统建设或运行单位应遵循有关事故调查的原则，妥善收集和保管各类数据，保护事故现场，以便后续事故调查、安全评估和改进应急工作。8.5维护8.5.1液流电池储能系统调试