2025电化学储能电站技术监督规程第5部分：化学与环保技术监督

第5部分：化学与环保技术监督 I I 12规范性引用文件 13术语与定义 14总则 3 3 3 3 3 35.2运行 8 附录A(规范性附录)化学与环保技术监督考核指标 附录B(规范性附录)化学与环保技术监督预警项目 20附录C(规范性附录)化学与环保技术监督预警通知单 2附录D(规范性附录)化学与环保技术监督预警回执单 23附录F(规范性附录)化学与环保技术监督动态检查评价表 24——第1部分：总则； 第2部分：储能系统技术监督； 第3部分：电气系统技术监督； 第4部分：综合自动化与网络安全技术监督；——第5部分：化学与环保技术监督；1本文件适用于XXXX集团有限公司(以下简称“集团公司”)所属电化学储能电站的化学与环保技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GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T261闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法GB/T264石油产品酸值测定法GB/T507绝缘油击穿电压测定法GB/T7598运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T7600运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法(库仑法)2NB/T42133全钒液流电池用电解液技术条件NB/T42006全钒液流电池用电解液测试方法NB/T42146锌溴液流电池电极、隔膜、电解液测试方法SH/T0802绝缘油中2,6-二叔丁基对甲酚测定法NB/SH/T0812矿物绝缘油中2-糠醛及相关组分测定法DL/T385变压器油带电倾向性检测方法DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T1355变压器油中糠醛含量的测定液相色谱法HJ/24环境影响评价技术导则输变电工程HJ2025危险废物收集贮存运输技术规范IECIEC62697-1从未使用和已使用绝缘油中腐蚀性硫化物定量测定试验方法.第1部分：二苄二硫集团有限公司固体废物管理办法(XX集团制〔2020〕173号)34总则4.1.1发电企业应贯彻落实国家、行业和集团公司、分子公司技术标准、规章制度和有关要求，以安全和质量为中心，保证化学与环保技术监督工作有效开展。4.1.2电化学储能电站建设项目应全面落实环境影响评价制度及“三同时”制度，严格环境监理，明确站址与环境敏感区域的关系，站址与当地城市总体规划、环境保护规划和土地利用规划的相符性。4.1.3电化学储能电站项目建设前应进行生态保护红线、资源利用上线、环境质量底线以及负面清单(简称三线一单)符合性分析。4.1.4电化学储能电站应制定环保技术监督的原则、内容、机构和管理要求；建立健全环保监督组织机构，落实环保监督责任制，将环保工作落实到工作的每个环节。4.1.5从事化学与环保技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中的规定。4.2监督目的依据相关环保法律法规及导则要求，通过电化学储能电站化学与环保技术监督，及时发现和消除变压器油、六氟化硫气体、设备用冷却液、电池用电解液相关设备隐患，确保设备安全稳定运行，使其对环境的影响降至最低。4.3监督范围监督范围主要包括电化学储能电站设计选型、交货验收、安装、运行、维护及检修阶段变压器油、六氟化硫气体、设备用冷却液、电池用电解液、噪声、电磁辐射(包括工频电场、工频磁场及无线电干扰水平)、固体废弃物(含危险废物)、生态影响、无组织排放、废水等。5监督内容5.1设计选型、施工与验收5.1.1.1.1变压器油的选用应符合GB2536、DL/T1094规定。5.1.1.1.2新建、扩建、改型应结合设备用油的具体情况，选择同一厂家、牌号的变压器油，便于维护5.1.1.1.3制造厂应提供变压器油设备所用变压器油的厂家、牌号、油量和质量所必需的指导性文件。5.1.1.2.1交货油品的文件包括：生产商名称、油品类别、合格证，所添加的添加剂的类别和含量。5.1.1.2.2交货油品按照GB/T7597规定进行取样，油中颗粒度的取样按照DL/T432的规定执行，一般应取二份以上样品，除试验所需用量外，应保留存放一份以上样品，以备复核或仲裁用。5.1.1.2.3国产新变压器油应按GB2536要求，对进口的变压器油则应按国际标准(IEC60296)或合同规定指标验收。5.1.1.3新油注入变压器(电抗器)前的检验4水分、气体和其它颗粒杂质，达到表1要求后方可注入设备。电抗器和套管用油的检验依据GB50150表1新油净化后的质量指标项目设备电压等级(kV)击穿电压(kV)水分/(mg/L)介质损耗因数(90℃)颗粒污染度(粒a)一一一注：必要时，新油净化后可按照DL/T722进行油中溶解气体组分含量的检验。5.1.1.4新油注入变压器(电抗器)进行热循环后的检验新油注入设备经过热油循环后，应符合表2要求。表2热油循环后的质量指标项目设备电压等级(kV)击穿电压(kV)水分/(mg/L)油中含气量1%(体积分数)一一介质损耗因数(90℃)颗粒污染度(粒a)一一一a100mL油中>5μm的颗粒数。作为交接试验数据，其检测项目及质量指标，见表3。表3变压器投运前的油品质量标准和试验方法项目设备电压等级(kV)质量指标(投入运行前)1各电压等级2色度/号各电压等级3水溶性酸(pH值)各电压等级4酸值(以KOH计)(mg/g)各电压等级5闪点(闭口)(℃)各电压等级6水分/(mg/L)5项目设备电压等级(kV)质量指标(投入运行前)7界面张力(25℃)/(mN/m)各电压等级8介质损耗因数(90℃)9油中含气量(体积分数)(%)(电抗器)油泥与沉淀物(质量分数)(%)各电压等级一带电倾向/(pC/mL)各电压等级一各电压等级抗氧化添加剂含量(质量分数)(%)含抗氧化添加剂油各电压等级一糠醛含量(质量分数)(mg/kg)各电压等级分数)(mg/kg)各电压等级a按照GB/T8926-2012(方法A)对“正戊烷不溶物”进行检测。c指DBDS含量<5mg/kg。66kV及以上设备，投运前应至少做一次检测。制造厂规定不取样行取样。新设备投运前油中溶解气体含量应符合表4的要求，而且投运前后的两次检测结果不应有明显的区别。表4新设备投运前油中溶解气体含量要求含量(μL/L)乙炔6含量(μL/L)乙炔乙炔5.1.2.3六氟化硫新气验收按照GB/T12022、GB/T8905的规定进行(包含进口新气的验收)。合表5的规定。表5总气瓶数与应抽取的瓶数产品批量(瓶)1抽样瓶数(瓶)1234检验。具备新气验收条件的电化学储能电站应进行抽样检测验收，分析项目及质量指标，见表6。表6新六氟化硫(包括再生气体)分析项目及指标要求项目1六氟化硫(SF₆)%(重量比)2空气%(重量比)3四氟化碳(CF₄)%(重量比)4六氟乙烷(C₂F₆)%(重量比)5八氟丙烷(C₃F₈)%(重量比)6水(20℃)%(重量比)露点(101325Pa)℃7酸度(以HF计)%(重量比)8可水解氟化物(以HF计)%(重量比)9矿物油%(重量比)5.1.2.7六氟化硫电气设备安装完毕，在投运前(充气24h以后)应对六氟化硫气体进行分析。相关分析项目、质量指标按照GB/T8905规定执行，见表7。7表7投运前、交接时六氟化硫分析项目及项目12湿度(20℃)3酸度(以HF计)必要时4四氟化碳必要时5空气必要时6可水解氟化物(以HF计)必要时7矿物油必要时8必要时<5μL/L,或(SO₂+SOF₂)<2μL/L、电化学传感器、气相色谱、气温值低10℃以上。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的分析按照NB/T42006的规定进行，NB/T42006未覆盖元素质按照NB/T42133的方法进行检测。范围为围墙外200m内的区域，厂界噪声评价范围为厂界外1m区域。85.1.6固体废弃物(含危险废物)废弃物主要包括生活垃圾、废电池以及维修废物(含危险废物)等，电化学储能电站应在产生废弃物的表8运行中变压器油的质量标准和检验方法检验项目1各电压等级2色度/号各电压等级3水溶性酸(pH值)各电压等级4酸值(以KOH计)/(mg/g)各电压等级5闪点(闭口)/℃各电压等级6水分/(mg/L)9检验项目7界面张力(25℃)/(mN/m)各电压等级8介质损耗因数(90℃)9体积电阻率(90℃)/(Ωm)(电抗器)各电压等级<0.02(以下可忽略不计)带电倾向/(pC/mL)各电压等级各电压等级一含抗氧化添加剂油各电压等级糠醛含量(质量分数)/(mg/kg)各电压等级一二苄基二硫醚(DBDS)含量(质量分数)各电压等级一a按照GB/T8926-2012(方法A)对“正戊烷不溶物”进行检测。指DBDS含量<5mg/kg。表9运行中断路器油的质量标准和检验方法检验项目1各电压等级2水溶性酸(pH值)各电压等级3投运前或大修后≥40,运行中≥35表10运行中变压器等设备油中溶解气体含量注意值含量(单位：μL/L)乙炔15电流互感器乙炔12电压互感器乙炔23乙炔12注：该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴密封式(mL/d)开放式(mL/d)6乙炔5注1:对乙炔<0.1μL/L且总烃小于新设备投运要求时，总烃的绝对产气率可不作分析(判断)。注2:新设备投运初期，一氧化碳和二氧化碳产气速率可能超过表中的注意值。注3:当检测周期已缩短时，本表中注意值仅供参考，周期较短时不适用。5.2.1.1.6变压器油中糠醛含量参考注意值和纸绝缘聚合度判据，按照DL/T596、DL/T9见表12、表13。表12变压器油中糠醛含量参考注意值运行年限(年)糠醛含量(mg/L)表13变压器纸绝缘聚合度判据样品聚合度(DPv)良好注意(根据情况作决定)5.2.1.3变压器等设备运行油的检验周期和检验项表14变压器等设备运行油的检验周期和检验项目检验项目电抗器投运前或大修后因数、击穿电压、体积电阻率、油中含气量、颗粒污染度a、糠醛含量必要时水溶性酸、酸值、闪点、界面张力、体积电阻率、油泥与沉淀物、投运前或大修后外观、色度、水溶性酸、闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、必要时各电压等级油中含气量(110KV～220kV)、水溶性酸、酸值、闪点断路器投运前或大修后投运前或大修后注1:油量少于60kg的断路器油三年检测一次击穿电压或以换油代替预试。注2:互感器和套管用油的检验项目及检测周期按照DL/T596的规定执行。注3:对于变压器油中糠醛含量的检测周期，除表中的规定外，按照DL/T596的规定，变压器投运a500kV及以上变压器油颗粒污染度的检测周期参考DL/T1096的规定执行。b特指含金属钝化剂的油。油中金属钝化剂含量应大于新油原始值的70%,检测方法为DL/T1459。“此检测项目及检测周期参照《XXXX集团有限公司电力设备交接和预防性试验规程》(Q/CDT10112001-2022)。5.2.1.3.1变压器等设备在新投运时溶解气体的检测周期：新的或大修后抗器至少应在投运后的1天、4天、10天、30天各做一次检测。新的或大修后的66kV及以上的互感器，宜在投运后3个月内做一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器可不做检测。5.2.1.3.2变压器等设备运行油中溶解气体检测周期表15变压器等设备运行油中溶解气体检测周期电压330kV及以上，容量240MVA及以上的发电厂升压变压器3个月电压220kV及以上，容量120MVA及以上6个月电压66kV及以上，容量8MVA及以上1年电压35KV变压器1~3年电压66kV及以上1～3年一必要时证期内可不做检测。在超过保证期后，可视情况而定，但不宜在负压情况下取样。5.2.1.3.3110kV及以上变压器及电抗器投运1年后、大修滤油前应进常，怀疑伤及固体绝缘时，应进行油中糠醛含量分析。有条件时，还可进行绝缘纸聚合度的测试。5.2.1.4.1运行中变压器油的维护按照GB/T14542规定执行。a)安装油保护装置(包括呼吸器和密封式储油柜),以防止水分、氧气和其他杂质的侵入。b)在油中添加抗氧化剂(如T501抗氧化剂),以提高油品的氧化安定性。a)运行设备油位低，影响设备安全稳定运行时，应进行补油。b)所补油品，应补加同一油基、同一牌号及同一添加剂类型的油品。应选用符合GB2536标准的未使用过的变压器油或符合GB/T7595标准的运行中变压器油，且补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油质指标。c)补油量较多时(>5%),在补油前应先做混合油的油泥析出试验，确认无油泥析出，酸值及介质损耗因数低于设备内的油时，方可进行补油。d)不同油基、牌号、添加剂类型的变压器油原则上不宜混合使用。5.2.1.5.1变压器油在运行中的劣化程度和污染状况是不完全相同的，仅依据某一项质量指标来判断油质的状况是不科学的，应根据试验室中所测得的所有的试验结果，以及已确认的污染来源综合评价油是否可以继续运行，以保证设备的安全可靠。5.2.1.5.2对于运行中变压器油检验项目超出质量标准的原因分析及应采取的措施见表16,同时遇有下述情况应引起注意，并采取相应措施：a)当试验结果超出运行中变压器油的质量标准时，应与以前的试验结果进行比较，如情况许可时，在进行任何措施之前，应重新取样分析以确认试验结果无误；b)如果油质快速劣化，则应缩短检测周期进行跟踪试验，必要时检测油中抗氧化剂含量，结合油温、负荷及色谱分析结果采取相应措施；c)某些特殊试验项目，如击穿电压低于运行油标准要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特殊性项目，应果断采取措施以保证设备安全；d)如检测变压器油的介质损耗因数、颗粒污染度等指标异常时，可关注并检测油中铜、铁等金属项目可能原因1黑及其他固形物2色度/号再生处理或换油3水分(mg/L)a.密封不严、潮气侵入。b.降低运行温度。4酸值(以KOH计)(mg/g)a.超负荷运行。b.抗氧剂消耗。c.补错了油。5击穿电压(kV)a.油中水分含量过大。b.杂质颗粒污染。a.真空脱气处理。b.精密过滤。6介质损耗因数(90℃)a.油质老化程度较深。b.杂质颗粒污染。c.油中含有极性胶体物质再生处理或换油7界面张力(25℃)再生处理或换油8体积电阻率(90℃)同介质损耗因数原因再生处理或换油910℃以上性故障。b.补错了油脱气处理或换油(质量分数)(%)a.油质深度老化。再生处理或换油设备存在局部过热或放电进行跟踪分析，彻底检查设备，(体积分数)(%)电抗器水溶性酸(pH值)a.油质老化。a.与酸值比较，查明原因。b.再生处理或换油a.精制程度不够。项目可能原因b.污染油750kV~a.油质老化。b.杂质污染。c.油泵磨损a.再生处理。b.精密过滤。(质量分数)(mg/kg)一二苄基二硫醚(DBDS)含量(质量分数)(mg/kg)一油a按照GB/T8926-2012(方法A)对“正戊烷不溶物”进行检测。100mL油中>5μm的颗粒数。5.2.1.5.3运行中变压器油中溶解气体含量异常时的监督应按DL/T772的规定方法进行故障类型的判5.2.2六氟化硫气体5.2.2.1六氟化硫气体运行监督按照GB/T8905、DL/T639、DL/T595规定执行。5.2.2.2.1设备运行应无异常声音，室内无异常气味，设备温度、气室压力正常，断路器液压操作机构油位正常，无漏油现象。5.2.2.2.2设备压力下降应查找原因，及时对设备进行全面检漏，发现有漏气点应及时处理。5.2.2.2.3六氟化硫气体湿度超标的设备，应进行干燥、净化处理或检修更换吸附剂等工艺措施，直到合格，并做好记录：5.2.2.2.4设备中六氟化硫气体分解产物SO₂或H₂S含量出现异常，应结合六氟化硫气体分解产物的CO、CF₄含量及其它状态参量变化、设备电气特性、运行工况等，对设备状态进行综合诊断。5.2.2.2.5发现六氟化硫电气设备泄漏时应及时补气，所补气体应符合新气质量标准，补气时接头及管路应干燥。5.2.3设备用冷却液运行中需要补加冷却液时，内冷却水水质应满足要求，外冷却水(采用水-水冷却方式)的补充水应满足要求。如果设备制造厂商另有规定，可按设备制造厂商要求执行。如果冷却液为成品冷却液，必须补加经检验合格的相同厂家、相同规格和在保质期内的冷却液。a)当内冷却液外观上有悬浮物、沉淀物或者颜色发生变化，应及时更换新液。b)当内冷却液的pH和电导率其中之一超出要求时：若去离子装置出水水质不合格，则先按照5.2.3.2.3处理；若去离子装置出水水质合格，可增大去离子装置处理水量，至内冷却液pH和电导率合格应及时更换新液；若内冷却液电导率高于补充水电导率时，可直接更换新液。c)排出的旧冷却液应做相应的环保回收处理，禁止直接排放到下水道等处，造成环境污染。冲洗流量应大于正常运行循环流量的30%～50%,冲洗液的温度应满足冷却设备的现场运行环境要求。冲洗出水电导率(25℃)小于5μS/cm、硬度小于5.0μmol/L、浊度与进水基本相同时e)冲洗完毕排净冲洗液后，按要求补入内15707的规定执行。5.2.5.3电化学储能电站工频电场、工频磁场评价范围为场址围墙外500m内的区域，无线电干扰评价范围为围墙外2000m的区域，重点评价场址围墙外100m内。5.2.6固体废弃物(含危险废物)收资质公司进行回收处理、再利用，依照GB/T39224压器最大单台油量100%确定。的要求。5.3.2.6六氟化硫电气设备检修安装完毕，在投运前(充气24h以后)交接时六氟化硫气体分析项目、准的要求，制定企业电化学储能系统技术监督管理标准，并根据国家法律、法规及国家、行业、集团公司标准、规范、规程、制度，结合电化学储能电站实际情况，编制化学与环保技术监督相关或支持性文件。建立健全技术资料档案，以科学、规范的监督管理，保证储能电站各组成系统、部件安全可靠运行。6.1.2监督工作计划6.1.2.1化学与环保技术监督专责每年12月15日前应组织制定下年度技术监督工作计划，报送分子公司；分子公司组织整理年度技术监督工作计划，上报集团公司，同时抄送科研总院。6.1.2.2电化学储能电站技术监督工作计划应实现动态化，每季度应制定技术监督工作计划。年度(季度)监督工作计划应包括以下主要内容：6.1.2.2.1变压器油、六氟化硫气体、液流电池用电解液周期检验6.1.2.3电化学储能电站企业应根据上级公司下发的年度技术监督工作计划，及时修订补充本单位年度技术监督工作计划，并发布实施。6.1.2.4化学与环保技术监督专责每季度应对监督年度计划执行和监督工作开展情况进行检查评估，对不满足监督要求的问题，通过技术监督通知单下发到相关部门监督整改，并对相关部门进行考评。6.1.3监督预警管理6.1.3.1化学与环保技术监督三级预警项目见附录，基层企业应将三级预警识别纳入日常化学与环保技术监督管理和评价工作中。改计划中应明确整改措施、责任部门、责任人和完成日期。6.1.3.3问题整改完成后，应按照验收程序要求，向预警提出单位提出验收申请，经验收合格后，由验收单位填写预警验收单，并报送预警签发单位备案。6.1.4监督问题整改6.1.4.1.1上级或技术监督执行单位在技术监督(动态)检查提出的整改问题和预警项。6.1.4.1.2《技术监督动态检查报告》和《化学与环保技术监督月报》等报告中明确的电化学储能电站关注及解决的问题。6.1.4.1.3化学与环保技术监督专责人每季度对化学与环保技术监督计划的执行情况进行检查，对不满足监督要求的情况提出问题整改计划。6.1.4.2.1电化学储能电站收到技术监督评价相关报告后，应在两周内制定整改计划，报送集团公司、分子公司及技术监督执行单位。6.1.4.2.2整改计划应列入月度监督工作计划或补充列入年度监督工作计划，电化学储能电站按照整改计划落实整改工作，并将整改实施情况及时在技术监督月报中总结上报。6.2各阶段技术监督重点工作6.2.1.1电化学储能电站各系统、设备运输至现场后，监督相关人员按照订货合同和相关标准进行验收工作，形成验收报告。6.2.1.2安装结束后，监督相关人员按有关标准、订货合同及调试大纲进行设备交接试验和投产验收工6.2.1.3投产验收时应进行现场实地查看，发现安装施工及调试不规范、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合化学与环保技术监督要求的问题时，应提出监督意见，要求立即整改，直至合格。6.2.2.1运行中变压器、断路器油的质量标准按照GB/T14542规定执行，油中溶解气体的注意值按照DL/T722规定执行，固体绝缘老化判据按照DL/T596、DL/T984规定执行。6.2.2.2设备运行应无异常声音，室内无异常气味，设备温度、气室压力正常，断路器液压操作机构油位正常，无漏油现象。6.2.2.3定期对设备进行巡视、检查和记录。对设备缺陷及异常处理进行跟踪监督检查。6.2.2.4对运行中设备发生的事故，应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工6.2.3检修维护6.2.3.1根据国家和行业的相关标准、化学与环保产品技术条件文件，结合电化学储能电站的实际制定化学与环保系统检修规程，并定期修编。6.2.3.2检修前应编制化学与环保系统检修工艺规程，编制化学与环保系统检修文件包，建立完善化学与环保系统检修台帐并及时记录检修情况，加强对检修工器具、仪器仪表的管理，按照有关管理规定定期进行检查和检验。做好材料和备品的管理工作，编制备品和配件的定额。6.2.3.3检修过程中，应按检修文件包的要求对检修工艺、质量、质监点(W、H点)验收及验收制度进行监督。6.2.3.4检修中发现的问题，必须认真记录，完善台账，同时必须组织专题分析会，查找问题的原因，提出可行的解决办法与技术方案，确保检修后不留缺陷。6.2.3.5检修完毕，监督检修记录及报告的编制、审核及归档。对检修遗留问题，应监督制定整改计划，并对整改实施过程予以监督。7.1基层企业应将《化学与环保技术监督动态检查表》中的各项要求纳入日常技术监督管理工作中。7.2技术监督评价包括科研总院技术监督评价、基层企业技术监督自我评价。7.3基层企业应在科研总院动态检查之前完成自我评价工作。附录A绝缘油附录B(规范性附录)化学与环保技术监督预警项目B.1管理预警B.1.1.1未收集或建立本企业的化学与环保技术监督制度。B.1.1.2未制定本企业年度化学与环保技术监督工作计划。B.1.1.3有准确度要求的试验设备未定期校验。B.1.1.4未按时上报监督季报或月报，或上报内容不全面不真实。B.1.2严重预警B.1.2.2未建立化学与环保技术监督网。B.1.2.3未及时上报重大事故、缺陷情况和总结。B.1.2.4一般预警项连续两次预警仍不采取措施进行解决。B.1.2.5化学与环保设施缺陷，未制及时处理，防止事故发生。B.1.3特别严重预警B.1.3.1严重预警项连续两次预警仍不采取措施进行解决。B.1.3.2对于化学与环保事故未制定相应对策，防止重复性事故发生。B.2技术预警B.2.1.1未按照化学与环保技术监督标准要求定期开展油、气检测监督。B.2.1.2电站电磁辐射防护设施故障缺陷未及时处理。B.2.1.3电站固体废物临时贮存设施故障缺陷未及时处理。B.2.1.4电站无组织排放防护设施故障缺陷未及时处理。B.2.1.5电站废水处理设施故障缺陷未及时处理。B.2.2严重预警B.2.2.1变压器油击穿电压超过运行油质量指标，未采取应对措施。B.2.2.2六氟化硫气体湿度、分解产物含量超过警示值，未采取应对措施。B.2.2.3绝缘油补油或换油前，未进行相关试验。B.2.2.4环保设施无故停运而造成超标排放。B.2.2.5环境影响评价报告中的各项技术措施未有效落实。B.2.3特别严重预警B.2.3.1退役电池出现破损、泄漏、腐蚀，严重影响安全造成社会危害。B.2.3.2化学废弃物有泄漏、泼散等污染环境、造成人身等严重风险。B.2.3.3变压器油中溶解气体含量超过注意值或产气速率超过注意值，判定设备内部有放电等严重故障，未采取应对措施。附录C(规范性附录)化学与环保技术监督预警通知单发电企业名称设备(系统)名称及编号异常情况的后果整改建议整改时间预警为3。附录D(规范性附录)化学与环保技术监督预警回执单发电企业名称设备(系统)名称及编号异常情况整改计划整改结果附录F(规范性附录)评价项目1组织与职责员变化及时完善。1.未建立三级环保监督网，扣5分；员变化未及时变更，扣5分。一岗位扣2分，扣完为止。5编写的内容、格式应符合《技术标准体系表编制规定》(XX集团科[2015]137号)的要求，并统一编号；1.不符合《技术标准体系表编制规定》的编制要求，扣2分；编写的内容符合国家、行业法律、法规、标准和《XX集团有限公司技术监督管理办法》相关的要求，并符合基层企业实准和《XX集团有限公司技术监督管理际，扣3分。国家、行业技术标准5保存的技术标准符合科研总院年初发布的环保监督标准目录；1.缺少标准或未更新，扣2分；及时收集新标准，并在厂内发布。2.标准未在厂内发布，扣2分。51)符合或严格于国家和行业现有技术标准，包括巡视周期、试验周期、检修周期；性能指标、运行控制指标、工艺控制指标；1.不符合要求1)、2),每项扣22)符合本厂实际情况；标准扣1分。3)按时修订。3参数(量程、精度等级等)、购入时间、生验日期、使用状态等。1.仪器仪表记录不全，每台扣1分；未注销和另外存放，每台扣1分。3保存仪器仪表使用说明书；编制专用仪器仪表操作规程。2.专用仪器操作规程缺漏，一台扣1分。仪器仪表维护3仪器仪表存放地点整洁、配有温度计、湿度计；仪器仪表的接线及附件不许另作它用；仪器仪表清洁、摆放整齐；有效期内的仪器仪表应贴上有效期标识，不与待修理、已报废的仪器仪表应另外分别存放。3有仪表检验计划，送检的仪表应有对应的检验报告。3应有试验使用的仪器仪表检验报告复印件。不符合要求，不得分。监督计划3扣0～3分。3根据计划审批流程，酌情扣0～3分。4根据计划实施情况，酌情扣0～3分。3应建有监督档案资料清单。31)各类资料内容齐全、时间连续；1.第1)、2)项不符合要求，一件扣2)及时记录新信息；2.第3)项不符合要求，一件扣1分。修总结、故障分析等报告编写，按档案管理流程审核归4资料按规定储存，由专人管理；记录借阅应有借、还记录；院动态检查的评分相差10%以上，按比例扣分。9每月10日前在集团技术监督管理信息系统上填报上月技术监督月1.月报、季报、年报上报迟报1天扣季度首月15日前在集团技术监督管理信息系监督季报；2.格式不符合，一项扣1分；每年1月10日前在集团技术监督管理信息系监督年报；3.报表数据不准确，一项扣2分；格式和内容符合要求。6每年1月5日前组织完成上年度技术监督工作，并将总结报告报送分、子公司和科学研究院；1.未按规定时间上报，扣3分；格式和内容符合要求。2.内容不全，扣3分。5不符合要求，不得分。不符合要求，不得分。85%;第2年整改完成率不低于95%。重点环保设备100%;其他环保设备90%。不符合要求，不得分。2噪声治理设计、选型监督4检查是否严格按照环境影响评价文件要求选择施是否可行。关噪声、电磁辐射等的可研、设计审查、选型等，未参与一项扣2分。电磁辐射设计、选型监督4检查是否按照《GB8702-2014电磁环境15707-2017高压交流架空输电线路无线电干扰限值》要求进行设固废贮存处置监督4检查贮存场所是否按照环境影响评价文件要求进行设2检查是否按照《GB18599-2020一般工业固体控制标准》进行设计。2检查是否按照《GB18597-2001危险废物贮存设计。4检查是否按照分类处理原则进行废水处理系统设2根据规范、导则和现场实际要求评估系统设计。2根据规范、导则和现场实际要求评估系统设计。4检查是否严格按照环境影响评价文件要求进行生态影响设计。安装、调试监督5噪声治理装置安装、调试监督1查阅调试报告等相关文件资料。关噪声、电磁辐射的安装、调试等，未参与一项扣1分。电磁辐射治理装置安装、调试监督1固体废弃物贮存处置监督111噪声治理验收3电磁辐射治理验收3固体废弃物贮存处置验收3331.充油、气设备验收、安装、投产验收资料管理，充油设备安装使用说明书、出厂试验报告、产品证明书和随设备供应的图纸资料；检查资料、台账的建立、归档、查阅和保管情况。技术资料不全扣10分；含设备名称、运行编号、设备型号、设备台账、数据库不完整扣10分；报告归档，建立历年试验数据库；库房不合格扣10分；收(合格证、检测报告、抽检数量)、存储、使用记录；5.油、气库房满足存储安全要求，消防、安全通道、卫生设施齐全；油存放标识、围栏清晰明确；不同种类、牌号、新旧产品分开放置；内容不合理一处扣2分。6.废弃油、气回收处理记录。绝缘油监督：检查计划、记录和试验报告。1.未按检测计划进行监督检测扣51.绝缘油送检计划、送检记录；督试验扣5分；2.绝缘油检测报告；3.补油设备未进行相关试验扣5分；3.检测异常设备跟踪处理，预警通知和回执记录；制定处理计划、措施每项扣5分。4.更换、返厂、检修、补油设备的油品检测。SF₆气体监督：1.未按检测计划进行监督检测扣51.充气设备检定计划、检定记录；督试验扣5分；2.充气设备的交接报告、检定报告；3.无巡检记录扣5分；3.SF6新气出厂报告；4.巡检记录不全的扣2分。4.充气设备巡检记录；5.无检验报告和维护记录扣5分。5.SF₆气体在线监测系统检验和维护冷却液监督：1.未按检测计划进行监督检测扣21.冷却液检测计划、检测报告；督试验扣2分；2.检测异常设备跟踪处理；3.无巡检记录扣2分；3.冷却液相关设备巡检记录；4.巡检记录不全的扣2分。4.冷却液补充、更换维护记录。5.无检验报告和维护记录扣2分。液流电池电解液监督：1.未按检测计划进行监督检测扣21.电解液送检计划、送检记录督试验扣8分；2.电解液检测报告；3.检测结果异常未进行跟踪处理扣53.检测异常设备跟踪处理；4.无巡检记录扣2分；4.电解液相关设备巡检记录；5.巡检记录不全的扣1分；5.电解液更换、补液记录；解液性能检测扣5分；7.无检验报告和维护记录扣2分。噪声治理装置运行检修监督查阅监督性监测报告、自行监测报告。达标率100%。电磁辐射治理装置运行检修监督查阅监督性监测报告、自行监测报告。工频电场强度公众暴露控制限值4000V/m,工频磁感应强度公众暴露控制限值100μ固体废弃物贮存处置监督固体废物分类准确，贮存规范。生活垃圾、建筑垃圾等分类收集清运，堆场苫盖到1.无专门存放场所，本项不得分；计划、委托处置合同、转移接收单位资质、转1.无专门存放场所，本项不得分；废贮存设施建设情况及危废存放情况：贮存设施存污染控制标准》要求，标识清晰、出入登记制度、记录完善。位无资质或资质过期本项不得分；环保手续，本项不得分；措施不全，每项扣1分；物标识、出入登记、交接记录(贮存出现错误，每项扣1分；划，缺少一项扣1分；9.未进行危险废物管理计划备案，扣11.未公开危险废物污染环境防治信息，扣1分。5资质、转移手续齐全。查阅运行、监测、化验记录及现场查看。每项扣1分，扣完为止。扣完为止。突发环境事件应急演练1.未制定应急预案，本项不得分；2.未开展演练，扣5分；3.预案不齐全、演练不规范，酌情扣1.油、气、液周期检测率100.0%;检查计划、记录和试验报告，确认统计数据的正确性。项扣10分；2.变压器油合格率≥98.0%;合格率不达标的每项扣10分；3.六氟化硫合格率100.0%;未按规定报送监督报表扣10分。4.冷却液合格率≥98.0%;5.电解液合格率≥98.0%;单位报送各种监督报表。规程第1部分：总则2025发布 I I8范围 19规范性引用文件 1 术 1 1 技术监督范围 2业技术监督2 监 4附录A(资料性)电化学储能电站各专业技术监督检查项目及要求 6 第2部分：储能系统技术监督；——第3部分：电气系统技术监督；——第4部分：综合自动化与网络安全技术监督； 第5部分：化学与环保技术监督；下列文件中的内容通过文中规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注明日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注明日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。9总则工29.2电化学储能电站技术监督针对站内设备，按储能系统、电气系统、综合自动化与网络安全、化学与环保专业四大类进行。9.3电化学储能电站应建立覆盖全站、全过程的技术监督网络，按照分级管理的原则开展技术监督9.4电化学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。储能电站技术监督管理要求按照DL/T2580规定执行。9.5新投运电站第一年应至少开展两次技术监督动态检查，以后每年至少开展一次。10技术监督范围电池设备技术监督应包括但不限于电池的一致性、功率、容量、效率、过载能力、SOC精度、保护功能、过充、过放、阻燃性能及电池舱的通风、采暖、温度等性能参数。10.2电池管理系统(BMS)BMS系统的技术监督应包括但不限于BMS系统的计算性能、信息交互、故障诊断、电压采集精度、电流采集精度、温度采集精度、均衡性能、故障报警及保护功能、通信等性能参数。PCS系统的技术监督应包括但不限于PCS的绝缘、效率、损耗、过载能力、电网适应能力、谐波畸变率、功率督制精度、并网功率因数、故障穿越、充放电转换时间、保护、通信、温升、噪声、环境等性能参数。10.4能量管理系统(EMS)EMS的技术监督应包括但不限于EMS系统的数据采集、监督、功率控制、电压调节及协调控制等功能、特性。其他设备设施技术监督应符合DL/T1051相关要求。电化学储能系统中的电池、电池管理系统、储能变流器、电池室或电池舱、储能消防系统等设备、系统的运行特性和功能情况。电化学储能电站的电池舱、PCS舱、变压器、集电线路等设备的设计、选型、运行、维护时的能耗和节能要求。3电化学储能电站的设备舱体、柜体、电池支架及辅助材料的材质和性能变化，焊接材料、胶接材料、焊缝、胶接面的质量，部件、焊缝、胶接面和材料的损伤情况。电化学储能电站电气设备绝缘强度(包括外绝缘防污闪)、通流能力、过电压保护及接地系统，包括储能变流器(PCS)、变压器、GIS、断路器、隔离开关、高压开关柜、互感器、避雷器、无功补偿装置、电抗器、电容器、输电线路、电力电缆、接地装置等电气设备及与上述电气设备配套相关在线监测设备的技术监督。11.2.2保护与控制技术监督电化学储能电站储能系统保护功能，变压器、母线、线路(含电缆)、断路器、无功补偿装置等设备的继电保护装置及自动重合闸装置，安全稳定控制装置，故障录波及测距装置、同步相量测量装置，继电保护通道设备、继电保护相关二次回路及设备，电力系统时间同步系统，直流电源系电化学储能电站的电流、电压、频率、电量、能效、充放电能力、温度、湿度、运行可靠性等参数及其各类测量仪表及装置的数据收集及整理、检验、检定、量值传递和溯源等情况。电化学储能电站的频率偏差、电压偏差、电压允许波动和闪变、电压暂升和暂降、短时间中断、三相不平衡度、正弦波形畸变率等参数。11.3综合自动化与网络安全专业11.3.1监控自动化与通信设备技术监督电化学储能电站的EMS系统、消防报警系统、安防监控系统、升压系统等自动化系统和设备的控制范围、运行特性和功能情况。11.3.2工控系统网络安全技术监督电化学储能电站的网络设备、主机设备、数据库、安全设备、存储设备、光传输设备、通信光缆等设备、设施的运行特性和功能情况。电化学储能电站的储能装置本体、监测装置的选用、检测检验、运行维护、检修、更换、报废与再利用情况，主变及其他油绝缘设备的绝缘油化验与分析。4电化学储能电站的环境保护设施及指标要求，电气设备及系统的噪声、磁场，废气、废水、废油、废液、固体废弃物的控制、存放及处理措施等情况。12监督网络管理及