湖南电网侧储能电站运维检修现状分析与解决思路

余斌，徐彪，周挺，黄博文，肖豪龙

(1.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南 长沙 410007；2.国网湖南省电力有限公司，湖南 长沙 410004；3.国网湖南综合能源服务有限公司，湖南 长沙 410007)

0 引言

“双碳战略”的实施、新型电力系统的建设和新能源的快速发展，促进了新型储能电站的规模化建设和运营[1-3]。电化学储能电站得到了快速发展和规模化应用，储能电站从前期的设计和示范进入了规模化建设和运维的新阶段。湖南电网侧储能电站正处于大规模建设的初期，2018年启动电化学储能电站示范工程建设[4-7]，目前已完成两期建设，共投运7个储能站，容量为60 MW/120 MW·h，正在开展第三期建设。

储能电站与电网紧密相连，其安全性能直接关系到电网安全。国网湖南省电力有限公司高度重视储能电站建设，多措并举制定储能项目管理指导意见，组建储能科技攻关团队，建立技术监督体系。本文通过对国内电网侧储能站建设、运维、检修情况开展调研，分析现阶段湖南储能站运维存在的痛点、难点问题，提出了相关解决思路。

1 湖南储能电站基本概况

1.1 结构组成

电化学储能电站包括电池储能系统、功率变换系统、后台监控系统、站用电系统、高压配电系统五大部分。其中电池储能系统由储能电池以及与之对应的电池管理系统(BMS)组成，放置在电池舱内；功率变换系统(PCS)由储能变流器与对应的保护控制系统构成，与升压变压器(以下简称升压变)和环网柜一起放置在PCS舱内；后台监控系统包含常规电气监控系统和能量管理系统(EMS)，与二次保护设备、交直流电源一起放置在二次设备舱内；站用电系统单独为一个舱；高压配电系统单独为一个室[8-10]。一个电池舱(含2个电池堆和2个BMS)对应一个PCS舱(含2个500 kW PCS、1台升压变、1个环网柜)。一次接线如图1所示，储能电站实物如图2所示。

图1 储能电站一次系统接线

1.2 作用与优势

随着电化学储能技术的发展，规模化电池储能技术开始在电力系统中广泛应用，典型应用场景包括间歇性电源出力波动平抑、削峰填谷与系统调峰、电网调频、暂态电压调整与动态无功支撑、辅助暂态稳定紧急控制、紧急电源保障和黑启动等方面[11-13]。

对于湖南电网，储能站的主要作用体现在:

1)有利于缓解湖南地区电网迎峰度夏(冬)供电压力，填补供电缺口。

2)提高地区电网的调峰能力，缓解变电站重载压力。

3)提升光伏、风电、水电等清洁能源消纳能力。

4)提升湖南电网祁韶直流供电能力和直流闭锁时电网应对能力。

电池储能作为电能存储的重要方式，其优势在于:

1)建设周期短，布点灵活，相比于抽水蓄能电站不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量化生产，功率和能量可根据不同应用需求灵活配置。

2)响应速度快，是优质、可靠的毫秒级控制响应资源(水电厂是秒级、火电厂是分钟级)，可提供有功和无功的双重支撑，为电网提供调峰、调频、调压、备用、事故应急响应等多种服务。

1.3 商业模式

湖南一期储能电站项目采用“电池本体租赁，其他设备采购”方式投资建设，电池本体储能系统由电池厂家建设，提供租赁服务，非电池部分(涵盖工程建设、PCS成套设备采购、EMS成套设备采购)等，由湖南综合能源公司投资建设，项目总投资3.31亿元。项目收益来源于三个方面，一是向属地供电公司提供电网储能服务，采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算；二是以共享储能模式向新能源企业提供储能配套指标租赁服务；三是参与辅助服务交易，赚取辅助服务费。

2 国内储能电站建设及运维检修情况

2.1 省内外储能站建设情况

截至2021年5月，国家电网有限公司(以下简称国网)系统内共建设电化学储能电站63座，总容量1 309.3 MW·h。装机容量方面，容量大于100 MW·h的1座，容量介于10 MW·h和100 MW·h之间的28座，容量介于1 MW·h和10 MW·h之间的33座，储能介质主要为磷酸铁锂(占比96.3%)。站点分布方面，主要分布在江苏(630.14 MW·h)、湖 南(240 MW·h)、浙 江(128.4 MW·h)、河南(100.8 MW·h)、冀北(95.8 MW·h)、北京(58 MW·h)、天津、安徽、蒙东、西藏等省电力公司的经营范围。

湖南电池储能电站项目自2018年启动，分三期建设，业主单位均为国网湖南综合能源服务有限公司，储能电站接入电压等级均为10 kV，均采用磷酸铁锂电池储能技术。

一期投资3.31亿元，建设规模60 MW/120 MW·h，接入长沙3个220 kV变电站，项目于2019年4月中旬完成投运。一期储能项目电池采用厂家租赁模式，其余设备(PCS、升压变、站内10 kV开关柜等)为国网湖南综合能源服务有限公司自筹资金建设。

二期投资3.3亿元，建设规模60 MW/120 MW·h，分别接入邵阳、娄底、郴州、永州4个110 kV变电站，项目于2021年7月完成投运。二期储能项目所有设备采用厂家租赁模式。

三期按照储备1 000 MW/2000 MW·h储能装机容量，开工800 MW/1600 MW·h储能装机容量，投产500 MW/1 000 MW·h储能装机容量。计划2022年在湖南省启动约20座储能站建设，其中3个100 MW/200 MW·h规模的储能汇集站计划在益阳、怀化、永州征地建设，其余规模为10 MW/20 MW·h站初步选址在12座在运变电站和9座退运变电站。

2.2 省内外运维检修情况

运维检修归口管理方面，国网系统63座储能站中省公司归口管理50座、国网产业集团归口管理12座、中国电科院归口管理1座。储能站电池存储介质主要为磷酸铁锂，还有少量的铅酸、铅炭、全钒液流、钛酸锂等。

运维方面，国网产业集团运维21座、省管产业集团运维10座、地市公司运维21座、外部单位运维10座、中国电科院运维1座。实际绝大部分均是委托设备厂家运维，每个站6～8个运维人员，实行两班倒或三班倒的24 h有人值班制，主要负责储能电站日常监测、巡视、消缺等工作；少数由地市公司运维人员自主运维的储能站，主要开展10 kV配电设备和继电保护设备的巡视维护，以及储能设备的简单外观巡视。

检修方面，均采用故障检修模式，储能设备出现故障时由运维人员通知设备厂家派人处理。2019年江苏公司组织对所辖储能站开展了一次计划停电检修，但主要是针对10 kV配电设备和继电保护设备。

3 储能电站存在的主要问题

3.1 标准规范问题

一是已有标准指导性不强。目前储能电站设计主要依据国家标准GB 51048—2014《电化学储能电站设计规范》，包含储能系统、继电保护、监控系统、辅助设施、消防系统以及设备选型、配置等要求，由于电化学储能这一新兴行业的迅速发展，现行标准更新相对滞后，对储能电站设计缺乏有效指导，不能完全满足运行要求。

二是部分技术标准缺失。关于储能电站的运检工作，目前缺少可执行标准；现有标准都只规定和适用于电化学储能电池出厂和型式检测，缺少电池入厂监造、到货后的监督检测标准；储能站的消防安全无相应国标、行标、企标，仅有由中国工程建设标准化协会发布的团体标准T/CEC 373—2020《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》，仅针对10 MW·h及以上预制舱式磷酸铁锂电池储能电站。

3.2 电池本体安全问题

电化学储能电站结构复杂，安装的锂离子电池数量巨大，还包含大量电力电子设备、电缆等，安全隐患点较多。国内外多起储能电站火灾事故表明，诱因主要来自电气、热量和机械破坏三大方面。电气方面主要是电池过充、过放、短路等；热激发主要是电气设备火灾、邻近电池系统热失控、其他明火和热源等造成电池过热；机械破坏主要是安装调试过程中储能系统意外摔落、破损、机械冲击等。一旦上述触发条件引起电池热失控，则可能发生“单体—模块—簇—系统—整站”的链条式火灾，甚至爆炸。火灾事故持续时间长，往往熄灭—复燃过程反复，对周边设备、设施、人身安全造成较大威胁。同时，火灾产生大量的灰烬，含有大量的铜氧化物、锂化物、氟化物、磷化物，处理不当会对环境产生污染和危害。据不完全统计，韩国自2017年8月以来发生了30起储能电站火灾事故，美国自2011年以来发生过4起储能电站火灾事故；我国从公开资料查到的储能电站火灾，具有较大影响的是2017年3月和2018年12月在山西某电厂发生的两起锂离子电池储能系统火灾事故，2018年8月江苏某储能电站起火，以及2021年4月16日北京某光储充一体化电站火灾，后者在火灾现场还发生了爆炸，造成人员伤亡。以上火灾在电池处于充满后待机、充放电过程以及安装调试状态都有发生。

3.3 安全防控问题

一是事故预防手段不足。①目前储能电站电池模块内部测温点布置普遍较少，且未配置对地绝缘在线监测功能，难以及时通过温度、绝缘等关键状态的变化提前预判电池故障。②无隔离吸能和紧急避险设施，突发爆炸情况不能对个人及周边设备起到安全防护作用。

二是消防措施有效性不够。①国内外对储能电站大型电池组起火尚无明确有效的灭火手段，主流灭火技术如七氟丙烷等气体灭火系统只能灭初期明火，其持续吸收热量降温抑制的能力不强，不能有效控制电池温度，电池容易复燃。②已建成的储能电站，在火灾自动报警(可燃气体探测器、感温探测器、感烟探测器)装置配置、防爆通风装置配置、消防给水系统(消防栓、消防水池)配置，以及电池舱与储能电站内外其他构建筑物(含民用建筑及变电站)的安全隔离措施等方面，不能完全满足T/CEC 373—2020《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》要求。

3.4 质量管控问题

国内外对锂离子电池已经建立了相关安全检测标准体系，通过标准测试的电池在正常管理下能够保证安全使用。然而，如果电池存在自身缺陷、未通过相应的检验检测，或者人员的不当操作，电池的失效可能演变成热失控过程，进而发生火灾事故。BMS是电池安全保护最重要的一道防线，PCS、EMS的保护、控制不当也将引发安全事故。

目前各省市电力公司大多不具备电池本体及BMS、PCS、EMS系统现场检测能力，而储能设备生产厂家众多，良莠不齐，缺乏电池和BMS、PCS、EMS系统的性能以及安装调试质量检测手段进行管控。

3.5 应急处置问题

储能电站发生安全事故后如何处置至关重要。储能电站运维人员缺乏成熟处置经验，不具备有效处置初期火灾、电池复燃等能力。运维单位与属地消防救援机构的联动不紧密，存在前期未及时全面向属地消防救援机构报备储能电站的消防安全状况，未主动与属地消防救援机构建立良好的应急联动机制等问题。

4 解决思路

4.1 制定工作标准

一是从管理方面，依据国家、行业和国网公司有关规定，组织编制储能电站运维检修管理规定以及储能电站验收、运维、检测、评价、检修、技术监督规程，明确各部门、支撑单位、运维单位职责和生产工作要求，指导储能电站相关生产工作的开展。二是从技术方面，积极牵头、参与相关标准编制，完善现有设计、消防标准，申报设备质量监督、验收、检修等标准。

4.2 提升消防配置

严格按照《国网安委办转发国务院安委会办公室关于印发〈电化学储能电站安全风险隐患专项整治工作方案〉的通知》 (国网安委办〔2021〕52号)对储能站开展安全风险隐患排查，立查立改。密切跟踪国内外电化学储能系统消防灭火技术及工程应用进展，以及相关国标、行标、企标的发布情况。研究储能电站在设计、验收、运维等环节中的消防安全技术，提出消防设施配置需求，提出储能电站过充过放及直流短路防控措施。

4.3 加强监控手段

一是在省级智慧能源平台建设储能管控模块，实现储能站远程智能在线运维及监控。二是开发储能电站站端智能运维系统，提出储能设备自动巡检及故障预警方法，开展在线巡检及故障预判，将结果上传至储能管控模块，辅助运维人员决策，减少人员现场运维安全风险，提前消除故障隐患。

4.4 提升检测能力

一是加快储能系统核心部件检测能力建设，对照国网公司储能系统核心部件到货抽检项目要求，结合湖南已投运工程实际运行经验，制定检测能力提升方案，明确检测项目及检测方式，完成试验仪器配置和人员培训，逐步开展相关部件到货抽检工作。二是结合实际工程应用情况，提出湖南公司3S系统控制逻辑标准，搭建测试平台，开展BMS、PCS、EMS系统功能逻辑验证，提升储能站控制系统的质量水平。

4.5 强化应急处置

组织运维单位制定储能站消防安全事故应急预案，明确电池火灾应急处置原则；与地方政府及消防部门建立应急联动机制，定期开展应急演练；针对储能电站所使用的电化学物质进行消防报备，各储能电站纳入消防部门监管；组织储能电站运维人员开展储能电站消防事故处置培训和事故逃生演练。

5 结语

储能是“双碳目标”下构建新型电力系统的基石和标志，湖南电网大力发展电化学储能，符合湖南产业转型升级的总体要求，起到了示范引导作用。本文通过调研总结国内储能电站的建设及运维检修现状，从标准规范、设备本体安全、消防安全、质量管控、应急处置等方面分析存在问题，并提出应对措施，指出了储能电站运检管控的重点工作方向。随着储能项目集中建设，形成大规模效应后，相关管理部门应从管理和技术上，切实解决所面临的问题，从而保障储能电站安全稳定运行，促进电化学储能行业健康发展。