湖南電網側儲能電站運維檢修現狀分析與解決思路

余斌，徐彪，周挺，黃博文，肖豪龍

(1.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙 410007；2.國網湖南省電力有限公司，湖南 長沙 410004；3.國網湖南綜合能源服務有限公司，湖南 長沙 410007)

0 引言

“雙碳戰略”的實施、新型電力系統的建設和新能源的快速發展，促進了新型儲能電站的規模化建設和運營[1-3]。電化學儲能電站得到了快速發展和規模化應用，儲能電站從前期的設計和示范進入了規模化建設和運維的新階段。湖南電網側儲能電站正處于大規模建設的初期，2018年啟動電化學儲能電站示范工程建設[4-7]，目前已完成兩期建設，共投運7個儲能站，容量為60 MW/120 MW·h，正在開展第三期建設。

儲能電站與電網緊密相連，其安全性能直接關系到電網安全。國網湖南省電力有限公司高度重視儲能電站建設，多措并舉制定儲能項目管理指導意見，組建儲能科技攻關團隊，建立技術監督體系。本文通過對國內電網側儲能站建設、運維、檢修情況開展調研，分析現階段湖南儲能站運維存在的痛點、難點問題，提出了相關解決思路。

1 湖南儲能電站基本概況

1.1 結構組成

電化學儲能電站包括電池儲能系統、功率變換系統、后臺監控系統、站用電系統、高壓配電系統五大部分。其中電池儲能系統由儲能電池以及與之對應的電池管理系統(BMS)組成，放置在電池艙內；功率變換系統(PCS)由儲能變流器與對應的保護控制系統構成，與升壓變壓器(以下簡稱升壓變)和環網柜一起放置在PCS艙內；后臺監控系統包含常規電氣監控系統和能量管理系統(EMS)，與二次保護設備、交直流電源一起放置在二次設備艙內；站用電系統單獨為一個艙；高壓配電系統單獨為一個室[8-10]。一個電池艙(含2個電池堆和2個BMS)對應一個PCS艙(含2個500 kW PCS、1臺升壓變、1個環網柜)。一次接線如圖1所示，儲能電站實物如圖2所示。

圖1 儲能電站一次系統接線

1.2 作用與優勢

隨著電化學儲能技術的發展，規模化電池儲能技術開始在電力系統中廣泛應用，典型應用場景包括間歇性電源出力波動平抑、削峰填谷與系統調峰、電網調頻、暫態電壓調整與動態無功支撐、輔助暫態穩定緊急控制、緊急電源保障和黑啟動等方面[11-13]。

對于湖南電網，儲能站的主要作用體現在:

1)有利于緩解湖南地區電網迎峰度夏(冬)供電壓力，填補供電缺口。

2)提高地區電網的調峰能力，緩解變電站重載壓力。

3)提升光伏、風電、水電等清潔能源消納能力。

4)提升湖南電網祁韶直流供電能力和直流閉鎖時電網應對能力。

電池儲能作為電能存儲的重要方式，其優勢在于:

1)建設周期短，布點靈活，相比于抽水蓄能電站不受地理資源等外部條件的限制，適合大規模應用和批量化生產，功率和能量可根據不同應用需求靈活配置。

2)響應速度快，是優質、可靠的毫秒級控制響應資源(水電廠是秒級、火電廠是分鐘級)，可提供有功和無功的雙重支撐，為電網提供調峰、調頻、調壓、備用、事故應急響應等多種服務。

1.3 商業模式

湖南一期儲能電站項目采用“電池本體租賃，其他設備采購”方式投資建設，電池本體儲能系統由電池廠家建設，提供租賃服務，非電池部分(涵蓋工程建設、PCS成套設備采購、EMS成套設備采購)等，由湖南綜合能源公司投資建設，項目總投資3.31億元。項目收益來源于三個方面，一是向屬地供電公司提供電網儲能服務，采取“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行結算；二是以共享儲能模式向新能源企業提供儲能配套指標租賃服務；三是參與輔助服務交易，賺取輔助服務費。

2 國內儲能電站建設及運維檢修情況

2.1 省內外儲能站建設情況

截至2021年5月，國家電網有限公司(以下簡稱國網)系統內共建設電化學儲能電站63座，總容量1 309.3 MW·h。裝機容量方面，容量大于100 MW·h的1座，容量介于10 MW·h和100 MW·h之間的28座，容量介于1 MW·h和10 MW·h之間的33座，儲能介質主要為磷酸鐵鋰(占比96.3%)。站點分布方面，主要分布在江蘇(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、蒙東、西藏等省電力公司的經營范圍。

湖南電池儲能電站項目自2018年啟動，分三期建設，業主單位均為國網湖南綜合能源服務有限公司，儲能電站接入電壓等級均為10 kV，均采用磷酸鐵鋰電池儲能技術。

一期投資3.31億元，建設規模60 MW/120 MW·h，接入長沙3個220 kV變電站，項目于2019年4月中旬完成投運。一期儲能項目電池采用廠家租賃模式，其余設備(PCS、升壓變、站內10 kV開關柜等)為國網湖南綜合能源服務有限公司自籌資金建設。

二期投資3.3億元，建設規模60 MW/120 MW·h，分別接入邵陽、婁底、郴州、永州4個110 kV變電站，項目于2021年7月完成投運。二期儲能項目所有設備采用廠家租賃模式。

三期按照儲備1 000 MW/2000 MW·h儲能裝機容量，開工800 MW/1600 MW·h儲能裝機容量，投產500 MW/1 000 MW·h儲能裝機容量。計劃2022年在湖南省啟動約20座儲能站建設，其中3個100 MW/200 MW·h規模的儲能匯集站計劃在益陽、懷化、永州征地建設，其余規模為10 MW/20 MW·h站初步選址在12座在運變電站和9座退運變電站。

2.2 省內外運維檢修情況

運維檢修歸口管理方面，國網系統63座儲能站中省公司歸口管理50座、國網產業集團歸口管理12座、中國電科院歸口管理1座。儲能站電池存儲介質主要為磷酸鐵鋰，還有少量的鉛酸、鉛炭、全釩液流、鈦酸鋰等。

運維方面，國網產業集團運維21座、省管產業集團運維10座、地市公司運維21座、外部單位運維10座、中國電科院運維1座。實際絕大部分均是委托設備廠家運維，每個站6～8個運維人員，實行兩班倒或三班倒的24 h有人值班制，主要負責儲能電站日常監測、巡視、消缺等工作；少數由地市公司運維人員自主運維的儲能站，主要開展10 kV配電設備和繼電保護設備的巡視維護，以及儲能設備的簡單外觀巡視。

檢修方面，均采用故障檢修模式，儲能設備出現故障時由運維人員通知設備廠家派人處理。2019年江蘇公司組織對所轄儲能站開展了一次計劃停電檢修，但主要是針對10 kV配電設備和繼電保護設備。

3 儲能電站存在的主要問題

3.1 標準規范問題

一是已有標準指導性不強。目前儲能電站設計主要依據國家標準GB 51048—2014《電化學儲能電站設計規范》，包含儲能系統、繼電保護、監控系統、輔助設施、消防系統以及設備選型、配置等要求，由于電化學儲能這一新興行業的迅速發展，現行標準更新相對滯后，對儲能電站設計缺乏有效指導，不能完全滿足運行要求。

二是部分技術標準缺失。關于儲能電站的運檢工作，目前缺少可執行標準；現有標準都只規定和適用于電化學儲能電池出廠和型式檢測，缺少電池入廠監造、到貨后的監督檢測標準；儲能站的消防安全無相應國標、行標、企標，僅有由中國工程建設標準化協會發布的團體標準T/CEC 373—2020《預制艙式磷酸鐵鋰電池儲能電站消防技術規范》，僅針對10 MW·h及以上預制艙式磷酸鐵鋰電池儲能電站。

3.2 電池本體安全問題

電化學儲能電站結構復雜，安裝的鋰離子電池數量巨大，還包含大量電力電子設備、電纜等，安全隱患點較多。國內外多起儲能電站火災事故表明，誘因主要來自電氣、熱量和機械破壞三大方面。電氣方面主要是電池過充、過放、短路等；熱激發主要是電氣設備火災、鄰近電池系統熱失控、其他明火和熱源等造成電池過熱；機械破壞主要是安裝調試過程中儲能系統意外摔落、破損、機械沖擊等。一旦上述觸發條件引起電池熱失控，則可能發生“單體—模塊—簇—系統—整站”的鏈條式火災，甚至爆炸。火災事故持續時間長，往往熄滅—復燃過程反復，對周邊設備、設施、人身安全造成較大威脅。同時，火災產生大量的灰燼，含有大量的銅氧化物、鋰化物、氟化物、磷化物，處理不當會對環境產生污染和危害。據不完全統計，韓國自2017年8月以來發生了30起儲能電站火災事故，美國自2011年以來發生過4起儲能電站火災事故；我國從公開資料查到的儲能電站火災，具有較大影響的是2017年3月和2018年12月在山西某電廠發生的兩起鋰離子電池儲能系統火災事故，2018年8月江蘇某儲能電站起火，以及2021年4月16日北京某光儲充一體化電站火災，后者在火災現場還發生了爆炸，造成人員傷亡。以上火災在電池處于充滿后待機、充放電過程以及安裝調試狀態都有發生。

3.3 安全防控問題

一是事故預防手段不足。①目前儲能電站電池模塊內部測溫點布置普遍較少，且未配置對地絕緣在線監測功能，難以及時通過溫度、絕緣等關鍵狀態的變化提前預判電池故障。②無隔離吸能和緊急避險設施，突發爆炸情況不能對個人及周邊設備起到安全防護作用。

二是消防措施有效性不夠。①國內外對儲能電站大型電池組起火尚無明確有效的滅火手段，主流滅火技術如七氟丙烷等氣體滅火系統只能滅初期明火，其持續吸收熱量降溫抑制的能力不強，不能有效控制電池溫度，電池容易復燃。②已建成的儲能電站，在火災自動報警(可燃氣體探測器、感溫探測器、感煙探測器)裝置配置、防爆通風裝置配置、消防給水系統(消防栓、消防水池)配置，以及電池艙與儲能電站內外其他構建筑物(含民用建筑及變電站)的安全隔離措施等方面，不能完全滿足T/CEC 373—2020《預制艙式磷酸鐵鋰電池儲能電站消防技術規范》要求。

3.4 質量管控問題

國內外對鋰離子電池已經建立了相關安全檢測標準體系，通過標準測試的電池在正常管理下能夠保證安全使用。然而，如果電池存在自身缺陷、未通過相應的檢驗檢測，或者人員的不當操作，電池的失效可能演變成熱失控過程，進而發生火災事故。BMS是電池安全保護最重要的一道防線，PCS、EMS的保護、控制不當也將引發安全事故。

目前各省市電力公司大多不具備電池本體及BMS、PCS、EMS系統現場檢測能力，而儲能設備生產廠家眾多，良莠不齊，缺乏電池和BMS、PCS、EMS系統的性能以及安裝調試質量檢測手段進行管控。

3.5 應急處置問題

儲能電站發生安全事故后如何處置至關重要。儲能電站運維人員缺乏成熟處置經驗，不具備有效處置初期火災、電池復燃等能力。運維單位與屬地消防救援機構的聯動不緊密，存在前期未及時全面向屬地消防救援機構報備儲能電站的消防安全狀況，未主動與屬地消防救援機構建立良好的應急聯動機制等問題。

4 解決思路

4.1 制定工作標準

一是從管理方面，依據國家、行業和國網公司有關規定，組織編制儲能電站運維檢修管理規定以及儲能電站驗收、運維、檢測、評價、檢修、技術監督規程，明確各部門、支撐單位、運維單位職責和生產工作要求，指導儲能電站相關生產工作的開展。二是從技術方面，積極牽頭、參與相關標準編制，完善現有設計、消防標準，申報設備質量監督、驗收、檢修等標準。

4.2 提升消防配置

嚴格按照《國網安委辦轉發國務院安委會辦公室關于印發〈電化學儲能電站安全風險隱患專項整治工作方案〉的通知》 (國網安委辦〔2021〕52號)對儲能站開展安全風險隱患排查，立查立改。密切跟蹤國內外電化學儲能系統消防滅火技術及工程應用進展，以及相關國標、行標、企標的發布情況。研究儲能電站在設計、驗收、運維等環節中的消防安全技術，提出消防設施配置需求，提出儲能電站過充過放及直流短路防控措施。

4.3 加強監控手段

一是在省級智慧能源平臺建設儲能管控模塊，實現儲能站遠程智能在線運維及監控。二是開發儲能電站站端智能運維系統，提出儲能設備自動巡檢及故障預警方法，開展在線巡檢及故障預判，將結果上傳至儲能管控模塊，輔助運維人員決策，減少人員現場運維安全風險，提前消除故障隱患。

4.4 提升檢測能力

一是加快儲能系統核心部件檢測能力建設，對照國網公司儲能系統核心部件到貨抽檢項目要求，結合湖南已投運工程實際運行經驗，制定檢測能力提升方案，明確檢測項目及檢測方式，完成試驗儀器配置和人員培訓，逐步開展相關部件到貨抽檢工作。二是結合實際工程應用情況，提出湖南公司3S系統控制邏輯標準，搭建測試平臺，開展BMS、PCS、EMS系統功能邏輯驗證，提升儲能站控制系統的質量水平。

4.5 強化應急處置

組織運維單位制定儲能站消防安全事故應急預案，明確電池火災應急處置原則；與地方政府及消防部門建立應急聯動機制，定期開展應急演練；針對儲能電站所使用的電化學物質進行消防報備，各儲能電站納入消防部門監管；組織儲能電站運維人員開展儲能電站消防事故處置培訓和事故逃生演練。

5 結語

儲能是“雙碳目標”下構建新型電力系統的基石和標志，湖南電網大力發展電化學儲能，符合湖南產業轉型升級的總體要求，起到了示范引導作用。本文通過調研總結國內儲能電站的建設及運維檢修現狀，從標準規范、設備本體安全、消防安全、質量管控、應急處置等方面分析存在問題，并提出應對措施，指出了儲能電站運檢管控的重點工作方向。隨著儲能項目集中建設，形成大規模效應后，相關管理部門應從管理和技術上，切實解決所面臨的問題，從而保障儲能電站安全穩定運行，促進電化學儲能行業健康發展。