DB63/T 2547-2026 锂离子电池储能电站设计规范

ICS 13.220 CCS C 80

DB63

青海 省地 方标 准

DB 63/T 2547—2026

锂离子电池储能电站设计规范

2026-05-07 发布 2026-08-01 实施

青海省市场监督管理局发 布

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目次

目次 I

前言 III

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 2

4 总则 3

5 站址选择 4

6 站区规划和总布置 4

6. 1 站区规划 4

6.2 总布置 4

7 接入系统 5

7. 1 并网要求 5

7.2 继电保护及安全自动装置 6

7.3 通信 6

7.4 调度自动化 6

7.5 电能计量 7

8 锂离子储能系统 7

8.1 锂离子电池 7

8.2 锂离子储能单元 7

8.3 电池管理系统 7

8.4 储能变流器 8

8.5 锂离子储能系统布置 9

9 电气 9

9. 1 电气主接线 9

9.2 电气设备选择 9

9.3 电气设备布置 9

9.4 站用电源及照明 10

9.5 过电压保护、绝缘配合及防雷接地 10

9.6 电缆选择与敷设 10

9.7 计算机监控系统 10

9.8 站用直流系统及交流不间断电源系统 11

9.9 视频及环境监控系统 11

10 建筑与结构 11

10.1 建筑 11

10.2 结构 11

I

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11 供暖通风与空气调节 12

12 给排水 12

13 消防 12

13.1 消防设计 12

13.2 消防给水及自动灭火系统 13

13.3 防烟与排烟 13

13.4 火灾自动报警及其联动控制系统 14

13.5 消防供电及应急照明 14

13.6 消防及救援通道 15

14 环境保护和水土保持 15

14.1 环境保护 15

14.2 水土保持 15

15 劳动安全和职业卫生 15

附录 A (资料性) 锂离子储能电站消防设施配置 16

II

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前言

本文件依据GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件的某些内容可能涉及到专利，本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由青海省新型电力系统标准化技术委员会提出。

本文件由青海省能源局归口。

本文件起草单位：国网青海省电力公司清洁能源发展研究院、国网青海省电力公司经济技术研究院、国网青海省电力公司、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司。

本文件主要起草人：刘庭响、方保民、陈雪、杨海林、杨国金、李红霞、周万鹏、王猛、安娜、王子明、钟宪成、王恺、马俊雄、丁桂平、李生龙、曹志梅、韩广秋、刘立泽、高金、秦婷峰、张曌。

本文件由青海省能源局监督实施。

III

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锂离子电池储能电站设计规范

1 范围

本文件规定了锂离子电池储能电站设计的术语和定义、总则、站址选择、站区规划和总布置、接入系统、锂离子储能系统、电气、建筑与结构、供暖通风与空气调节、给排水、消防、环境保护与水土保持、劳动安全与职业卫生的内容。

本文件适用于新建、扩建或改建的功率为500 kW且容量为500 kW ·h及以上的锂离子储能电站设计。其他功率/容量等级、储能类型的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)适用于本文件。

GB/T 4208 外壳防护等级(IP代码)

GB 5083 生产设备安全卫生设计总则

GB/T 8196 机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求

GB 8702 电磁环境控制限值

GB 12955 防火门

GB 13495 消防安全标志

GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程

GB 16806 消防联动控制系统

GB/T 16895.1 低压电气装置第1部分：基本原则、一般特性评估和定义

GB/T 16935 低压系统内设备的绝缘配合

GB 17945 消防应急照明和疏散指示系统

GB 19517 国家电气设备安全技术规范

GB/T 21697 低压电力线路和电子设备系统的雷电过电压绝缘配合

GB/T 26399 电力系统安全稳定控制技术导则

GB 26860 电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB 30051 推闩式逃生门锁通用技术要求

GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术规范

GB/T 34131 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范

GB/T 36276 电力储能用锂离子电池

GB/T 36547 电化学储能系统接入电网技术规定

GB/T 36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T 42001 高压输变电工程外绝缘放电电压海拔校正方法

GB/T 42726 电化学储能电站监控系统技术规范

GB 50007 建筑地基基础设计规范

GB 50009 建筑结构荷载规范

GB 50015 建筑给水排水设计标准

1

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GB 50016 建筑设计防火规范

GB 50019 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范

GB 50034 建筑照明设计标准

GB 50054 低压配电设计规范

GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 50058 爆炸危险环境电力装置设计规范

GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范

GB 50116 火灾自动报警系统设计规范

GB 50151 泡沫灭火系统技术标准

GB 50217 电力工程电缆设计标准

GB 50219 水喷雾灭火系统技术规范

GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火标准

GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范

GB 50396 出入口控制系统工程设计规范

GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范

GB 51048 电化学储能电站设计规范

GB 51251 建筑防烟排烟系统技术标准

GBZ 1 工业企业设计卫生标准

DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

DL/T 544 电力通信运行管理规程

DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分

DL/T 645 多功能电能表通信协议

DL/T 860 电力自动化通信网络和系统

DL/T 890 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)

DL/T 1989 电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议

DL/T 2528 电力储能基本术语

DL/T 5003 电力系统调度自动化设计规程

DL 5009.3 电力建设安全工作规程第3部分：变电站DL/T 5044 电力工程直流电源系统设计技术规程

DL/T 5222 导体和电器选择设计规程

DL/T 5352 高压配电装置设计规范

DL/T 5457 变电站建筑结构设计技术规程

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3. 1

电池簇

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。 3.2

储能变流器(Power Conversion System，PCS)

2

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储能系统中，连接于电能存储设备与电网(和/或负荷)之间，实现对电能存储设备充/放电的功率变换设备。

3. 3

电池管理系统(Battery Management System，BMS)

监测电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信功能的装置，包括电池模块管理单元、电池簇管理单元和电池阵列管理单元。

3. 4

储能单元

能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合。

3. 5

锂离子电池储能系统

以锂离子电池为储能载体，通过储能变流器进行可循环电能存储、释放的系统。

[来源：DL/T 2528—2022,3.1.2，有修改]

3.6

锂离子电池储能电站

由一个或多个锂离子电池储能系统构成，能够进行电能存储、转换及释放的电站，可由若干个锂离子储能系统以及变配电系统、监控系统和辅助设备设施组成。以下简称为“锂离子储能电站”。

[来源：DL/T 2528—2022,3.1.3，有修改]

3. 7

锂离子电池室(舱)

用于装载锂离子储能系统的箱(柜)体，由储能电池簇、外壳、支架、连接件、通风系统、温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、应急系统、消防系统、视频监控等自动控制和安全保障系统组成。

3. 8

备用电源

当并网点处主电源失电时，锂离子储能电站以预设最大功率提供规定时长电能的混合和紧急应用。 3. 9

电能计量点

电网侧锂离子电池储能系统与电网之间的电量交换点。

3. 10

锂离子电池储能电站消防设施

锂离子电池储能电站建筑物及内部设置的用于设备的火灾预防、火灾报警、灭火、安全疏散、防火分隔、灭火救援行动等消防系统和设备。

3. 11

构网型控制

电力电子设备自主构建并维持内电势幅值和频率，以电压源特性运行的控制技术。以下简称为“构网型”。

4 总则

4. 1 锂离子储能电站建筑物应设置用于设备的火灾预防、火灾报警、灭火、安全疏散、防火分隔、灭火救援行动等消防系统和设备。

3

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4.2 锂离子储能电站设计应结合锂离子储能技术发展水平、规划、环境条件、土地、消防救援和建筑条件等因素，并满足安全可靠、经济适用、生态环保、便于安装和维护的要求。

4.3 锂离子储能电站应根据应用需求、接入电压等级、储能电站额定功率、储能电站额定容量、PCS 性能、锂离子电池特性和要求及设备短路电流耐受能力进行设计。

4.4 锂离子储能电站额定充电有功功率、额定放电有功功率的设计应根据全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗等因素综合确定。

4.5 锂离子储能电站额定充电能量、额定放电能量的设计应考虑全站辅助供电损耗、设备效率、线缆损耗、电池充放电深度、电池衰减特性、电池不一致性等因素。

4.6 锂离子储能电站电气主接线应根据锂离子储能电站的电压等级、规划容量、线路和变压器连接元件总数、储能单元设备特点等条件确定。

4. 7 锂离子储能电站消防设计应遵循“预防为主、防消结合”的方针，从全局出发，统筹兼顾，做到安全适用、技术先进、经济合理。

5 站址选择

5. 1 站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁、出线走廊、交通运输、水文、地质等因素进行综合考虑，并应满足防火和防爆要求，且应综合技术经济比较和经济效益分析，择优选择站址。

5.2 站址选择应因地制宜，节约用地，合理使用土地，宜利用戈壁、沙漠，不占或少占草地、林地，合理利用地形，减少场地平整土(石)方量和现有设施拆迁工程量。

5.3 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。

5.4 锂离子储能电站站址应满足近期所需的场地面积，并应根据远期发展规划和项目分期建设的需要，留有发展建设用地。

5.5 锂离子储能电站站址选择应避开下列地段和地区：

a) 地震断层和设防烈度高于九度的地震区;

b) 有泥石流、滑坡、流沙等直接危害的地段;

c) 采矿陷落(错动)区界限内;

d) 重要的供水水源、水体保护区;

e) 历史文物古迹保护区;

f) 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

6.1.1 锂离子储能电站站区规划应根据设备技术发展、电站运行、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、给排水设施等应统筹安排、合理布局。

6.1.2 锂离子储能电站应根据当地地质、地形等因素，将主要的生产建筑物布置在抗震、抗风沙设防地段。

6.1.3 锂离子储能电站站区规划应满足消防安全。

6.2 总布置

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6.2.1 锂离子储能电站的站内总平面布置应包括储能设备区域、开关站或汇集站区域、道路系统、生产建筑及其它附属设施。

6.2.2 锂离子储能电站设备选型应满足以下要求：

a) 满足高海拔运行要求，设备在海拔 1647 m～4500 m 范围内正常使用，电气设备满足高海拔条件下电气设备绝缘耐压规定;

b) 满足高寒运行要求，温度-20 ℃~50 ℃范围内正常使用;

c) 综合应用需求、电池特性和建设条件、技术经济性等多方面因素确定;

d) 选择技术经济指标合理、节能环保、本质安全、高效可靠、少维护、 占地少的型式;

e) 布置于锂离子电池室(舱)的电力设备应符合 GB 50058 规定;

f) 电气设备性能满足锂离子储能电站各种运行方式的要求。

6.2.3 锂离子储能电站设备布置应满足以下要求：

a) 设备布置遵循安全、可靠、适用的原则，便于搬运、安装、调试、操作和检修，分期项目预留分期扩建条件;

b) 设备布置充分考虑高海拔、高寒特性，设备的防污、防盐雾、防风沙、防严寒、抗紫外线等性能;

c) 设备布置综合考虑线缆损耗、设备散热、运维操作空间、占地面积等因素。

6.2.4 锂离子储能电站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。进站道路宜采用公路型混凝土路面，道路宽≥4 m。站内运输道路路面宽度宜大于 4m。检修道路路面宽度宜大于3 m。转弯半径应根据行车要求和行车组织要求确定，宜大于 7 m。

6.2.5 锂离子储能电站应按最终规模统筹规划，并预留建设条件。

6.2.6 锂离子储能电站建筑物的布置应根据环境条件、站址地质条件、电源进线方向、对外交通以及有利于站内建筑施工、设备安装与检修和运行管理等条件，经技术经济比较确定。

7 接入系统

7.1 并网要求

7.1.1 锂离子储能电站接入电网的设计应符合 GB/T 36547 规定。

7.1.2 锂离子储能电站并网点电压升高至标称电压的 110 %～130 %之间时，在满足动态无功功率支撑能力的前提下，应保持故障前的有功功率值。

7.1.3 锂离子储能电站接入电网的电压等级从锂离子储能电站额定功率、接入点电网网架结构、接入条件等方面确定。

7.1.4 锂离子储能电站中性点接地方式应与其所接入电网的接地方式相一致。

7.1.5 锂离子储能电站有功控制、一次调频控制、惯量响应、无功功率控制应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。

7.1.6 锂离子储能电站宜具备恒功率控制、恒功率因数控制和电压/无功下垂控制功能，能够按照电网调度机构下发指令连续运行。

7.1.7 锂离子储能电站应具备频率、电压耐受能力。

7.1.8 锂离子储能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。

7.1.9 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，锂离子储能电站并网点处超前或滞后功率因数应不小于 0.95。

7.1.10 锂离子储能电站接地方式应与所接入电网的接地方式保持一致，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。

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7.1.11 构网型锂离子储能电站并网应满足以下要求：

a) 构网型锂离子储能电站并网点短路比在 1.2～10 范围内时可以稳定运行;

b) 构网型锂离子储能电站宜能在全电池荷电状态(SOC)范围内维持额定功率充电或者放电，功率偏差不超过±2%。

7.2 继电保护及安全自动装置

7.2.1 锂离子储能电站继电保护与安全自动装置安装应满足电力系统安全防护要求和反事故措施要求。

7.2.2 锂离子储能电站继电保护、安全自动装置以及二次回路的配置、选型、设计、安装应分别符合GB/T 14285、GB/T 26399 规定。继电保护应适应储能系统接入以及电力系统安全稳定运行需要，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

7.2.3 锂离子储能电站集电系统故障应能快速切除，集电系统母线应配置母线差动保护。并网线路应配置光纤电流差动保护作为主保护。

7.2.4 锂离子储能电站并网点处的保护应与所接入电网的保护相协调配合。

7.2.5 锂离子储能电站的变压器、PCS 和储能单元应具备可靠的保护功能，当发生短路、缺相等故障时，保护装置应能正确动作，对故障进行快速隔离。

7.2.6 锂离子储能电站并网点处的保护配置应与所接入电网的保护协调配合，按调度机构要求整定并备案。

7.2.7 锂离子储能电站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配合。

7.2.8 BMS 对电池的保护功能，符合 GB/T 34131 规定;PCS 配置的保护功能，符合 GB/T 34120 规定。

7.2.9 锂离子储能电站启动时与并网点的电压、频率和相位偏差应符合 GB/T 36547 规定。

7.2.10 锂离子储能电站应配置故障录波设备，故障录波功能应符合 GB/T 36558 规定。

7.3 通信

7.3.1 锂离子储能电站通信运行管理应符合DL/T 544 规定。

7.3.2 对于通过 35 kV 及以上电压等级接入公用电网的锂离子储能电站，应具备两条独立光缆路由通道，其中至少有一条为自建光缆通道。

7.3.3 储能电站与电力系统直接连接的通信设备(如光纤传输设备、脉码调制终端设备(PCM)、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等)需具有与系统接入端设备一致的接口与协议。

7.3.4 锂离子储能电站开展与电网通信系统有关的设备检修，应提前向电网通信调度机构办理检修申请，获得批准后方可进行。

7.3.5 并入电力通信光传输网、数据通信网的锂离子储能系统通信设备，应纳入电力通信网管系统统一管理。

7.3.6 PCS 与计算机监控系统的通信协议应根据电力系统对锂离子储能电站的响应时间要求确定。

7.4 调度自动化

7.4.1 锂离子储能电站配置的调度自动化设备应符合DL/T 5003 规定。

7.4.2 锂离子储能电站配置的调度自动化设备应取得具有国家资质的电力设备检测部门颁发的质量检测合格证，设备投运前应完成安全评估。

7.4.3 锂离子储能电站向调度机构提供的信息包括但不限于：

a) 并网点的频率、电压、注入电网电流、注入电网有功和无功功率、功率因数、电能质量数据等;

b) 可充电量、可放电量、上网电量、下网电量等;

c) 并网点开断设备状态、充放电状态、电池荷电状态(SOC)、故障信息、锂离子储能电站远方终端状态信号和通信状态等信号;

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d) 锂离子储能电站的总容量、储能单元数量和型号等;

e) 继电保护与安全自动装置信息。

7.4.4 锂离子储能电站接收的信息包括但不局限有功功率设定值、无功功率设定值。

7.4.5 锂离子储能电站应配备功率控制系统或协调控制系统，具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力。

7.4.6 锂离子储能电站电力监控系统安全防护应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的要求。

7.4.7 锂离子储能电站应部署网络安全信息采集设备，并将信息接入电力系统调度机构。

7.4.8 锂离子储能电站应通过具备相应资质的机构进行的网络安全等级测评和安全评估。

7.5 电能计量

7.5.1 锂离子储能电站电能计量点设置原则应遵循以下规定：

a) 锂离子储能电站采用专线接入公用电网，电能计量点设在公共连接点;

b) 锂离子储能电站采用 T 接方式接入公用线路，电能计量点设在锂离子储能电站出线侧。

7.5.2 锂离子储能电站应设置电能计量装置，且设备配置和技术要求应符合DL/T 448 规定。

7.5.3 锂离子储能电站应具备双向有功和无功计量功能、事件记录、本地及远程通信的功能，其通信协议应符合DL/T 645 规定。

8 锂离子储能系统

8. 1 锂离子电池

8.1.1 锂离子电池的技术要求应符合GB/T 36276 规定。

8.1.2 锂离子电池容量应与储能单元容量、能量相匹配。

8.1.3 锂离子电池应具备安全防护设计，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。

8.1.4 锂离子电池宜采用模块化设计，电池模块的额定电压宜选 38.4 V、48V、51.2V、64 V、76.8V、 128 V、153.6 V、166.4 V、332.8 V 等系列。

8.1.5 锂离子电池簇应由多个电池模块串联组成，电池簇电压应≤1500 V。

8.1.6 电池模块正、负极接口应具备防呆和绝缘保护功能。

8.2 锂离子储能单元

8.2.1 锂离子储能单元容量应结合直流侧电压等级、直流侧断路器的开断容量和 PCS 的选型经技术经济比较后确定。

8.2.2 锂离子电池的成组方式及其连接拓扑应与 PCS 的拓扑结构相匹配，宜减少锂离子电池并联个数。

8.2.3 锂离子储能单元应配置直流过载切断设备、直流熔断器、隔离开关等开断、保护设备。

8.2.4 锂离子电池配置冗余度应根据锂离子电池的衰减特性、充放电特性和经济性、应用场景进行配置。

8.2.5 锂离子储能单元直流侧电压应根据锂离子电池特性、耐压水平、绝缘性能确定，不宜高于 1.5 kV。

8.2.6 锂离子储能单元直流侧接地型式应符合GB/T 16895.1 规定。

8.2.7 锂离子储能单元布置应考虑设备之间距离、设备的出风方向，热量散出方向等因素。

8.3 电池管理系统

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8.3.1 BMS 的拓扑配置应与 PCS 的拓扑、锂离子电池的成组方式相匹配与协调，并对锂离子电池运行状态进行优化控制及全面管理。

8.3.2 BMS 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、绝缘电阻检测、对时及本地升级的功能，实现对锂离子电池运行状态的监测、控制和管理。

8.3.3 BMS 的选型与锂离子电池性能相匹配，应满足以下要求：

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 220/380 V，直流电源额定电压为24 V、110 V 或 220 V;

b) BMS 与锂离子电池相连的带电部件和壳体之间的绝缘电阻值≥2MΩ;

c) BMS 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) 所检测状态参数的测量误差满足表 1 要求：

表 1 状态参数测量误差

参数

总电压值

电流值

温度值

单节电压值

误差要求

±1% f.s.

±0.2%f.s.

±2℃

±10mV

注：f.s.为满量程。

e) 电池荷电状态(SOC)或电池能量状态(SOE)估算最大允许误差应为±5%;

f) 能在供电电源电压上限、下限时，持续运行 1 h，且状态参数测量精度满足要求;

g) 全面监测锂离子电池的运行状态，包括单体/模块和锂离子电池系统电压、电流、温度和锂离子电池荷电量等，事故时发出告警信息;

h) 可靠保护锂离子电池组，宜具备过充电/过放电保护、短路保护、过流保护、温度保护、漏电保护、直流绝缘监测等功能;

i) 宜配置软/硬布线出口，当保护动作时，发出报警和/或跳闸信号通知 PCS 及计算机监控系统。

j) BMS 的均衡功能宜按锂离子储能电站电池特性合理配置;

k) 可采用以太网通信接口,支持 Modbus、DL/T 634.5104、DL/T 860(所有部分)通信协议，宜采用双网冗余通信，配合 PCS 及站内监控系统完成储能单元的监控及保护;

l) BMS 技术要求符合 GB/T 34131 规定。

8.4 储能变流器

8.4.1 PCS 应符合GB/T 34120 规定，具备保护功能，保护功能应包含短路保护、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。

8.4.2 PCS 以交流并网时，交流接入电压宜从表 2 给出的标准值中选取。PCS 以直流电并网时，或根据设备实际情况确定。直流接入电压可选择 220V (±110V)、750V (±375V)、1500V (±750V)。

表 2 PCS 接入交流电压

电压/kV

0.38

(0.4)

0.5

(0.54)

0.66

(0.69)

0.76

(0.8)

1

(1.05)

6(6.3)

10

(10.5)

35

(40.5)

注：表中括号内为线电压值。

8.4.3 构网型变流器最大输出电流能力不低于额定电流 IN 的 3 倍，且最大输出电流启动时间≤5 ms，响应时间≤10ms。

8.4.4 构网型变流器具备构网控制/跟网控制切换功能，并可通过自动或者手动实现切换功能，切换期

8

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间功率突变≤20% PN，切换时间≤200ms。

8.4.5 构网型变流器具备整站同步黑启动特性以及整站离网运行能力，能自主建立电压和频率的功能，黑启动时电能质量应满足负荷稳定运行要求。整站同步黑启动零启升压时间≤90 s，宜具备空投与构网型锂离子储能电站容量 1:1 变压器的能力。

8.5 锂离子储能系统布置

8.5.1 不同类型的锂离子储能单元宜分区布置。

8.5.2 对于户外布置的锂离子储能系统，储能单元相关设备外壳防护等级应能完全抵御当地风沙天气，宜不低于 GB/T 4208 规定的 IP55。

8.5.3 对于户外布置锂离子储能单元，长边间距≥3 m，短边间距≥4m，锂离子电池预制舱设备距离站内道路≥1.5m。

8.5.4 锂离子电池预制舱不宜堆叠。

8.5.5 PCS 布置应满足通风、散热和防风沙要求。

9 电气

9. 1 电气主接线

9.1.1 电气主接线应根据锂离子储能电站的电压等级、规划容量、线路和变压器连接元件总数、储能单元设备特点等条件确定。

9.1.2 高压侧接线型式应根据电力系统及锂离子储能电站对主接线可靠性及运行方式的要求确定，可采用单母线、单母线分段等简单接线形式。

9.1.3 锂离子储能电站高压侧母线电压根据接入电网的要求和锂离子储能电站的安装容量确定。

9.2 电气设备选择

9.2.1 锂离子储能电站导体和电气设备和选择应符合DL/T 5222 规定。

9.2.2 锂离子储能电站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) 储能单元就地变压器宜选用无励磁调压变压器，当无励磁调压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 PCS 并联有谐波和环流抑制需求时，就地变压器可选用分裂绕组变压器。

9.2.3 锂离子储能电站配电装置型式选择应根据环境条件确定，在高海拔环境条件下，宜采用气体绝缘封闭组合电器，在大气严重污秽地区，可采用户内式。

9.2.4 锂离子储能电站的电气设备外绝缘应满足 GB/T 42001 要求进行海拔校正，并根据校正后的绝缘值选型。

9.3 电气设备布置

9.3.1 锂离子储能电站电气设备布置应符合DL/T 5352 规定，应结合接线方式、设备型式及锂离子储能电站总体布置综合因素确定。

9.3.2 锂离子储能电站主控制室宜按最终规模建设，宜与继电器室合一布置。

9.3.3 主控制室位置选择应综合考虑便于巡视观察配电装置、节省控制电缆、降低噪声干扰及具备良好朝向等要求。

9.3.4 继电器室布置需满足设备安装、巡视及维护需求，预留备用屏位，屏柜布置宜与配电装置间隔

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排列次序保持一致。

9.3.5 锂离子储能电站主控制室及继电器室的设计和布置应满足二次设备抗电磁干扰能力要求。

9.4 站用电源及照明

9.4.1 锂离子储能电站站用电源配置应根据电站的定位、重要性、可靠性要求等因素确定。

9.4.2 锂离子储能电站应采用双回路供电。

9.4.3 锂离子储能电站站用工作电源可从配电装置高压侧母线、PCS 交流侧母线或站外引接。

9.4.4 锂离子储能电站站用电的设计应符合 GB 50054 规定。站用电系统的电压宜采用220/380 V。

9.4.5 锂离子储能电站站用电备用变压器的容量应与工作变压器容量相同。

9.4.6 锂离子储能电站照明的设计应符合 GB 50034 规定。照明设备安全性应符合 GB 19517 规定;灯具与高压带电体间的安全距离应符合 DL 5009.3 规定。

9.4.7 锂离子电池室(舱)内照明应采用防爆型照明灯具，可采用防爆型插座，不应装设开关熔断器和插座等可能产生火花的电器。

9.5 过电压保护、绝缘配合及防雷接地

9.5.1 锂离子储能电站过电压保护和绝缘配合设计中，低压供电系统内设备应符合GB/T 16935 规定，低压配电线路和电子系统应符合 GB/T 21697 规定，交流电气装置应符合GB/T 50064 规定，并结合青海地区海拔特性进行校正。

9.5.2 锂离子储能电站建筑物防雷设计应符合 GB 50057 规定;接地设计应符合 GB 50065 规定。

9.6 电缆选择与敷设

9.6.1 锂离子储能电站电缆选择与敷设应符合 GB 50217 规定。

9.6.2 锂离子储能电站电缆选择应满足以下要求：

a) 锂离子电池系统内部及其与 PCS 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 A 类及以上阻燃电缆。

9.6.3 锂离子储能电站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，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) 锂离子电池系统的电缆进、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符合 GB 50016 规定。

9.6.4 锂离子储能电站电缆沟不应作为排水通路。

9.6.5 锂离子储能电站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防火封堵。

9.7 计算机监控系统

9.7.1 锂离子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 GB/T 42726 规定。

9.7.2 监控系统应能实现对锂离子储能电站监视、测量、控制， 宜具备遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能。

9.7.3 锂离子储能电站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等控制功能。

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9.7.4 锂离子储能电站监控系统可由站控层、间隔层和网络设备等构成，采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。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;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。

9.7.5 锂离子储能电站监控系统通信功能符合DL/T 860 规定，应用程序接口符合DL/T 890 规定。

9.7.6 监控系统与 PCS 通信应快速、可靠，站控层采集与控制符合DL/T 860、DL/T 634.5104、Modbus TCP/IP 通信协议规定。

9.7.7 监控系统与 BMS 的通信协议应符合DL/T 1989 规定。

9.7.8 监控系统与电网调度自动化系统的通信功能符合DL/T 634.5104、DL/T 860 通信协议规定。

9.7.9 锂离子储能电站监控系统应设置时钟同步系统，同步脉冲输出接口及数字接口应满足系统配置要求。

9.8 站用直流系统及交流不间断电源系统

9.8.1 锂离子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。站用直流系统设计应符合 DL/T 5044 规定。

9.8.2 锂离子储能电站宜设置交流不间断电源(UPS)，并应满足计算机监控系统、消防等负荷供电的要求。

9.8.3 锂离子储能电站交流不间断电源系统(UPS)电池满载供电时间≥2h。

9.8.4 锂离子储能电站交流不间断电源(UPS)宜采用站用直流系统供电。

9.9 视频及环境监控系统

9.9.1 锂离子储能电站宜配置视频及环境监控系统，包括入侵报警、视频安防和出入口控制、环境采集功能。

9.9.2 锂离子储能电站视频安全监控系统应按有、无人值班管理要求布置摄像监视点，应实现对 PCS、一次设备、二次设备、站内环境等进行监视，其设计应符合 GB 50395 规定。视频安全监控系统宜能够接受站内时钟同步系统对时，且应保证系统时间的一致性。

9.9.3 锂离子储能电站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 GB 50396 规定。

9.9.4 锂离子储能电站宜配置温度、湿度、水浸等环境采集设备。

9.9.5 锂离子储能电站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功能。

9.9.6 安装在锂离子电池设备用房(建筑)内的摄像头应采用防爆型。

10 建筑与结构

10. 1 建筑

10.1.1 锂离子储能电站建筑物设计应满足设备运输、安装、运行、检修的要求，应满足防火、抗地震、抗风沙、采暖、通风等要求。

10.1.2 锂离子储能电站建筑设计宜根据规划留有改造、扩建的条件。

10.1.3 锂离子储能电站建筑物的围护结构热工性能应满足当地气候条件及节能标准，外墙及屋面应根据锂离子电池和其他设备的温度特性、通风和采暖要求采取相应的保温隔热层。保温隔热层应采用燃烧性能为 A 级的保温隔热材料。

10.2 结构

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10.2.1 锂离子储能电站主控制室、继电器室、配电装置室等主要建筑设计使用年限不低于 50 年。

10.2.2 锂离子储能电站建筑物结构设计应根据环境影响评价、水土保持、压覆矿、土地评估、地址灾害危险性评估等报告的内容确定。

10.2.3 当锂离子储能电站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。

10.2.4 锂离子储能电站建筑楼面、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，建筑结构荷载符合 GB 50009 规定，建筑结构设计符合DL/T 5457 规定。

10.2.5 锂离子储能电站建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效应组合进行设计。

10.2.6 锂离子储能电站建筑物的基础设计应符合 GB 50007 规定。

11 供暖通风与空气调节

11. 1 锂离子储能电站的供暖、通风与空气调节的设计应符合 GB 50019 规定。

11.2 锂离子电池室(舱)内设计参数应根据锂离子电池工艺运行要求、使用寿命以及节能等因素确定。

11.3 锂离子储能电站配电装置室夏季室内温度≤40℃, 通风系统进排风设计温差≤15 ℃。

11.4 锂离子储能电站的控制室、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≥2 台。空调房间室内温度、湿度应满足相关设备的运行要求。

11.5 锂离子电池室(舱)应装设防爆型通风装置，通风量应根据换气次数不小于每小时 6 次计算;排气系统应与可燃气体报警装置联动，当空气中可燃气体浓度达到爆炸下限 5%时系统应能自动开启，当空气中可燃气体达到爆炸下限的 20%时，通风系统应能自动投入运行，同时关闭空调系统。

11.6 当锂离子电池室(舱)发生火灾报警时，应联动关闭空调系统;当锂离子电池室(舱) 自动灭火系统启动时，应联动关闭通风系统。

11. 7 锂离子电池预制舱内应至少设置 2 台防爆型通风装置，防爆等级不低于 Ex d IIB T4，风机每小时总排风量应不小于 12 次预制舱容积，不应产生气流短路，通风装置应可靠接地，通风口处不应朝向人员疏散通道和救援通道。

11.8 锂离子电池预制舱通风装置应配置单独的控制系统，控制系统与消防系统联动设计，当发生可燃气体浓度预警时，通风装置应启动换气，快速把可燃气体排出锂离子电池预制舱外;当发生火灾时，通风装置应自动关闭。

11.9 锂离子电池预制舱应配置热管理系统，热管理系统需保持电池温差≤5 ℃。

11. 10 锂离子储能电站电气设备房间内不应布置带压的热水管、蒸气管道或空调水管。

11.11 锂离子储能电站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。

12 给排水

12.1 锂离子储能电站给水和排水设计应符合 GB 50015 规定，站区雨水、生活排水宜采用分流制。

12.2 锂离子储能电站供水水源应根据当地供水条件综合比较确定，宜选用已建供水管网供水。

12.3 锂离子储能电站室内排水管道不应布置在电气设备房间。

13 消防

13.1 消防设计

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13.1.1 锂离子储能电站所设置的消防设施与器材应与场所的火灾危险性、可燃物的燃烧特性、环境条件、设置场所的面积和空间净高、使用人员特征、防护对象的重要性和防护目标等相适应。

13.1.2 锂离子储能电站重点防火部位主要包含消防控制室、锂离子电池室(舱)、PCS 室、配电装置室、二次设备室(含继电器及通信室)、油浸变压器(室)、生产综合楼及消防泵房等区域，且应以火灾预防、火灾预警报警、火灾扑灭、灾后降温等组合式多级防控灭火一体化系统来构筑消防设施配置的基本要求。电站各建筑物的消防设施配置见附录 A。

13.1.3 锂离子电池室(舱)防爆区域配置的空调通风设备、可燃气体探测器、照明设备等装置应使用防爆型，火灾探测器、摄像头、应急灯、检修插座、照明开关宜使用防爆型。

13.1.4 锂离子储能电站建筑物及设备的耐火等级、防火间距、安全疏散等应符合 GB 51048 规定。

13.1.5 锂离子储能电站消防设施的工程设计图纸应通过建筑主管部门要求的具有相关资质的单位审查的消防设计审查。

13.2 消防给水及自动灭火系统

13.2.1 锂离子储能电站应设置消防给水系统。消防给水量、消火栓设计流量和适用火灾延续时间等应符合 GB 51048 的相关规定。

13.2.2 锂离子储能电站消防水源应符合 GB 50974 规定，优先选用市政给水，也可采用消防水池或天然水源供给。采用天然水源时，应设置可靠的取水设施。

13.2.3 锂离子储能电站消防给水设计流量应按需要同时作用的水灭火系统最大设计流量之和确定。消防用水量应按同一时间内的火灾起数和一起火灾灭火所需最大用水量计算。

13.2.4 锂离子储能电站消防设施设计应符合 GB 50974 规定。

13.2.5 新(改、扩) 建锂离子储能电站的锂离子电池室(舱) 内应设置固定自动灭火系统，灭火系统应满足扑灭电池明火且不复燃的要求。自动灭火系统喷射强度、喷头布置间距、安装高度、工作压力等设计参数宜经实体火灾模拟实验确定。

13.2.6 锂离子储能电站自动灭火系统的最小保护单元宜限制在储能系统的最小结构层级，具体有以下几种情况：

a) 当由锂离子电池模块集成为储能系统时，电池室(舱)自动灭火系统的最小保护单元宜为锂离子电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管;

b) 当由锂离子电池单体集成为储能系统时，电池室(舱)自动灭火系统的最小保护单元宜为锂离子电池簇，每个锂离子电池簇可单独配置灭火介质喷头或探火管。

13.2.7 锂离子储能电站内安装在室内的油浸变压器应设置灭火系统，室外单台容量 125MVA 及以上的油浸变压器应设水喷雾灭火系统或其他自动灭火系统(泡沫喷雾灭火系统或其他固定式灭火系统);独立布置在室外的备用油浸变压器可不设置自动灭火系统。水喷雾灭火系统、泡沫喷雾灭火系统的设计应分别符合 GB 50219 和 GB 50151 规定。

13.2.8 锂离子储能电站灭火系统控制组件在接收到预警信号或火灾信号后，应根据既定灭火策略，自动启动灭火系统。

13.3 防烟与排烟

13.3.1 锂离子储能电站防烟排烟设施的设计应符合 GB 51251 规定。防烟、排烟系统应与火灾自动报警系统联动，其联动控制应符合 GB 50116 规定。

13.3.2 锂离子储能电站防烟、排烟系统应满足控制火灾烟气蔓延、保障人员安全疏散和有利于消防救援的要求。兼作排烟的通风或空气调节系统，其性能应满足机械排烟系统的要求。

13.3.3 锂离子储能电站设置防烟设施的场所包括但不限于：

a) 封闭楼梯间、防烟楼梯间及其前室;

13

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b) 消防电梯间前室或合用前室。

13.3.4 锂离子储能电站中建筑面积大于 50 m2 且无外窗的控制室应设置排烟设施，其他场所可不设置排烟设施：

13.4 火灾自动报警及其联动控制系统

13.4.1 锂离子储能电站应根据电站的规模、锂离子电池发生火灾危险性、保护对象等级和相关规划及设计文件设置火灾自动报警系统，火灾探测及消防报警的设计应符合 GB 50116 和 GB 51048 规定。其他功能区域建筑物内的火灾自动报警系统，应符合 GB 50229 规定。

13.4.2 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、锂离子电池室(舱)、PCS 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) 生产综合楼及消防泵房等区域。

13.4.3 锂离子电池室(舱)应配置防爆型可燃气体探测装置，当 H2 或 CO 浓度大于设定的阈值时，应联动断开设备间级和簇级直流开断设备，联动启动事故通风系统和报警装置。

13.4.4 锂离子储能电站宜具备火灾早期预警功能，可通过计算机监控系统、BMS、可燃气体探测设备、火灾报警系统等设备，实现电站的火灾监控预警。

13.4.5 火灾自动报警系统应设置自动和手动触发报警装置，系统应具有火灾自动探测报警或人工辅助报警、控制相关系统设备应急启动并接收其动作反馈信号的功能。

13.4.6 火灾自动报警系统应设有备用电源，备用电源应能保证系统在外部断电情况下至少连续工作3h，且应有过流保护措施。系统应具备主电源、备用电源切换功能和主电源、备电源工作状态指示，主、备电源的转换不应影响系统的正常工作。

13.4.7 火灾自动报警系统应具备数据存储功能和数据查询功能，数据类型包括但不限于：探测器状态信息、探测器动作时间、灭火装置启动时间、分区选择阀状态信息、分区选择阀启动时间。

13.4.8 锂离子储能电站的消防系统、通风空调系统、视频与环境监控系统之间应具备联动功能，消防联动控制设计应符合 GB 50116 规定，消防联动控制系统应符合 GB 16806 规定。

13.5 消防供电及应急照明

13.5.1 锂离子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 30 min，继续工作应急照明连续供电时间不应少于 3 h;

c) 火灾自动报警系统应设置交流电源和蓄电池备用电源，交流电源应采用单独供电回路的交流不停电电源，优先采用站用交流不停电电源，交流不停电电源的功率输出应大于火灾自动报警系统和消防联动控制器全部负荷功率的 120%。

13.5.2 锂离子储能电站应急照明和疏散标志应符合下列要求：

a) 储能电站控制室、配电室、建筑疏散通道和楼梯间设置应急照明;

b) 人员疏散通道应急照明的地面最低水平照度不应低于 1 lx，对于楼梯间不应低于 5 lx，消防控制室、消防水泵房、柴油发电机室、配电室以及发生火灾时仍需继续工作的应急照明应保证正常照明的照度;

c) 应急照明灯应设置在出入口的顶部、墙面的上部或顶棚上。

13.5.3 锂离子储能电站应急照明的设计应符合 GB 50034 规定。

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13.5.4 锂离子储能电站建筑内设置的安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应分别符合 GB 13495、GB 17945 规定。

13.6 消防及救援通道

13.6.1 锂离子储能电站站区应至少设置一个供消防车辆进出的出入口。

13.6.2 锂离子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 GB 50016 的规定。储能电站内的高层厂房或占地面积大于 3000 m2 的锂离子电池厂房，应设置环形消防车道。

13.6.3 步入式锂离子电池预制舱应设置净宽度不小于 0.9m 的防火舱门，舱门开启方向为外开;依据GB 12955 中耐火性能要求，防火舱门耐火性能应不低于所在墙体。防火舱门门锁应采用符合 GB 30051规定，且耐火性能不低于安装的防火舱门。步入式锂离子电池预制舱内的检修通道宽度不小于 0.75 m。

13.6.4 非步入式锂离子电池预制舱应在舱外壁上做出为非步入式锂离子电池预制舱的明显标识。

14 环境保护和水土保持

14.1 环境保护

14.1.1 锂离子储能电站的电磁防护设计应符合 GB 8702 规定。

14.1.2 废电池污染防治应遵循闭环与绿色回收、资源利用优先、合理安全处置的综合防治原则。

14.1.3 暂存于锂离子储能电站内的废电池应分类独立贮存，不应露天堆放，破损的废电池应单独贮存。废锂离子电池贮存前应进行安全性检测，避光贮存，应控制贮存场所的环境温度。

14.1.4 锂离子电池寿命到期后，应由具有相关资质的机构进行回收处理。

14.2 水土保持

14.2.1 锂离子储能电站的水土保持应结合工程设计采取临时弃土的防护、挡土墙设计及防沙固沙等工程措施。

14.2.2 锂离子储能电站内生活区可绿化部位宜进行绿化。

15 劳动安全和职业卫生

15.1 锂离子储能电站劳动安全应符合 GB 26860 规定，职业卫生应符合 GBZ 1 规定。

15.2 锂离子储能电站内有爆炸危险的设备及设备室应有防爆保护措施。防爆设计应符合 GB 50058 规定。

15.3 锂离子储能电站应采取隔离防护措施防止电灼伤、雷击、误操作等。锂离子电池及其他电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求。

15.4 锂离子储能电站生产设备应符合 GB 5083 规定，防机械伤害和防坠落伤害装置应符合GB/T 8196规定。

15.5 在锂离子储能电站建筑物内部配置防毒及防化学伤害的灭火器时，应有安全防护设施。

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附录 A

(资料性)

锂离子储能电站消防设施配置

锂离子储能电站消防设施配置见表A.1。

表A.1 锂离子储能电站消防设施配置

建筑物、场所和设备

火灾类型

火灾危险性

火灾危险等级

火灾探测器类型

灭火系统(灭火器)

类型

消防控制室

E(A)

戊

严重

感烟

气体(CO2/卤代烷)

或干粉

锂离子电池室(舱)

E(A、B、

C)

甲(混合)

严重

感烟，感温，可燃

气体，VOC，颗粒

物等

化学药剂自动灭火系统(全氟己酮、七氟丙烷等)/消防水系统

PCS 室

E(A)

戊

中

感烟

气体/干粉

二次设备室(含继电器室、通信室)

E(A)

戊

中

感烟

气体

配电装置室

E(A)

丙(单台设备油量>

60kg);

丁(单台设备油量≤

60kg);

戊(无含油设备)

中

感烟

气体/干粉

油浸变压器(室)

B(E)

丙

中

缆式线型感温

水喷雾/泡沫喷雾灭火系统/干粉灭火器/砂箱

消防水泵房

A

戊

轻

—

干粉/二氧化碳

电缆夹层及电缆竖井

E(A)

丙

中

缆式线型感温

干粉灭火器;

水喷雾/细水雾/气体

检修备品仓库(有含

油设备)

B

丙

中

感烟

泡沫/干粉/二氧化碳

检修备品仓库(无含

油设备)

A

丙

轻

感烟

水型/干粉/泡沫/卤代烷灭火器

办公区、员工宿舍区

A

丙

轻

感烟

水型/干粉/泡沫/卤代烷灭火器

厨房

B

丙

中

感温

干粉/泡沫/二氧化碳/

适用于 B 类火灾的水

型灭火器/卤代烷灭火

器