江苏常州出台用户侧储能安全标准！

12月16日，江苏常州市人民政府发布地方标准《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》。文件明确，适用于0.4kV及以上电压等级接入，额定功率500kW及以上和额定能量1000 kWh及以上的锂离子电池/钠离子电池（含固态电池）储能系统及电站的建设运行。

储能电站应在厂区内独立设置。厂区内选址应与存在火灾、爆炸风险点应保持相应的安全间距。且与厂区及周边人员密集场所、高层建筑和易燃易爆场所，设置相应的安全间距。

锂离子、钠离子电池预制舱（柜）之间的防火间距应符合以下规定：

步入式的长边端防火间距不应小于3m，短边端防火间距不应小于4m。非步入式的长边和短边端均不应小于3m。当采用防火墙分隔时，防火间距不作要求。防火墙长度和高度应超出预制舱外廓不小于1m。

锂离子、钠离子电池预制舱（柜）距离站外道路不应小于3m，道路转弯处除外。确有困难时，电池预制舱与站外道路之间应设置耐火极限不低于4h的防火墙，且电池预制舱距离站外道路不应小于1m，防火墙长度、高度应超出预制舱外廓不小于1m。

所有新建储能电站项目必须严格执行《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（原国家安全监管总局令第36号、77号令修订），安全设施设计未审查通过前，储能电站项目不得开始施工。

原文如下：

关于公开征求《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》地方标准修改意见的公告

根据常州市市场监督管理局2024年地方标准编制计划，常州市应急管理局、溧阳市应急管理局等单位联合编制了地方标准《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》。欢迎有关单位和社会各界人士在2025年1月16日前，以邮件、电话等方式提出宝贵意见。感谢您的参与和支持！

联系人及联系方式：溧阳市应急管理局黄懿，15806147192；天目湖储能研究院王红梅，13381683807；江苏省储能行业协会江兵，18616297959，993905514@qq.com。

(因工作需要，以上手机号码经本人同意公开)

附件：1.《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》

2.《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》起草说明

常州市应急管理局

2024年12月16日

附件1：

常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）

1　范围

常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范旨在为工业企业自用的电化学储能电站提供全面的技术指导和标准化管理要求。

本文件规定了常州市工业企业用户侧电化学储能电站（简称“储能电站”）在设备设施、选址和平面布局、建设施工、运行维护、应急处置等方面的技术指导规范。

本文件适用于常州市冶金、有色、建材、机械、轻工、纺织、烟草等行业工业企业自用的，采用0.4kV及以上电压等级接入，额定功率500kW及以上和额定能量1000 kWh及以上的锂离子电池/钠离子电池（含固态电池）储能系统及电站的建设运行。

本文件不适用于不间断电源（UPS）、应急电源系统（EPS）、移动式储能系统。

2　规范引用文件

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 2894     安全标志及其使用导则

GB 8624     建筑材料及制品燃烧性能分级

GB 26860    电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分

GB/T 29639  生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则

GB/T 34120  电化学储能系统储能变流器技术规范

GB/T 34131  电力储能用电池管理系统

GB/T 36276  电力储能用锂离子电池

GB/T 38315  社会单位灭火和应急疏散预案编制及实施导则

GB/T 40090  储能电站运行维护规程

GB/T 42288  电化学储能电站安全规程

GB/T 42312  电化学储能电站生产安全应急预案编制导则

GB/T 43540  电力储能用锂离子电池退役技术要求

GB/T 44026  预制舱式锂离子电池储能系统技术规范

GB 44240    电能存储系统用锂电池和电池组安全要求

GB 55036    消防设施通用规范

GB 50974    消防给水及消火栓系统技术规范

DL/T 2528   电力储能基本术语

江苏省冶金等工业企业较大以上安全生产风险目录

建设项目安全设施“三同时”监督管理办法

3　术语、定义

DL/T 2528界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

用户侧电化学储能电站User side electrochemical energy storage power station

在用户内部场地或邻近建设的接入电力用户内部电网的电化学储能电站。

注:一般包含电化学储能单元、电气一二次设备、监控系统及相关辅助设施等。

3.2

储能系统 electrical energy storage system

由一个或多个储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。

3.3

储能单元 energy storage unit

能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合。

[来源：GB 51048—2014，2.0.2]

3.4

储能电站 energy storage station

由一个或多个储能系统构成，能够进行电能存储、转换及释放的电站，可以由若干个不同或相同类型的储能系统以及变配电系统、监控系统和辅助设备设施组成。

4　储能电站基本安全风险

除电气安全风险外，储能电站应充分考虑表1中提示的电池安全风险。

表1　电池安全风险提示

4.1　储能电站按功率、能量可分为大型、中型和小型，并按表2划分。

表2　储能电站容量划分表

5　储能电站设施设备要求

5.1　储能电站系统设施设备要求

5.1.1　储能系统应标识技术类型、功率、能量和电压等级等信息，并按GB 2894要求设置安全标志。

5.1.2　储能系统及其使用的电气设备和材料，应符合相应的国家或行业相关标准要求，确保设备性能稳定、安全可靠。

5.1.3　储能电池应无变形、漏液，电池极柱、端子、连接排应连接牢固，裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施。电池簇应具有在短路、起火或其他紧急情况下迅速断开直流回路的措施，宜配置直流电弧保护装置。

5.1.4　电池模块外壳、接插件、采集和控制线束、动力电缆等部件应采用阻燃材料。

5.1.5　电池系统安装支架应无损伤、变形，其机械强度应满足承重要求。

5.1.6　所有电气设备应符合国家和行业标准，具有相应的合格证书。

5.1.7　电气系统应设有过载保护、短路保护和漏电保护装置。

5.2　储能电站消防设施设备要求

5.2.1　储能电站电池布置区域应设置满足灭火、持续降温且抑制复燃要求的固定自动灭火系统。

5.2.2　储能电站应设置火灾自动报警系统，在电池室、变压器等关键区域应安装火灾探测器实时报警并联动控制相关消防设施。

5.2.3　储能电站宜设置消防监测预警系统，自动识别和诊断储能电池系统模组内异常工作状态，并发出预警信号联动相关设施，起到火灾预防作用。

5.2.4　有人值守电化学储能电站的火灾报警控制器应设置在消防控制室，无人值守电化学储能电站的火灾报警控制器应将火警信号传至有人值守的集中控制中心。

5.2.5　储能电站应设置消火栓系统，消防给水及消火栓系统的设计应符合现行国家标准《消防设施通用规范》GB 55036、《消防给水及消火栓系统技术规范》GB 50974的有关规定，并满足下列要求：储能电站应设置消防给水系统，同一时间内的火灾次数应按一次设计。储能电站消火栓系统适用火灾延续时间不应小于3.0h。储能电站周边应有可供消防车取水的消防水源，取水点应保持安全距离。

5.3　储能电站防护设施要求

5.3.1　在储能电站周围应设置围墙或围栏，并在关键区域安装门禁系统，确保未经授权的人员无法进入。围墙或围栏应采用防攀爬设计，以提高安全性。

5.3.2　需设置防护工具箱，配备绝缘防护服、绝缘安全帽、绝缘防砸安全鞋、绝缘安全靴、绝缘手套、耐酸碱手套、高压作业防护栏（3米）、高压警示牌、绝缘救援钩（2米）、水基灭火器、绝缘工具套装等。

6　选址和平面布局要求

6.1　基本要求

6.1.1　储能电站应在厂区内独立设置。

6.1.2　厂区内选址应对照《江苏省冶金等工业企业较大以上安全生产风险目录》，与存在火灾、爆炸风险点应保持相应的安全间距。

6.1.3　与厂区及周边人员密集场所、高层建筑和易燃易爆场所，设置相应的安全间距。

6.1.4　当安全间距设置确有困难时，可以考虑相邻建筑使用性质、建筑高度、耐火等级及火灾危险性等因素，通过设置防火墙等措施加以防护。

6.1.5　不应设置在架空电力线路保护区内。

6.1.6　蒸汽管道、热力管道、天然气管道等高温高压、易燃易爆管道不应穿过站区。

6.1.7　储能电站内不应有无关的管道和线路通过。

6.2　储能电站与风险区域安全间距要求如表3：

表3　安全间距（m）

6.3　储能电站布置要求

6.3.1　储能预制舱区域应集中布置，并与其他功能区域分开。

6.3.2　不应设置在燃气输配管道及附属设施的保护范围内，且不宜设置在燃气输配管道及附属设施的控制范围内。

6.3.3　锂离子、钠离子电池预制舱（柜）之间的防火间距应符合以下规定：

a)  步入式的长边端防火间距不应小于3m，短边端防火间距不应小于4m。非步入式的长边和短边端均不应小于3m，同时设备间距应满足运输，检修要求。

注：当采用防火墙分隔时，防火间距不作要求。防火墙长度和高度应超出预制舱外廓不小于1m。

b)  锂离子、钠离子电池预制舱（柜）距离站外道路不应小于3m，道路转弯处除外。确有困难时，电池预制舱与站外道路之间应设置耐火极限不低于4.00h的防火墙，且电池预制舱距离站外道路不应小于1m，防火墙长度、高度应超出预制舱外廓不小于1m。

c)  锂离子、钠离子电池预制舱距离站内道路不应小于1m。

d)  当整体占地面积不大于50m2时，多个小型电池预制舱(柜)可成组布置，按照整体考虑其道路距离、防火间距等。

6.4　储能电站的消防车道应满足如下要求：

a)  中、大型储能电站内应设置环形消防车道，确有困难时，应沿预制舱布置区的两个长边设置消防车道，且具备回车条件。

b)  小型储能电站相邻的厂内道路可作为其环形消防通道。

c)  消防车道的净宽不小于4m，净空高度不小于4m；消防车道与建筑消防扑救面之间不应有妨碍消防车操作的障碍物，不应设置影响消防车安全作业的架空高压电线。

d)  消防车道应至少有一处与站外道路连通。

e)  进站道路宽度不应小于4m。

f)  站内运输道路路面宽度不宜小于4m。检修道路路面宽度不宜小于3m。消防通道的转弯半径应根据行车要求确定，但不应小于7m。

7　建设施工要求

7.1　所有新建储能电站项目必须严格执行《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（原国家安全监管总局令第36号、77号令修订），安全设施设计未审查通过前，储能电站项目不得开始施工。

7.2　工业用户侧储能电站建设时必须建立安全施工责任制和安全施工规章制度，保证储能电站建设工程施工安全。

7.3　建设单位应制定安装调试中的风险管理方案。针对施工现场设备安全、消防安全、人员安全制定现场应急处置方案，明确应急响应流程和处置措施，并根据施工进度定期组织现场应急处置方案演练。

7.4　所有施工人员应接受安全培训，熟悉施工方案和安全操作规程。施工人员应按要求穿戴适当的个人防护装备，如绝缘手套、绝缘鞋、安全帽等。

7.5　储能电站区域应做好防渗水、漏水，保证设备安全。

7.6　电池安装前，应检查电池模块开路电压是否正常，是否存在漏液等现象。

7.7　电池安装应采用专业吊装设备。

7.8　电池安装应注意电池模块极性，确保极性安装正确。严禁使用金属工具等对接插件处进行操作。

7.9　储能电站应按照规范进行设备安装和接线，避免电气故障和安全隐患。

7.10　消防工程施工应由具有相应等级资质的施工单位承担，相关人员应具备相应的管理或技术等级资格。

7.11　储能电站应严格按照国家、行业标准规范进行验收，未经验收或验收不通过时，不应交付使用。验收应包括以下内容：建设工程验收；安全设施验收；启动验收；并网验收；试运行验收；竣工验收。

8　运行维护要求

8.1　一般要求

8.1.1　储能电站运行维护应满足GB/T 40090、GB/T 42288要求。

8.1.2　储能系统运行时电池温度应设置分级报警，极限高温设置不应超过55℃。

8.1.3　储能系统应严格控制电池充、放电截止电压，避免电池过充、过放。

8.1.4　运维人员应定期观察分析电池荷电状态（SOC）、电压一致性、温度一致性。

8.1.5　储能设备维护时，应做好该设备与其他相关运行设备的安全防护措施，防止误碰。

8.1.6　储能电站正式投运前应接入安全监测信息平台，依托数字化技术加强储能电站运行安全风险监测和故障预警能力。

8.1.7　储能电站投运前应根据储能电站类型，制定运行维护规程。

8.1.8　储能电站应配备能满足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储能电站工作原理、设备性能、常见故障处理、安全风险、防范措施、消防安全知识以及应急处置流程等培训，并定期开展培训，每年至少1次。

8.1.9　大型、中型储能电站必须配备专职安全员。

8.1.10　储能电站应对设备运行状态、操作记录、异常及故障处理、维护等进行记录，并对运行指标进行分析。锂离子/钠离子电池储能电站应制定电池异常及故障处理专项操作方案。

8.1.11　大、中型储能电站应设置现场值班人员。小型储能电站应确保每天至少巡视1次。

8.1.12　极端天气下，储能电站应设现场值班人员值守。

8.1.13　储能电站运行维护应制定交接班制度，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、接地线拆装情况等进行交接。

8.1.14　储能电站应制定检修规程，停送电、检修过程应结合储能电站类型制定操作票和工作票，检修人员应具备相应资质。

8.1.15　接入公共电网的储能电站并网、解列应获得电网调度机构同意。

8.1.16　储能电站应制定设备异常及故障处理专项操作方案。

8.2　运行监控

8.2.1　储能电站应具备远程监控和就地监控能力，并设置分级报警功能，确保每天24 h实时监控可靠性。

8.2.2　大、中型储能电站应建立状态运行及预警预测平台，宜在站端配置主动安全系统。小型储能电站宜建立状态运行及预警预测平台。储能电站应在投运前，将状态运行及预警预测平台的相关数据接入政府监测平台。

8.2.3　储能电站应通过连续采集和分析电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、热管理系统、消防系统等设备的运行数据及环境数据，对电池、电池管理系统、储能变流器等重要设备的运行安全状态进行实时监测，并定期对设备运行情况进行统计分析。

8.2.4　储能电站应能及时发现存在安全隐患的设备及系统，评估其安全风险并进行分级预警。

8.2.5　储能电站应定期对储能系统的额定容量、额定效率、电能质量、系统保护及告警功能验证、接地电阻、接地连续性、绝缘电阻等开展检查，并进行综合评价。

8.3　运行操作

8.3.1　储能电站应制定现场运行规程。运行设备系统发生变更应同时对规程予以修订，并在投运前发至运行人员。

8.3.2　现场运行规程每1～2年或设备系统有重大变化时应进行1次全面修订。

8.3.3　储能电站现场运行规程应明确下列操作规范：

a)  储能系统参与电网调度后操作规范；

b)  监控系统、BMS、PCS等储能系统设备发生故障时操作步骤；

c)  系统运行过程中充放电策略调整操作步骤；

d)  消防系统定期测试时操作步骤；

e)  消防系统报警时操作步骤；

f)  涉网设备发生异常或故障时操作步骤。

8.3.4　运行人员可对储能电站并网和解列操作进行选择，并应符合GB 26860的相关要求。

8.3.5　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，各储能单元运行模式和优先级选择宜保持一致。

8.3.6　运行人员可对储能系统启动、充电、放电、停机、待机、检修等运行状态进行互相切换。

8.4　巡视检查

8.4.1　储能电站应制定日常巡检和定期专项巡检项目要求，并做好巡检记录。

a)  日常巡检：包括临时故障的排除、检查、清理、调整及配件更换等，对所完成的维护检修项目做好记录。

b)  定期专项巡检：应对相关设备进行较全面的检查、清扫、试验、测量、检验等，并分项分类制定巡检周期，周期可根据实际情况进行调整。

8.4.2　运维人员应按相应的周期逐项开展定期专项巡检，对设备进行巡视、维修和保养。特殊季节和极端天气前后，应针对专项巡检内容目录开展巡检。

8.4.3　储能电站定期巡检时，应加强检查下列情况：

a)  检查PCS、并网柜、汇流柜、电池模组等母排电缆连接；

b)  分析异常告警信号、故障信号、保护动作信号等；

c)  分析空调运行参数和运行状态；

d)  测试事故排风联动系统。

8.4.4　储能电站应制定消防设备定期测试及巡检制度。

a)  运行维护人员应定期查看消防系统历史报警记录。

b)  灭火剂、灭火器、火灾探测装置等消防设施应定期进行检查，每季度至少1次。

c)  消防设施（器材）应定期进行维护保养，每年至少进行1次检测。

8.4.5　巡视检查时发现故障隐患，应及时报告处理，查明原因，避免事故发生。

8.4.6　储能电站应结合巡视检查情况制定维护方案。维护时应采取安全防护措施。

8.5　异常运行及故障处理

8.5.1　储能电站设备发生异常或监控系统发出异常告警信号时，应及时进行现场检查。在缺陷和隐患未消除前应加强监视和增加巡视频次。

8.5.2　储能电站运行人员发现异常，应立即汇报，按照运行规程进行处置。

8.5.3　接入公共电网的储能电站设备发生异常时，运行人员进行异常处理前应向调度人员汇报。

8.5.4　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，并按规程对故障设备进行处置。

8.5.5　电网侧故障时，应及时联系建设方并停运设备，现场做好隔离，并于故障原因确定后进行处置。

8.5.6　无法判断火灾报警信号是否误报时，应先使用视频安防监控系统进行现场查看，不应打开储能系统。确需打开时，应按照应急处置程序做好防护措施。

8.5.7　储能电站交接班期间发生故障时，应于处理完成后进行交接班。

8.5.8　运行人员异常或故障处理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。

8.5.9　发生火灾预警、消防设施启动以及其他影响储能电站正常运行必须立即停机停电处理的情况，应按第9章要求进行应急处置。停机停电处理时，应确保消防电源的可靠性。

8.6　退役

8.6.1　电力储能用锂离子电池退役应符合GB/T 43540要求。

8.6.2　储能电站退役应制定分级处理、拆卸、储存、回收、运输等相关方案。

8.6.3　储能电站退役应制定退役计划和作业流程，确保环境安全、公众安全和工作人员安全。

8.6.4　储能电站退役计划应按准备、设计、实施和验收四个阶段编制。

8.6.5　储能电站退役应按相关法律法规进行回收处理。

8.6.6　电池退役应做好跟踪追溯管理，确保电池得到合理处置并保证临时存放和运输安全。

9　应急处置要求

9.1　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。

9.2　储能电站的建设和运行单位应当依据国家发布的标准GB/T 29639、GB/T 38315、GB/T 42312，构建一套全面的应急预案。

9.3　大、中、小型储能电站必须配备专职（兼职）应急队伍，配备安全防护服和操作设备，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。

9.4　储能电站的建设和运行单位每半年至少开展1次针对储能电站事故的应急救援演练。

9.5　一旦发生紧急情况，储能电站的建设或运行单位应确定应急响应级别，启动应急预案，超出处置能力范围的应及时启动上一级应急预案。

9.6　发生火灾预警后，储能系统建设或运行单位应结合安防监控系统快速确认预警情况。预警确认后及时排除火灾隐患；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。

9.7　储能电站的建设和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。

9.8　储能电站的建设和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。

9.9　储能电站的建设和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。

附录A

（资料性）

储能电站安全标识图

产品铭牌上应有下列标志：

①　电池单体外表面包含极性、产品信息唯一识别码等标识;

②　电池模块及电池簇的铭牌包含商标、产品名称、分类和编码、制造商名称、出厂编号、生产日期或批号等内容;

③　电池模块及电池簇外表面包含极性、高压电、防触电、接地、电池簇内电池模块布置示意图等标识。

警告标识要求：

警告标识需包含四要素：通用安全警惕标识、警告信号、安全符文、文字说明。

图A.1警告标识范例

安全符文通常是黑色符文加白色底色，或者是危险色的红色符文加白色底色。

文字说明必须包含三部分，第一是说明这是什么类型的伤害，如电击、机械或爆炸等；第二是会导致什么样的后果，如受伤或死亡；第三是要怎样去避免这些伤害，比如远离，断电或使用保护工具等。文字必须是白底黑字或者黑底白字，不能使用其它颜色。

指示标签要求：

并网点安全标识的规格为：150mm×110mm，黄底黑字，内容见图A.2：

图A.2并网点安全标识范例

附录B

（规范性）

锂离子电池/钠离子电池储能系统

B.1 基本规定

B.1.1　锂离子电池/钠离子电池储能系统主要由电池系统、PCS、监控系统以及安全、消防等辅助系统等组成。图B.1为典型的锂离子电池/钠离子电池储能系统结构示意图。

图B.1锂离子电池/钠离子电池储能系统典型结构

B.1.2　预制舱式锂离子电池储能系统应符合GB/T 44026要求。

B.1.3　电池系统选型应考虑节能和环保要求，选择安全性及可靠性高、安装及维护工作量小的设备。

B.1.4　电池系统选型应根据设计容量和电压等级、功能需求以及电池的充放电特性和技术成熟度选择。

B.2 设计要求

B.2.1　消防安全

B.2.1.1　自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块。电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头。

B.2.1.2　PCS、变压器等功率和电压变换设备与电池系统布置在同一个储能单元时，其防火分隔措施应满足耐火极限不低于2 h。

B.2.1.3　户外储能系统宜选用非步入式设计。采用步入式时，应设置直通室外的安全出口并设置应急疏散照明，当最远的长度超过7m时，应在预制舱两端设置两个直通舱外的出口，外开门且净宽度不小于0.8m。设置门禁系统的，疏散通道和出入处的门禁应能集中解锁并能从内外两侧手动解锁。

B.2.1.4　户外储能系统的气体灭火系统启动前，应关闭通风装置。通风装置启动通风时，风冷热管理装置应关闭，舱内直流开断设备应联动断开。

B.2.1.5　户外柜式锂离子电池/钠离子电池储能系统宜配置泄压泄爆装置，泄压泄爆装置安装位置应根据现场空间条件、进出线位置、设备布置等因素确定。

B.2.2 电池系统

B.2.2.1　锂离子电池安全要求应满足GB 44240要求。

B.2.2.2 电池模组应满足下列要求：

a.  电池成组前，应对电池单体进行筛选，确认电压、电阻、自放电、容量等参数一致；

b.  模块中电池单体的连接应尽量避免并联；

c.  模块端子极性标识应正确、清晰，正负极接口应具有防呆措施和绝缘保护措施；

d.  电气模块外壳应设置排气装置。

B.2.2.3 电池簇应配置熔断器、直流分断设备等保护装置。

B.2.2.4 电池模块温度一致性宜不超过3℃，电池舱级系统温度一致性宜不超过5℃。

B.2.2.5 预制舱热管理系统应具有防凝露措施。

B.2.2.6 电池系统应与PCS直流侧电压范围、交流输出端功率和容量需求相匹配。

B.2.2.7 电池系统电池容量配置应在考虑电池的寿命特性、转换效率、充放电特性及最佳充放电区间的条件下保留适当裕度。

B.2.2.8 电池系统布置应考虑电池的防火、通风和散热需求。

B.2.2.9 钠离子电池宜在零荷电状态下进行运输、贮存。

B.2.3 电池管理系统

B.2.3.1 BMS应满足GB/T 34131要求。

B.2.3.2 BMS宜与电池系统就近布置。

B.2.3.3 BMS拓扑配置应与PCS的拓扑、电池的成组方式相匹配与协调，并对电池运行状态进行优化控制及全面管理。

B.2.3.4 BMS各功能具体实现层级由BMS的拓扑配置情况决定，宜分层就地实现。

B.2.3.5 每个电池模组的温度采集点数不应少于模组内电池单体数量的25%且不少于4个，在模组正负极附近应设有温度采集点。

B.2.3.6 储能系统断电后，备电系统应能支撑BMS继续运行至少10分钟以上。

B.2.4 储能变流器

B.2.4.1 PCS应与电池系统的运行特性相匹配，应满足GB/T 34120的要求。

B.2.4.2 PCS应具备完备的保护功能，配置硬件故障保护和软件保护，确保在各种情况下及时切除故障，保障电力系统安全和电池系统安全。

B.2.4.3 PCS布置应考虑通风和散热需求。

B.2.5 变压器

B.2.5.1 预制舱储能系统宜选用干式变压器。

B.2.5.2 变压器额定容量应不小于储能系统额定功率的1.05倍。

B.2.6 接地

B.2.6.1 预制舱内部设备及设施应进行等电位保护连接。

B.2.6.2 预制舱舱体外部应至少设置两个对角线布置的接地连接点，并应设置明显的接地标志。

附件2：

《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范（征求意见稿）》起草说明

一、目的意义

近年来，受政策驱动、技术进步及市场需求增长等因素影响，全国储能行业呈现出爆发式增长态势。常州作为新能源之都，储能产业布局谋划早、发展速度快，市场潜力巨大。新形势下，我市要在新能源赛道上行稳致远，将先发优势转化为领先地位，应该科学安全的发展储能产业。尽管当前我国储能领域的标准体系正在完善，但在工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控方面仍显不足，多数工业企业的用户侧电化学储能电站安全运行管理水平参差不齐，且缺少相关安全运行管理要求，这给工业企业用户侧电化学储能电站的安全建设、运行管理、健康发展等方面带来巨大的压力。近年来，国内外涉及用户侧电化学储能电站的火灾、爆炸事故多发，也给用户侧电化学储能电站的安全问题敲响了警钟，需要更进一步关注和解决。

为此，常州市应急管理局、溧阳市应急管理局等单位组织力量联合编制市地方标准《常州市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术指导规范》（以下简称《规范》），抓住关键、突出重点，紧盯建设使用用户侧电化学储能电站的工业企业，进行有效指导，提高工业企业用户侧电化学储能电站安全管理能力。

二、任务来源

2023年12月，常州市应急管理局提出并归口《规范》的编制任务，由溧阳市应急管理局、天目湖先进储能技术研究院等单位参与起草。

三、编制过程

1.立项。溧阳市应急管理局作为牵头单位，接到常州市应急管理局下达的编制任务后，于2023年12月启动了编制工作，并纳入了《2024年度常州市地方标准项目计划名单》。牵头成立了标准编制小组，确定编制小组成员召开相关会议。2024年3月，编制小组向常州市市场监管局标准化管理处提交《常州市地方标准项目申报表》。编制小组确定了主要编制原则、编制大纲、人员分工和进度计划。标准编制小组中的多名成员具有丰富的行业和地方标准制修订经验。

2.起草。标准编制小组首先收集了有关国家及本省法律法规、政策文件、国家标准、行业标准、地方标准，查阅了大量相关的文献资料；对《中华人民共和国安全生产法》《江苏省安全生产条例》《江苏省工业企业安全生产风险报告规定》、《电化学储能电站安全规程》等相关法律法规和标准规范进行认真分析研究。编制小组通过资料收集、企业座谈、调研分析，对用户侧电化学储能电站运行情况进行了规律性研究，依据分析研究结果开展了标准初稿的编制工作。2023年12月，编制小组在溧阳市召开编制启动会，通过现场交流用户侧电化学储能电站建设运行过程中的安全管理问题和实践经验分享，为标准的初稿起草奠定了良好的基础。2024年3月，编制小组召开编制推进会，对编制任务进一步明确和部署。2024年7月编制小组再次召开研讨会对初稿进行了修改，随后编制完成《规范》。2024年9月在溧阳召开扩大范围征求意见会。2024年10月在溧阳召开初评会，完成《规范（征求意见稿）》。2024年12月8日，编制小组邀请参编单位、企业、专家对《规范》再次进行全面阅研，提出意见。

四、主要内容技术指标确立

第一章规定标准的适用范围。适用于常州采矿业、制造业、电力、热力、燃气及水生产和供应业等行业企业采用0.4kV及以上电压等级接入，额定功率100kW及以上的用户侧电化学储能项目。

第二章列出了相关规范性引用的文件。

第三章对用户侧电化学储能系统、工业企业、预制舱储能系统等术语给出了定义。根据DL/T 2528对术语和定义的起草和表述要求，给出了术语的英文对应词。

第四章对工业企业用户侧电化学储能电站设备设施要求进行了规定，包括：一般规定要求、储能电池要求、电池管理系统要求、储能变流器要求等10个方面的内容。

第五章对选址及场站布局进行了规定，包括：选址要求、场站布局要求等2个方面的内容。

第六章对建设施工进行了规定，包括：一般规定要求、土木工程施工要求、电气工程施工要求、消防工程施工要求等4个方面的内容。

第七章对储能电站调试验收进行了规定，包括：一般规定要求、到货验收要求、工程调试要求、竣工验收要求、并网测试要求、试运行要求等6个方面的内容。

第八章对检修要求进行了规定。

第九章对运行维护要求进行了规定，包括：一般规定要求、运行要求、维护要求、异常运行及故障处理要求等4个方面的内容。

第十章对风险管控和评估要求进行了规定。

第十一章对应急处置要求进行了规定。

第十二章对储能电站环境保护要求进行了规定。

五、与相关法律法规和国家标准的关系

1.与现行法律法规的关系。

本标准与现行有关法律法规相协调一致。本地方标准符合《中华人民共和国安全生产法》《江苏省安全生产条例》等现行法律法规所规定的内容。

2.与已发布的同类相关标准的关系。

本标准制定参考了多项国家标准、行业标准、地方标准，与国家法规、标准规范、行业标准一致性没有任何的冲突。本标准具有专业性、针对性和可操作性，可以满足工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控技术需要。

3.与引用标准的关系。

本地方标准引用了GB/T 14285《继电保护和安全自动装置技术规程》、GB/T 22239《信息安全技术网络安全等级保护基本要求》、GB 26859《电力安全工作规程 电力线路部分》、GB 26860《电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分》、GB/T 32509《全钒液流电池通用技术条件》、GB/T 34120《电化学储能系统储能变流器技术规范》、GB/T 34131《电力储能用电池管理系统》、GB/T 34133《储能变流器检测技术规程》、GB/T 42288《电化学储能电站安全规程》等相关内容，与引用标准没有任何的冲突。

六、实施推广建议

本标准的制订对常州市行政区域内工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控具有指导意义，起到“一标在手，一览无余”的作用，同时为政府监管部门对建设使用用户侧电化学储能电站的工业企业安全监管提供检查依据。

在标准发布以后，通过组织宣贯、培训，可以更好地服务于全市工业企业用户侧电化学储能电站安全风险防控工作。全市建设使用用户侧电化学储能电站的工业企业应严格贯彻执行本标准，落实好各项要求。为保证标准的贯彻执行，具体要求有：

1.对标准进行必要的宣传；

2.对建设使用用户侧电化学储能电站的工业企业管理人员进行培训；

3.实践中不断检验，总结经验。