储能作为能源服务新产品，是优质、可靠的毫秒级控制响应资源，可提供有功无功的双重支撑，为电网提供调峰、调频、备用、事故应急响应等多种服务，有效满足电网在可再生能源消纳、电网安全运行等方面的迫切需求，推动“源网荷储”协调发展。2018年开始电网侧和用户侧储能电站开始投入使用，电池作为储能电站核心组成部分，实际运行中也暴露出一些问题。本文从电池组的异常和告警现象入手，对电池组的设计、选型和结构进行对比分析，探索更为安全、合理、高效的电池组设计方式。

1 运行数据分析

经统计某电网侧储能电站运行数据，2019年1月8日至3月8日储能电站全站电池告警信息共计31435条，对电站的安全稳定运行造成了较大影响（表1）。其中，单体过压、欠压告警属于电压异常告警合计31313次，占比99.61%；过温、欠温告警属于温度异常告警合计60次，占比0.17%；SOC低告警属于电池荷电量低告警共计69次，占比0.22%。

表1 某储能电站实际运行告警信息统计

考虑SOC告警属于锂电池内部固有化学特性造成，本文重点针对电压及温度异常告警进行分析研究。

2.1 电压异常

2.1.1 异常原因分析航插与U箱总正、总负铝排连接螺栓出厂时未按力矩要求锁紧，导致接触电阻变大，引起电池电压采样误差；航插与U箱总正、总负铝排连接螺栓未做防振/放松处理，再加上电池插箱在长时间运行中出现震动或热胀冷缩导致连接螺栓松动引起接触电阻变大（单体告警有的不规律出现，有的反复出现）；虚焊漏焊导致接触电阻变化；U箱内部模组间使用焊接铝排为分体式，即每个模组使用一个铝排进行焊接，模组与模组间铝排靠螺钉连接，存在螺钉未锁紧或长期运行震动/热胀冷缩导致的松动，引起接触电阻变大。部分铝排连接不可靠，在运行过程中进入粉尘引起的接触电阻变大；电芯一致性存在差异，电芯本身或长时间运行衰减导致内阻变大；航插退针，在振动或热胀冷缩作用下，航插芯体易出现退针现象，造成接触不良，导致接触电阻变大，进而引起压降增大。从拆下的旧航插看，芯体很容易拔出，且芯体与铝排连接部分有明显的氧化痕迹。

2.1.2 整改方案更换U箱总正、总负铝排与航插连接的螺栓为耐落螺栓，涂有防落螺纹胶，并用10N·m的力矩锁紧；更换后用电压内阻仪测量模组电压内阻及总正、总负铝排与航插间的阻抗。阻抗≤0.2mΩ为合格，不合格时检查并紧固螺栓，排查是否有虚焊，并拆下模组铝排连接螺栓用酒精清洗铝排表面。测量模组电压与整簇比较，压差在200mV以内认为合格，否则对模组进行补电或放电[1]。更换新结构航插。针对退针舱体U箱，U箱串联使用铜排的方式进行整改。新航插采用整体注塑的结构，可有效消除退针隐患（图1）；U箱间由原来的串联动力线对插方式改为铜排串联（T=2.5mm，W=20mm），铜排与航插间通过M8内六角组合螺栓连接，扭力值≥13N·m（图2）。

图1 新航插示意图

图2 新结构动力连接线示意图

测试新动力连接线对比发现，新型结构有利于降低接触内阻，可减小由接触内阻过大造成的压降和温升问题。新航插结构在充放电机上以150A电流进行测试，记录电压降及实际电流，经数据计算后，新航插与铜排组合体内阻在0.073~0.093mΩ间。

2.2 温度异常

2.2.1 原因分析风道结构不合理。通过对风道进行热仿真数据分析，得知在风道末端风速基本为0，风量也很小，达不到冷却效果；U箱风扇未启动。风扇启动可加速空气流速，起到一定的降温效果，但因BMS（电池管理系统）设置风扇启动温度过高（40℃），导致U箱风扇未启动；单体电芯在U箱内间距较小，不利于通风冷却；风道在空调出风口上端存在密封不严的情况，空调出风口与风道结合处存在缝隙，手伸至此处有明显的风吹感觉，存在漏风，造成风压、风量损失。

2.2.2 整改方案风道整改。采用图3所示异形钣金件加泡棉安装于风道出口（空调出口附近），通过缩小风道出口来提高风压，提升冷风/热风在风道内的流速，从而保证在风道的末端（第5簇和第1簇）有一定的风量，改善冷却效果。从13#舱A侧测试效果看，在风道末端风速、风量都有所改善，但效果不够明显。进一步分析及与运维人员沟通，U箱风扇在运行过程中未启动，若风扇启动进一步可加速风的流动速度，冷却效果会进一步得到改善[2]。

图3 风道改造异形钣金件

风扇启动策略优化。调整风扇控制策略，更改风扇启动温度，确保U箱风扇启动，满足U箱散热要求。

3 整改效果分析对该储能电站进行整改并重新运行一周后，搜集运行数据，分析整改效果。电压测试。选取23号电池仓，满功率（500KW）充电或放电，记录跨接点电压分布，并对整改前后BMS系统数据进行比对，发现整改后的跨接点电压离散现象消失，BMS不再报电压异常。阻抗测试。选取23号电池仓，更换螺栓，重新打紧扭力后，用内阻测试仪对所有连接点的阻抗进行确认（图4），所有阻抗都控制在0.25mΩ以内。

图4 阻抗分布图

温度测试。在完成空调设置并开启风扇后，将电池舱投入AGC试运行，3天后记录BMS系统温差变化，并对整改前后数据进行比对。整改前最高温达到43℃，温差最大23℃，整改后最高温降至39℃，温差缩小至不超过18℃，显著改善。4 结语该储能电站整站整改完毕后投入AGC试运行，整改完成的电池舱运行过程中未出现电压异常中度、重度报警，未出现温度异常中度、重度报警，压差相比整改前有了显著的改善，温差也有显著缩小，整改完成的舱工作温度都小于50℃，处在最佳的工作温度范围[3]。因此，可认为本次研究原因分析到位，整改措施有效，可达到既定目标。

参考文献[1]GB/T34131电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范.[2]Q/GDW11220电池储能电站设备及系统交接试验规程.[3]NB/T42091电化学储能电站用锂离子电池技术规范.

此专文摘自《电力设备管理》杂志文库，专文主创：国网镇江供电公司 包 磊 国家能源集团谏壁发电厂 瞿 佳