1.4 锂离子电池储能电站安全事故分析

已经公布的储能电站相关事故调查中，将储能电站事故致因总结为以下四个方面：①电池系统缺陷；②应对电气故障的保护系统不周；③运营环境管理不足；④储能系统安全状态监测和预警系统不完善。其中，电池内部及成组问题、外部电气故障、电池保护装置（直流接触器爆炸）、水分/粉尘/盐水等造成的接触电阻增大及绝缘性能下降等问题将可能直接诱发电池热失控。而电池管理系统、储能变流器、能量管理系统之间信息共享不完备或不及时，储能变流器和电池之间的保护配置与协调不当、储能变流器故障修理后电池的异常、测量装置及管理系统之间发生冲突等系统管理问题，则可能使故障不能及时有效地得到管控而演化为事故。

已知的引发电池安全事故的诱因可概括为机械滥用、电滥用和热滥用。机械滥用主要指电池受到挤压和碰撞而导致电池内短路，而对于相对静态的规模化锂离子电池储能系统而言，电滥用和热滥用是事故发生的主要诱因。图1-5描述了锂离子电池储能电站安全事故诱因和演化。

可能诱发的安全因素包括电池本体、外部激源、运行环境和管理系统。由电池本体诱发安全事故的来源主要包括电池制造过程的瑕疵以及电池老化带来的储能系统安全性退化两方面。

图1-5 锂离子电池储能电站安全事故诱因和演化

外部激源包括绝缘失效造成的电流冲击及外部短路等问题，也包括除电池外部件高温产热造成的热冲击，以及某电池热失控后触发的热失控蔓延过程。一般而言，储能电站中电池通常处于静止状态，外部机械激源，如挤压、针刺等行为不构成储能电站安全性的主要矛盾。

另外，环境温度对锂离子电池安全运行至关重要。锂离子电池的最佳工作温度在20～40℃之间。低温环境会减小电池内化学反应速率、降低电解液内离子的扩散率和电导率、使固体电解质界面（Solid Electrolyte Interphase，SEI）膜处的阻抗增加、锂离子在固相电极内扩散速率减小、界面动力学变差等，同时石墨负极处极化作用显著增强。低温充电时石墨负极将发生析锂，这会使负极被金属锂沉积物包裹，锂枝晶生长甚至会刺破隔膜造成电池内短路。高温环境不利于电池散热，当电池内部生热量大于外部散热量时，其温度会逐渐上升至过热状态，过热电池会触发各种材料滥用反应，电池内部放热更大，从而触发热失控。

安全预警系统的不完善也是导致储能电站安全事故频发的关键原因。当前锂离子电池储能电站安全预警系统主要依靠烟雾探测器（见图1-6）以及电池管理系统等手段，效果有限。其中，烟雾探测器的作用是探测固体烟雾颗粒，当烟雾颗粒粒径满足一定大小且浓度达到一定阈值后，烟雾传感器便发出报警信号。大多数锂离子电池储能电站已经安装烟雾探测器，然而，这种探测方式适用于探测可燃物燃烧后产生的烟雾颗粒，属于火灾事后报警，无法达到早期安全预警的效果。

当前电池管理系统主要依靠测量模组表面温度、电压与SOC来避免电池发生过充，设计经验来源于电动汽车（见图1-7）。然而，与电动汽车不同的是，储能舱内单体电池数量非常大（甚至可以达到数万个），电池的不一致性会导致个别电池产生过充、过放，增加了管理和监测的难度。另一方面，SOC精度估算得不足以及电池内外温度的较大差异也带来了监测可靠性低的问题。电池管理系统的监测误差及管控滞后甚至失效，是导致电池管理系统无法有效预警的直接原因。管理系统的可靠性、有效性一方面取决于监测数据是否准确，另一方面取决于管控系统的输入参数是否合理。然而随着电池本体因素演化，电池安全阈值参数都将发生变化，给电池管理系统的精准预测带来了挑战。

图1-6 磷酸铁锂储能舱顶部安装的烟雾探测器

图1-7 电池管理系统软件界面