2021一体化储能系统整体解决技术

风光储系统整体解决方案2022年2月区域级III：工业园区高科技产业开发区仓储区生产区动力间区域级II：智慧社区云计算中心社区服务中心物流中心社区便利店电动汽车数字医院区域级I：智慧能源小镇热电联产商业区办公区宾馆学校住宅区光伏蓄电装置能量路由器天然气热电联产上级电网上级气网储气燃气锅炉储热电制热储电能源代理商能源网络系统级多能流传输市级调度中心

综合能源系统发电侧储能系统（火电厂）电化学储能系统可参与火力发电厂辅助服务业务，按照各区域电网《并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《发电厂并网运行管理实施细则》等要求，配合火电机组进行调峰（解决机组出力上限不足问题和下限调节不下去问题）和AGC调频（提高机组AGC调节性能），减少考核罚款和增加补偿。跟踪电网计划出力，参与电网调峰，减少考核和获取电网公司补偿；参与电网调频，减少考核和获取电网公司补偿。发电侧储能系统（新能源电站）部分区域光伏和风力发电站因输电走廊容量不足和本地消纳不够等问题，弃光弃风情况时有发生，对新能源发电站的投资收益造成较大影响，储能系统可平滑新能源功率输出，跟踪计划出力，减少新能源弃风弃光，促进电网的新能源消纳能力。另一方面，部分区域开始尝试开展光伏和风力发电站参与电网的调频辅助服务，给予补偿，储能系统具有可充可放的弹性特性可参与电网双向调频。新能源电站限电时段弃电量存储，不限电时送入电网，减少因限电导致的电价损失；参与电网调峰调频，享有调频补偿同时可获取优先调度带来的多发电量收益。电网侧储能系统新能源装机占比高，间歇性、波动性明显，电网调频需求大。冬季供暖期峰谷差大，火电调峰能力不足。直流外送规模大，故障后不平衡功率大，且易造成新能源连锁脱网，高低频风险共存。以东北、西北电网为代表的新能源高占比送端电网预计2018年底东北电网装机占比预计2018年底西北电网装机占比

利用调频和调峰性能，参与电网辅助服务，提高电网稳定性，从电网公司获取补偿。电网侧储能系统多直流馈入规模不断扩大，大量常规电源被替代，电网调频能力降低，低频风险突出。海上风电及分布式光伏的快速发展，常规电源发电空间进一步挤占，同时间歇性、随机性对电网调峰、调频提出更高要求。部分区域电网受负荷容量增加较大和部分火电机组关停等因素影响，电网需要更多优质的调峰资源。以华东、华北、华中电网为代表的多直流馈入受端电网2018年底馈入华东的直流规模（单位：万千瓦）用户侧储能系统用于工商业用户侧，储能系统根据每日不同时段的电价差异进行计划充放电，特别在江苏、北京、上海、天津和浙江峰谷价差较大地区，具有较好的应用价值。同时储能系统可响应电网调度，减少负荷从电网获取功率，降低电网压力；也可消减用户尖峰负荷，减少用户基本电费的需量费；并可作为后备电源，替代传统应急备用电源投资。峰谷价差，实现峰谷套利，减少电费支出；需求响应，获取降低负荷功率补贴，减少电网压力；需量控制，降低基本容量电费支出，延缓电网扩容；后备电源，提高关键负荷供电可靠性，减少停电损失。盈利点：微电网储能系统新能源自发自用，减少电费支出；就地消纳分布式电能，减少输电线路损耗，抑制最大需量，降低扩容费用；后备电源和黑启动电源，增加电网抗灾能力；无电地区供电，偏远海岛和军事基地供电，具有社会效益。微电网的特点电压等级35KV以下系统容量不大于6MW微型自治清洁微电网与外网实现双向服务友好互动、友好用能当地可再生能源（容量占比50%以上）；天然气多联供系统综合能源（利用率70%以上）；燃料电池等新型清洁技术电气设备独立运行（重要负荷连续供电不小于2小时）;电力供需自我平衡（与外部电网年交换电量不超过年用电量的20%）;黑启动能力友好微电网的类型并网型微电网一般应用于园区、楼宇、医院等公共设施，通过源、荷、储的协调控制，一方面解决清洁能源就地消纳问题，另一方面在外部电网停电时可独立运行保障重要负荷持续供电。微电网的类型独立型微电网一般应用于高海边无（高海拔、海岛、边防、无人区）等大电网延伸不到的地区，通过建设以风光储等新能源发电为主的微电网，解决单靠柴油机供电贵、噪声大、供电能力不足的问题。电化学储能的优势相比其它储能方式，电化学储能电站（系统）主要优势包括：设计灵活、配置方便模块化设计，通过并联可实现20MW以上级别系统规模，不受地理条件限制响应速度快毫秒级时间尺度内实现额定功率范围内的有功无功的输入和输出精确控制能够在可调范围内的任何功率点保持稳定输出双向调节能力充电为用电负荷，放电为发电电源，额定功率双倍的调节能力1234绿色环保，促进环境友好集约用地，减少资源消耗科学安全，建设周期短技术成熟其他优势电化学储能应用移峰填谷动态无功支撑断面功率控制新能源储能互补0102030405大电网紧急控制06调频服务+“虚拟同步机”电化学储能电站面向电网实际运行需求，在以下六个方面开展应用：电化学储能容量选择原则储能容量选择，需综合考虑系统潮流、调峰、调频、调压及紧急控制等各方面需求；目前，储能容量选择主要受限于建设运营成本约束。调峰、调频、紧急控制：主要是面向解决全网性问题，客观上储能配置越大越有效。调峰需求能量型储能，一般不小于2h，调频和紧急控制需求功率型储能，持续时间一般小于0.5h即可。调压：主要考虑电网的动态无功需求，功率型储能，容量越大，动态无功支撑能力越强。华东电网典型小负荷方式下雁淮直流双极闭锁下储能对系统频率最低点的改善效果电化学储能电池选择原则满足电网调频的持续高倍率充放电满足电网调频，调峰需求的充放电循环次数

满足电池易维护，电站无人值守的设计要求满足收益要求的成本及系统效率

满足电池高效使用的SOC运行范围

满足环境要求的宽工作范围满足电网要求的稳定运行以及安全性

满足电网调频需求的满充放转换的快速响应12345678电化学储能电池技术参数对比电池类型铅炭磷酸铁锂三元锂全钒液流钠离子电池工作电压（V）22.5-3.73.2-4.21.51.8-2.67能量密度（Wh/kg）25-50120-160200-2207-1581功率密度（W/kg）150-500500-10001000-150010-4040倍率特性≤0.3C（长期）≤3C（长期2C/瞬时5C）可大于3C（长期2C/瞬时5C）2-5C0.3CSOC推荐使用范围30%-80%10%-90%10%-85%30%-90%20%-90%循环次数1000-40003000-60002500-6000>10000>4500工作温度充电0~40℃放电-20~45℃充电0~45℃放电-20~55℃-10~45℃-5~60℃270-350℃响应速度<10ms毫秒级毫秒级毫秒级热备状态下毫秒级安全性析氢等弱风险运营不当有燃烧风险燃点低，风险较高五氧化二钒等毒性弱风险无环保性一定环境风险环境友好环境友好环境友好环境友好能量成本（元/kWh）800-13001300-16001500-20002200-23002500-3500系统效率80-90%98%@0.1C/90%@1C98%@0.1C/90%@1C60-75%85%电化学储能电池选型建议综合比较各电池技术参数：铅炭电池成本较低，但倍率特性低、循环寿命短、响应速度慢及存在环保问题；全钒液流电池具有较高的倍率特性、循环次数高，但其功率及能量密度低、占地面积大，且初期成本高；锂离子电池具有较高的能量和功率密度，较高的倍率特性、宽SOC运行范围、循环次数高等优势，其中三元锂离子电池具有更高的能量及功率密度，但存在安全性及成本问题。建议使用磷酸铁锂锂离子电池。根据总体需求，兼顾调频和调峰等其他应用场景，建议采用磷酸铁锂电池方案。电化学储能系统安全性考虑储能系统主设备储能电池组电池管理系统（BMS）能量转换系统（PCS）储能电站监控系统（EMS）暖通、消防等辅助系统磷酸铁锂电池在高温下的稳定性可达390℃以上，电池材料的热稳定性优良三级保护策略，电池模组、电池簇等都设计有通风通道；温度保护策略；防短路措施；自我故障诊断等全面保护系统能够在规定的时限内快速断开，防止出现孤岛效应，提高电能质量实时监控系统状态，报告异常现象配备消防、门禁、烟感、温感、通风、防雷、接地等动环系统，并实现与BMS/PCS、监控系统联动，灭火系统设有自动控制、手动控制和机械应急操作三种启动方式，采用七氟丙烷柜式自动灭火系统电化学储能系统主要组成系统类型系统组成发电侧储能系统储能电池单元，储能变流器PCS，储能能量管理系统EMS，升压变、高压开关柜、安全及辅助设施电网侧储能系统储能电池单元，储能变流器PCS，储能能量管理系统EMS，升压变、高压开关柜、安全及辅助设施用户侧储能系统储能电池单元，储能变流器PCS，储能能量管理系统EMS（可选），负载，安全及辅助设施微电网储能系统储能电池单元，储能变流器PCS，储能能量管理系统EMS，负载，安全及辅助设施电化学储能电站系统示意图▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪▪2MW/4MWh储能单元电池+BMS+2台PCS子阵列-10个单元子阵列-10个单元子阵列-10个单元子阵列-10个单元子阵列-10个单元升压变+开关柜汇集站站区10/35kV母线储能阵列区储能EMS集成到储能监控系统路由器服务器显示器10/35/110kV主变储能系统主要组成集装箱式安装单元式，扩容方便电化学储能电池系统单元储能电池系统通常采用集成设计，通过电芯的串、并联组成模组，模组安装于电池架上，每个模组配置一个电池组管理模块BMU。电池模组通过铜排串接成电池簇，每个电池簇配置一个电池组控制模块BCMS。电池簇并联组成电池系统单元，每个电池系统单元配置一个电池系统管理模块BSMU。电芯电池模组（BMU）电池簇（BCMS）电池系统单元（BSMU）电化学储能电池管理系统（BMS）电池管理系统BMS负责采集电池组电压、电流、温度等状态信息，诊断容量SOC、预估电池健康状况SOH、监测电池均衡等工作，同时将各类运行状态，各类报警信息上送远程能量管理系统，接受系统调度，实现系统优质、可靠运行。BMS采用三级架构管理模式：一级BMS电池组模块管理系统BMUBMU用于对电池组的单体电压、电流、温度等信息实时监测，并通过CAN总线与二级控制系统进行数据通信，接收管理单元下穿的均衡指令，启动均衡。二级BMS电池组模块控制系统BCMS检测整簇电池的电压、电流，收集一级数据并转发，对异常情况进行报警，并控制电池簇开断，有效避免电池过充、过放和过流，确保电池系统安全稳定运行。三级BMS电池系统管理系统BSMU

对一级、二级BMS上传的电池实时数据进行数值计算、性能分析、报警处理及记录存储。储能电站监控系统主要功能储能电站监控系统集中式方案特点：在保证网络承载力和主机性能的前提下，数据集中上送。统一协议（61850），全站无规约转换器。架构简单，建设成本较低。全站控制速率较高。推荐应用于总数据量≤10万的中小型储能电站。特点：关键数据实时上送；详细数据分层存储，按需调阅(SOA)。统一协议（61850），全站无规约转换器。上、下行数据分流，全站控制速率快，效率高。本地监控按需配置。推荐应用于总数据量＞10万的中大型储能电站。储能电站监控系统分布式方案基于暂态控制器装置，实现储能全站稳态和暂态控制。特点：三网合一，不增加网络成本。动态控制速度＜20ms。最多支持200个储能变流器设备。暂态控制功能：快速无功（电压）支撑。（SVG）快速有功支撑。（一次调频，精切）全站虚拟同步机（场站级VSG）。快速同期控制。储能电站监控系统暂态控制方案储能电站能量管理EMS控制策略01020304调峰调频平滑出力故障启动削峰填谷当电池SOC值不在正常范围时，系统自动对储能下发有功功率调节指令，进行维护性充放电储能变流器PCS功能特点NST-PCS-250TLNST-PCS-500TLNST-PCS-750TLNST-PCS-1000TL三电平拓扑，整机最高效率98.81%；采用行业成熟IGBT模块，无需模块并联，单机装置更加稳定可靠；模块化设计，无缝式并柜，扩展灵活。通过采用协调控制器，最大支持8模块并联，多模块可形成250kW、500kW、750kW、1MW……2MW系列单机；（后台与协调控制器通讯，对后台而言就是一台PCS，协调控制器与各模块通过光纤通讯，时延＜1ms）；直流侧分离，250kW电池堆系统，降低电池集成复杂度，提升整个系统的可靠性；协控可实现模块化精确控制，冗余运行，控制更加灵活，提升整个电站的经济性；新一代控制器，模块集成，系统集成，监控系统（IMMS）匹配，提供整体解决方案，应用范围包括250kW到百兆瓦级储能电站。提供CAN、RS485、以太网多种通讯接口，支持MODBUS、104、双网61850等通讯规约。储能变流器PCS性能特点结构紧凑，宽深高1.1*0.8*2.05m，减少占地面积。支持多机直接并联，可扩展性强，可实现1MW、1.25MW、1.5MW、2MW、2.5MW集成一体化设计，节省系统成本，满足电网侧、发电侧等场站级场景规模化应用需求。采用三电平拓扑结构，自主热管理技术，最高效率达99.18%并网友好，具备一次调频调压，调峰控制、SVG功能，具备高低穿能力；采用VSG技术，支撑微网运行，具备离网多电压源模式对等并联运行、黑启动等能力；可适配当前市场主要电池类型，具备完备的充放电管理模式与电池保护管理模式；提供CAN、RS485、以太网多种通讯接口，支持MODBUS