12MWh储能项目可行性研究报告

目录0．前言 31．概述 51.1项目概况 51.2编制依据 62．电力系统概况及负荷分析 72.1电力系统概况 72.1.1项目概况 72.1.2项目周边电网概况 82.1.3实联长宜淮安公司用电情况 122.2储能系统运行策略分析 132.3接入系统方案 142.3.1接入电压等级分析 142.3.2本储能系统定位 142.3.3接入（并网）点分析 152.3.4主要电气设备选型 152.4储能投运后厂区电力平衡分析 163．储能系统方案总体设计 173.1储能系统架构及设计原则 173.1.1系统架构 173.1.2设计原则 183.2储能电池系统 203.2.1电池单元 203.2.2电池管理系统 223.2.3电池系统布置 283.2.4PCS预制仓 333.2.5EMS管理系统 373.3电气一次设计 413.3.1设计依据 413.3.2电气平面布置 413.3.3电气主接线 423.3.4主要电气设备选型 433.3.5电缆敷设及电缆防火 453.4电气二次设计 463.4.1计算机监控系统 463.4.2继电保护及安全自动装置 463.4.3调度自动化系统 473.4.4电气二次设备布置 483.4.5站用直流系统及交流不间断系统 483.4.6视频安全监控系统 483.4.7电能质量监测设备 484.储能系统运行及安全分析 485．环境保护与水土保持 505.1项目有关的环境保护与水土保持标准 505.2项目主要污染源和污染物 505.3环境保护与水土保持措施方案 505.4环境影响评价结论 516．劳动安全与工业卫生 516.1危险源识别 516.2遵从的安全和职业卫生法规标准 516.3劳动安全与卫生防护措施 526.3.1自然危害因素防护措施 526.3.2建设生产过程中主要危害因素的防护措施 526.3.3管理机构和人员配置 537.投资概算 537.1测算条件 537.2主要经济指标 548.财务评价和社会影响分析 588.1财务评价的基础数据 588.2项目投资和资金筹措 588.3成本分析 598.4销售收入及利润 608.5主要财务评价指标及结论 62

0．前言2016年以来，随着我国经济和社会发展进入十三五阶段，面对能源革命的新要求，国务院、发改委、能源局针对我国能源结构调整、技术创新、装备制造、智能电网建设、可再生能源发展等领域出台了多项政策，指导我国能源工作的开展。相关政策的出台也将为储能在能源互联网、电力辅助服务、微网、多能互补等领域拓展应用市场注入一针强心剂。作为安全清洁高效的现代能源技术，储能在《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《中国制造2025—能源装备实施方案》等多项政策中被重点提及。相关政策清晰描绘了储能技术的创新发展路线图，重点技术攻关、试验示范、推广应用的储能技术装备。作为实现能源互联和智慧用能、提升可再生能源消纳能力、促进多种能源优化互补的重要支撑技术，储能的重要性和应用价值也在《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》中得到体现。电池储能系统在电网中的作用主要体现在以下几个方面：1)减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。如果电力系统能够大规模地储存电能，即在晚间负荷低谷时段将电能储存起来，白天负荷高峰时段再将其释放出来，就能在一定程度上缓解负荷高峰期的缺电状况，提高系统效率和输配电设备的利用率，延缓新的发电机组和输电线路的建设，节约大量投资。2)平滑间歇性电源功率波动。安装储能装置，能够提供快速的有功支撑，增强电网调频、调峰能力，大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用。3)增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量。要保证供电安全，就要求系统具有足够的备用容量。在电力系统遇到大的扰动时，储能装置可以在瞬时吸收或释放能量，避免系统失稳，恢复正常运行。电力体制改革的不断深化和能源互联网的兴起使储能技术在电力系统中的应用日趋广泛。作为能源互联网和可再生能源产业发展的关键之一，在国家发改委、国家能源局印发的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》中，储能技术被列为中国未来15年的15项关键创新任务之一。仅2016年上半年，我国新增投运储能项目规模达28.5MW，已公布的储能项目建设规划累计规模已经达到400MW。大规模的储能电站项目建设一方面加快储能技术的不断发展，另一方面促进储能产业链上下游生产成本的下降，为储能电站商业化运行带来新的利润增长点和经济可行性。随着新一轮电改在促进清洁能源多发满发、输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革、开展需求响应等方面持续推进，电力市场化程度的提升为打开储能潜在市场、拓展储能商业模式、挖掘储能应用价值创造了巨大契机。特别是全国各地售电公司纷纷成立和输配电价改革政策相继落地，为构建灵活多样的电价机制、拓展储能在用户侧的应用创造了更为广阔的空间。2016年，储能在用户侧的分布式应用已经展现出良好的应用价值和机遇，这其中以工商业分布式储能最受关注。布置在工商业用户端的分布式储能系统配置灵活、单个项目投资低、与用户实际需求贴近，可与分布式光伏发电、削峰填谷、电费管理、需求响应等密切联系。目前的大型分布式储能项目利用峰谷价差节省电费开支为主要目的，同时兼顾提供光伏利用水平、参与需求响应、延缓电力系统改造升级、参与电力辅助服务等收益点。据测算，在工商业用电峰谷价差较大的地区，利用储能削峰填谷节省电费的投资回报期已经大大缩短，储能在工商业领域的应用展现出良好的经济效益。2016年6月国家能源局正式下发储能参与电力系统调峰调频的支持政策——《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》。政策首次明确给予储能独立的电力市场主体地位，在辅助服务领域，储能获得了一个与发电企业、售电企业、电力用户地位相当的身份认可。其次，政策鼓励储能投资主体多元化，鼓励在新能源基地建设集中式储能设施，鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式储能设施，储能在削峰填谷、快速响应、促进可再生能源消纳等方面的应用价值获得认可。再次，政策促进发电厂和用户侧电储能设施参与调峰辅助服务，并对电网企业、电力调度机构提出了服务和保障要求。可以看出，商业化电池储能电站，尤其是面向工商业用户的电池储能电站将是未来5-10年需求侧电改的一大重点。1．概述1.1项目概况实联长宜淮安科技有限公司1.5MW/12MWh储能项目（以下简称“实联淮安储能项目”）建设地点位于实联长宜淮安科技有限公司（以下简称“实联长宜淮安公司”）厂区内部。实联长宜淮安公司位于江苏省淮安市盐碱科技产业园区，园区总面积44.55平方公里，先后被批准为省级特色园区、科技园区、特色基地、农药集中区、新型工业化示范基地和特色产业集聚区。累计实施工程51个，总投资20多亿元，已投入15多亿元，“五横四纵”的道路主框架已形成，国家级质检中心、消防站、污水处理厂、燃气储备站已投入使用，华润热电已正式供汽；已签约落户亿元以上各类工业项目有29个，合同外资37亿多美元、民资101亿多元；建成和在建项目已完成投资80亿多元。项目周边交通便利，厂区位于江苏省淮安市实联大道，道路宽阔，周边四通八达，项目厂区内道路平整，整体硬化到位，物资车辆出入较为便利。本项目拟在实联长宜淮安公司建造1.5MW/12MWh削峰填谷储能项目工程，项目配置6台电池集装箱（每台集装箱容量2MWh），每台电池集装箱配置一台250kWPCS，PCS出线经2000kVA箱变后接入至10kV开关柜，开关柜出线接入厂区10kV电网完成并网。图1.1-1实联淮安储能项目地理位置示意图1.2编制依据《电化学储能电站设计规范》GB51048-2014《电动汽车安全要求第1部分：车载可充电储能系统（REESS）》GB-T18384.1-2015《电化学储能系统接入配电网测试规程》NB_T33016-2014.4984《电池储能功率控制系统技术条件》NB-T31016-2011《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》NB-T33014-2014.4627《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB-T33015-2014《储能系统接入配电网测试规范》QGDW676-2011《储能系统接入配电网运行控制规范》QGDW696-2011.9969《储能系统接入配电网监控系统功能规范》QGDW697-2011《储能系统接入配电网技术规定》QGDW1564-2014《电池储能电站技术导则》QGDW1769-2012《储能电池组及管理系统技术规范》QGDW1884-2013《电池储能系统储能变流器技术条件》QGDW1885-2013《电池储能系统集成典型设计规范》QGDW1886-2013《电网配置储能系统监控及通信技术规范》QGDW1887-2013《电池储能电站设备及系统交接试验规程》QGDW11220-2014《电池储能系统变流器试验规程》QGDW11294-2014《储能系统接入配电网设计规范》QGDW11376-2015《智能电网储能系统并网装置测试技术规范》DB31-T-744-20132．电力系统概况及负荷分析2.1电力系统概况2.1.1项目概况本项目拟在实联长宜淮安公司建造1.5MW/12MWh削峰填谷储能项目工程，项目配置6台电池集装箱（每台集装箱容量2MWh），每台电池集装箱配置一台250kWPCS，PCS出线经2000kVA箱变后接入至10kV开关柜，开关柜出线接入厂区10kV电网完成并网。实联淮安储能项目储能最大功率1.500MW，容量12MWh。储能系统由电池组、变流器、测量通信等部分组成。本项目储能系统拓扑图见图1.2-1所示。本储能项目容量最大功率1.5MW，容量12MWh，申请接入实联长宜淮安公司厂区35kV合成氨变10kV侧。图2.1-1实联淮安储能项目拓扑图图2.1-2实联淮安储能项目与拟接入配电室相对位置图2.1.2项目周边电网概况本项目所在的实联长宜淮安公司由厂区110kV总降变供电。实联长宜110kV总降变现有110kV进线两回，来自220kV武黄变110kV侧。双回线路采用同塔双回架设，线路长度约19km，导线截面选用LGJ-400。实联长宜110kV总降变主变容量2×90MVA，电压等级110/35/10kV。110kV、35kV侧均采用单母分段接线。厂区有35kV车间变电站三座，分别为35kV合成氨变（3×25MVA），35kV循环水变（2×40MVA），35kV联检变（2×40MVA）。厂区内另有自备电厂机组2×50MW，各以一回35kV线路接入总降变35kV母线。实联长宜110kV总降变电气主接线见图2.1-3所示。本次实联淮安1.5MW/12MWh储能项目拟接入35kV合成氨变。35kV合成氨变主变容量3×25MVA，电压等级35/10kV，由110kV总降变出3回35kV线路供电。35kV侧采用单母三分段接线，10kV侧采用单母四分段接线。35kV合成氨变电气总平面及电气主接线见图2.1-4、图2.1-5所示。35kV合成氨变现有7个10kV备用间隔，10kV开关开断电流31.5kA，能够满足实联淮安1.5MW/12MWh储能项目的接入要求。图2.1-3实联长宜有限公司厂区电气主接线图图2.1-435kV合成氨变电气总平面图PAGE23图2.1-535kV合成氨变电气主接线图2.1.3实联长宜淮安公司用电情况实联110kV总降压变电压等级为110/35kV，于2012-07-10投运。2017年全厂最大负荷(需量)约为67,000kVA，最小负荷(需量)约为40,000KVA,全年(2017)网购电量约1.819亿kWh,平均网购电功率约20.77MW。35kV合成氨变现运行2台25MVA主变，满产运行负荷约10～12MW。根据实联长宜淮安公司110kV总降变及35kV最大负荷可知，110kV总降变最大负载率约37.2%，35kV合成氨变最大负载率约24%。本期1.5MW/12MWh储能项目接入后，储能发电负荷可以再35kV合成氨变就地消纳。35kV合成氨变现有主变容量具备为储能充电的能力。2.2储能系统运行策略分析电化学储能系统指通过电化学，可控、可循环地进行电能存储及释放的设备系统。根据实联长宜淮安公司用电负荷数据可知，厂区负荷有明显的峰谷特性，本项目接入实联长宜淮安公司后，低谷充电，峰时放电，一天充放一次，实现削峰平谷。1）根据该用户的负荷特性，结合江苏省峰谷电价（非7、8月份），确定储能系统运行方式，如下表所示；时间段0:00~08:0008:00~12:0012:00~17:0017:00~21:00储能系统工作方式充电放电不充不放放电2）为防止电池充电过程中淮钢公司主变负荷过大，可对负荷进行实时监测，设定负荷底线值，储能系统充放电控制策略见图2.2-1所示。具体如下：电价处于谷价：当P用户＜P负荷限值时，储能系统进行充电，这时储能系统的功率P储能=P负荷限值－P用户；b)当P用户＞P负荷限值时，储能系统不工作，这时储能系统的功率P储能=0；电价处于峰价：储能系统进行恒功率放电；电价处于平价：当P用户＜P负荷限值时，储能系统进行充电，这时储能系统的功率P储能=P负荷限值－P用户；当P用户＞P负荷限值时，储能系统不工作，这时储能系统的功率P储能=0。备注：其中P用户表示用户的实时功率；P负荷限值表示设定的负荷限值，避免超出该用户容量限值；P储能表示储能的功率。图2.2-1储能系统运行控制策略2.3接入系统方案2.3.1接入电压等级分析根据《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33015-2014，规定的一般原则，8kW～400kW可接入380V，400kW～6000kW可接入6kV～20kV。本工程整体容量为1.5MW储能系统电站，按容量初步可选择10kV电压等级接入。2.3.2本储能系统定位参照《江苏省电力公司分布式电源并网服务管理规定实施细则（修订版）的通知》（苏电营【2014】365号），分布式发电类型包括位于用户附近，所发电能就地利用，10kV及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的储能系统发电项目。因此，本储能系统属于分布式电源，按分布式电源接入系统设计。同时变流器与逆变器均为静止式电机参照国家电网分布式光伏项目接入系统典型设计（2013年6月）实联淮安储能项目接入方式为“并网不上网”。2.3.3接入（并网）点分析根据现场实际电网情况、发电容量以及用户接线情况、申请表，接入（并网）点选择实联长宜淮安公司厂区35kV合成氨变10kV母线侧，公共连接点为电网武黄变110kV母线。具体见实联淮安储能项目接入一次系统接线示意图2.3-1。图2.3-1实联淮安储能项目接入一次系统接线示意图2.3.4主要电气设备选型1)储能系统并网、送出线路导线截面储能系统最大功率1.5MW，最大功率充放电时10kV并网送出线路约电流87A，并网线路可采用95平方毫米电缆，截面满足并网线路送出极限以及压降要求。2)储能系统设备参数要求储能系统提供的短路电流按1.5倍的额定电流计算，对用户内部以及系统短路电流影响不大，项目10kV侧设备短路电流水平按用户原有设备选择按31.5kA考虑。3)无功补偿容量配置根据用户提供资料，实联长宜淮安公司110kV侧2回进线功率因数分别为0.95、0.96。根据《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33015-2014第6.2.3条相关规定“接入6kV～10（20）kV配电网的电化学储能装置，功率因数应能在0.95（超前）～0.95(滞后)范围内连续可调，在其无功输出范围内，应具有参与配电网电压调节的能力，无功动态响应时间不得大于30ms，其调节方式、参考电压以及电压调差率等参数应满足并网调度协议的规定。”考虑技术规定要求以及业主提供的变流器参数（功率因数能维持在0.99，提供无功约213kvar），能够满足储能系统发电容量、升压变、站内电缆等无功损耗的补偿要求，本期不再配置无功补偿装置，最终容量以及类型以审查意见为准。2.4储能投运后厂区电力平衡分析本储能系统项目接入实联长宜淮安公司厂区35kV合成氨变10kV母线，35kV合成氨变现有正常负荷10kW～12kW，该用户二十四小时全天运转，除设备检修外负荷相对稳定。实联长宜淮安公司正常运行情况下，储能系统所发电量能在用户内部完全消纳，现有35kV变压器容量能够满足储能充电需求。3．储能系统方案总体设计3.1储能系统架构及设计原则3.1.1系统架构储能系统由储能电池系统（含储能电池和电池管理系统）、监控系统、消防系统、温控系统、照明系统等主要组件构成。图3.1-1储能系统示意图本方案设计储能电站由储能系统、电气一次设备、电气二次设备以及辅助设备四大部分构成。其总体架构包括以下几个部分：图3.1-2储能电站系统架构图储能系统由电池单元、电池管理系统、储能变流器以及相应的能量监控与测控保护单元集成而成。电站储能系统采用了科学的内部结构设计，先进的电池生产工艺，并配置较先进的电池管理系统以及能量转换系统，具有高比能量和长寿命、安全可靠、使用温度范围宽等特性，是风、光电储能、智能电网等行业理想的绿色储能电源产品。一次系统由电气主接线和隔离变压器、升压变压器、开关柜、电气主接线等相关构成，其中升压变压器和开关柜用于10kV及以上高压侧并网方式，根据需要也可以配置无功补偿装置。二次系统包括计算机监控运行控制系统、继电保护及安全装置、电能质量监测装置、计量装置、通信装置等，负责采集储能电站的运行状态参数实时信息，并汇集到控制中心，实现对储能电站的实时监控及运行保护。电能质量监测装置为选配，该设备监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。除此之外，还配备了相关辅助设备，如照明、交直流UPS、视频监控、消防设施等，这些设备均接入储能电站集控中心，实现对储能电站站运行环境和状态的远程监控。3.1.2设计原则为确保电池储能电站系统得以高效、稳定、持续无故障的运行，本项目所提电池储能电站系统方案符合以下设计原则：可靠性系统可靠性包括了成熟性、容错性和易恢复性三个方面。成熟性是指系统为避免由本身存在的故障而导致失效的能力。本项目的软硬件配置应符合低失效度、低故障度和高有效度的要求。容错性是指在出现故障或违反规定接口的情况下，系统维持规定性能级别的能力。本项目的软硬件配置应符合高防死度和高防错度的要求。易恢复性是指在失效发生的情况下，系统重建规定的性能级别和恢复直接受影响的数据的能力。本项目的软硬件配置应符合高重用度和高修复度的要求。可用性可用性是在任意指定时刻系统能正确运行的概率，可定义为系统保持正常运行时间的百分比。电池储能电站系统设计用于用户的削峰填谷、平抑负荷波动等功能，要求能够提供7x24h不间断运行的高可用性。先进性系统的先进性体现在选用业界目前广泛使用的产品和解决方案，技术选型具有前瞻性，保证在未来数年内处于主流并能获得充足的技术支持。实用性系统选用的软硬件方案要充分结合中国业务特点和电池储能电站系统架构现状，在保证系统可靠性和可用性的前提下，最大程度的达到实用、好用的目的，实现界面友好、操作直观、功能贴合实际、系统响应迅速、部署方便、运行稳定等特性，促进用户运行操作更加便利，提高运行工作效率。标准性系统配置必须符合标准性的原则，软硬件选型应普遍采用遵循业界规范的、由国内外主流组织或企业参与和支持的标准产品。可扩展性系统在体系架构、硬件产品、软件产品、接口服务协议等方面，应当充分考虑不同用户的实际需求，保证系统具有高度的可扩展性、互操作性和可移植性。节约投资系统的软硬件配置选型在符合上述几项重要原则的基础上，还要兼顾节约投资的需要，优先选用功能价格比高和性能价格比高的软硬件产品。3.2储能电池系统3.2.1电池单元储能是通过物理或化学手段将电、热等形式的能量储存起来，在出现用能需求时释放的过程。目前化学储能技术主要包括铅酸电池、铅炭电池、氧化还原液流电池、钠硫电池、铁锂电池。表3.2-1是铅碳电池与锂电池比较情况：表3.2-SEQ表\*ARABIC1铅碳电池与锂电池比较比较项目铅碳电池磷酸铁锂备注重量重(约锂电池2.5倍)轻锂电池优胜体积大小锂电池优胜比能量Wh/L86260锂电池优胜比质量Wh/kg33130锂电池优胜放电倍率1.5C(15分钟)2C(能量型，持续)锂电池优胜充电倍率0.6C101C(能量型，持续)锂电池优胜循环使用次数60%DOD3,000次以上(实测，测试仍未结束)100%DOD2,000次–5,000次锂电池优胜污染及回收铅碳电池有回收价值，反而不会污染环境锂电池没有回收价值，将来处理是问题铅碳电池优胜电池管理系统(BMS)需要BMS系统，对BMS系统的SOC计算要求精确需要优良的BMS，对BMS系统的均衡效果、SOC计算、安全保护要求很高铅碳电池优胜价格便宜约为铅碳电池2.5倍铅碳电池性价比优於锂电池本项目储能电站对储能系统需求比容量，效率输出、循环寿命要求较高特点，综合考虑本方案储能电池采用250kW/2MWh磷酸铁锂电池进行设计。每个电池簇内部包括19个电池箱，1台高压箱。排布图如下：电池簇参数额定电压768V容量255.36kWh（@25℃，1C/1C）电池箱数量19高压箱1工作温度充电：0℃~55℃放电：-20℃~55℃重量1500kg尺寸（宽*高*深）8800*625*2390mm3.2.2电池管理系统蓄电池作为动力来源，必须串联使用才能达到电压要求，而多个电池串联使用一段时间后，电池内阻和电压产生波动，单体电池的状态差异会逐渐显现出来，不断循环的充放电过程加剧了单体电池之间的不一致性。电池成组后，大功率充放电时，电池组发热，在电池模块内形成一定的温度梯度，使各单体电池工作时环境温度不一致，将削弱单体电池间的一致性，降低电池组充放电能力。为确保电池性能良好，延长电池使用寿命，必须对电池进行合理有效地管理和控制。电池管理系统（BatteryManageSystem，BMS）对电池组的使用过程进行管理，对电池组中各单体电池的状态进行监控，可以维持电池组中单体电池的状态一致性，避免电池状态差异造成电池组性能的衰减和安全性问题。BMS通过测量，获取电池的工作状态，并把这种状态显示出来。紧急情况下，利用声光手段来提醒使用者，使得电池工作在“合理区域”，从而延长电池的使用寿命。危险情况下，自动采取措施，避免事故的发生。另外为电池提供能量均衡功能，提高电池的“有效储能”，进而延长放电时间。系统简介每簇包含19个12S模式BMU设备，配合一个BMS主控电气控制箱和配套采集线束通信线束构成一簇的系统控制。一个2MWh集装箱共有8簇BMS管理系统搭配一套系统管理单元ESMU，8个含有ESBCM主控的高压控制箱，152个12串从控ESBMM。250kW/2MWh储能系统BMS架构图：电池采集管理模块—从控ESBMM通过外部电源12V/24为其提供工作电源，它将采集到的电池电压、电池温度等信息通过CAN总线传输到电池组管理模块ESBCM。1）产品功能电压采集：采集12串电池的单体电压、4个单体温度；均衡功能：采用主动均衡技术，均衡电流2A，可改善电池一致性，延长使用寿命；通过与ESBCM的通讯，接收管理单元下传的均衡启动指令及需要均衡的电池均衡状态，启动均衡；当均衡功能异常时，包括硬件异常，无均衡电流等，上传报警信息；通过CAN接口，可实现与其他模拟量采集模块的通讯，实现其他模拟量信息的获取；低功耗：支持采集部分低功耗工作模式；采用模块化设计，安装、使用和维护方便，且模块间相互隔离、可靠性高。2）技术参数ESBMM-1222主要技术参数技术参数技术指标模块工作电源DC9-32V工作电源功率运行功耗＜2W电池均衡电流2A电池管理节数12节单体电压采集范围0～5V电池均衡方式无损主动均衡数据通讯接口CAN2.0通讯波特率250Kbps（默认）、可选输入绝缘电阻≥5MΩ,1000VDC尺寸及质量180×105×28mm（长×宽×高）3）安装尺寸电池组控制管理单元-主控ESBCM主要是对整组电池的运行信息收集，采集整组电池的各单体信息、总电压和电流，对电池组出现的异常进行报警和保护；能根据安全处理规则的要求对电池组进行保护，确保电池系统的安全、稳定运行，当电池严重过压、欠压、过流（短路）、漏电（绝缘）等异常故障情况出现时，电池组管理控制模块控制整组电池的开断，避免电池被过充、过放和过流；同时ESBCM根据各种信息进行综合判断，挑选出需要进行均衡维护的单体电池。1）产品功能:具备系统上电自检功能，主要包括所有传感器、系统状态等；具备电池组端电压、电流、温度等检测功能；对电池管理模块ESBMM采集的数据进行收集，同时转发数据。具有电池正负极对机壳的绝缘检测功能；具有管理主接触器控制及主接触器反馈信号检测功能；异常报警及硬接点保护控制功能；具备CAN/RS485总线通讯功能。2）技术参数:ESBCM-8133主要技术参数电池组控制单元型号ESBCM-8133电压采集电压检测范围<1000V电压检测精度±5mV电压采集周期100ms(50ms)电流采集电流检测范围±500A（量程根据分流器或霍尔型号确定）电流检测精度≤±0.5%（满量程）电流采集周期100ms(50ms)温度采集温度检测范围-20～85℃温度测量精度±1℃温度采集周期100ms(50ms)绝缘电阻采集绝缘电阻测量精度±5%绝缘电阻采集周期2s工作电压9～32Vdc工作温度-20～65℃工作功耗<2.4W通讯接口RS485*2，CAN*3通讯波特率9600bps，250Kbps（默认）DO(开关)3*2A/输入电源（9-32V）DO(有源)3*2A/输入电源（9-32V）DO(无源)40V(ACpeakorDC)/2A(ACorDC)*2DI4*高电平（9-32V）,电流大于0.5mA输入绝缘电阻≥5MΩ,1000VDC安装尺寸180*105*28mm（长*宽*高）3）安装尺寸ESMU管理服务器-显控对ESBMM、ESBCM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，此外，可实现与储能调度监控系统等进行联动控制，根据输出功率要求及各组电池的SOC优化负荷控制策略，保证所有电池组的总运行时间趋于一致。储能系统管理服务器实物图1）监测显示数据管理电池组信息，监测显示单体电池电压数据；监测显示整组电压、电流数据；监测显示环境温度及单体电池温度数据。2）报警功能通信报警；单体电池过压、欠压报警；整组电池过压、欠压、过流报警；温度过高、过低报警。3）保护单体电压过压、欠压保护；整组电池过压、欠压、短路保护；温度过高、过低保护。4）参数设置电池组安装及运行参数的设置；网络通讯参数设置；接口协议参数设置；BCM参数设置。ESMU主要技术参数储能系统管理服务器ESMU通信接口RS485*2，CAN*1，Ethernet10/100M事件日志数据库10000件事件记录，包括异常类，发生时间，保护动作人机界面10.1”LCD触摸屏ESMU供电直流输入：DC24VESMU功耗＜5W通讯波特率9600bps，250Kbps（默认），100Mbps尺寸275.85×188.85×41.5mm材料钣金工艺三防漆3.2.3电池系统布置磷酸铁锂电池集装箱系统布置集装箱的主要任务是将锂电池、通讯监控等设备有机的集成到1个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的供电系统、温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、电气联锁系统、机械联锁系统、安全逃生系统、应急系统、消防系统等自动控制和安全保障系统。选用40英尺标准集装箱高箱。电池仓和电气仓完全隔离布局，采用集装箱专用空调，不占用集装箱空间。集装箱内部布局图见附图1所示。集装箱性能与结构集装箱具有运输方便,能抵抗风雨、避光的特点。经过调研和论证，本项目中的箱体采用工业级特种集装箱。工业级特种集装箱是在普通集装箱的基础上，根据用户需要进行专用设计，并选用高品质的通用配件而制作的专用箱体。集装箱机械接口特性集装箱可满足吊车安装的基本安装要求，采用提供螺栓安装和焊接两种固定方式。螺栓固定点和焊接点与整个集装箱的非功能性导电导体（集装箱金属外壳等）可靠联通，同时，以铜排的形式向用户提供2个符合电力标准要求的接地点。集装箱的防护等级为IP54。集装箱内设备供电通过储能双向逆变器（PCS）配套的隔离变压器380V侧引接一路至集装箱。集装箱一次电路电气输出接口为储能双向逆变器（以下简称PCS）的直流、能源管理系统接口、PCS隔离变压器动力电源引入、监控系统等。进出线方式为下进下出。集装箱通讯接口特性集装箱采用统一的对外通信接口，包含2个RS485（ModbusRTU）接口和1个工业以太网接口，并具备扩展功能。系统设计方案接地方案集装箱提供螺栓安装和焊接两种固定方式。螺栓固定点和焊接点可与整个集装箱的非功能性导电导体（正常情况下不带电的集装箱金属外壳等）可靠联通，同时，集装箱以铜排的形式向用户提供2个符合最严格电力标准要求的接地点，向用户提供的接地点必须与整个集装箱的非功能性导电导体形成可靠的等电位连接，接地点位于集装箱的对角线位置。防雷系统在线路上安装有防浪涌保护模块，并带有辅助报警开关，一旦发生雷击可通过监控平台发出对外报警信号。监控系统实时监测防雷器信号，一旦发生报警，建议系统自动切换到相应的监控界面，同时产生报警事件及有相应的处理提示。防雷系统通过接地扁钢或接地圆钢连接至集装箱给用户提供的2个的接地铜排上，接地系统中导体的有效截面积250mm²。照明系统设计可实现对集装箱内照明灯光的控制，管理人员既可在现场用手动开关进行控制，也可利用遥控开关对照明设备进行遥控控制。另外，当整套系统断电时，可通过启动紧急电源实现系统供电，照明系统具有防暴功能，为集装箱内部的监控提供一个良好的照明环境。温湿检测系统设计集装箱内部环境温湿度对设备正常运行有重要影响。因此设计在集装箱的各个重要部位，安装温湿度传感器，实时监测集装箱内的温度和湿度值，一旦发现异常立即启动报警。通过在集装箱重要部位安装温湿度传感器对环境温湿度实现监测，既可在温湿度传感器表面实时看到当前的温度和湿度数值，亦可通过电池管理系统将数据上传远程监控平台，进行温湿度的远程实时监测。报警系统设计系统具有报警系统，通过在特殊位置安装一报警灯，能够为外界提供比较明显的信息，从而起到预警作用。其报警主要反映为集装箱内部的烟雾报警、灭火器启动报警和雷击报警。亦可通过电池管理系统将数据上传远程监控平台，进行远程报警监测。消防系统消防系统由烟感探测器、温度探测器、声光报警器、手动灭火按钮和超细干粉储存器组成。灭火装置选用七氟丙烷灭火装置进行保护，该系统带有温度启动器，在温度达到报警值时，可以实现自动灭火；同时在烟雾浓度达到报警值时，可以通过手动启动器进行手动灭火。隔热阻燃系统本集装箱设计采用高品质隔热阻燃系统，全天候应对使用现场的各种情况。电气连锁系统集装箱内配置烟雾传感器、温度传感器、湿度传感器等安全设备，烟雾传感器和温度传感器和系统的控制开关形成电气连锁，一旦检测到故障，集装箱通过声光报警和远程通信的方式通知用户，同时，切掉正在运行的电池成套设备；湿度传感器检测到集装箱内的湿度不满足要求时，电池成套设备应采取有效措施使室内湿度满足工作要求。机械连锁系统集装箱在室外露天条件下不会被偷盗者打开，可保证在偷盗者试图打开集装箱时产生威胁性报警信号，同时，通过远程通信方式向后台报警，该报警功能也可由用户手动屏蔽。安全逃生及应急系统集装箱内有明确的安全逃生通道标示。一旦发生危险，人员可以根据安全标示迅速逃离现场，并且可手动控制报警系统通知用户和手动切掉正在运行的成套电池设备。集装箱监控单元集装箱监控系统采用一体化监控模块监控环境因素与安全状况，包括温度、湿度、消防、防盗等。当检测到该状态量超过设定的安全阈值，系统将通过RS485方式上报给BMS，然后BMS在上报给监控后台。监控单元同时具备完善的设备检测功能，可以通过预留告警自定义接口检测开关电源系统、空调系统等运行状态。集装箱温控系统集装箱系统在各个情况下，使用的温度控制策略为：当集装箱内部温度低于0℃，开启加热器加热功能；当集装箱内部温度升高至10℃，加热器关闭。当集装箱内部温度高于30℃，开启制冷功能；当集装箱内部温度降低至25℃，空调转入待机状态。空调待机状态下，空调风扇工作，保证集装箱内空气循环流动。从系统能量供给角度考虑，BMS可根据监控后台的高级指令确认是否需要按正常规则启动空调或加热器。集装箱本体的主要性能参数如下：集装箱防护等级为IP54，承重35吨。底板载荷底板承受下列静载荷，无塑性变形或损坏：集中载荷：10kN/0.25m2；（500mm*500mm面积上）顶板载荷顶板承受下列静载荷，无塑性变形或损坏：集中载荷：3kN/0.18m2;（600mm*300mm面积上）防水性：箱体顶部不积水、不渗水、不漏水，箱体侧面不进雨，箱体底部不渗水。出厂前进行淋雨试验，试验内容：处于工作状态，门、翻板、窗、孔口关闭，降雨强度为5mm/min～7mm/min，试验时间为1h，舱内和舱壁及各孔口内部不应有渗水或漏水。保温性：集装箱侧墙、顶部、底部、门均采用80mm岩棉，所使用管件填充岩棉，保证在集装箱内外温差为60℃（青海极限温度范围-34.4℃~24.9℃）的环境情况下，传热系数应不大于2.0W/(m2·℃)。防腐性：集装箱整体结构框架均采用优质钢材加工而成，所有钢制零、部件均进行抛丸喷砂预处理，喷涂富锌底漆。防火性：集装箱外壳结构、隔热保温材料、内外部装饰材料等全部为阻燃材料。防尘（防风沙）：集装箱的进、出风口和设备的进风口加装有可方便更换的标准通风过滤网，同时，在遭遇大风扬沙电气时可以有效阻止灰尘进入集装箱内部防震：集装箱屋顶的彩钢板有效厚度2.0mm，外壁彩钢板的有效厚底1.6mm，内壁彩钢板的有效厚底0.8mm，均采用宝钢生产高品质彩钢板产品，钢板牌号为SPA-H。集装箱出厂前会进行吊装、承重、跑车试验，可以保证运输和地震条件下集装箱及其内部设备的机械强度满足要求，不出现变形、功能异常、震动后不运行等故障防紫外线：全部彩钢板的涂层中均已加入紫外线吸收剂。集装箱内外材料的性质不会因为紫外线的照射发生劣化、不会吸收紫外线的热量等。防盗性：集装箱内所有门配有门禁报警及监控系统。集装箱在室外露天条件下，偷盗者试图打开集装箱时会产生威胁性报警信号，同时，监控系统通过远程通信方式向后台报警，该报警功能可以由用户屏蔽。磷酸铁锂电池集装箱平面布置每个集装箱包含1套250kW/2MWh磷酸铁锂储能电池系统，分别布置于集装箱两侧。每套2MWh系统包含8簇电池簇和1面汇流柜，每簇电池安装在1个电池架内，集装箱排布图如下。3.2.4PCS预制仓1.5MW逆变设备集装箱1套，内含250kW输出三相三线380V非隔离PCS6套，单台直流工作电压600-850V，交流额定电压380V[集装箱预制含照明、隔热、防腐蚀、消防器材、接地、散热设计，防护等级IP54,使用寿命＞10年]PCS功能性要求1）PCS对EMS或其他上位机系统采用以太网接口，MODBUS/TCP通信规约，EMS或其他上位机系统为主站，PCS为从站；2）PCS对BMS采用RS485接口，MODBUS/RTU标准通信规约，BMS为主站、PCS为从站；3）PCS具备直流和交流侧电压、电流、充放电功率等数据采集、计算和上传功能；4）PCS能够进行系统状态判断，接触器、断路器状态检测；5）PCS具有故障诊断及保护功能，能够正常诊断出自身内部产生的故障，产生相应的事件和故障码上传到上位机。并有历史故障本地记录功能，断电后数据不丢失；6）PCS能够响应EMS或其他上位机系统下发的启动/停止控制命令，实现PCS启动/停机控制，能够响应EMS或其他上位机系统下发的功率设置命令和充放电工作模式切换命令；7）充电至电池充满时，PCS接收BMS报告的电池充满、电池过压等告警信息并进入待机；放电至电池放空时，PCS接收BMS报告的电池放空、电池欠压等告警信息并进入待机；8）PCS具有受控/自动运行两种模式。受控模式下PCS与EMS或其他上位机系统通信，执行EMS或其他上位机系统指令，当与EMS或其他上位机系统通信中断时PCS待机，不进行充放电；自动模式下PCS可不依赖EMS或其他上位机系统指令，以本地预设的定时充放电逻辑自动运行；9）当BMS反馈故障信息，PCS执行故障保护停机；10）PCS故障信息支持通过远端进行复位；11）PCS具备无功补偿能力；12）PCS的基本保护包括但不限于过压、欠压、过流、过频、欠频等且保护整定可调；系统配电和结构要求1）直流侧可接入带BMS控制的电池组，变流器直流侧具备直流缓冲（预充电）功能；2）交直流配电单元的元件除能满足本回路的参数要求外，还应保证在规定的额定条件下安全可靠运行，且其安装易于检查和维修；3）交直流配电单元的所有母排按国家标准规定排列和标记，方便接线，满足接线能力；4）PCS具有交流端单独的隔离开关，保证储能系统检修时PCS交流端的电气安全。PCS主回路原理工作原理为：通过三相桥式变换器，把储能阵列的直流电压变换成高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波电流后并入电网。PCS关键技术三相户内式变流器单元，主要参数下表：储能变流器主要参数直流侧工作电压范围550~850V最大直流功率275kW最大直流电流550A交流侧额定功率250kW最大交流功率275kVA最大交流电流480A最大总谐波失真<3%额定电网电压380V允许电网电压范围330~450V额定电网频率50Hz允许电网频率范围45~55Hz额定功率因素>0.99隔离变压器可选配功率因素可调范围0.9(超前)~0.9(滞后)效率最大效率98.50%常规数据运行温度范围-30~+55℃停机自耗电<40W冷却方式温控强制风冷防护等级IP20相对湿度0~95%，无冷凝最高海拔6000m(大于4000m需降额)显示屏触摸屏调度通讯方式RS485、EthernetBMS通讯方式RS485、CAN通讯协议IEC104/ModbusTCP/ModbusRTUPCS性能要求1）交流对地、直流对地、交流对直流的绝缘电阻不小于100kΩ；2）机柜导电部分到总接地的电阻不大于0.1Ω；3）机柜对地漏电流小于30mA；4）机柜内部绝缘材料防火等级不低于ULV-0；电缆采用105℃耐温电缆，其它绝缘材料耐温不低于125℃。5）PCS设备的交流、直流和信号接口应能抵抗下述标准规定的电磁干扰类型和等级：a)GB/T17626.5规定的严酷等级为3级的传导骚扰干扰；b)GB/T17626.4规定的严酷等级为3级的快速脉冲群干扰；c)GB/T17626.2规定的严酷等级为3级的静电放电干扰；d)GB/T17626.3规定的严酷等级为3级的辐射电磁场干扰；e)GB/T17626.6规定的严酷等级为3级的浪涌干扰；f)传导发射和辐射发射干扰不超过EN55022-2010规定的classA等级。3.2.5EMS管理系统EMS管理系统实现储能系统的实时监控（SCADA）和能量管理等功能。监控功能包括数据采集和处理、控制操作、储能基本单元监控、报警处理、画面生成及显示、在线计算及制表、数据接口、人机联系等。能量管理功能包括能量平衡和自动调度、模式控制等。监控系统监控及能量管理采用一体化设计，监控系统可以根据操作员输入的命令实现断路器、定值、切换开关等的正常操作和其它必要的操作。操作控制的执行结果反馈到相关设备图上。其执行情况产生正常(或异常)执行报告并显示。为保证控制操作的安全可靠，整个系统具有安全保护措施，同时记录操作项目及时间等。操作功能包括：状态显示功能，即操作人员可通过该功能了解系统的总体状态，查阅画面和报表。操作权限限制功能，即系统可设置不同操作权限和口令，以防止非法使用及误操作。标牌功能，即系统可对监测对象加上反映其特征或内容的标牌，用于系统的画面显示和操作控制中。信息提示功能，即当操作不正确时，显示出错误提示信息并提供联机帮助。数据输入功能，即操作人员可在线输入数据，修改报表和编辑画面及参数数据。操作记录功能，即操作记录将存储各种操作信息，在进行操作时激活操作记录功能。数据采集与监控1、一般要求1）监控系统按照“少人值守”的原则设计，自动化程度高。2）监控系统迅速、准确、有效地完成对被控对象的监测与控制。3）监控系统根据采集到的包括储能用蓄电池、负荷、各电气设备等的数据，进行分析、控制和调节。4）监控系统实现安全运行监视，屏幕显示，事故处理指导和恢复操作指导等功能。5）监控系统实现对系统内储能单元的高级能量管理，最大限度利用储能电池。数据采集和处理数据采集能通过现场通讯装置及控制器采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量、开关量及环境参数等。模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量，并实现如下功能：定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换。越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警。开关量采集包括保护动作信号、异常报警信号、运行监视信号等，并实现如下功能：总召：按周期定时向间隔层设备采集的输入量进行召唤。变位上送：当状态发生变化时，主动上送到状态变位信息，并反映设备异常报警。事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。监视和报警1、监视功能能通过操作员站对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，任何实时画面均应能完全显示出来，画面调用采用键盘、鼠标。对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电设备的颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内。用户能在工程师工作站上方便和直观的完成实时画面的在线编辑、修改、调用和实时数据库连接等功能。画面应采用符合X-Window标准的窗口管理系统，窗口的颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可由操作人员设置和修改。图形管理系统应具有汉字生成和输入功能，支持矢量汉字字库。应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能。屏幕显示、打印制表、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应汉字化。对各种表格应具有显示、生成、编辑等功能。在表格中可定义实时数据、计算数据、模拟显示等功能。显示的主要画面如下：➢电气主接线图，包括显示设备运行状态、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值➢.PCS设备信息图➢.BMS设备信息图➢.各种告警信息及报表➢.控制操作过程记录及报表➢.趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。➢.各种统计及功能报表，包括电量表、操作记录表等➢.主要设备参数表2、报警功能当所采集的模拟量发生越限，开关量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。事故状态方式时，操作员工作站的画面上应有相应的颜色显示，同时有报警条文。报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。事故报警和预告报警应采用不同颜色，对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，应自动推出相关提示信息。控制和操作监控系统能根据操作员输入的命令实现断路器、定值、切换开关等的正常操作和其它必要的操作。监控系统提供必要的操作步骤和足够的监督功能，以确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。操作控制的执行结果应反馈到相关设备图上。其执行情况能产生正常(或异常)执行报告并显示。操作功能包括：状态显示功能，即操作人员可通过该功能了解系统的总体状态，查阅画面和报表。操作权限限制功能，即系统可设置不同操作权限和口令，以防止非法使用及误操作。标牌功能，即系统可对监测对象加上反映其特征或内容的标牌，用于系统的画面显示和操作控制中。数据输入功能，即操作人员可在线输入数据，修改报表和编辑画面及参数数据。操作记录功能，即操作记录将存储各种操作信息，在进行操作时激活操作记录功能。人机接口及管理功能1、人机接口人机接口包括彩色液晶显示器（TFT），功能键盘、汉字打印机。为运行人员提供对所控设备的定时监控的各种手段，其实现的功能如下：➢调画面、一览表、测点索引➢对可控设备发出控制操作命令➢日期和时钟的设置➢测点的投退➢各种参数的设置➢报警确认和画面清闪2、开放性与扩展性1）开放性系统将商用关系型数据库和实时数据库在设计上有机地结合在一起。提供对数据模式的建立、数据存贮、报表系统以及对外部系统的数据接口。在遵循各种接口标准的基础上，可按照系统的需求对不同厂家的硬件和软件进行集成，并根据实际情况进行灵活配置，逐步投入、扩展和升级，保护原有的投资，使系统具有良好的集成性和扩充性。2）可扩展性系统具有扩充硬件和软件的能力，如硬件增加新计算机的能力和软件增加新功能的能力。系统可以逐步建设、逐步投运、逐步扩充、逐步升级。系统的结构应能支持多类型计算机硬件设备，软、硬接口符合国际标准。3.3电气一次设计3.3.1设计依据国家及行业设计规程规范：《建筑设计防火规范》(GB50016-2014)《建筑内部装修设计防火规范》(GB50222-2017)《20kV及以下变电所设计规范》(GB50053-2013)《火力发电厂与变电站设计防火规范》(G50299-2006)《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006)《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(GB50062-2008)《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）《电测量及电能计量装置设计技术规程》(DL/T5137-2001)《外壳防护等级（IP代码）》(GB/T4208-2017)《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2007)《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》(GB3906-2006)《多功能电能表》(DL/T614-2007)《建筑物防雷设计规范》(GB50057-2010)《电能质量电压波动和闪变》(GB/T12326-2008)《电能质量评估技术导则供电电压偏差》(DL/T1208-2013)《电能质量公用电网谐波》(GB/T14549-1993)《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448-2016)3.3.2电气平面布置实联长宜淮安科技有限公司1.5MW/12MWh储能项目站址选择在实联化工厂区35kV合成氨变电站东侧空地内，站址现状为绿化用地。电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。区域内包含6座储能电池集装箱、1座PCS预制仓、1座箱式变电所以及1座一二次设备预制仓。电气平面布置如图3.3-1所示。图3.3-1电气平面布置3.3.3电气主接线电池储能电站接入系统方案需结合用户负荷性质、用能特点，就近接入。本工程共配置单组容量为2043kWh的蓄电池组6组，250kW储能变流器6台，2000kVA双分裂升压变1台。储能单元由蓄电池-储能变流器-交流汇流柜-变压器构成，每个2043Wh蓄电池组接入1台储能变流器，每3台储能变流器通过1台交流汇流柜以交流380V接入变压器低压侧单个绕组。变压器高压侧以10kV电压等级接入1台储能出线柜，最终接入35kV合成氨变电站10kV母线预留的备用间隔内。35kV合成氨变电站10kV配电房原10kV配电装置采用单母线分段接线，本期不改变原有接线形式。电气主接线如图3.3-2所示。图3.3-2电气主接线图3.3.4主要电气设备选型10kV变压器本工程配置2000kVA10kV油浸式双分裂变压器1台，短路阻抗6.5%，D/y11/y11联接方式。变压器高压侧含高压负荷开关、熔断器、带电显示器、避雷器等设备，低压侧包括框架断路器、塑壳断路器、浪涌保护器等设备。10kV开关柜10kV配电装置选用KYN28-12型金属铠装移开式高压开关柜，柜内配真空断路器、操作机构、电流互感器、电压互感器、交流无间隙金属氧化物避雷器、接地开关、带电显示器等。真空断路器采用手车式。（1）进线柜柜内主要设备及参数：1）真空断路器额定电压：12kV额定电流：630A额定短路开断电流：25kA2）电流互感器额定电压：12kV变比：150/5准确等级：5P20/5P20/0.53）带电显示器4）避雷器（2）计量柜柜内主要设备及参数：1）电流互感器额定电压：12kV变比：150/5，准确等级：0.2S2）电压互感器额定电压：10kV变比：10/0.1准确等级：0.23）带电显示器（3）母线设备柜柜内主要设备及参数：1）电压互感器额定电压：10kV变比：10/√3：0.1/√3：0.1/3准确等级：0.5/3P2）避雷器3）带电显示器(4)储能出线柜柜内主要设备参数：1）真空断路器额定电压：12kV额定电流：630A额定短路开断电流：25kA2）电流互感器额定电压：12kV变比：150/5准确等级：5P20/5P20/0.53）带电显示器4）避雷器5）零序电流互感器站用电源本站的交流电源，1回引自箱变低压侧，另1回由甲方厂区就近提供。直流电源引自35kV合成氨变电站已建直流屏。短路水平储能系统提供的短路电流按1.5倍的额定电流计算，对用户内部以及系统短路电流影响不大，考虑站址电网短路水平及远景发展因素，本项目10kV配电装置暂按短路电流水平25kA设计，最终结果以接入系统报告及其批复意见为准。3.3.5电缆敷设及电缆防火（1）电缆敷设电缆选择及敷设的设计应符合《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）的规定。本站储能区域内所有电缆均在户外电缆沟内敷设，储能区域至35kV合成氨变电站的电缆利用已建户外架空电缆桥架敷设至变电站内电缆夹层。（2）电缆防火封堵电缆防火按应满足《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）。电缆防火的措施是在柜屏下方、电缆竖井进出口、孔洞、桥架等处进行封堵，并在电缆局部采用防火涂料涂刷。3.4电气二次设计储能电站配置1套计算机监控系统，实现储能电站的实时监控和能量管理功能。计算机监控系统满足储能电站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能，诸如保护、控制、通信、测量等功能，可实现储能电站的综合自动化管理，并具有远动功能，将采集到的各种实时数据和信息，经处理后传送至淮安地调。能量管理功能包括能量平衡和自动调度、模式控制等。3.4.1计算机监控系统储能电站拟按"无人值班，少人值守"的方式进行设计，采用以计算机监控系统为基础的集中监控方案。本电站计算机监控系统的任务是根据电力系统的要求和电站的运行方式，完成站内功率变换系统（PCS）、电池管理系统（BMS）以及其他电气设备的自动监控和调节。储能电站计算机监控系统采用开放式分层分布系统结构，由站控层、网络层和间隔层三部分组成。站控层设备主要包括监控主机、通讯管理机、时钟同步系统等。站控层为整个储能电站设备监视、测量、控制、管理的中心，接收现场采集的开关量、模拟量、电能量信息和环境变量，并向现场设备发布控制命令，通过通讯管理机与调度中心通讯。网络层设备主要包括光纤、屏蔽双绞线、以太网交换机、光电转换器等。间隔层设备主要包括进线保护测控装置以及联络线保护测控装置等。3.4.2继电保护及安全自动装置根据接入系统意见、《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》（GB/T50062-2008）以及《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）的要求，本储能电站保护配置如下：储能系统10kV线路保护储能系统10kV线路保护包括10kV储能进线保护，10kV储能出线保护。10kV线路配置电流速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸；装设过负荷保护动作于信号。10kV并网线路保护采用保护测控一体化装置，安装于相应的并网开关柜内。储能系统10kV升压变压器保护箱式变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧空气开关。因此不另配置保护装置。箱变内设置测控装置1套，箱式变压器高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均经箱变测控装置送至计算机监控系统。故障解列装置当储能电站与并网系统的电网失压时，必须在规定的时限内将该储能电站与电网断开，防止出现孤岛效应，拟在每个并网点分别配置1套故障解列装置，含低频、低压、高频、高压解列功能，保护动作后跳开储能电站并网开关。逆功率保护根据国网江苏省电力有限公司营销部、调度控制中心于2018年7月16日下发的，对《国网江苏省电力公司客户侧储能系统并网管理规定（试行）》相关内容的补充说明，客户侧储能电站用户，不允许向电网倒送电，应在关口处安装逆功率保护装置。储能PCS保护储能PCS为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护、低电压穿越功能以及对地电阻监测和报警功能。3.4.3调度自动化系统根据国网江苏省电力有限公司营销部、调度控制中心于2018年7月16日下发的，对《国网江苏省电力公司客户侧储能系统并网管理规定（试行）》相关内容的补充说明，客户侧储能项目，无需安装调度自动化相关设备。储能电站本体信息，由监控系统完成采集，并通过1台远动装置，送入用电信息采集装置。本方案设置10kV储能计量柜1台，内含计量互感器、电能表等设备。调度自动化系统最终方案，已项目系统接入方案及其批复意见为准。3.4.4电气二次设备布置本工程保护测控装置安装于相应的开关柜内，电能表安装于计量柜内。计算机监控系统屏、故障解列及远动通信屏，安装于配电装置设备舱二次设备区域。3.4.5站用直流系统及交流不间断系统本项目不设专用直流系统，断路器操作电源、UPS等直流负荷，由实联化工35kV变电站直流系统供电。本项目交流站用电设置交流配电柜1台，采用双电源切换方式，主用电源取自储能升压变400V，备用电源取自实联化工站用电。本项目设3kVAUPS系统1套，作为站控层设备工作电源。UPS交流电源取自交流配电箱，直流电源取自35kV合成氨变电站站用直流220V系统，不设蓄电池。3.4.6视频安全监控系统本项目视频监控主机利用实联化工变电站原有视频监控系统。储能电站内包括集装箱/预制舱内，储能电站场区均设置视频监控摄像头。3.4.7电能质量监测设备储能系统通过变流器实现交直流的转换，在将直流电能逆变转换为交流电能（反之交流变为直流）的过程中，可能会产生大量谐波及直流分量。根据《电化学储能系统接入配电网技术规定》以及《江苏省电力公司电能质量管理规定》的要求，本期需在储能系统侧装设1套满足GB19826标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置，监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等，并具备将监测数据上传至相关管理机构的功能。4.储能系统运行及安全分析（1）稳态运行储能系统充放电时间内，储能系统有功出力恒定，不会因有功无功功率变化对接入点电压及频率产生影响。储能系统充电时，相当于在35kV合成氨变增加1.5MW恒定负载，将提高变电站所并网变压器的负载率，35kV合成氨变目前配置2台25MVA变压器，远景将为3台25MVA变压器，其容量远大于储能系统新增负载，故不影响35kV变电站的正常运行。储能系统放电时，相当于在35kV合成氨变增加1.5MW恒定电源，将减小变电站所并网变压器的负载率，不影响35kV变电站的正常运行，并能够减小厂区整体负荷水平及电能损耗。综合分析，储能系统并入实联系统后，正常运行状态下，不会对现有供电产生影响。（2）故障情况本项目拟在并网点分别配置1套故障解列装置：当储能电站与并网系统的电网失压时，能够在规定的时限内将该储能电站与电网断开，防止出现孤岛效应，避免对35kV合成氨变电站造成影响，含低频、低压、高频、高压解列功能，保护动作后跳开储能电站并网开关。（3）电池系统安全分析本次储能项目拟采用磷酸铁锂电池，磷酸铁锂电池在高温下的稳定性可达390℃以上，保证了电池内在的高安全性，不会因过充、温度过高、短路、撞击而产生爆炸或燃烧，可以轻松通过针剌实验。磷酸铁锂电池安全性能比普通锂电池更高，这种电池电热峰值可达350℃—500℃，即使放在火中，也不会发生爆炸。在以往发生的电池爆炸事故中，爆炸事故并非电池本身导致，而是由于电池外部短路、内部短路、过充的情况发生，所有电器、蓄电池都有这样的问题。有关锂电池厂家专家明确指出：磷酸铁锂电池一般不会发生爆炸情况，除非使用不当，施加外力所引起电池短路而起火，这也并不存在爆炸现象，磷酸铁锂电池循环寿命达到4000次以上，是目前使用最佳的理想动力能源。（4）电能质量影响储能系统由电池组、变流器、测量通信等部分以及配电系统组成，由于储能系统的一些特点，交直流转变装置接入电网时对系统有一定不利影响。在储能系统并网前，需完成《电能质量评估报告》并提交电力部门审批通过，同时在储能系统实际并网时需对其谐波电流（电压）进行进一步测量，确保其满足国家标准的相关规定，否则将在对储能系统进行谐波治理装置。（5）信息网络安全为保证储能电站计算机监控系统的安全稳定和可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，参照江苏电力监控系统安全防护实施方案要求配置防火墙、纵向加密认证装置等安全防护设备。5．环境保护与水土保持5.1项目有关的环境保护与水土保持标准（1）《中华人民共和国环境保护法》，1989年12月26日；（2）《中华人民共和国水污染防治法》，2008年6月1日；（3）《中华人民共和国大气污染防治法》，2000年9月1日；（4）《中华人民共和国噪声污染防治法》，1997年3月1日；（5）《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》，2005年4月1日；（6）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012年2月29日修正，2012年7月1日起施行；（7）《全国生态环境保护纲要》，2000年12月20日；（8）《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》国发[2005]39号；（9）《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》，国务院，国发〔2011〕26号，2011年8月31日；5.2项目主要污染源和污染物本项目属于新能源及能源综合利用项目，实施后基本上无工艺废气、废水等污染物，但在项目施工期间，会有施工废水、弃土弃渣其它废弃物和施工过程的废气和粉尘、噪音等。另外，本项目选用锂电池，废旧电池可以回收再利用，不会对现有场地造成污染。5.3环境保护与水土保持措施方案项目建设施工过程中主要存在土石方、建筑垃圾、材料运输车辆应密闭运输，尽量做到无漏撒；临时堆土场采取压实、覆盖等预防措施，减少工程施工扬尘对环境影响；对施工期间产生的高浊度废水及含油污水，各施工点需要设置集水井、沉沙池；做好土方开挖区的水土保护工作，对开挖、填方等场地，必须进行护坡或土地修复。储能项目投运后，投资运行方保证电池全生命周期管理。5.4环境影响评价结论综上所述，本项目建设符合目前现状和发展前景，对当地经济发展起着促进作用；本项目基本无污染物排放，但建设单位仍需重视环保工作，认真落实本部分提出的各项要求，严格执行环保管理制度，将建设项目对区域内环境质量的影响减少到最低程度。同时做到环保工作专人分管，责任到人，落实环保治理所需要的资金。在此基础上，该项目的建设从环保角度来说是可行的。6．劳动安全与工业卫生6.1危险源识别本项目所产生的主要危害因素可分为两部分，其一是自然因素形成的危害和不利影响，包括雷击、高温、洪水内涝等。其二为建设生产过程中人为因素造成的事故危害，例如储能电站电池短路引发的爆炸火灾；以及设备设施对人员产生的高热、噪声、电磁辐射等问题。6.2遵从的安全和职业卫生法规标准(1)《中华人民共和国安全生产法》2014年8月31日主席令第13号(2)《中华共和国职业病防治法》2016年7月2日主席令第48号(3)《中华人民共和国劳动法》1994年7月5日主席令第28号(4)《中华人民共和国爆炸危险场所电器安全规程》劳人护（87）36号(5)《建筑设计防火规范》GB50016—2014(6)《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015(7)《工业与民用电力接地设计规范》GBJ65-83(8)《生产设备安全卫生设计总则》GB5083-1999(9)《电磁辐射防护规定》GB8702-2014(10)《生产过程安全卫生要求总则》GB/T12801-2008(11)《工业场所有害因素接触限值》GBZ2-2007(12)《爆炸火灾危险性环境电力装置设计规范》GB50058-2014(13)《建筑设计防雷设计规范》GB50057-2010(14)《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010(15)《工业企业总平面设计规范》GB50187-2012(16)《防止静电事故通用导则》GB12158—2006(17)《建筑结构荷载规范》GB50009-20126.3劳动安全与卫生防护措施建设生产过程中，产生的危害因素各异，其发生的概率也大小不一，造成的影响后果同样不尽相同。根据以上法规标准，在项目设计上采取相应的防护措施，避免或减少各类危害所造成的损失。6.3.1自然危害因素防护措施防雷击按照《建筑设计防雷设计规范》要求，对高层各构建筑物安装避雷针，对高低压电气电力设备设接地保护与防雷接地保护，主变压器、架空导线设置单独避雷器，所有电气设备外壳等均做接地，并满足接地电阻要求。防高温当温度超过一定范围，会对人体及设备产生不良影响。建筑物内部采取适当的换气通风措施，配置一定的空调和风扇。6.3.2建设生产过程中主要危害因素的防护措施防火防爆总平面布置考虑各建筑物、各区域之间足够的防火间距，道路应根据消防车通过要求设置。所有建构筑物设计严格遵照《建筑设计防火规范》，耐火极限、安全疏散标识按有关标准执行。配备足够的消防栓、灭火器等救火物资，满足《建筑灭火器配置设计规范》要求，重要设备（变流器、变压器等）设置自动报警和自动灭火装置。防短路防漏电在储能电池相邻区块间设置保险丝，即使发生短路，也可降低大电流连续流过的概率；在区块间设置防短路板，进一步保证区块间不会因溶融物流出而短路。正常不带电设备金属外壳全部接地，有必要时对一些用电设备设漏电保护装置。电器设防误操作设施，主变压器设安全防护围栏和防高压警示标识。6.3.3管理机构和人员配置本项目应设置统一的劳动安全和工业卫生管理机构，并配置专职或兼职的管理工作人员，加强建设安全卫生监测检查、安全卫生宣传培训教育、安全卫生应急救援体系等工作。人员配置可参照：“表5.3-1劳动安全和工业卫生管理机构定员配置表”。表6.3-1.劳动安全和工业卫生管理机构定员配置表序号分项工作内容定员人数（人）专（兼）职1安全卫生日常领导管理1专职2安全卫生监测检查2兼职3安全卫生应急救援5兼职4安全卫生宣传教育1兼职7.投资概算7.1测算条件测算编制原则及依据：1、编制原则：依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，工程设计概算价格水平年为2016年。2编制依据（1）工程量按设计各专业估算工程量及设备材料清册计算。（2）费用构成及取费标准：国家能源局发布的NB/T31011-2011《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（2011年版）；（3）国家能源局发布的NB/T31010-2011《陆上风电场工程概算定额》（2011年版）；（4）国家能源局发布的《20kV及以下配电网工程定额和费用计算规定》（2016年版）（5）国家计委、建设部计价格[2002]10号文关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知；（6）本期工程量清单（7）其他参考：当地相关政策、文件规定。7.2主要经济指标工程总估算表（转炉变10MW/20MWh）表一金额单位：元序号工程或费用名称建筑工程费设备购