2023电化学储能电站电气工程设计方案

12目录1.1储能电站接入方案 4 41.2.1电气主接线 41.2.1.1升压站主变压器接入方式 6 6 7 81.2.3主要电气设备选择 9 10 101)主变压器 2)220kV电气设备选择 3)35kV电气设备选择 134)导体选择 1.2.4集电线路方案 1.2.5.1储能站部分 1.2.5.3施工电源 201.2.7过电压保护、绝缘配合 201.2.7.1避雷器的配置 201.2.7.2220kV电气设备的绝缘配合 211.2.7.335kV电气设备及主变压器中性点的绝缘配合 1.2.7.4绝缘子串片数的选择 23 1.2.8.2接地线和接地极的选用 231.2.8.3接地装置 1.2.9电气一次主要设备材料清单 1.3电气二次 311.3.1计算机监控系统 1.3.2继电保护及安全自动装置 38 1.3.2.2继电保护配置方案 39 41 42 42 1.3.3.2调度关系 43 43 461.3.3.5调度数据网接入 1.3.3.6二次系统安全防护 4831.3.3.7调度管理系统(OMS) 1.3.3.10调频控制 501.3.4功率控制与电压调节 1.3.4.1有功功率控制 1.3.4.2无功电压调节 1.3.5站用直流系统及交流不间断系统 (3)事故照明 55 1)后台系统 3)安全警卫子系统 71 71 1)调度电话 2)调度数据网 72 (1)光缆建设方案 75(2)组网方案 75(3)设备配置 75(4)站内通信 1.4.5通信电源及其它 7941.1储能电站接入方案XXX储能电站(200MW/400MWh)以1回220kV线路接入XXX公司220kV母线，新建线路长度约为0.45km。最终接入系统方案以当地电网的1.2.1电气主接线本工程共配置单舱容量为1.25MW/2.5MWh共160个，功率不小于1250kW储能变流器160台，2750kVA双绕组升压变80台。储能单元由电池舱-储能变流器-变压器构成，每个单个125MW25MWh电池舱接入1台储能变流器(单台功率不小于1250kW),每两台变流器接入1台容量为2750kVA双绕组升压变压器，每10台升压变单元汇成1回集电线路。变压器高压侧电压等级为35kN。分8回35kV集电线路送至本工程新建的220kV升压站35kV母线升压站220kV侧采用线路-变压器组接线，通过1回220kV线路接入XXX新能源公司现有升压站的220kV母线。整个储能场地设置升压站1座，升压站具体参数如下：升压站为220kV、35kV两级电压，设计规模详见表6.2-1:表6.2-1工程规模表终期规模主变压器5220kV出线1回6(关注公众号：电力知识星球终期规模35kV出线8回容性无功补偿220kV配电装置进线采用2×(LGJ-300/40)型钢芯铝绞线与变压器相连接，35kV配电装置采用3*3(TMY-125×10)与变压器低压侧相连接。容性无功补偿：装设4×10Mvar自动投切电容器组。电容器装置工作电压采取35kV,电容器中性点采用单星型接线。系统规划，本站220kV出线1回。根据《220~750kV变电站设计技术规程》(DL/T5218-2012)第5.1.6条电气主接线的要求：“220kV变电站中220kV配电装置，当在系统中居重要地位、出线回路数为4回及欧上时，宜采用双母线接线；当出线和变压器等连接元件总数为10~14回时，可在一条母线上装设分段断路器，15回及以一般性质的220kV变电站的220kV配电装置，出线回路数在4回及以下时，可采用其它简单的主接线。220kV终端变电站配电装置，在满足运行要求的前提下，宜采用断路器较少的或不用断路器的接线，如线路变压器组或桥形接线等。本工程220kV出线1回，主变进线1回，建议220kV采用线变组接线型本站35kV出线8回。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-2014中规定：在高压(如110kV及以上)电网，为降低绝缘水平的经济效益一般采用中性点直接接地方式。在电压等级较低(如35kV及以下)的电网，为提高供电可靠性一般采用中性点不接地的方式。但是，在电网线路长度较长时电容电流较大(如35kV、10kV电网超过10A),当电网发接接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地；35kV侧中性78项目选址扩建端，储能站位于XXX新能源公司现有围墙内，站址目前主要置在场地中间，配电装置采用户外敞开式AIS设备，架空出线，约28209平米；场区内设4m宽消防环道，储能设备采用全预制舱布置，站9方案一和方案二均采用220kV升压站和储能电站一体布置。方案一采用液冷方案，单个电池舱容量为1.25MW/2.5MWh,站区内共设置160个1)方案二由于电池单舱容量较大，同等容量布置下，两个方案电池费在20万左右，因此方案二较方案一总体造价节省1600万左右。2)由于电厂周边环境的特殊性，粉尘较大，采用方案二风冷方案可能会导致后期空调维护费用成本增加，同时也会对电池寿命周期产生一定的影响。考虑后期暖通系统的运维方便及电池安全性，采用方案一液冷具有3)根据大唐集团生【2022】118号《中国大唐集团有限公司锂离子电池储能系统管理指导意见》文件要求：储能单元额定能量不应超过2.5根据系统短路电流计算结果，220kV短路电流水平选择50kA,35kV短路电流水平选择31.5kA。(2)储能逆变器选型详见根据湖南省污区分布图及现场考察，本储能电站按IV级污秽区考虑，最高相电压计算)考虑，户内开关柜内设备按瓷质外绝缘爬电比距≥4.33cm/kV(按最高相电压计算)选择。1、主变选型方案说明XX市耒阳厂现有四台在役燃煤机组，总装机容量1020MW,其中1、2号机组为超高压210MW机组，3、4号机组为亚临界300MW机组，1、2、3、4号机组分别于1988年8月、1989年9月、2003年10月、2004年5月投产发电。从设备状态方面分析，1、2号主变运行年限分别已达34年和33年之久，一般主变的设计寿命在25年左右，已经处于超期服役状态，存在不确定性从工程造价方面分析，经市场方面调研220kV三相两卷变压器(非一级能效型)工程造价大概在750万元/台，220kV三相两卷变压器(一级能效型)从主变利旧方面考虑，主要有以下分析：变压器检修费用成本。如果考虑主变利旧，需要重新对旧主变进行状储能汇集站及电缆费用成本。旧主变低压侧电压为15kV,为匹配旧主变低压侧电压等级，会导致储能站汇集开关站的开关柜的数量增加，同时PCS升压一体舱费用成本。旧主变低压侧电压为15kV,为匹配旧主变低压侧电压等级，会导致储能站PCS升压一体舱采用15kV电压等级，采用非标的升压变型号，初步估算费用成本按每台增加4万元考虑，共80台P础可在主变生产周期同步实施完成，考虑主变利旧移装过来，主变基础也比较项目安全性安全性高需要吊罩、移装，老旧设备改造后可靠性不能保证可靠/750万元(非一级能效)大修成本150万/高压电缆成本增加300-400万/320万/工期土建工期不能节省，设备生备老旧，检修和移装后如果出现问题，工期不能确定性、经济性及工期等多方面综合考虑分析，利旧主变并无明显较大优势。此外，如考虑主变在原电厂内利旧不动，将储能电站直接接入电厂内，会导致电缆长度大幅增加，此方案成本将会增加更多，故不详细展开描述，同时，从设备安全管理方面考虑，储能电站和电厂混合在一起，不便于后续的运行和维护管理。根据以上经济技术方面综合分析，采用新的主变能避免由设备运行年限带来的安全隐患，能节省运行维护方面的费用成本，同时，储能电站与电厂相互独立，便于管理，因此，本期储能电站建议采用新主变。2、主变压器选择装设一台主变，选用三相自然油循环自冷双绕组有载调压变压器，暂表6.2-3主变压器参数选择结果表参数型式三相双绕组，油浸式有载调压容量额定电压接线组别阻抗电压冷却方式自然油循环自冷(ONAN)高压中性点高爬电距离，提高防污等级2)220kV电气设备选择220kV主要设备采用户外敞开式AIS设备。按照短路电流水平，220kV设备额定开断电流为50kA,动稳定电流峰值125kA。220kV主要设备选择结果见表6.2-4。设备名称型式及主要参数断路器瓷柱式SF6断路器，252kV,2000A,50kA/3S隔离开关双柱水平伸缩式，双接地，252kV,2000A,50kA/3S隔离开关双柱水平伸缩式，单接地，252kV,2000A,50kA/3S电流互感器252kV,0.2S级为2×400/5A,其余为2×1000/1A,5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S,15/15/15电压互感器设备名称型式及主要参数并联电容器成套装置户外布置，35kV,10080/417kvar站用变135kV干式站用变，S11-2500/0.4站用变2设备名称型式及主要参数开关柜断路器：40.5kV,4000A,40kA/4S;电流互感器：4000/5A,分段隔离柜电容器柜断路器：40.5kV,1250A,31.5kA/4S;电流互感器：YH5WZ-51/134;接地开关：1250A;零序CT:L站用变柜断路器：40.5kV,1250A,31.5kA/4S;电流互感器YH5WZ-51/134;接地开关：1250A;零序CT:L馈线柜断路器：40.5kV,1250A,31.5kA/4S;电流互感器：2×400/5A,5P30/5P30/5P30/0.2/0.2S;避雷器：YH5WZ-51/134;接地开关：1250A;零序CT:L母线设备柜(0.1/3),0.2/0.5(3P)/3P;避雷器：YH5WZ-51/134;熔断器：1A220kV侧进线采用架空；35kV侧进线采用铜排。导体选择的原则为：(1)母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。(2)母联回路按最大一个电源元件的电流考虑。(3)各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。(5)主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算。电压回路名称回路工作导体截面选择根数×型号量(A)220kV进出线回路由长期允许电流控制35kV进线3×125×10铜排由长期允许电流控制35kV电容器回路由长期允许电流和热稳定最小截面控制35kV母线由长期允许电流控制35kV站用变回路由长期允许电流和热稳定最小截面控制电缆集电线路采用变径设计，为均衡考虑节省成本与方便施工采购，每回集电线路采用3次变径，具体连接方式详见电气主接线图。通信采用GYFTY63-24B1光缆，与中压电缆同路径敷设。每台箱变最大有功输出按2.75MW,则各段线路持续工作电流为：本项目集电线路电缆选型如下：PCS01-PCS05:ZRC-YJV23PCS06-PCS08:ZRC-YJV23-配电设计手册(第四版)》表9.3-22,载流量数据如下：根据《工业与民用供配电设计手册(第四版)》表9.3-9,空气中敷设根据《电化学储能电站设计规范》(G 接线方式为：380V母线采用单母线断路器分段接线，正常供电时两段分列运行，采用自动转换装置实现两个进线电源的自动切换，当任一台站储能区域设置4台容量互为备用的干式站用变压器，型号分别为SCB13-2500/35,SCB13-2500/6各两台，带外壳，两路电站35kV母线I段，另一路引接于电厂内02#高厂变(2号启备变)A段或B#3高厂变或#4高厂变可作为接入电源用，为保证储能电站站用电源的供电可靠性，为避免电厂03#机组或03#机组检修停运的情况下，储能电站站用电失电而被迫停运。故不考虑从3#高厂变或4#高厂变引接电源，经业主提供的数据资料分析，#02高厂变公用A段母线运行最大线运行最大负荷为3.11MW,A、B段母线负载容量为25MVA,各有备用出线一回，满足站用电源接入条件。此外，1号启备变于2018年进行绕组、铁1号启备变取电(将6kV工作1、2、3、4段断路器改造),但从厂用电的运行序号额定容量(kW)负荷类型电池舱(含舱内空调、照明、通风、视频监控、BMS控制柜)经常、连续2经常、连续3升压站经常、连续4站区照明经常、连续小计P储能电站位于XXX新能源公司预留场地内，施工电源引接方便，引接长度约150米左右。为确保储能电站事故处理和人员安全疏散，站内照明分为正常照明和应急照明，正常照明系统由站内配电屏引接，电压等级为220V。应急照明采用自带蓄电池灯具，交流失电时自动切换由自带蓄电池供电。站区户外照明选用LED光源，照明灯具除按各区域分别满足其照度、显色性等要求设置外，选择高效节能灯具及光源。站区户外照明将因地制宜，利用建筑物和自然条件进行布置。电池舱等预装式舱体内采用供货厂商预装的LED灯照明，舱内照明满足舱内0.75米水平面的照度不小于300lx,具中电池预制舱内采用防爆照明灯具。灯具均匀布置在舱内通道上方，各照明开关设置于门口处，方便控制。舱内照明系统也由正常照明和应急照明组成，一旦系统断电，每台预制舱内应急照明灯立即投入使用，单盏应急照明灯的有效照明时间不小于1.2.7过电压保护、绝缘配合电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》、国家标准GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》确定的原则进行选择。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》对雷电过电压保护的要求，考虑在线路220kV进线侧装设符合要求的氧化锌避雷器，35kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压，35kV出线装设氧化锌避雷器参数系统标称电压(kV,有效值(kV,有效值)运行电压(kV,有效雷电冲击10kA残压(kV,有效陡波冲击10kA残压(kV,有效值)数值220kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配220kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)lmin工频耐压(kV,有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器其他电器(关注公众号：电力知识星断路器断口间隔离开关断口间*仅电流互感器承受截波耐压试验。1.2.7.335kV电气设备及主变压器中性点的绝缘配合35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：35kV氧化锌避雷器参数表参数系统标称电压(kV,有效压(kV,有效电压(kV,有效雷电冲击5kA残压(kV,有效值)陡波冲击5kA残压(kV,有效值)数值35kV电气设备的绝缘水平有关取值见下表35kV电气设备及主变中性点的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)lmin工频耐压(kV,有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘断路器断口间隔离开关断口其他电器根据湖南省污区分布图及现场考察，本工程户外设备防污等级选择为IV级，按国家标准GB/T26218.1-2010《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择与尺寸确定》中规定，取泄漏比距为31mm/kV,依最高运行电压和泄漏绝缘配置要适当留有裕度，玻璃耐张串考虑2~3片零值”,考虑到站址置独立避雷针5根，设置构架避雷针1根，针尖高度均为30米，构成联合保全站接地采用以水平敷设扁钢接地极为主，以垂直接地极为辅的复合铜排敷设等电位接地网，即在主控制室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场地就地端子箱及二次设备室屏、保护屏柜下等处，敷设与主接地网(1)过电压保护(3)储能场接地本工程建设区域土壤电阻率较低，接地线寿命按电站运行时间25年考虑。本储能站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成极采用热镀锌钢管。若经实测接地电阻没有达到要求，可增加外延接地或(3)升压站接地接地体的截面选择应充分考虑热稳定和腐蚀要求。升压站主接地网的接地按照《2018版国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施修订版电求，在二次设备舱屏柜的活动地板下，按柜屏布置的方向敷设首末端连接二次接地网经截面不小于100mm²的铜缆一点与主接地网连接；二次电缆沟及槽盒内需敷设截面不小于100mm²铜排至二次室与均压网连接；端子大唐华银电厂200MW/400MWh储能项目工程电气一次主要设备材料序号规格单位数量一220kV主变压器户外安装，SZ-240000/220,台12220kV主变中性点间隙成套保护设备套1电流互感器组1隔离开关组组球形放电间隙组设备支架、支柱套13排油充氮灭火系统含管道、氮瓶、喷头、阀门、探头、控制系统套1435kV避雷器氧化锌，YH5WZ-51/134,10kA,附在线监测台35双导线耐张绝缘子串6串6钢芯铝铰线m7双导线设备线夹套68双导线T型线夹套39铜母线m母排绝缘热缩保护套管TMY-125×10适用m支柱绝缘子支户外检修电源箱只1二1220kV断路器SF6瓷柱式，单断口，252kV,2000A,3S50kA,动稳定电流峰值125kA,三相机械联动台12220kV隔离开关3S热稳定电流50kA,动稳定电流峰值125kA。单静触头，单动触头。隔离开关附电动操动机构，接地开关附电动并可手动操动机构，三相联动组13220kV隔离开关3S热稳定电流50kA,动稳定电流峰值125kA单静触头，单动触头。隔离开关附电动操动机构，接地开关附电动并可手动操动机构，三相联动组14220kV电流互感器SF6型，252kV0.2S级为2×400/5A,其余为2×1000/5A,3S热稳定电流50kA,动稳定电流峰值125kA,级次组合台35220kV电压互感器电容式，10000pF0./0.1kV0.2/0.5(3P)/3P级台36220kV避雷器氧化锌，204/532kV,10kA,附在线监测仪台37双导线耐张绝缘子串串68双导线设备线夹套9双导线T型线夹套6单导线设备线夹套6单导线T型线夹套6钢芯铝铰线m户外检修电源箱1三1高压开关柜(含母线桥)包括：主变进线柜，真空断路器，40.5kV,4000A,面1出线柜，真空断路器，40.5kV,1250A,4s面8电容器柜，真空断路器，40.5kV,1250A面4站用变柜，真空断路器，40.5kV,1250A,面2母线PT避雷器柜面1隔离计量柜，电流互感器2×2000/5A面1隔离提升柜4000A面1米2穿墙套管只33户内检修电源箱只41400mm/1680mm各1台台251400mm1台/1680mm2台台36检修平台1400mm2台/1680mm2台台4四1并联电容器套2干式串联电抗器等由厂家成套供货2并联电容器套2干式串联电抗器等由厂家成套供货3电缆附件冷缩型三芯电缆户外终端，配合套44电缆附件冷缩型三芯电缆户内终端，配合套45电力电缆m6户外检修电源箱只1高压开关柜面1出线柜，真空断路器，40.5kV,1250A,4s面2母线PT避雷器柜面12电缆附件冷缩型三芯电缆户内终端，配合套63电力电缆m六135kV站用变套226kV站用变套23电缆附件冷缩型三芯电缆户内终端，配合套44电力电缆m5低压配电屏面6米七照明及动力1照明配电箱只42应急照明箱只13户内检修电源箱只24动力配电箱只45免维护强光灯1X150W,LED灯，含1.0m高不锈钢灯杆盏6免维护大门灯1X50W,LED灯盏47移动式检修灯盏48双管荧光灯只9吸顶灯只投光灯只防爆灯套出口指示灯只9疏散指示灯只钢管m电力电缆m电线米电线米阻燃电工专用硬塑管m阻燃电工专用硬塑管m八1热镀锌扁钢50×6热镀锌m2热镀锌扁钢50×6热镀锌m3执镀锌扁钢60×6热镀锌m4m5垂直接地体根6绝缘铜缆m7绝缘铜缆m8支柱绝缘子0.4kV,瓷质只9个铜鼻子φ12mm圆形压接鼻子个离子接地极套1电力电缆m2电力电缆m3电力电缆m4电力电缆m5电缆护管执镀锌，①50m6电缆护管热镀锌，①100m7热镀锌槽钢m8热镀锌槽钢m9热镀锌角钢m热镀锌角钢m电缆槽盒200×100(防水型)m十1无机耐火隔板平米2千克3防火涂料千克1米1每套储能电池预制预制舱体套1电池柜套1汇流柜直流汇流柜项套12每套预制舱含以下设备预制舱体套1SCB13-2750,2750kVA35±2×台1环网柜面2面2功率不小于2500kW,三电平电路拓扑套1335kV电力电缆米435kV电缆终端配合ZR-YJV22-26/35-3×150用套535kV电力电缆米635kV电缆终端配合ZR-YJV22-26/35-3×185用套735kV电力电缆米835kV电缆终端配合ZR-YJV22-26/35-3×300用套9直流电缆米直流电缆配件配合ZR-YJV22-1.8/3kV-1×240套米检修箱个8 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，经处储能电站站端EMS系统操作员工作站、OMS数据服务器布置于XXX储能电站站端配置数据采集和转发服务器，用于接入电厂SIS管理系本储能电站一体化监控系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计，主要设计原则如下：1)采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按储能电站远景规模配置，间隔层设备按本期规模配置。2)储能电站一体化监控系统统一组网，通信规约采用DL/T860通信标准。3)储能电站内信息具有共享性和唯一性，储能电站一体化监控系统监控主机与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。4)储能电站内由储能电站一体化监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。5)储能电站一体化监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。6)根据调自〔2012〕101号文(关于印发《变电站调控数据交互规范(试行)》的通知〕文件要求，本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”的技术原则。7)储能电站一体化监控系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。8)储能电站监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能。站控层实现顺序控制、智能告警等高级功能。9)储能电站有载调压和无功投切不设置集中式控制装置，由储能电站(1)系统结构业以太网交换机及打印机等。通过站控层设备向运行监视、信息综合分析；实现对全站一、二次设备、电池的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、3)数据存储服务器及磁盘阵列用于储能电站全景数据(含电池)的集4)配置1套综合应用服务器，接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助电化学储能电站工程应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和5)配置2台I区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据，通过专用通道向调度中心传送实时信息，同时接收调度中心的操作与控制命令，数据通信网关机采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计。6)配置2台Ⅱ区数据通信网关机，实现Ⅱ区数据向调度中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能。7)安全防护装置I区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器(监控主机集成)获取Ⅱ区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息互换，提供信息查询和远8)网络打印机在自动化系统站控层设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。同时，站内各种报表、画面、接线信息也能通过操作员工作站打印。9)系统软件信息一体化平台基于统一的标准化建模的数据库、采用跨平台技术、通信驱动管理等最新计算机软件技术设计，构建集保护、测控、状态监测、录波数据、网络通信、计量、交直流电源系统、环境监测、视频、安防、环境参量数据于一体的变电站全景数据平台，并在全景数据平台的基础上，实现面向变电站的智能告警及故障综合分析决策、全站一键式顺控、一次多种操作系统，支持各种服务器、工作站等硬件设备，系统具有良好的可间隔层网络采用双星形以太网络。间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量、现地电池储能单元(含现地监控柜、电池管理系统BMS仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。间隔层设备按本期规模配置，并能方便扩充。220kV及主变测控与保护分开，35kV部分采用保护测控合一讯系统连接在以太网上，实现与站控层各计算机的数据。计算机监控系统的网络采用双以太网、分层分布式微机综合自动化系统网络，具备以太网接口的测控、保护装置，直接挂在以太网上，通过以太网与站控层设备通信。(关注公众号：电力知识星储能电站自动化系统站控层配置6台交换机，其中I区4台，Ⅱ区2台。储能电站自动化系统站控层网络为百兆双星形以太网络，布置在二次设备室，用于间隔层设备与站控层设备之间的连接。每台交换机端口数满足站控层设备接入要求。间隔层网络采用双星形以太网络。间隔层交换机按电压等级配置，220kV间隔层配置2台间隔层交换机，35kV间隔层配置4台间隔层交换机。储能接入层配置8台交换机。1)实时数据采集与处理2)数据库的建立与维护数据库采用实时数据库。数据库中装有全系统的模拟量、数字量、脉冲量、控制量和计算量。数据库可在线修改和离线生成数字库，并可交互3)控制、同期、操作防误闭锁隔层控制、站控层控制、集控中心(调度端)控制。操作权限由集控中心(调度端)、站控层、间隔层和设备级的顺序层层下放。就地控制、间隔层控制以及站控层控制只做为后备操作或检修报警处理类型有：测量值越限报警，设备状态异常报警(事故及预告报警),所内监控系统软件及硬件、网络及传输通道出错报警。(7)事件顺序记录和事故追忆系统能同时储存10个以上的事故追忆报告。(8)实时画面显示作可在线进行，不应影响系统运行。打印启220kV保护采用近后备方式、并应遵循双重化的配置原则，每套保护220kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具备选相功能的全线速动保护，动作时间小于30ms,采用主、后备一体化装置，具备完整主后备保护功能、重合闸功能。两套重合闸均应采用一对一启动和断路器控制状态与位置启动方式，不采用两套重合闸相互启动和能电站涉网保护配置及整定应与电网侧保护相适应，与电网侧重合闸策略相协调，电化学储能系统的保护应符合GB/T14285和DL/T584的相关要应具备防孤岛保护功能，非计划孤岛情况下，应在2s内与配电网断开。为了分析储能电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度机构能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的(1)220kV线路保护储能电站本期以1回220kV线路接入XXX新能源公司220kV变电站电站220kV线路本对侧均配置双套光纤电流差动保护装置，每套保护装置采用2路专用光纤通道。(2)母线保护220kV侧采用线变组接线，不配置母线保护装置，本期储能电站35kV侧配置1套母线保护装置。非计划孤岛效应的发生，可能危及线路运检人员和用户的安全，干扰电网的正常合闸，使得孤岛中的频率和电压失去控制，储能电站本期配置1套防孤岛保护装置。非计划孤岛情况下，在2s内与配电网断开。(4)储能设备本体保护储能升压电站直流侧可不配置单独的保护装置，直流侧的保护可由功率变换系统(PCS)及电池管理系统(BMS)来实现。直流侧保护配置应满1)储能单元保护配置储能单元的保护主要由电池管理系统(BMS)实现。BMS应全面监测电池的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷电量等，事故时发出告警信息。BMS应可靠保护电池组，具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。2)直流连接单元保护配置直流连接单元是指电池组与PCS之间的连接部分，主要包括直流电缆和直流断路器(隔离开关),电池出口侧应装设断路器，PCS直流侧可装设隔离开关。该段的保护不独立设置，主要由储能单元的保护实现跳开电池出口侧断路器。3)功率变换系统(PCS)保护配置功率变换系统(PCS)应具备如玉保护功能，确保各种故障情况下的系表6.3-1功率变换系统(PCS)保护配置分类本体保护功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障直流侧保护直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护交流侧保护交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线护、输出直流谐波超标保护、防孤岛保护其它保护冷却系统故障保护、通讯故障保护PCS应支持IEC61850、CAN或ModubsTCP/IP通信，并应能配合监控系统及电池管理系统完成储能单元的监控及保护。4)储能升压变压器保护配置储能升压变配置本体非电量保护装置，由箱变测控装置实现，过流保护由上级的35kV馈线保护实现，采用保测一体装置，就地安装于35kV开按照国网《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设根据《湘电公司【调】210号(2014)》文，本期考虑在储能电站侧配置1套故障信息管理系统子站。全站保护及故障信息经调度数据网传送至(1)对互感器的要求主变220kV侧：P(主变保护1)、P(主变保护2)主变35kV侧：P(主变保护1)、P(主变保护2)、P(母线保护)、P(故障录波)、0.5(测量)、0.2S(计量)。0.5(测量)、0.2S(计量)。220kV、35kV母线电压互感器应提供3组Y形和一组开口三角形二次湖南电网调度自动化系统现阶段运行的为D5000系统。该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的RTU主要采用IEC60870-5-101、IEC60870-5-104网络等规约与其通信，目前湖南电网调度主要采用XX电网调度自动化系统现为南瑞科技股份有限公司提供的主要采用IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等规约与其储能电站调度关系为湖南省调委托XX地调调度，省调调度AGC,地调调度AVC。远动装置的配置应结合储能电站计算机监控系统统一考虑，不配置单独的RTU装置和变送器，其远动功能通过计算机监控系统的远动工作站实现。远动通信工作站应满足远动信息采集和传送的要求，通信规约应与各级调度自动化系统的通信规约相一致。本站远动主机采用双套专用独立设计算机监控系统配置的远动设备应满足远动信息采集和传送的要求，应支持调控中心对站内断路器、电动刀闸等设备的遥控操作、保护定值的在线召换和修改、软压板的投退、PCS控制和无功补偿装置投切，支持对全站辅助设备的远程操作与控制，并能为调控中心提供远程浏览和调阅服务及变电站全景数据可视化展示功能。远动信息采用调度数据网向多个主站传送，通信规约应与各级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信。储能电站考虑预留综合能源公司集控中心设备接口及预留屏柜位置，相关集控中心的I/Ⅱ区远动网关机暂不配置。(2)信息传输方式储能升压站的远动信息通过专用通道点对点方式，利用储能电站内的调度数据网设备向各级调度传送远动信息，数据网传输通信协议采用104规约。1)遥测储能电站储能单元总数、额定功率、额定容量、可用储能单元总数、运行状态、SOC量测、SOC上限、SOC下限、总充电量、总放电量、当日总充电量、当日总放电量；储能电站并网点有功功率、并网点无功功率、并网点线电流、并网点线电压、并网点功率因数、并网点频率；储能单元额定功率、额定容量、运行状态、电池组SOC量测、电池组SOH、电池组单体最高电压值、电池组单体最高电压编号、电池组单体最低电压值、电池组单体最低电压编号、电池组单体平均电压值、电池组单体最高温度值、电池组单体最高温度编号、电池组单体最低温度值、电池组单体最低温度编号、电池组单体平均温度值、电池舱环境温度、直流侧电压、直流侧电流、直流侧总功率、交流侧线电压、交流侧线电流、交流侧总有功功率、交流侧总无功功率、并网点功率因数、总充电量、总放电2)遥信变流器通信中断；变流器与电池组通信中断；池组事故总；电池组告警；储能电站充电完成(充电闭锁);储能电站放电完成(放电闭锁);储能电站是否允许控制信号；储能电站AGC控制远方3)遥控或遥调省调电能量计量系统为烟台威思顿的电能量主站系统，其子站接入采用EDMI公司红相表计规约和102规约，电能量主站作为D5000的一个应XX计量主站为科东的电力用户用电信息采集系统，厂站与主站采用调度数据网、GPRS及专线传输方式。关口计量点原则上设置在产权分界处或合同协议中规定的贸易计算点。本期考虑将XXX新能源公司220kV变电站220kV出线侧设置为接入关口计费点，储能电站220kV侧为美回校核点，后期根据实际情况设置关口计费点。计费关口点按照高精度有功0.2S,无功2.0级多功能双向智能电能表，四象限无功计量功能、事件记录功能、具备电流、电压、电量等信息采集和三项电流不平衡监测功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信储能电站10kV动力变按地市下网关口配置有功0.2S,无功2.0级智能电(3)非关口电能计量按XX地调对耒阳储能电站电能计量的要求，计量考核点设在主变各级。关口计量信息通过关口主表接入储能电站关口电能量远方终端向湖南省调传送电量信息。关口副表计入接入储能电站地区用采终端，计费信息关口计量采用专用电压互感器及电流互感器。计量用电流互感器准确(5)计量信息传输要求储能电站配置电能量采集终端1套，将下网结算地市关口计量信息送(6)电能计量主站端接口要求湖南电力调度数据网目前采用分层结构，由三层组成，即核心层、骨干层和接入层。为保证网络的可靠性，在核心层、骨干层尽可能遵循N-1的电路可靠性和N-1的节点可靠性设计原则，即任何一条单一传输电路或单一节点设备故障不会影响整个网络的运行。按照调度关系，储能电站由湖南省调委托XX地调调度。调度数据网接入设备按照湖南省调和XX地调有关要求部署。根据湖南省和XX地区调度数据网通信网络总体方案要求，储能电站做为湖南省调和XX地调接入层的接入点，配置2套调度数据网接入设备。即储能电站配置省级、地级数据网接入设备各一套。其中省级调度数据网络采用两路8Mbit/s通道，1路8Mbit/s通道接入XX地调汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至湖南省调核心层；1路8Mbit/s通道直接接入湖南省调核心层；接入XX地区调度数据网采用两路8Mbit/s通道直接接入XX地调核心层。远动系统、关口计量系统、故障录波及继电保护的信息和数据均采用数据通信方式接入调度数据网。各级数据网接入设备主要技术性能应满足省调的统一要求。(2)调度端接口要求本工程应考虑湖南省调、XX地调调度自动化系统接收储能电站工程远动信息，主站端数据库添加本站信息记录，增加本站站名及通道配置，以及完成本站图形、报表生成等工作。按照《电力监控系统安全防护规定》(发改委14号令)和湖南电网厂站调度自动化系统审查细则(2018)(湘电公司调[2018]755号)要求，“电力监控系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认储能电站的I区包含保护、远动及PMU信息等；Ⅱ区包含保信子站、配置2台电力专用纵向加密认证装置；Ⅲ、IV区(管理信息大区)与调度机构的纵向通信，应使用专线通道。不具备专线接入条件的，应使用调度机构发放的数字证书，通过部署在调度机构的拨号认证加密装置访问调度机横向安防在安全I、Ⅱ区之间配置2台防火墙；安全Ⅱ与IV区(生产管理系统)之间配置1台电力专用正向隔离装置；Ⅲ区OMS远程工作站，应根据《国家电网公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知》国家电网调〔2017〕1084号和《国网湖南省电力有限公司关于公司调〔2017〕655号)的相关要求，储能电站应配置Ⅱ型网络安全监测装置2台，在安全I区、安全Ⅱ区各部署1台。网络安全监测装置采集电厂的涉网服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、数据库等监测对象的信息，采集变电站的服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、数据本站配置防病毒、病毒入侵检测系统2套，安全主机加固以及漏洞扫根据GB/T36547-2018,在储能电站与电厂电站线路两侧各配置1套A类电能质量在线监测装置，电能质量参数包括电压、频率、谐波、功率因根据《国网湖南电力调控中心关于印发湖南电网同相量测量(PMU)装置配置要求的通知》(湘调自【2017】66号)的要求，在储能电站配置1套相量测量装置，数据集中采集器采用双主配置。该装置通过调度数据网储能电站配置1套协调控制装置，协调控制装置实时采集计算电网频率，根据频率实时值，和下垂算法控制储能系统有功输出，实现一次调频储能电站应满足源网荷系统接入要求，本期配置1套智能源网荷互动终端.源网荷互动终端设备与协调控制系统主机通信，控制优先级优于一次根据GB/T36547-2018,本站应同时具备就地和远方充放电功率控制功能，其具备能够自动执行电网调度机构下达指令的功能。根据NB33015-2014,其有功调节速率至少能够达到10%PE/20ms,PE为储能系统的额定根据GB/T36547-2018,本站应同时具备就地和远程无功功率控制和电(滞后)范围内连续可调，在其无功输出范围内，应能在电网调度部门的指令下参与电网电压调节，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数由本站二次设备直流系统电压采用220V,单母线分段接别采用独立的蓄电池组及充电装置供电，并在两端直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置，两段母线切换时不允许中断供蓄电池容量电气负荷按2小时事故放电时间考虑，通信负荷按4小时事故序号负荷名称持续随机123转换装置)4事故照明315交流不停电电源6断路器跳闸7器供电11)蓄电池容量计算CC2=Krel×(I1/KC1+(I2-I1CC3=Krel×(I1/KC1+(I2-I1)/KC2+(I3-I2=434.54Ah>CC1,故蓄电池计算容量为500Ah,选择500Ah的蓄电池组可以满足本工程的要求。2)高频开关充电模块计算充电装置额定电流按满足充电、浮充电要求选取，按每组蓄电池配置一组高频开关电源模块、单个模块额定电流30A考虑进行计算：基本模块数量n1=1.25I10/Ime+Ijc/Ime=1.25*50/30+64.44/30=4.23,取附加模块数n2=1(n16),因此高频开关模块n=n1+n2=5+1=6。根据本站规模、直流负荷大小和直流系统运行方式，对蓄电池个数、容量及充电装置模块数量进行计算，确定本站220V直流系统选用2组220V、500Ah阀控式密封铅酸蓄电池组，单体12V,每组104只，采用支架方式每组布置在单独的蓄电池室内；充电浮充电设备采用智能高频开关电源装置，充电模块采用N+1热备用方式，按双套配置，每套选用(5+1)×30A的充电模块。系统接线采用单母线分段，辐射型供电，设置一套微机绝缘监测仪，监视直流母线的电压以及自动检测各支路对地绝缘电阻，发生接地或绝缘下降时能及时自动告警，同时应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。站内不设置通信蓄电池组及通信直流充电屏，采用变电站220伏直流(2)一体化电源监控本站配置1套一体化电源监控装置，通过总线与站内各子电源监控单站内设一面事故照明屏，采用逆变电源方式，容量为3kVA。序号负荷名称数量总容量12213综合应用服务器14数据服务器25前置数据服务器4627五防主机18正向隔离装置191防火墙2打印机1路由器4交换机8纵向加密认证装置8电能采集装置2网络安全监测装置2火灾报警系统1智能辅助控制系统1合计经统计，全站UPS负荷为8.39kW,UPS采用单相输出，馈线采用辐射状供电方式。UPS正常运行时由报警、消防、照明等系统的智能联动控制，实时接1)后台系统智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用状态监测及智能辅助控制系统后台主机实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功2)图像监视系统装设一套全站图像监视子系统，该系统包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配序号安装地点数量监视对像和范围1二次主控室(室内)2个二次设备及通信设备235kV配电装置(室内)2个35kV配电装置3配电室(室内3个站用变4消防泵房(室内)1台消防设备51台变压器区6220kV配电区1台220kV配电设备7电容器区1台电容器8蓄电池室(室内)2台蓄电池9全景1台周界(变电站围墙边角)10台1台储能区8台电池舱、PCS舱内视频摄像头由相应设备厂家提供，智能辅控控制视频视频监视主机负责集成接入。3)安全警卫子系统储能电站安全防卫子系统按照安全防范要求配置，包括安防监控终端、防盗报警控制器、门禁控制器、电子围栏、红外双鉴探测器、红外对射探测器、声光报警器、紧急报警按钮等设备。前端设备通过RJ45、I/O、RS485等接口方式与安防监控终端进行通讯，安防监控终端采用DL/T860协议将数据整合上送至综合应用服务器，并发送给辅助设备监控主机，实现站端安全警卫信息的采集和监控。1)本工程变电站防入侵系统配置如下表所示：表6.3-5陈入侵系统配置一览表设备类型入口围墙主控室二次设备室高压室蓄电通信室●安防监控终端●红外对射探测●红外双鉴探测●●●紧急报警按钮●防盗报警控制器●2)本工程变电站门禁控制器配置如下表所示：设备类型大门入口主控室二次设备室高压室/低压配电室通信室门禁●●●●●门铃●4)环境监测子系统包括环境数据处理单元1套、温度传感器、湿度传感器、风速传感器等。智能辅助控制系统通过和门禁控制器、温度变送器等进行通信，获取5)火灾报警及消防子系统本站设1套火灾自动报警及消防子系统。在主控室、10kV开关柜室、本工程在电池舱内设置气体灭火系统作为电池舱的灭火方式。每个电池舱作为一个防护区考虑，按全淹没灭火系统设计，设置一套气体灭火系统，灭火管道敷设于电池舱过道顶部，间隔分布喷头，使气体喷放更快速和均匀。电池舱气体消防系统由气体灭火柜、管路、喷头、温感、烟感、可燃气体探测器、气体灭火主机、声光报警、放气勿入指示牌、手自动启向站内的火灾报警主机传输火警及灭火的相关信息。根据GB/T36547-2018,在储能电站与电厂电站线路两侧各配置1套A类电能质量在线监测装置，电能质量参数包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至调度部门。全站所有二次系统设备(包括通信设备),35kV保护测控一体化装置布置于开关柜上，其它二次设备均布置于二次设备室。2260mm×600mm×600mm(高×宽×深),通信系统设备柜外形尺寸采用表6.3-7电气二次主要设备材料清单序号单位变电站自动化系统1监控主机及套1CPU:IntelXeon6242R(20C,205W,内存：16GBDDR4*4硬盘：2TB7200rpmSATA*2;网卡数量：共4个千兆网口*1;网卡速率：100/1000M自适应；台2接口);串口：1个；声卡：1个；USB口：不少于4个；标、键盘：1套；处理器字长：64位；CPU:2路IntelXeon3204(6核/路)主频：1.9GHz内存：16GBDDR4;接口)硬盘：600GB10000rpmSAS;网卡数量：共4个千兆网口；网卡速率：100/1000M自适应鼠标、键盘：1套串口：1个2*550W双电源台2析服务器处理器字长：64位；接口);硬盘：16TBSATA*3;网卡数量：共4个千兆网口；网卡速率：100/1000M自适应；鼠标、键盘：1套；串口：1个声卡：1个台1套2件、数据库切换器、键鼠套4光电转换交台2屏柜及附件面32数据前置处理储服务器套2数据服务器处理器字长：64位；主频：2.3GHz;内存：64GBECCDDR4;接口);硬盘：16TBSATA*3;网卡数量：共4个千兆网口；网卡速率：100/1000M自适应；鼠标、键盘：1套；串口：1个声卡：1衾台4显示器19寸液晶显示器台4电脑切换器台4件、数据库套4屏柜及附件23务器屏面1数据服务器处理器字长：64位；主频：2.3GHz;内存：64GBECCDDR4;接口);台2硬盘：16TBSATA*3;网卡数量：共4个千兆网口；串口：1个声卡：1个磁盘阵列双控，标配32GB缓存.标配BBU+Flash,本地复制(快照、卷镜像、卷克隆、卷备份、迁移)、自精简、QoS、DRAID.功能；标配8个1GbiSCSI主机接口，可扩展FC、万兆、千兆主机接口*1;3.5英寸企业级SAS硬盘，8TB,7200转*20;2U12盘位；48GbSAS3.0端口扩展柜*1套1光纤交换机，8端口激活，含8个16Gb多模SFP模块，最大支持24个端口，单电源*1台2系统软件套2屏柜及附件面13综合应用服务器柜主机1台、显示器1台、相关软件等面14I区数据通信网关机屏面15Ⅱ区数据通信网关机屏机面16III/IV区数据台17二次安防系统屏面1防火墙台2正向隔离装置台1台1防病毒软件套2主机加固软件套1漏洞扫描套1日志安全审计套1入侵监测系统(含I、Ⅱ区监测)套28打印机台1台19储能接入层交换机台五防系统含1台五防主机、显示器及防误软件、锁具等套1高级应用软件矿135kV间隔层交换机屏含百兆、24电口、2光口间隔层交换机4台面1公用测控屏含公用测控装置3台，规约转换装置1台，面1站控层网络含储能汇聚16千兆光交换机2台、间隔层4千兆24电交换机2台面1220kV线路测台1主变测控装套1高压测控装置台1置台1本体测控装置台1屏柜及附件面135kV母线测台135kV站用变台235kV线路保护测控集成台835kV电容器台435kV消弧线圈保护测控台110kV外接10kV母线测台110kV站用变台2Ⅱ型网络安全台2理系统软件含AGV与AVC控制模块套1设备状态监控系统(含空调监控与风扇监测等)套1系统套1控制台台1音响及语音套1网络附件套1信息安全等级保护测评满足省调、地调要求，含备案证明项1(二)调度数据网1调度数据网设备屏面2含路由器台2交换机台4纵向加密认证装置台4(三)系统继电保护及安全自1220kV线路保护屏每面含220kV线路保护装置1台，打印机、操作箱等面2复用接口装每面含复用接口装置1套面2235kV母线保护屏面13故障录波屏每面含故障录波装置1套面14防孤岛保护屏含防孤岛保护装置1台面15高频切机装置屏含高频切机装置1台面16电能质量监测屏含电能质量监测装置1台面1(四)元件保护1主变保护屏面31台，高、低压操作箱各1台、打印机(五)电能计量1220kV电能表屏面1电能量采集终端含非关口采集终端一套台1220kV线路关口校核电能表有功0.2S,无功2.0级，送检、贴码只1主变三相四线制智能电能表有功0.2S,无功2.0级，送检、贴码块1380V低压三相四线制智能电能表只4235kV线路三相四线制智能电能表有功0.5S级，无功2.0级只9335kV电容器三相四线制智能电能表有功0.5S级，无功2.0级块4435kV站用变三相四线制智能电能表有功0.2S级，无功2.0级，送检、贴码块2510kV站用变三相四线制智能电能表有功0.2S级，无功2.0级，送检、贴码块2610kV外接电有功0.2S级，无功2.0级，送检、贴码块1源三相四线制智能电能表735kV储能汇集三相四线制智能电能表有功0.2S级，无功2.0级，送检、贴码块1(六)一体化电源系统1直流充电屏装置1套面22直流馈电屏面43蓄电池屏DC220V,共含免维护阀控铅酸蓄电池：500AH、2V、104只套24UPS电源屏每面含1套UPS,容量15kVAj25通信电源屏每面含20A通信电源模块7套面26事故照明屏面1(七)公用系统1时钟同步系统柜含：GPS/北斗互备主时钟2套和扩展装置1套，且面12智能辅助控制系统套1智能辅助控制系统柜面1图像监视系统1环境监测系统温湿度、水浸，套1电子围栏(四区控制)矿1门禁系统套13保护信息管理子站主机、显示器、防火墙、打印机、配套软件等套14OMS远程工作站套15同步相量测量系统套1同步相量主机屏含同步相量测量主机2台面1同步相量测量采集屏含同步相量测量采集装置3套面16协调控制系统套1协调控制主机柜协调控制主机2台，16百兆光交换机2台。面1机柜每面含协调控制从机2台面2台8台7源网荷互动终端柜共含源网荷终端装置1台及2M协议转换1套面1(八)二次部分光/电缆及附件套11电缆保护管12制电缆3阻燃铠装电力电缆4网线55尾缆16光缆7同轴电缆8智能辅控厂供线缆电源线、以太网线、光缆等39光纤熔接点个口含整个升压站的接入、调试、自动化信息上传等项1地局计量主站端接口核项1省关口计量主站接口核项1调度数据网设备接入及通项1项1电能质量装项1保护及故障信息管理子站接入项1计算项1XXX新能源公司储能电站系统一次推荐接入系统方