2024年200MW-400MWh电化学储能电站设计方案

200MW/400MWh储能电站项目可行性研究报告2024年05月目录综合说明 1概述 1工建设件 5工任务规模 5电系统析 6储系统 6电工程 7土结构 9施组织计 10工消防 10环保护水土持 10劳安全工业生 工设计算 项目建设条件 12站条件 12交条件 12工地质件 13水条件 15地工程质条件 16结与建议 16工任务 19工规模 23电力系统分析 24电系统状 24电系统展规划 25储电站设必性 27储电站行模建议 30接系统案拟定 32无补偿析 33送线路线截选择 36对能电升压主接及有电气备要求 36储电站备性要求 384.10结论 40储能系统 40储必要性 40储的分及应用 41储系统架构设计则 48关设备型 58储系统制及护 68电集装热管系统计 80电气工程 85储电站入方案 85电一次 85电二次 通部分 149土建工程 155设依据 155站设计 156升站设计 158道设计 159围及大设计 160结设计 160给水设计 162地处理案及建筑基础案 163场地磅附属备迁改 164土主要程量 164送电线路路径选择及工程设想 1708.1概况 1708.2变站进线布置 170XXX分公司220KV配电装置间隔扩建工程 200电一次 201电二次 205土部分 210通部分 施工组织设计 215施条件 215主工程工 217施总进度 227施资源应 228工程消防 229工概况 229消设计则 229储电站防设计 231储系统防设计 238施消防 242消工程要设备 243环境保护与水土保持 245节能措施分析 250系节能析 250储系统能分析 250变节能析 251线节能析 252劳动安全与工业卫生 253劳安全工业生设的任和目的 253工概述储能站总布置 254施期劳安全工业生对措施 255运期劳安全工业生对措施 256储电站全与生机设置人员备及理制度 262事应急援预案 265268预效果价 268社评价 270工程设计估算 271编说明 27116.2财评价论 289社会稳定风险评估 301项概况 301可存在社会定风及其价 302储项目会稳风险合评价 304建设项目招标方案 305招方案制依据 305项概况 305项招标容 305项招标式 306科技创新研究 307系描述 307主功能 308系特点 309技指标 31020附件 310能监场[2020]81《南省力辅服务场交规则试行》 [2021]786200MW/400MWh储能电站项目可行性研究说明书200MW/400MWh储能电站项目可行性研究说明书PAGEPAGE10综合说明概述项目背景“”“随机”“”电力系统带来严峻挑战。作为中东部地区的典型省级受端电力系统，近年来湖南清洁低碳转型步伐明显加快，已经呈现出高比例可再生能源、高比“”+区外来电+储能”多轮驱动的能源供应体系和“源网荷储”协调互动的安全运行体系，是保障湖南能源电力安全供应、清洁能源高效消纳和储能作为顺应能源革命最具发展前景的灵活调节资源，是实现能源电力非完全实时平衡及综合高效治理新型电力系统突出问题的最佳“缓冲器”“顶峰”调”/无功快速响应能力，提升电力系统调频、调压能力，有力“十四五”期间新型储能规划提出450万千瓦的建设需求，其中用于系统调峰的能量型储能规模420万千瓦，事故备用型储能规模20万千瓦，辅助调频型储能规模10万千瓦。基于当前电网存在的供电能力不足和调峰能力不足的突出问题，“十四五”期间优先发展能量型储能电站。随着新能源快速发展逐渐成为主力电源，电网面临强波动性、低惯量、备用不足等导致的安全稳定风险。因此，示范性开展参与辅助服务新型储能工程十分必要。为了提高XX在湖南省内储能规模，将容量优先分配给集团内在湘已投运和规划申报新能源项目，减少华银公司内部储能租赁成本，提高221“”48.9144.22储能电站可采用经营性租赁模式和全资建设模式两种方案，根据XX200MW/400MWh储能电站项目项目实际情况，经营性租6%采用经营性租赁模式前期可节省大笔工程投资，可与设备租赁商共担安全风险，但每年需增加租赁年金支出，加重运行成本压力，且此项费用支出超过全资建设运维模式前期工程投资的贷款利息支出。综合考虑，本项目推荐采用全资建设模式。编制依据《国务院关于做好建设节约型社会近期重点工作的（200521号）GB51048-2014GB/T34120-2017GB/T36547-2018GB/T36558-2018GB/T40090-2021GB/T36549-2018GB/T36276-2018GB/T34133-2017GB/T34131-2017《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术GB/T14549-1993GB/T40595-2021GB50229-2019GB50974-2014GB50370-2005GB50116-2013GB50019-2015T/CEC373-2020《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》T/CEC5025-2020《电化学储能电站可行性研究报告内容深度规定》T/CNESAQ/GDW10769-2017》20219地理位置及对外交通XXX市位于湖南省东南部，XX盆地南端，五岭山脉北面，东北邻安仁县，东南及南面连永兴县，西南角接桂阳县，西滨舂陵水与常宁市隔河38分13268分～26度43分。拟规划储能电站场址区域内有高速、国道、省道、乡道，交通运输条件良好，所有设备和材料均可以从厂家经公路运至本规划场址区附近，沿4m工程建设条件3km的XXX分公司发电厂内，初步预测便于储能建设使用土地一块为50000㎡75亩）（GB18306-2015）（GB6度，地震动峰值（GB50011-2010），可不考虑地震液化影响。场地属基本稳定区，基本适宜拟建项目建设储能工程任务与规模本工程主要任务是提高XX在湖南省内储能规模，将容量优先分配给集团内在湘已投运和规划申报新能源项目，减少华银公司内部储能租221万“””48.91亩，站区围墙内用地面积约44.22亩，站址目前主要为建设用地。电力系统分析200MW/400MWh，储能电站布置在XXX分20221220kV220kV0.45km。储能电站变电站主变装设（4×10）Mvar容性无功补偿，不装设储能系统本项目储能系统按照200MW/400MWh进行配置。储能系统包括储能电池、储能变流器、能量管理系统、电池管理系统等关键设备。由于本项目兼顾并且参与调峰、调频，跟踪调度指令等多重应用，储能系统推荐采用交流侧储能型式。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。本工程拟选用磷酸铁锂电池，通过调研市场主流厂家产品，单个电芯容量建议不小于280Ah,。双向变流器PCS选择本工程拟采用容量不小于1250kW储能变流器，共计160台。每台储1AC550VPCS台SCB13-2750/35kVEMSEMS电气工程电气一次根据目前主流的储能电站的建设方案，有两种型式：一是各项目单独35kV35kV110kV/220kV从政策角度考虑，两种建设方案均满足能源局对于配套储能建设项目的要求。从技术角度考虑，采用集中建设方案，更便于统一建设、运行、维护，其次目前湖南省关于电源配套储能项目的电价政策还不够成熟，如采用集中式储能、110kV/220kV电压并网建设方案，当出台储能电价政策时更利于争取电价政策。综合考虑，结合XXX分公司现有升压站的电压等级情况，本工程考虑建设一座220kV升压站，储能电站以220kV电压接入电网。35kV35kV经升压后通过专用主变压器升压至220kV接入XXX分公司现有升压站的220kV母线后并入湖南电网。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。--1110135kV835kV集220kV35kV母线。220kV-1220kV220kV储能场主要由电池组集装箱和PCS集装箱组成，具体布置参见储能电站总平面布置图。电气二次""（CCS）以及其他电气设备的自动监控和调节。计算机监控范围包括：电池、储能变流器、35kV箱式变压器、35kV母线、35kV线路断路器及隔离开关、35kV母线PT、站用电及直流系统、220kV主变、220kV线路断路器及隔离开关、220kV线路PT等。储能电站配置前置数据服务器，按储能区采集该区双向变流器、箱变和电池信息，并通过网络交换机与220kV升压站计算机监控系统相连。储能电站内电气设备采用微机保护，以满足信息上送的需求。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2016配置。通信系统储能电站通信系统主要包括系统通信、内部通信以及与公网通信三个部分。储能电站系统通信的任务是为电力系统上级主管部门对储能电站内的生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动、计量及计算机监控系统等提供信息传输通道。内部通信是为储能电站生产运行、调度指挥提供服务。储能电站配置1部公网电话作为电力调度备用通道。土建结构200MW/400MWh44.22亩，48.91亩。站址利用XXX公司闲置土地，无需办理征地手续，场地内无建筑等杂物，无环境保护、军事影响、矿产压覆、文物保护、工程地质等问题。该施工组织设计项目建设所选区域交通运输条件十分便利，拥有集公路、铁路于一体的现代化交通运输网络，物流运输方便快捷。与站外公路连接应短捷，且工程量小，站址靠近可靠的水源。工程施工工期由施工准备期和主体工程施工期两部分组成。施工准备期主要包括临时生产、生活设施的修建；主体工程施工期为场地平整、道路及设备安装等工程。工程消防”（建）筑物和设施，采用多种消防措施；储能电本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。储能电站内设置消防器材。环境保护与水土保持XXX分公司200MW/400MWh储能电站项目的建设符合国家产业政策和环保政策，对当地社会经济发展起较大促进作用，经济效益、社会效益、环境效益明显。工程建设对当地声环境、土壤环境、大气环境、光环境及生态环境等影响较小，在采取相应的环保措施及环境管理措施后均可得以减缓或消除，没有制约工程开发的环境问题。因此，从环境保护角度看，本工程建设是可行的。劳动安全与工业卫生”通过对施工期存在的高空作业、基础开挖、防雷防电等工作中可能存在的危害因素，对运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。对储能电站的施工和安全运行提供良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低经济损失，保障安全生产。工程设计概算200MW/400MWh储能电站项目新建工程规划总200MW/400MWh20225月份价格水平计算，本储能站7930479865640万元，其中319321万元，送出配套线路工程静态投资317万元，动态投资319万元；总投资80505万元。项目建设条件站址条件3km的耒水右岸XX电力股份有限公司XXX分公司发电厂内，便于储能建设使用土地一块为三期扩建5000075亩10MW/20MWh占3250MW/500MWh站址利用XXX公司闲置土地，无需办理征地手续，场地内无建筑等杂物，无环境保护、军事影响、矿产压覆、文物保护、工程地质等问题。该56交通条件本项目建设所选区域交通运输条件十分便利，拥有集公路、铁路于一体的现代化交通运输网络，物流运输方便快捷。与站外公路连接应短捷，且工程量小，站址靠近可靠的水源。新建储能电站位于XX电力股份有限公司XXX分公司发电厂内，场地四周环绕硬化道路，交通条件十分便利。所有设备和材料均可以从厂4m工程地质条件地形地貌3km的耒水右岸XX电力股份有限公司XXX分公司发电厂内，储能建设使用土地为三期扩建端预留场86m。地层岩性根据现场勘察情况，结合区域地质资料，沿线主要为河流阶地地貌单湖南省1:20万地质图①素填土（Q4ml）：杂色，稍湿，松散-稍密状，主要由砾石、煤渣混粉质粘5.00～6.00m1.00～3.00m15年，已完成自重固结，但该层上部约1.00m为松散状。4②-1（Q44②-2（Qal+pl）：1.0m～2.0m，该层在场地中部和西侧零星有分布。44②-3（Q1.0m～3.0m，该层在整个场地零星有分布。44（Q15%～30%2.0m～5.0m，该层在场地大部分区域有分布。4④强风化泥质粉砂岩（K2）：褐色，泥质胶结，原岩组织结构大部分破坏，2.00～4.00m12.00～15.00m。5.0m14.00～17.00m。不良地质现象3km的耒水右岸XX电力股份有限公司XXX分公司发电厂内，建设使用土地为三期扩建端预留场地约5000075亩地基土的均匀性和持力层分析根据区域地质及现场勘察钻探资料，拟建场区地质构造简单，未见破碎带构造通过本场区。分布的岩土层可不考虑地震液化现象。拟建场地处于对建筑抗震一般地段。场地内地下无埋藏的河道、墓穴、防空洞、孤石和地下管网等对工程不利的埋藏物。场地内基本上不存在大的严重威胁场地和工程安全的工程地质灾害。综上所述，拟建场区整体稳定性较好，适宜本工程建设。持力层分析：①素填土：遍布整个场地，物理力学性质较差，层厚一般～较大，未②-1（构②-2（构②-3建构）③含卵石粉质黏土：主要为可塑，局部软塑状，物理力学性质一般，可作为基础持力层；④强风化泥质粉砂岩：褐色，物理力学性质较好，可作为桩基础持力层；⑤中风化泥质粉砂岩：褐色，场地稳定基岩，物理力学性质好，可作为桩基础持力层。水文条件1.00～2.00m0.50～2.50m。Ⅱ地震工程地质条件GB50011-2010（201660.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计抗震为第一组。场地覆盖层厚度12～18m，划分拟建场地为中硬土，场地类别为Ⅱ类。场地为可进行建设的一般场地。可不考虑地震液化影响。结论与建议60.05g，设计地震分组为第一组。场地内场地土等效剪切波速介于12.0～18.0m3m50m4.1.6II5.1.40.35s。（GB50233-2008）。基础施工中如发现地质异常，请通知勘察人员，会同各有关部门人员协各岩土层参数建议值一览表指标名称地层名称天然密度（/m）承载力特征值ƒ (kPa)快剪（标准值）量(MPa)凝聚力c(kPa)内摩擦角φ（度）素填土1.86703123.0粉质黏土1.9618025177.5粉土1.90908135.0粉砂2.001203188.0含卵石粉质黏土2.0015018187.0强风化泥质粉砂岩2.10300152220中风化泥质粉砂岩2.20800///桩基设计参数指标推荐值指标名称地层名称桩 基泥浆护壁钻孔桩预制桩桩的极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩的极限端阻力标准值qpk(kPa)桩的极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩的极限端阻力标准值qpk(kPa)粉质黏土70900751000粉土40/42/粉砂50800531200含卵石粉质黏土60900651500强风化泥质粉砂岩12014001301600中风化泥质粉砂岩22036002304000200MW/400MWh200MW/400MWh储能电站项目可行性研究说明书送审稿收口版PAGEPAGE100工程任务与规模工程任务地区经济社会概况XXX，湖南省辖县级市，由XX市代管，位于XX市南部，五岭山脉北面，东北邻安仁县，东南及南面连永兴县，西南角与桂阳县接壤，西临舂陵水与常宁市隔河相望，北界衡南县。地处XX盆地南缘向五岭山脉地2656519620201日零时，XXX常住人口为114.0675万人。2020年，XXX市实现地区生产总值487.17亿元。2020年全市地区生产总值增长4.2%。一、二、三产业增加值分别增长3.8％、3.4％、4.9％。三次产业结构比调整为17.2：27.9：54.9。7.9%76.727.3%48.733.24.5%97.491%；2.9412.691968.593%5.8%，园区149.371.4%，19.2%8.2%，电力、热力、燃气及水生产和5.9%153.24.6%9.415.6%。全市固定资产投资增长9%。其中，城镇固定资产投资增长6.3%。房29.6%29.8%23.6%54.31%。164.582.4%13.14%2.7%，商品2.3%12.2%；中西药品0.8%0.7%。66.5亿元。全市实现4429421%。18.48.1210.08万辆，35035310104.8万人。全1.515%4.817%。12.1390.3万户，互联网宽带用户数24.7万户。22.652.6%；其中，地方一般预算15.42.5%10.276.94%。67.891.9%。年末，XXX市金融机构本外币各项470.19.3%382.8亿元，10.9%276.613.7%58.8%7.050.02%；全年各项赔付支出2.17亿元。31237元，其中城镇居民人均可支配收390915.3%236886.9%。20884元。XX市电力系统现状2021172.5亿kWh。截至2021年底，XX电网统调机组718台，统调装机容量1791168V系统的容量73.2335kV及以下系统的容量425.0995MW，占26.77%124MW7.81%；120MW7.56%389.949MW24.56%。2021500kV2324531628851466335kV10919678座，144220kV601625.228公里；110kV线路156条，长度2151.694公里；35kV线路156条，长度1781.786公里。华银公司及XXX分公司现状XX电力股份有限公司是中国XX集团有限公司的五家上市公司之一。目前公司总装机容量为809.94万千瓦，占湖南统调总装机容量21.58%(占统调火电装机36.54%)，是湖南省第一大发电企业。其中火电装75517.4627.3510万千瓦。XXX公司是湖南省第一座百万级火力发电厂，是湘南电网重要的火力10221期扩建工程两台30万千瓦机组，分别于2003年、2004年投产发电。XXX公司2台21万千瓦机组服役时间已超过设计寿命年限，2021年11月，西安热工研究院对机组进行安全风险评估，评估结果表明机组继续运行存在重大安全风险。20221102022年衡20工程主要任务本工程主要任务是提高XX在湖南省内储能规模，将容量优先分配给集团内在湘已投运和规划申报新能源项目，减少华银公司内部储能租赁成本，提高新能源项目发电量和利用小时数；重点解决XXX分公司2台21万机组关停后的替代方案及后续发展，同时为XX“风光火储”多能互补储”工程规模本工程区位于XXX分公司厂区内，场地已基本完成场平，交通较为便利。3.2-1200MW/400MWh44.22亩，48.91亩。XX市电力系统现状截至2021年底，XX电网统调机组718台，统调装机容量1791168V系统的容量73.2335kV及以下系统的容量425.0995MW，占26.77%124MW7.81%；120MW7.56%389.949MW24.56%。截至2021年底，XX电网拥有500kV变电站2座，变压器3台，容量245316288514663109座，变压器196台，容量，其中公变78座，变压器144台，容220kV601625.228线路156条，长度2151.694公里；35kV线路156条，长度1781.786公里。2021172.5亿kWh。XX市有序用电情况2021年迎峰度夏期间，为了确保XX电网安全稳定运行，保障居民生活和重要用户供电，XX响应省公司及市政府要求执行了有序用电和开展7158718003678日-7285天，累20120荷预计达到322万千瓦。电力系统发展规划电力需求预测根据《2021年XX地区电力市场分析预测秋季报告》，结合XX负荷增长的最新情况，XX市、XXX市调度口径电力电量预测见表4.2-1。4.2-1单位：MW、亿kWh年份202020212022202320242025“十四五”年（%）XX市调度最大负荷2935311936653889410542807.8%电量164.0172.5189.3203.4218.5234.87.4%XXX市调度最大负荷5906526757017207695.5%电量27.528.530.631.433.134.64.7%4280MW，2022675MW，2025年XXX市最769MW。电源规划50MW20MW；十四五700MW50MW。表4.2-2 储电站边电情况序号项目名称拟接入点接入电压（kV）拟接入220kV供区装机容（MW）投产时序分类1太平风电场神农110神农50已投风电2小水风电场神农110神农502025风电合计1001衡南江口光伏江口35堆子岭20已投光伏2黄吉光伏堆子岭110堆子岭502021光伏3遥田哲桥片光伏神农220神农1002025光伏4马水镇光伏朝阳220朝阳1502025光伏5龙塘镇光伏龙塘220龙塘1002025光伏6导子镇光伏1502025光伏7苍冲光伏烟洲220烟洲1002025光伏8大和圩乡光伏110502023光伏合计720电网规划根据《湖南“十四五”220千伏电网发展规划》、《XX市2022~2023年优选排序》的相关成果，并结合最新规划调整情况，XXX市2022~2025电网规划简况如下：（1）220kV层面：环江220kV220kV220kV～220kV220kV～220kV～真武220kV线路改造等工程。（3）110kV层面：1102220kV变110kV储能电站建设必要性根据湖南省电源规划，XXX分公司机组预计20242022年初对机组进行安全风险评估，结果显示设备存在重大安全隐患，XXX分221202220232025228272534202220232025192220240XX地区为湖南第二大负荷中心，近些年负荷增长迅猛。XX地区整体电源装机较少，地区电力亏缺。2021年迎峰度夏期间，为了确保XX电715871111118003678日-728520120322万千瓦。根据XX市政府要求，为保证地区经济发展需求，原则上不允许采取有序用电措施。随着XXX分公22×1000#1主变14.78.5从湖南省能源大局出发，建设XXX分公司储能项目，将有助于提高湖南电网负荷顶峰能力，有效缓解XXX公司#1、#2号机组退役后迎峰度冬等用电高峰时期电力紧张局面。根据湖南电网2021年调度公布数据，全年市场共启动调峰276次，提383.3万千瓦，全年深度调峰电量28.76亿千瓦时。上半年，受来水、来风及新能源装机迅猛增长影响，电网调峰较为困难，市场18.8665.57%，34月中旬、524小时不间断深度调峰；下半年，受供电紧张及来水偏小影响，市场调峰需求较小，下半9.9134.43%3524小时不间断深度调峰。储能电站深2773595.35万元，占比0.86%，结算均价0.19元/千瓦时。2021年XXX公司共获得深调服务费4172.2万元，分摊1894.1万元，考核64.7万元，净收入2213万元，超出装机份额887万元。度电分摊0.006元/兆瓦时，深调度电收益169元/兆瓦时。20219221609万千瓦，最大53%1720204台次，最大调峰38320213119.01%20210.42，峰谷差率较大，对电网经济运行影响较大，在XX市建设储能电站将产生很好的效益，储能电站具有削峰填谷的双重功效，是不可多得的调峰电源，其削峰填谷作用，可提高区内发电机组运行小时数，使电网内发电机组能在其经济区间上运行。同时还能减少发电机组启停调峰、深度调峰的次数，提高电网运行的经济性。随着新能源的进一步发展，湖南电网调峰需求将一步加大，尤其XX地区电源装机少，对电网调峰需求将更为迫切。20214993万803kW16.1%451kW，占总装9%2019820小时、2020820202192220200.11%弃光27005%。新能源出力不稳定，受自然因素影响较大，午方式下光伏出力较大，小方式风电出力较大，与湖南省负荷特性不完全吻合，需配置储能进行调节，削峰填谷，保证新能源电力有效利用。按照湖南省发展和改革委员会《关于加快湖南省电化学储能发展的实（[2021]786号15%5%（2现有闲置土地。根据电网公司要求，只要在湖南省内规划的储能站点建设集中式储能电站，全省新能源项目均可使用集中式储能电站的配建或租赁指标，集中式建设相较分散建设，在前期建设手续办理、接入审查、并网20MW/40MWh分开建设2250万9000等核心元器件的质量把控、集中运维管理等方面均具有一定优势，在进行合理的防火分区、采取合适的防护措施后，对储能电站的安全运行均有一定的好处；同时集中式储能电站对电网的支撑作用更为明显，调控部门调用需求更为旺盛，后续参与辅助服务的机会越多，本工程建成将成为湖南省内规模最大的电化学储能电站，规模化效综上所述，为解决XXX分公司机组关停后XX电网负荷顶峰需要，提升XX电网调峰能力和安全稳定水平，缓解船山变供电压力，提高电网供电能力和供电质量，平抑用电负荷波动，提升区域内发电机组年利用小时数，满足XX公司在湖南新能源项目储能配置要求，促进湖南地区新型电力系统建设，充分发挥集中式储能电站的规模化效应和优势，因此建设XXX分公司储能电站是十分必要的。由负荷特性可知，XX电网典型日负荷曲线呈现午高峰和晚高峰，峰谷差率较大。根据XX及XXX地区负荷特性以及电源特性，建议丰水期储“或“”“4.4-1。表4.4-1 储电站度运模式议表月份123456第一次充电2:00-4:002:00-4:002:00-4:002:00-4:002:00-4:003:00-5:00第一次放电20:00-22:0019:00-21:009:00-11:009:00-11:009:00-11:009:00-11:00第二次充电--13:00-15:0013:00-15:0013:00-15:0013:00-15:00第二次放电--19:00-21:0019:00-21:0019:00-21:0020:00-22:00充放电类型一充一放两充一放或两充两放月份789101112第一次充电3:00-5:002:00-4:000:00-2:002:00-4:000:00-2:002:00-4:00第一次放电20:00-22:0013:00-15:0018:00-20:007:00-9:007:00-9:0018:00-20:00第二次放电15:00-17:0018:00-20:00充放电类型一充一放一充两放一充一放充放电特性分析储能电站可跟踪所在区域电网负荷曲线运行，负荷低谷时进行充电，负荷高峰时进行放电。同时，随着湖南省电力辅助服务市场的开放，可参与电网辅助服务，具备调频运行能力。储能电站具备恒功率控制、恒功率因素控制和恒充电/放电电流控制功能，能按照计划曲线和下发指令方式连续运行。在储能变流器额定功率运1.050.5C90%//时间不大于300ms，充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于200ms。接入系统方案拟定接入系统电压等级160200MW。根据GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，电化学储能系统接入电网的电压等级应按照储能系统额定功率，接入点电网网架结构等条件确定，不同额定功率储能系统的接入电网电压推荐等级见表4.5-1。4.5-1电化学储能系统额定功率接入电压等级接入方式8kW及以下220V/380V单相或三相8kW~1000kW380V三相500kW~5000kW6kV~20kV三相5000kW~100000kW35kV~110kV三相100000kW以上220kV及以上三相参考GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，XXX分公司储能电站宜以220kV电压等级接入电网。接入系统方案结合接入电压等级分析，考虑就近接入电网的原则，储能电站考虑接220kV升压站，初步拟定接入系统方案：XXX分公司储能电1220kV220kV0.45km图4.5-1XXX分公司储能接入系统方案图无功补偿分析（GB∕T6.1.2率控制功能，有功功率和无功功率应在图4.6-1所示的阴影区域内动态可”4.6-1PCS调节能力可0.33倍额定有功0.95，而在有功功率降低时，可输出的无功功率迅速增加。图4.6-1储能系统四象限功率控制调节范围示意图大方式下，电网负荷和变压器无功消耗大，需要容性无功补偿。但高峰负荷期间同样需要储能系统顶峰出力，输出额定有功，则此时考虑储能0.33倍，替代容小方式下，电网负载率低，对容性补偿要求水平低，对感性补偿要求可能较高，但低谷时段同样也是储能系统充电时段。由于低谷时段持续时间相对较长，储能系统充电窗口期较长，因此可采用小功率供电的方式充电，无功调节范围相对较大，可替代一定容量的感性设备。200MW220kV1回220kV220kV以交直流双向变换为基本特点，具备无功功率控制能力，因此储能电站理4.6-14.6-1储能电站100%出力有功（MW）200无功出力（Mvar）功率因数0.95（超前）65.74功率因数0.95（滞后）65.74主变无功损耗（Mvar）37.4站内升压变主变无功损耗（Mvar）7.1站内汇集线路无功损耗（Mvar）0.02充电功率（Mvar）0.048本储能电站在其无功输出范围内，应能在电网调度部门的指令下参与20ms根据上表的无功补偿容量计算，储能系统的无功出力足以抵消储能电变压器满载时无功损耗约40Mvar，结合国网电网220kV（4×10）Mvar储能站预留一组SVG送出线路导线截面选择线路输送能力表见表4.7-1。表4.7-1220kV线路输送能力表线路型号持续极限输送容量（MW）LGJ-400261.62×LGJ-300454.02×LGJ-630699.5注：考虑环境温度40℃，导线允许温度80℃。XXX分公司储能电站容量终期规模为21回2kV0.45km，考虑线路经济输送容量以及网损率，建议本期储能电2×LGJ-300导线，电缆线路传输容量不低于架空线路2×LGJ-300对储能电站升压站主接线及有关电气设备要求主接线要求根据储能电站的容量、推荐接入系统方案及其在电力系统中的地位和2V3V按照GB/T36548-20187.44.8-14.8-11轮廓线及以上区域时，电化学储能图4.8-1 电学储系统电压越要求4.8-14.8-1故障类型考核电压三相对称短路故障并网点线/相电压两相相间短路故障并网点线电压两相接地短路故障并网点线/相电压单相接地短路故障并网点相电压GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》，通过10(6)kV2.9-24.8-224.8-22轮图4.8-2 电学储系统电压越要求损耗以及储能电站PCS240MVA主变可满足储能电站的要求。型式：三相自然油循环自冷双绕组有载调压变压器。变比：230±8×1.25%/35kV，低压侧电压为35kV。容量：240MVA。接线形式：Yn,D11，阻抗Ud=14%。储能电站设备性能要求运行方式储能电站运行方式以调峰为主，具备一次调频、AGC、AVC、黑启动等功能，系统循环次数不低于6000次。建设规模储能电站的建设规模指35kV交流出线侧并网点或接入点处功率与容量要求，储能系统寿命期为不低于12年，系统EOL为80%。运行综合效率（35kV/）85%。系统调峰、调频能力指标储能电站充/放电响应时间不大于200ms，充/放电调节时间不大于300ms200ms。PCS50ms。90%500ms2s1min。3%0.033Hz0.067Hz内。80ms0.002Hz。储能系统在充电、放电、零功率运行状态时均具备AGC功能，功能具备对调度下发AGC99%。AGC300ms，有功功率调节稳定时间不大于500ms，AGC控制时的充放电转换时间不大于400ms。1%×Pn1%×Pn内，100%×Pn。）最大可用充电、放电功率应为100%×Pn，调节速率应不小于100%×Pn/300ms。结论20221220kV220kV0.45km。储能电站变电站主变装设（4×10）Mvar容性无功补偿，不装设感性无功补偿。储能系统储能必要性“双碳”战略目标下，国家明确提出构建逐步提高新能源占比的新型电力系统。随着以风电、太阳能发电为代表的新能源逐步实现对煤电、气电等传统化石能源的替代，新能源发电“随机性、间歇性、波动性”出力明显加快，已经呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子器件、高比例外来电“三高”电力系统特征，能源电力安全、绿色、经济发展面临的各++储能作为顺应能源革命最具发展前景的灵活调节资源，是实现能源电储能的分类及应用储能的分类现阶段，在诸多储能技术中，从规模、安全性、成本等方面综合考虑最成熟的技术是抽水蓄能。除抽水蓄能外，尚没有一种储能技术在应用规抽水蓄能是电力系统中应用最广泛、最成熟的大规模储能技术，具有容量大、寿命长、运行费用低的优点。抽水蓄能电站单位投资在3000~60001075%左右。压缩空气储能具有容量大、连续工作时间长、寿命长等优点，全生命周期内的度电成本低于大部分电化学储能，具有良好的经济性，但大型压缩空气储能系统一般需要利用盐穴、矿坑等特殊地理条件建设储气室。美国、德国均有百兆瓦级压缩空气储能电站投入商业运营，国内常州金坛60MW×4h盐穴压缩空气储能项目已并网成功。飞轮储能具有瞬时功率大、能量转换效率高、寿命长等优点，但其存储能量较小，持续放电时间仅在分钟级，同时存在自放电率高的问题，停BeaconPower超级电容器、超导储能等电磁型储能具有瞬时功率大、响应速度快、寿命长等优点，但其持续放电时间很短，一般不超过数分钟，比较适用于功率型应用，如应对瞬时电压跌落、瞬时断电供电等。目前电磁储能成本较高，在超导临界温度、超导线材、电极材料等方面仍有待突破。电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等技术优势，是目前各国储能产业研发创新的重点领域和主要增长点。电化学储能技术主要包括铅蓄（铅炭）电池、锂离子电池、液流电池和钠硫电池，其中铅炭电池、锂离子电池发展较快，有望率先带动电化学储能商业化。在前沿技术方面，近年来全球储能技术研发的脚步不断加快，超临界压缩空气、可变速抽水蓄能等新一代储能技术进入试验示范阶段，锂离子电池、液流电池在新型电极材料、电解液、隔膜材料生产制造工艺等方面成果不断，水系钠离子电池、锂硫电池、液体金属电池、金属-空气电池、铝离子电池等新型电池体系不断涌现。储能电池技术路线选择铅蓄电池是使用最广泛的蓄电池储能技术，具有价格低廉、安全可靠等优点，但由于能量密度低、寿命短和不可深度放电等因素限制了更大范围应用。以铅炭电池为代表的先进铅蓄电池技术改善了传统铅蓄电池的缺陷，成为铅蓄电池技术发展的重要方向。铅炭电池相较传统铅蓄电池的生产成本仅有小幅增加，但充放电功率、循环寿命、充电速度等关键指标实现了明显提升。与锂电池等其它主流电化学储能技术相比，铅炭电池的成本较低，短期性价比优势明显。但是铅炭电池放电深度一般在60%左右（锂离子电池可达80%以上），同时大功率放电能力也弱于锂离子电池。长期来看，锂离子电池等其它电化学储能的发展和成本降低将对其市场空间构成一定挑战。铅炭电池优缺点对比优点缺点（1）安全性：优（1）能量密度：中（2）电池价格：优（2）循环寿命：中（3）回收方案：优（3）充放电倍率：中（4）自放电：良（4）充放电深度：中（5）维护量：良（6）循环效率：良胶体电池属于铅酸蓄电池的一种发展分类，最简单的做法，是在硫酸中添加胶凝剂，使硫酸电液变为胶态。电液呈胶态的电池通常称之为胶体电池。胶体电池的优点：循环寿命好、耐过放电、可以长期不充足电又进行放电、高低温性能也好。缺点是：胶体电池存在热失控现象，在北方用得要多些。胶体电池相对普通铅酸电池价格较贵，且维护较困难，在温度较高时易产生热失控现象，不易用在南方。这也是胶体电池始终得不到广泛应用的最根本原因。此外，胶体电池带有毒性物质，不利于环保，综合考虑不建议使用胶体电池。锂离子电池应用范围广、能量密度高、充放电速率快，近年来其规模和技术发展迅速。在全球已建兆瓦级电化学储能项目中，锂离子电池项目装机容量约占总容量的65%，国内的张北风光储示范电站、深圳宝清储能电站、江苏、湖南、山东储能等项目，也都将锂电储能作为重点技术路线发展。受电动汽车动力电池需求增长的拉动，锂电产业快速发展。目前锂离子电池储能的规模效应已逐渐显现，储能成本实现快速下降。以电力储能领域应用较为广泛的磷酸铁锂电池为例，2013年磷酸铁锂电池成本在4500-6000元/kWh左右，2015年后最低可至2000-3000元/kWh，预计到2022年底有望降至1400元/kWh。优点缺点优点缺点（1）能量密度：优（1）安全性：中（2）循环效率：优（2）维护量：中（3）充放电倍率：优（4）自放电：优（5）循环寿命：良液流电池种类繁多，具有充放电性能好、循环寿命长、功率容量可调的特点，适合大规模储能应用。全钒液流电池是目前应用最广泛的液流电池技术。全钒液流电池循环次数超过1万次，系统功率和容量相互独立，并且容量可在线恢复。全钒液流电池技术的主要缺点包括：单位千瓦时电池成本是铅炭、锂离子电池的2-4倍，造成初始投资较高，但考虑到其循环次数是铅炭、锂离子电池的2-3倍，单次循环的度电成本与铅炭、锂离子电池相比也具有一定的竞争力；能量转换效率较低，在70%左右；能量密度低，需要占用较多的土地和建筑资源；全钒液流电池正常运行需要电解液循环泵等辅助设备，运维相较其它电化学储能技术更为复杂。全钒液流电池优缺点对比优点缺点（1）安全性：优（1）能量密度：差，占地较大（2）循环寿命：优，可低成本在线恢复（2）电池价格：差（3）回收方案：优（3）自放电：中（4）充放电倍率：良（4）维护量：中（5）循环效率：中，70%左右钠硫电池可实现较高的储能容量，电池运行稳定，维护量非常少，循环寿命可达4000余次，并且已经有不低于10年以上的业绩实证。但钠硫电池需要300℃~350℃的高温运行条件，具有一定的安全运行风险。钠硫电池在国外应用较为成熟，在全球范围内已建成200余座钠硫电池储能电站，其规模仅次于锂离子电池。日本NGK公司在钠硫电池系统研发方面处于国际领先地位，是全球唯一具有大规模商业化生产钠硫电池能力的企业。国内钠硫电池研制起步较晚，短期难以商业化推广。钠硫电池优缺点对比优点缺点（1）能量密度：优（1）安全性：中，需要高温运行环境（2）维护量：优（2）充放电倍率：中（3）循环寿命：良（4）循环效率：良（5）自放电：良（6）电池价格：良综上所述，从储能技术的经济性来看，锂离子电池有较强的竞争力，钠硫电池和钒液流电池未形成产业化，供应渠道受限，成本昂贵。从运营和维护成本来看，钠硫电池需要持续供热，钒液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，而锂电池维护量相对较小。而同样对于锂电池来说，常见使用类型为三元锂电池和磷酸铁锂电池。三元锂电池正极材料的分解温度在200℃左右，磷酸铁锂电池正极材料的分解温度在700℃左右。实验室测试环境下短路磷酸铁锂电池单体，基本不发出现着火的情况，三元锂电池则不然，在使用三元锂电池时尤其要对热管理提出较高的要求，一旦出现过温、过充、过流等异常情况基友可能造成起火、爆炸等严重后果，因而在安全性方面磷酸铁锂电池较三元电池而言有着较大优势。磷酸铁锂电池的全名是磷酸铁锂锂离子电池，简称为磷酸铁锂电池。磷酸铁锂晶体中的P-O键稳固，难以分解，即便在高温或过充时也不会出现结构崩塌发热或是形成强氧化性物质，因此拥有良好的安全性；磷酸铁锂为橄榄石结构，材料热稳定性高，不会形成尖锐的结晶，刺穿隔膜，导致内部短路；采用高安全性的六氟磷酸锂电解质，添加了阻燃添加剂和防爆添加剂，不会出现由于电解液而导致的安全故障。磷酸铁锂具有严格的生产工艺要求及质量检测要求。电池在无尘车间内生产，生产线为全自动产线，对每个工序都进行全程监控并配有追溯系统。质量部门对每批次都需进行抽样检测，而针刺检测是众多测试实验中最为直观验证磷酸铁锂电池安全可靠性实验。将针直接刺入电池壳体，此时电池发生内部短路，而发生内部短路的情况下，磷酸铁锂电池只是冒烟而无明火或爆炸现象。新能源客车安全技术管理规定测试要求及标准以磷酸铁锂技术指标为测试验证指标，尤其在热失控及热失控管理方面的实验要求也仅仅只有磷酸铁锂电池符合要求。公共设施首重安全，公共汽车等尤为严格，对此严格要求，仅仅只有磷酸铁锂电池满足其要求。世博会期间，人流量高达45万多人，且在夏天高温情况下，磷酸铁锂电池大巴满足运载要求，未发生一例因磷酸铁锂电池引起安全事故，磷酸铁锂电池在如此恶劣的高温环境下经受住了考验，其安全性是有一定保障的。储能系统的架构及设计原则储能系统的架构储能系统由电池单元、电池管理系统、储能变流器、协调控制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配置在电源交流侧的储能系统也可以称之为交流侧储能系统。该配置方案可在现有电站进行升级安装，形成站内储能系统。这种模式克服了直流侧储能系统无法进行多余电力统一调度的问题，便于集中管理调度。由于本项目兼顾储能与放电两种型式的运行，交流侧储能能量宜双向流动，并且考虑到本项目储能系统参与调峰、调频，跟踪调度指令等多重应用，本项目储能系统推荐采用交流侧储能型式。储能系统设计原则系统可靠性包括了成熟性、容错性、易恢复性和安全性四个方面。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。安全性是指电化学储能电站应具备模块级安全分断和簇级均流控制等安全防护功能，应具备电芯内短路检测。本项目的软硬件配置应符合高重用度和高修复度的要求。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。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。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。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。“”储能系统技术路线方案对比根据目前储能市场的主要应用技术路线同时结合湖南电网侧储能的情况进行分析，目前储能电站技术路线共分4种模式，本工程重点对四种模式进行技术经济分析。1000V方案下图为湖南电网二期项目中使用的直流1000V方案接线示意图：该方案电池通过2240串组成电池簇，直流侧电压范围为672V~864V，多个电池簇并联后接入PCS进行交直流变换，该方案技术成熟，国内应用案例较多，目前江苏、河南、青海等地区均有大量应用，设计、生产、检验标准完善，大部分厂家均能满足要求，其缺点在于运行效401500V方案1500V1500V系统是目前储能行业讨论比较热门的话题。根据相关资料1500V2020年初，1500V1500V储能系统解决方案，成为不少储能企业纷纷布局的技术方向，包括阳光电源、晶科、宁德时代等大部分领军企业已形成共识，认可1500V是未来发展的方向。目前国内项目也有一定的应用，初步了解，高压系统有三方面的优势：11500V35%以上（404MWh2.43米0.3%2100MWh/200MWh1500V1000V3、电池簇并联数量较少，缓解了多个电池簇并联运行时偏流情况。高压级联方案下图为湖南电网侧储能二期项目中使用的高压级联方案接线示意图：高压级联方案由于没有变压器，其效率相对其他方案要略高，系统成本相对有所降低；但该方案目前国内应用案例较少（二期工程邵阳磨石变虽有应用，但并未正式投入使用，应用效果未知），系统的成熟度仍需市场检验，且市场上知名的大厂家不多，招标可供选择范围小，其存在的问题在于：HH桥储能系统将电池组直接接在H桥的直流侧，每个H致H100Hz而传统的储能系统结构，电池组并在直流侧的公共端，电池组是与三相交流系统共同交换能量，在电网正常情况下，直流侧并不会产生功率波动问题，直流侧将处于恒定状态。HH桥储能系统采用多个HH此外，由于电池组与H桥连接的直流电缆也处于高压侧的悬浮电位，如何在保证电气绝缘的前提下，合理设计和分配大量的低压直流电缆也是工程设计中需要考虑的问题，将电池组与H桥就近配置虽然可以缩短直流电缆长度，但对安全空间的要求较高，且单个电池组出现安全问题，可能威胁整个级联型H桥储能系统的运行稳定。而传统的储能系统结构并不存在这些问题。HH桥的直流侧电压都应该一致，但实际中电池组老化程度不一，各H桥储能系统对端电压差异性较大的电池组的适应能力有限，当H桥直流侧端电压不一致性到达一定范围时，会影响整个级联型HH带来共模谐振问题。由于级联型H桥储能系统电池组数量和体积十分庞大，不可避免地造成电池组、直流电缆和地之间的寄生电容，形成共模谐振H同H桥电池组在运行过程由于自身参数、导线及开关器件的不一致性会导致电池SOCH桥及相间HSOC进行均衡控制，保证各H桥电池组SOC尽H桥电池组的SOCSOC而传统的储能系统结构控制结构简单，荷电状态主要是作为功率输出的约束条件，并不参与到控制计算中，降低了对高要求SOC的直接依赖程度。模块化方案下图为湖南电网侧二期项目中使用的模块化方案接线示意图：PCS，可减少多簇并联后存在的环流问题，能精确控制每簇的充放电，可以实现不同但该模式由于PCS设备增多，系统成本有所增加且系统效率与其他方案相比有所降低，另，该方案采用多PCS并联，协调控制难度增加，存在PCS多机并联（并联数超过4台）谐振风险。该方案目前国内厂家较少，可供选择的空间有限，目前国内应用案例不多。四种模式的具体主要技术经济指标对比表如下：比较模式比较内容直流1000V直流1500V高压级联模块化单位面积能（单元）28.3kWh/㎡38.1kWh/㎡39.3kWh/㎡40.4kWh/㎡系统效率/可用容量85%/存在簇间不均衡性，容量不能全部利用，容量损失约7%存在簇间不均衡90%/无簇间并联，无簇间不均衡，但需要配置备用模块，备用容量约8%84%/无簇间并联，无簇间不均衡，簇间不均衡的容量损失小性，容量不能5%二期系统租（厂家选用不仅供参考）2.78元/Wh.年电池:南都PCS:索英、许继3.15元/Wh.年电池:比亚迪PCS:上能2.99元/Wh.年电池:海基PCS:智光3.15元/Wh.年电池:亿纬电池PCS:奇点簇管理需求需要考虑簇间均衡，一致性要求高，易出现木桶效应需要考虑簇出现木桶效应不需要考虑簇制复杂不需要考虑簇能实现新旧电池混用国内应用业绩应用广泛，累计业绩达到吉国外应用较多，国内业绩案例较少，国内业绩在一百兆案例较少，国内业绩在一百兆瓦时在几百兆瓦时瓦时左右瓦时左右生产厂家数量国内主流厂家均可生产大部分一线品牌都可以生产国内厂家大概5家左右，但知名厂家不多国内厂家大概5家左右，知名厂家不多系统安全性技术成熟、运技术相对成尚未大规模应应用案例较少、行经验丰富、熟、国外应用用，正常运行时从系统结构分安全性较高运行经验丰浮地电位高，人析，直流侧安全富，国内有一定运行经验、安全性较高员无法进入舱内，运维巡检需要系统停机，系PCS并联数较统安全性有待谐振风险进一步考证结论1000V系统是目前国内储能技术比较成熟的，应用案例也比较多，安全性比较高，但运行效率40尺“”1500V系统在国外应用比较多，国内也有部分项目进行了应用，技术相对成熟，安全性比较高，是目前大部分厂家探索研究的方向，也是电化学储能技术路线发展的电池簇并联数量较少，缓解多个电池簇并联运行时偏流情况等方面具有相对优势。综合以上分析比较，结合湖南省电网侧储能的运行情况，针对1500V高压系统具有能量密度高，节省用地面积的优点，同时结合本工程本着节省用地成本的原则，本工程推荐采用1500V系统。关键设备选型储能电池舱选择电池选型原则1、配置灵活，安装建设方便储能系统应配置灵活，可扩容性好，另外系统的建设周期要短，没有过多的特殊要求。储能电池容易实现多方式组合，可满足较高的工作电压和较大工作电流；易于安装和维护；配置灵活，安装建设方便。2、循环寿命长，高安全性、可靠性储能电池的循环寿命对于系统的可靠运行有重要影响。储能电池循环寿命长可减少电池的更换，对于节约运行成本，提高系统的经济性有重大1290%下，循环寿命在6000次以上。由于电网的特殊性，运行安全作为电网运行需考虑首要问题，安全性不高的设备不能进入电网。储能系统的目的就是保证电力系统安全、高效、稳定运行，只有安全性高的储能系统才能满足要求。要求储能电池在极限情况下，即使发生故障也在受控范围，不应3、具有良好的快速响应、充放电能力及较高的充放电转换效率；电池储能系统间歇性运行要求系统有较好的启动特性，储能电池在充放电状态之间转换频繁，要求电池具有较快的响应速度。由于能量损失使系统效率受到影响，而提高储能系统在存储过程中的能量转化率将有助于提高系统的整体效率。另外，电池充放电效率的高低也会影响到系统的成本。4、具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；5、成本适合。成本是储能电池选择的重要参考依据，是储能电池能否大规模推广应用的决定因素。6、不得选用梯次利用电池和生产日期超过3个月以上的库存电池7、符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染。主要电池类型比较本项目针对铅酸（炭）电池、磷酸铁锂电池、液流电池等进行综合对比，比较表如下。电池种类铅酸电池铅炭电池磷酸铁锂电池钠硫电池液流电池30-5040-60130-200150-24080-130150-350300~400200-31590-23050-140充放电效率/%60-757090-9580-9065-75常温循环寿命/次5-15500-10005-1520005-15年2000-600012-20年1500-250015-20年大于16000自放电(%/月)2-51-21-200单位成本(元/kWh)700-1200800~13001500~20001500~20003500~4500全寿命周期度电成本（元/kWh）0.61-0.820.61-0.820.62-0.820.67-0.880.71-0.95安全性技术成熟，安全技术成熟，安全技术成熟，安全陶瓷隔膜比较脆，易引起火灾或爆炸事故安全环保性毒性物质毒性物质无无无MW从运营和维护成本来看，钒液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，锂电池和铅炭维护成本较低。从度电成本（项目周期内的成本现值/生命周期内发电量现值）来看，目前铅酸（炭）电池和磷酸铁锂电池度电成本相当，但铅酸（炭）电池不宜深充深放，且放电倍率低，循环寿命较低。全钒液流电池优势在于其安全性，但是占地面积大，后期维护繁琐，适合长充放电时间大容量（能量）储能场合。综上所述，磷酸铁锂电池优势在于对建设环境无特殊要求，建设周期短，能量效率高、功率和时间配置灵活，因此本工程选用磷酸铁锂电池。电池形式选择磷酸铁锂电池依据外壳封装型式不同，主要有方形铝壳和软包铝塑膜和硬包圆柱三种类型。三者内部组成（正极、负极、隔膜、电解液）相差甚微，主要区别在于外壳封装材料，三者优缺比较如下表5.5-1中所示：5.5-1电池类型优势劣势软包电池1、重量轻：软包电池重量较同等容量1、铝塑膜制造工艺要求高的钢壳锂电池轻40%，较铝壳锂电池轻2、叠片工艺自动化程度不高20%2、设计灵活：可以制作更薄，外形可3、外包装较薄，极端情况下易被刺穿改变任意形状，可根据客户需求定制3、单位体积容量更大硬壳方形电池1、结构坚固，抗冲击性好2、电池形状多变，大小任意3、尺寸灵活，可以定制化生产边角处化学活性能较差硬壳圆柱电池1、卷绕工艺成熟，自动化程度高2、极耳易焊接3、PACK方案简单1、外形导致空间利用率低2、径向导热差综上所述，磷酸铁锂电池软包结构和硬包结构各有优缺点，电池质量更多的是取决于材料和制作工艺好坏，本工程推荐选用目前大规模储能电站中应用广泛的方形铝壳电池。电池容量选择0.5C（2小和1C(1)40Ah-320Ah，4000次-10000（。大容量储能项目单芯电池宜选择容量相对大的电池，一方面可提高功率密度，减少占地；另一方面减少电池的串并联回路数，减少木桶效应带“”和”280Ah表5.5-2电芯基本性能参数序号项目规格1类型磷酸铁锂电池2封装形式方形铝壳3标称电压3.2V4标称容量不小于280Ah（0.5C）5工作电压范围2.8V～3.6V6循环次数（成组）≥80%额定容量＞6000次7工作温度范围充电0～+45℃放电-20～+45℃8电池内阻0.18±0.05m9自放电率月<3.5%电池舱形式选择电池舱目前主要分为步入式和非步入式两种型式，步入式电池舱内可步入式方案同等单位面积条件下布置容量较少，检修人员可进入舱内对设备进行运维检修，不受天气因素限制，舱内检修方便，但安全系数方面较低，需对舱体进行可靠的逃生设计；非步入式方案较步入式方案电池舱体外形尺寸较小，同等单位面积条件下布置容量较多，总体布置方案较步入式方案要相对节省用地，同时非步入式方案检修设备时人员不用进入舱内，在室外即可进行，能有效提升运维人员的运维安全性，但运维检修时受天气影响较大，同时对舱体、电池模组等防护等级要求更高。两个方案的技术经济比较如下：序号比较项目步入式非步入式1单位面积可安装容量402.5~3MWh较高，单位面积可安装电池容量提高约30%2运维安全性运维人员需要舱内操作，需设置可靠的安全疏散措施，安全性较好运维人员无需舱内操作，安全性好3检修环境要求舱内环境较好受环境影响，需要设置可移动检修棚，同时对电池模组的防护等价要求较高。4工程成本占地较大，工程成本较高占地小，能有效节约工程成本综合比较来看，步入式和非步入式各有优缺点，考虑到运维检修的安全和方便性，同时本着节省用地的原则，本工程建议推荐采用非步入式布置方案。储能预制舱基本要求预制舱应配置通风系统、电池温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警及消防联动系统等自动控制和安全保障系统。预制舱中的走线应全部为内走线，除了锂电池（安装在电池支架上）落地安装外，直流汇流设备根据设备的特点确定安装方式。预制舱必须具备优异的可维修性和可更换性，方便设备维护、维修和更换。IP55205mm/min～7mm/min55℃同原因，可降低传热系数要求，供货方应提供电池舱高温测试报告。251.5h（10）预制舱需设置泄压口。储能变流器（PCS）选型PowerConversionPCSPCS应支持CAN、MODBUS、TCP/IP、IEC61850通信，配合监控系统(EMS能量管理系统)及电池管理系统(BMS)完成对储能单元的监控及保护。PCSEMSEMS通信协议为IEC61850PCSBMS)CANRS485)////短路保护、直流过压/欠压保护、直流极性功功率应在《GB/T36547-20187VSG（虚拟同步电机）和旋转备用功能，可参与电网变流器需具备无功调节能力，可参与电网AVC1（）~+1（）50ms。储能变流器技术参数表序号名称要求值备注1交流接入方式三相三线制2交流过载能力110%@2500kW@50℃长期运行120%1分钟3功率控制精度（输出＞20%）≤5%最大效率≥99%4允许环境温度-30℃～+65℃；5允许相对湿度0%～95%无冷凝、无结冰6防护等级IP217耐用时间25年25℃，24h/日250kW500kW630kW1000kW250kWT97.5500kWT型三99%；630kWT型991000kW便于运输，安装及运维。35kV250kW500kW1000kW及以上的储能变流器单位功率密度大，根据相关调研情况，目前上述变流器技术均是比较成熟的，根据不同应用场景可以选用不同类型的产品。序号比较项目250kW、500kW、630kW变流器1000kW及以上变流器备注1技术成熟度成熟、三电平技术成熟、三电平技术2最大效率97.5%-99%99%3并联数量需要多机（4台以上）并联，需要解决谐振问题并联数量较少，谐振问题更易解决4防护等级IP20，需设置专门舱体布置IP65，防护等级高，可以独立户外布置5应用场景主要应用于直流1000V系统，整体效率偏低主要应用于1500V系统，系统效率较1000V系统更高6经济性一般可减少DC侧汇流柜，节省集装箱箱体材料，经济性更优根据上述分析，建议本工程选用1000kW及以上容量的变流器，与本站选用的直流1500V系统配套。升压变压器采用三相双绕组，户内干式变压器。变比：3522750kVAD/y11Ud=6%。PCS升压一体设备采用户外集装箱形式，集成布置。储能系统控制及保护电池管理系统（BMS）电池管理系统(BatteryManagementSystem,BMS)是电池储能系统的核心子系统之一，负责监控电池储能单元内各电池的运行状态，保障储能BMS每个储能电池组（2.5MW/5MWh）BMSBMSBMSBMSBMSBMSBMSSOC、SOHPCSBMS本地对电池系统的各项事件及历史关键变化数据进行存储，记录数据不低BMS项目是三级BMSBMSBMSPCS电流采样分辨率宜结合电池容量和充放电电流确定，测量误差应不大于±0.2％，采样周期不大于50ms。单体电压测量误差应不大于±0.3％，采样周期应不大于200ms。1℃，测量误差不大于±2℃，采样周期不大3s。计算要求：BMS)，最大充电电流，最大放电电流等状态参数，且具有掉电保持功能，SOC3s3％。BMSPCS电池管理系统应具备自诊断功能，对电池管理系统与外界通信中断，电池管理系统内部通信异常，模拟量采集异常等故障进行自诊断，并能够上报到监控系统。BMSBMS应能对充放电进行有效管理，确保充放电过程中不发生电池过充电、过放电，以防止发生充放电电流和温度超过允许值，主要功能应符合下列要求：可用容量；BMSBMSBMS1BMS/PCSBMS支持IEC61850与EMS2100/1000MAB和PCS2（分AB光口接入EMSBMSBMS响应时间满足EMS200msIEC61850。BMS应具备对时功能，能接受IRIG-B(DC)码对时或者NTP网络对时。10)平均故障间隔时间BMS应具备良好的可靠性与可用率，平均故障间隔时间不应小于40000h。电池管理系统运行各项参数应能通过本地和远程两种方式在电池管理系统或储能电站监控系统进行修改，并有通过密码进行权限认证功能。当需要远程修改运行参数时，将与设备供应方沟通确认BMSBMS10000/BMS应具备远程及就地切断直流断路器或接触器的能力，并具有远程/就地切换开关。具备接受远程对BMS直流侧并网的控制。BMS15。10min。BMSBMS应符合GB/T17626.2规定严酷等级为三级静电放电抗扰度、GB/T17626.4GB/T17626.5GB/T17626.8额定绝缘电压Un/V介质交流试验电压/V介质直流试验电额定绝缘电压Un/V介质交流试验电压/V介质直流试验电压/V冲击试验电压/VUn≤63500700100063＜Un≤250200028005000250＜Un≤500200028005000BMS应能经受GB/T2423.4规定的湿热试验，在试验后应能正常工作，且满足5.2条状态参数测量要求。BMS其他需满足GB/TBMS储能BMSPCS1套PCS舱对应2个电池舱，单个电堆出现电压故障或其他故障时，不2PCSBMS（SOC_S）及储能电站可用能量（SOC_Avail）SOC_SSOCSOC202116GBT34131-201730（按照湖南电网已有电科院验收认可项目数据点和采）BMSBMS（or跳闸）BMS末端压差＜500mV。就地控制模块数据应满足GB/T34131-2017《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》（设计联络会时确定具体数据需求清单）。BMSBMSBMS（不可以与PCS。EMSSCADA系统以及其他网络设备，实现该储能系统内所有电池单体、电池簇、电池主要功能：统电池串内阻等。基于全景分析算法，得出电池组重要信息（可用容量/能量、可持续工PCS1）有功优化控制储能电站的有功优化控制是指上级电网调度系统下发给储能监控系统的有功调度指令，功率调度中心按照设定的优化调度控制目标，形成优化控制策略，并下达给各可调度的独立储能电池组的有功调度指令（i1,N，为可调度的独立储能电池组总数），PCS调度电池组分别执行。PCSSOCPCSPCS系统SOC2)无功优化控制系统无功分布的合理与否直接影响着电力系统的安全和稳定，并与经济效益直接挂钩。合理的无功补偿将能合理改善全网电压分布，提高电能AVC节SVG”、“无功优先调节PCS”。5.6-2EMS储能协调控制系统CCSGOOSE网络，具备AGVC双机切换功能协调控制装置具备四种状态：主机、备机、检修、故障，主机和备机状态支持远方设定。主机、备机、检修状态支持人工切换和自动切换。PCS2、“备机状态”表示当前为热备用状态，装置能够接收PCS上送数据并处理，正常上送实时数据，但不承担控制调节功能，不响应稳态控制命令，不向外发送GOOSE控制命令；3、“检修状态”表示当前装置检修压板投入，处于检修测试状态；4、“故障状态”表示当前装置由硬件或软件异常为不可用状态，处于故障状态时不上送测量数据，不响应远方遥控命令。同时不能切换为备用或运行状态。有功功率控制功能储能协调控制器的有功功率控制有三种模式：源网荷储控制、一次调频控制和恒有功控制，优先级为：源网荷储控制>一次调频控制>恒有功控制。储能协调控制器的源网荷储紧急控制是指在电网处于紧急状态下，电各PCS“停止”命令或电池SOC“”储能协调控制器的一次调频功能是指当电网的频率一旦偏离额定值