200MW 400MWh 储能电站项目设计方案

工21.储能系统 3 4 51.3.储能系统的架构及设计原则 1.3.2.储能系统设计原则 1.3.3.储能系统技术路线方案对比 1.3.3.3.高压级联方案 1.3.3.4.模块化方案 1.3.3.5.结论 1.4.2.储能变流器(PCS)选型 1.5.储能系统控制及保护 1.5.3.储能协调控制系统CCS 5.5.3.1双机切换功能 405.5.3.2有功功率控制功能 415.5.3.3无功功率控制 425.5.3.4AGC/AVC命令转发 421.6.电池集装箱热管理系统设计 431.7.储能系统主要设备材料清单 4631.储能系统1.1.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”出力特征和“低惯量、弱支撑、弱抗扰”运行特性将给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XX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、经济发展面临的各种问题和矛盾非常突出。构建XX新型电力系统，形成“清洁能源+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XX能源电力安全供应、清洁能源高效消纳和电网安全稳定运行的必然选择。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”与“减震器”,是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。主要表现在：一是发挥大规模储能“顶峰”作用，保障能源电力安全供应；二是发挥储能“调峰”作用，提升新能源消纳能力，支撑高比例、规模化新能源接入电网；三是发挥储能有功/无功快速响应能力，提升电力系统调频、调压能力，有力支撑电网安全稳定运行。4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模上占据绝对的优势，各自均存在发展短板，多种储能技术路线相互竞争、多元化发展的局面在短期内仍将继续保持。1.2.1.1.机械储能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3000~6000但是由于抽水蓄能对外部地理环境要求较高，限制了其广泛应用。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，停止充电后能量一般在几小时到几十个小时内会自行耗尽。美国BeaconPower建设了20MW飞轮储能调频电厂，已实现商业化运营，后续加拿大等国家也推出了飞轮储能调频项目，国内飞轮储能技术仍相对落后。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5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电池、液流电池在新型电极材料、电解液、隔膜材料1)铅炭电池短期性价比优势明显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。明显提升。与锂电池等其它主流电化学储能技术相低，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，6锂离子电池等其它电化学储能的发展和成本降低优点缺点(1)安全性：优(2)电池价格：优(3)回收方案：优(4)自放电：良(5)维护量：良(1)能量密度：中(2)循环寿命：中(3)充放电倍率：中(4)充放电深度：中(6)循环效率：良2)胶体电池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胶体电池的优点：循环寿命好、耐过放电、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，3)锂离子电池具备产业化发展优势锂离子电池应用范围广、能量密度高、充放和技术发展迅速。在全球已建兆瓦级电化学7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、XX、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。目前锂离领域应用较为广泛的磷酸铁锂电池为例，20领域继续工作，美国、德国、日本等起步较早优点缺点(1)能量密度：优(2)循环效率：优(3)充放电倍率：优(4)自放电：优(5)循环寿命：良(1)安全性：中(2)维护量：中4)全钒液流电池具有循环寿命长的优势液流电池种类繁多，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8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(2)循环寿命：优，可低成本在线恢复(3)回收方案：优(4)充放电倍率：良(1)能量密度：差，占地较大(2)电池价格：差(3)自放电：中(4)维护量：中(5)循环效率：中，70%左右5)钠硫电池技术受国外垄断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。9钠硫电池优缺点对比优点缺点(1)能量密度：优(2)维护量：优(3)循环寿命：良(4)循环效率：良(5)自放电：良(6)电池价格：良(1)安全性：中，需要高温运行环境(2)充放电倍率：中综上所述，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-0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。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。(1)可靠性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(2)先进性(3)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(4)标准性(5)节约投资节约投资的需要，优先选用功能价格比高和性能价格比高的软硬件产品。根据目前储能市场的主要应用技术路线同时结合XX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1.3.3.1.直流1000V方案10KV交流侧容量2.5MWh单舱安装容量3.072MWh电芯：磷酸铁锂电池串并联方式2P240S#1电池舱#2电池舱该方案电池通过2并240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，其缺点在于运行效率已达瓶颈，难以进一步提升；能量密度与功率密度相对较低，标准的40尺集装箱能装电池约2.8MWh;并联数较多，容易出现木桶效应，1.3.3.2.直流1500V方案熔断器：DC1500V/3000A#1环网柜#1环网柜#1Cube#2Cube#3Cube直流1500V系统是目前储能行业讨论比较热门的话题。根据相关资料采用1500V系统。2020年初，1500V储能技术开始在国内发展；在下半年的各大展会上，各大逆变器企业均展出了1500V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：功率密度将在原来的基础上可提升35%以上(40尺集装箱内可装电池容量约4MWh,但其舱体宽度有2.4米增加到3米),系统成本降低约5%,线缆损耗降低，系统效率提高0.3%以上。2、占地和施工成本会降减少。以100MWh/200MWh的储能电站为例，采用1500V系统和1000V系统，约节省用地25%,相应的征地、土建施工费用均将相应降低。3、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。下图为XX电网侧储能二期项目中使用的高压级联方案接线示意图：200MW/400MWh储能电站项目设计方案储能系统#1进线柜：#1启动柜：直流侧600-900V#1启动柜#1进线柜18→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：1)级联型H桥储能系统直流侧二倍频波动会加速电池老化。级联型H桥储能系统将电池组直接接在H桥的直流侧，每个H桥的电池组都是与单相系统交换能量，根据瞬时功率守恒定律，单相交流系统的能量交换会导致H桥直流侧产生100Hz瞬时有功功率波动，这些二倍频的瞬时功率波动相交流系统共同交换能量，在电网正常情况下2)级联型H桥储能系统电气绝缘隔离问题。级联型H桥储能系统采用多个H桥串联并入高压系统，每组电池直接与各级H桥相连，它们均处于高压侧悬浮电位的状态，对各组电池之间以及电池组和地之间的绝缘要此外，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每个H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，各电池组端电压变化范围较大，级联型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4)级联型H桥储能系统大量悬浮电位的电池组及其直流电缆可能会带来共模谐振问题。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，形成共模谐振电5)级联型H桥储能系统控制结构复杂，对荷电状态采集要求较高。不致电池SOC一致性，出现木桶效应。为此，级联型储能需要主动地对相内H桥及相间H桥的电池组SOC进行均衡控制，保证各H桥电池组SOC尽可能一致，不同H桥电池组的SOC是一个重要的控制参数，需要参与到控制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。1.3.3.4.模块化方案下图为XX电网侧二期项目中使用的模块化方案接线示意图：ELink柜量柜ELink柜量柜8低压断路器：1250A/3P低压断路器：250A/3P储能变流器：62.5kW0.4kV单柜安装容量：172kWh电池簇：2P224S电池簇电压：560V-817V负荷开关：630A-31.5kA熔断器：125A带电星示器该方案借鉴了光伏系统的组串式方案，每簇电池均配置了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，可以实现不同簇间电池混用，布置方式灵活，尤其是华为公司推出的“一包一优化，一簇一管理”的思路，为业界很多专业人士开拓了思路和视野。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，比较模式比较内容高压级联单位面积能单元)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85.3%/存在性，容量不能全部利用，容90%/无簇间并联，无簇间不均备用模块，备用84%/无簇间并联，无簇间不均衡，簇间不均衡的容量损失小二期系统租赁成本(不同厂家选用不同电芯，成本仅供参考)2.78元/Wh.年电池：南都继3.15元/Wh.年电池：比亚迪2.99元/Wh.年电池：海基3.15元/Wh.年电池：亿纬电池PCS:奇点需要考虑簇间要求高，易出现木桶效应需要考虑簇间均衡，一致性要求高，易出现木桶效应不需要考虑簇间均衡，但控制制复杂不需要考虑簇间均衡，不同簇配置灵活，甚至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行经验丰富、安全性较高技术相对成熟、国外应用运行经验丰富，国内有一定运行经验、安全性较高尚未大规模应用，正常运行时浮地电位高，人员无法进入舱内，运维巡检需要系统停机，系统安全性有待应用案例较少、从系统结构分析，直流侧安全性高，单交流侧多，存在多并联谐振风险根据上述分析，结合国内外应用案例分析，直流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，但运行效率且国内外应用案例不多，且生产厂家不多，建议化方案技术思路是比较新颖的，尤其是华为未完成，其他生产厂家中知名品牌较少。直流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，是目电池簇并联数量较少，缓解多个电池簇并联运行时偏对优势。综合以上分析比较，结合XX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。(1)电池选型原则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，不应电池储能系统间歇性运行要求系统有较好的启动特性，储放电状态之间转换频繁，要求电池具有较快的系统效率受到影响，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。(2)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。电池种类约200012-20年15-20年自放电(%/月)00单位成本(元/kWh)本(元/kWh)陶瓷隔膜比较毒性物质毒性物质无无无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(3)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：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的钢壳锂电池轻40%,较铝壳锂电池轻2、设计灵活：可以制作更薄，外形可改变任意形状，可根据客户需求定制3、单位体积容量更大1、铝塑膜制造工艺要求高2、叠片工艺自动化程度不高3、外包装较薄，极端情况下易被刺穿硬壳方形电池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。(4)电池容量选择目前国内生产磷酸铁锂电池厂家众多、供货量充足、技术也较为成熟。针对不同的电池容量，其标称电压和工作电压范围大致相同，但最大充电倍率和最大放电倍率存在不同，且电池容量越大，其重量能量密度和体积能量目前国内知名的电池厂家有宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、南都电源、比亚迪、中航锂电、国轩高科等企业。电池以0.5C(充放电2小时)和1C(充放电1小时)产品为主，成熟产品单体电芯容量为40Ah-320Ah,各家循环次数在4000次-10000次不等(根据使用工况)。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，减少木桶效应带现阶段暂选用容量在280Ah以上规格的电芯产品。随着锂电池行业系统技术的加速更新，可预期单体电芯容量将不断加大，电池型式也会呈现多样化发展趋势，在本工程后续阶段开展时也将依据电池技术的发展态势，继续优化本可研报告中电池系统设备选型、拓扑成组集成等。典型大容量电芯基本性能参数如下表所示。表5.5-2电芯基本性能参数序号规格1类型磷酸铁锂电池23标称电压4不小于280Ah(0.5C)5工作电压范围6循环次数(成组)≥80%额定容量7工作温度范围充电0～+45℃放电-20～+45℃8电池内阻9自放电率月<3.5%电池舱目前主要分为步入式和非步入式两种型式，步入式电池舱内可设置人员检修通道，非步入式舱内无设置人员检修通道，检修在舱外操作，两种方式目前在国内都有应用案例，在XX电网侧储能也均有应用案例。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较高，单位面积可安装电池2运维人员需要舱内操作，需设置可靠的安全疏散措运维人员无需舱内操作，安3检修环境要求受环境影响，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(6)储能预制舱基本要求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)(2)预制舱喷涂均一颜色。窗、孔口关闭，降雨强度为5mm/min～7mm/min,试验时间为1h,舱内和舱(4)保温性：预制舱壁板、舱门采取隔热措施处理，在舱内外温差为55℃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。(5)防腐性：预制舱承载骨架涂覆处理，内外蒙皮采用高耐候钢板。在实际使用环境条件下，预制舱的外观、机械强度、腐蚀程度等确保满足25年实际使用的要求。(6)防火性：预制舱外壳结构、隔热保温材料、内外部装饰材料等全部为阻燃材料，舱体内电池隔室与冷却机组隔室之间隔墙的耐火时间应不小于1.5h。否则应提供权威机构进行的防火测试报告。(7)阻沙性：预制舱必须具有阻沙功能，在自然通风状态下通风进风量≥20%,阻沙率≥99%。(8)防震：预制舱出厂前须进行吊装、承重、跑车试验，可以保证运输和地震条件下预制舱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。(9)防紫外线：预制舱内外材料的性能应不因长期接受紫外线的照射而发生劣化。(10)预制舱需设置泄压口。1.4.2.储能变流器(PCS)选型(1)基本要求功率变换系统(PowerConversionSystem,PCS)是与储能电池组配套，连接于电池与电网之间的实现电能双向转换的装置。其工作的核心是把交流电网电能转换为直流形式存入电化学电池组或将电池组能量转换为交流形式回馈到电网。过灵活的软件算法控制开关器件的开断，实现电能的双向流动。变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。理系统)及电池管理系统(BMS)完成对储能单元的监控及保护。或硬接线方式连接，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。(2)主要参数和技术特点1)变流器应能自动化运行，运维页面可显示运行数据，实时、历史故2)变流器本体要求具有直流输入分断开关、紧急停机操作开关。3)变流器应具有充放电状态下的低电压穿越、高电压穿越、防孤岛保护、交流过流/短路保护、交流过压/欠压保护、交流过频/欠频保护、交流进线相序错误保护、直流过流/短路保护、直流过压/欠压保护、直流极性反接保护、过温保护、功率模块保护、通讯故障保护、散热系统故障保护、电流直流分量超标保护功能等。4)变流器额定运行范围内应具备四象限功率控制功能，有功功率和无功功率应在《GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定》图7所示的阴影区域内动态可调。5)变流器应具有通讯接口，能将相关的测量、保护信号上传至监控系统，并能实现远方控制。6)变流器应具备VSG(虚拟同步电机)和旋转备用功能，可参与电网的一次、二次调频，维持电网频率稳定。7)变流器多机并联时应具备同步控制功能，满足一致性要求，不允许发生谐振现象，谐波应满足电网要求，维持电网稳定，并提供相关证明材范围-1(超前)~+1(滞后),动态无功响应时间<50ms。序号名称备注1交流接入方式三相三线制2交流过载能力@2500kW@50℃长期运行1分钟3功率控制精度(输出>20%)最大效率4允许环境温度-30℃~5允许相对湿度无冷凝、无结冰6防护等级7耐用时间25℃,24h/日(3)设备选型(1)250kW储能变流器成熟稳定，内置隔离变压器，全新T型三电平拓扑，最高效率在97.5%左右，主要用于工商业，低压直接并网；电平拓扑，转换效率高，最大效率高达99%;三电平拓扑，最大效率高达99%,单位功率密度大。便于运输，安装及运维。本工程储能系统采用35kV高压并网接入，需要单独配置升压变压器，因此不考虑单机250kW产品。500kW储能变流器虽然成熟稳定，但是其单位功率小，并联数量较多。1000kW及以上的储能变流器单位功率密度大，在多机并联、黑启动、电网调频等方面都具有成熟的应用案例。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：35±2×PCS升压一体设备采用户外集装箱形式，集成布置。1.5.储能系统控制及保护1.5.1.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，保障储能单元安全可靠运行。BMS能够实时监控、采集储能电池的状态参数(包括但不限于单体电池电压、电池极柱温度、电池回路电流、电池组端电压、电池系统绝缘电阻等),并对相关状态参数进行必要的分析计算，并根据特定保护控制策略实现对储能电池本体的有效管控，保证整个电池储能单元的安全可靠运行。池簇和电池堆的相关运行参数。一级BMS需能够监测单体电芯的电压、温度，具备均衡功能，支持禁用均衡，自动均衡，手动均衡和指定均衡目标电压等均衡模组。二级BMS需能够监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻，能采集外部急停信号，高压控制盒内开关的状态量，能输出故障和运行状态，二级温、低温，电压过压、欠压等均需具备告警和二级故障保护；电池簇电压过压、欠压、过流、绝缘等均需具备告警和二级故障保护；电池簇需配置短路保护。和就地监控装置通讯完成数据转发以及相关交互操作，三级BMS应能够在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，记录数据不低于国标要求，三级BMS应有全面管理电池系统功能，表中所列的故障诊断电池运行状态进行优化控制及全面管理。电压、电池温度、串联回路电流、绝缘电阻等参数。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。温度采样分辨率应不大于1℃,测量误差不大于±2℃,采样周期不大2)计算要求：BMS应能够估算电池的荷电状态，充电、放电电能量值(Wh),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，具备上传监控系统的功能。各状态参数估算精度应符合下列规定：SOC计算误差不大于5%,SOE计算误差不大于5%,SOH计算误差不大于8%,计算更新周期不应大于3s。电能量计算误差应不大于3%。3)状态参数信息上送功能4)电池系统故障诊断功能行策略。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。BMS应具备电池的过压保护、欠压保护、过流保护、短路保护、过温保护、离，同时上报保护信息。6)管理功能电、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：电电压内；电压内；一致性满足要求；可用容量；e)BMS具有单簇管理能力：能够独立充电放电，用性。7)统计功能持功能。8)通信功能b)BMS系统应配置双以太网通讯接口(支持IEC61850规约)与EMS系统通讯，宜有备用接口，作为冗余。c)电池舱内配置2台100/1000M自适应交换机(分AB网),BMS系统和PCS系统通过电口接入舱内的2台交换机(分AB网),舱内交换机通过9)对时功能BMS应具备对时功能，能接受IRIG-B(DC)码对时或者NTPBMS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11)运行参数设置功能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12)操作权限管理功能均需要权限确认。13)事件记录功能BMS应能储存不少于10000条事件。运行参数的修改、电池管理单元告警信息、保护动作、充电和放电开始/结束时间等均应有记录，且时间记录应精确到秒。事件记录应具有掉电保持功能。每个报警记录应包含报警参数，并列明报警时间、日期以及报警值时段内的峰值。14)远程、就地操作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。15)故障录波功能周期宜不大于1s,电压量记录周期不大于1s,温度量记录周期不大于5s。记录时间不宜少于10min。16)显示功能量测量值、事件记录和告警记录等。17)电磁兼容BMS应符合GB/T17626.2规定严酷等级为三级静电放电抗扰度、GB/T17626.4规定严酷等级为三级电快速瞬变脉冲群抗扰度、18)绝缘耐压性能且满足5.2条状态参数测量要求。20)安全要求21)其他应导致整个储能单元2个电堆全部停运，单个电堆出现故障应只切除单个电2)储能BMS系统应提供储能电站实际能量(SOC_S)及储能电站可用于表征储能电站实际能量，由于能量具有实际的物理意义且不能突变，则3)根据国网安委办〔2021〕16号《国网安委会办公室关于开展电化学本体相关采集数据(按照XX电网已有电科院验收认可项目数据点和采集频率),具备按时间段导出功能。体电池之间平台电压期间(SOC50%)≤50mV,充电末端压差<200mV,放电末端压差<500mV。5)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)。6)BMS系统应具备就地及远程定值整定能力，远程修改权限需要经过厂家确认。7)BMS系统应具备绝缘监测功能(不可以与PCS配置的绝缘监测同时存在运行)。1.5.2.能量管理系统EMS储能电站能量管理系统(EMS)包括储能监控SCADA系统及功率控制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、电池系统、变流器(PCS)、升压变保护测控等的全方位的数据采集、处理、展示、控制、历史数据维护查询以及与全站协调控制器(CCS)的快速协调控(1)实时监控功能：分为数据采集、数据处理、系统监视、事件顺序记录、事件及报警处理、事件记录和反演、控制与调节、网络建模、网络拓扑等。(2)全景分析功能：全景分析是数据的全景综合高级分析功能，根据上送的全景数据，分析系统运行状态，挖掘或抽取有用的信息，如储能系统SOC,SOH,充放电次数，循环次数，充放电寿命等，储能充放电效率，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、可持续工作时间、可循环寿命),并进行电池、PCS、储能回路的历史数据分析、电能表数据统计分析、事故追忆、日志管理等。(3)高级控制功能1)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P(i=1,…,N,为可调度的独立储能电池组总数),由各PCS调度电池组分别执行。统SOC平衡的目的。2)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，提高电能质量，有效降低网损，从而提高电力系统运行的经济性、安全性和稳定性。理系挑3#储能子站9中储能子站(配置列1#储染24储能子站子站》图5.6-2EMS能量管理系统控制架构图储能电站协调控制系统按双机配置，采用独立控制GOOSE网络，具备一次调频控制、动态电压控制、源网荷储控制、AGVC调节指令转发等控制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。1、“主机状态”表示当前为主运状态，装置所有功能及通讯状态正常，承担全站PCS暂态控制功能和稳态控制指令转发功能；2、“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。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装置按其最大有功功率进行放电输出，直至电网调度中心下发“停止源网荷储紧急控制”命令或电池SOC下降至运行下限，分布式储能系统在此(2)一次调频控制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时，储能协调控制器在综合考虑拓扑关系、不参