400MW-800MWh独立储能项目可行性研究报告

1 3 3 4 4 4第2章项目建设背景及必要性分析 72.1项目建设背景 72.2电力系统 2.4项目建设的必要性分析 第3章建设条件 293.1项目地理位置 3.2项目区域自然和社会环境 第4章工程技术方案 2400MN/800MWh独立储能项目可行性研究径告4.1工程简述 4.2储能电池的类型及选择 324.3储能系统配置方案 4.4储能系统布置 4.5电气部分 4.6新能源重卡充电站建设 1104.7风险分析及应对措施 127第5章总图运输和公用与辅助工程 5.1总图运输 光伏/储能/能源/电力资料下载微信微信同号)5.3结构部分 5.4电气设计 5.5公用工程设计 第6章节能 6.1概述 6.2设计原则 6.3设计依据 6.4用能方案及能耗计算 139400MW/800MWh独立储能项目可行性研究投告3 第7章环境保护 7.1设计依据及采用标准 7.2站址环境条件和现状 7.3项目建设和运营对环境的影响及治理措施 7.4环境综合影响分析 7.5废旧电池回收 第8章劳动安全与职业卫生 阳光工匠论坛(bbs.21)一光伏/储能/能源/电力资料下载微信微信同号)8.2职业卫生 第9章消防 9.1指导原则 9.2设计依据 9.3消防设计 9.4施工消防 第10章组织机构与人力资源配置 10.1项目管理保障措施 10.2项目建设前期工作 400MW/800MWh独立储能项目可行性研究报告410.3项目施工管理 第11章项目实施计划 19511.4加快建设的措施与建议 第12章投资估算及资金筹措 11.1项目概况(1)贯彻执行建设节约型社会的方针，工程建设以生产设施为主，2(2)执行国家和地方产业政策，资源综合利用，降耗节能。(3)结合当地有利条件，充分利用当地资源，尽可能做到投资少、(4)项目整体设计体现技术先进、稳妥可靠、安全适用、经济合理的原则，工艺路线、主要生产装置和关键设备采用成熟先进的技术和装高起点设计、高标准建设，工艺及装备达到国际先进、国内领先的(5)总图布置做到分区明确，布局合理，流程顺畅、运输方便，避(6)严格执行国家和地方的环境保护、劳动安全、职业卫生、消防和抗震等有关法规、标准和规范，认真贯彻三同时原则，减少对周围环以人为本，合理配套公辅设施。加强劳动安全措施，加强职工的生31.4编制范围本项目总占地157亩，总建筑面积19643.22m²,建设规模座、箱逆变一体机168座、新建一座220kV升压站；建设一座重卡充换分项内的电气一次、二次、通信、自动化、土建、消防、给排水、暖通本项目分三期建设，其中：一期工程主要建设附属用房、基础设施4本项目总投资334959.99万元，其中：工程费用294009.34万元，工程建设其他费用13986.73万元，基本预备费24637.69万元，铺地流动资金2326.22万元。项目1设计规模400MW/800MWh储能站1座含升压站重卡充(换)电站1000台电池2总投资(万元)建设投资(万元)工程费用(万元)其他费用(万元)预备费(万元)铺底流动资金(万元)3建设周期1.8综合评价低谷时释放电能，利用储能提高电力系统调峰能力，储能设备具有快5节，解决区域电网短时功率不平衡问题，提2、本项目符合国家产业发展政策和规划要求，充电站产业结构、技术结构、组织结构、产品结构的调整优化有着积极产生于发电和电池废弃物，就发电来说，水利池废弃物来讲，回收技术也逐渐成熟。因此，4、本项目的建设实施能够有力促进市经济发展，业岗位245个，同时可以拉动朔州交通业和生活基础设施行业的发展，可以促进朔州区域经济的繁荣发展和社会稳定，为地方财政收入做出积5、本项目是以清洁能源—电力为载体的产业6充换电站引入技术先进的重卡车企、新能源汽车车企、电池生产企业，实现绿色新能源电动汽车特色产业链发展，为推动市新能源产业转型发7第2章项目建设背景及必要性分析能源是社会经济可持续发展的基础，高效、清洁、低碳已成为世界能源发展的主流方向，发展风能、太阳能等可再生能源是我国调整能源结构，实现节能减排的重要战略举措。国家能源局和国家电网公司高度重视新能源发电和储能技术发展，把支持新能源发展作为落实国家能源战略、服务战略新兴产业、促进经济发展方式转变的重大战略举措，有个网内调峰资源稀缺，调峰任务大多都由火深入贯彻落实习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上的讲话精神，明确“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。市作为国家规划的9个千万千瓦级现代化大型8本项目拟在山西省市***县虎山线北玉龙煤业东建造一座平方米，建设内容：电池PCS一体化集装箱344座、箱逆变一体机168***有限公司400MW/800MWh独立储能项目(以下简称本工程)项目位于山西省市***县境内，***有限公司出资建设，项目的落地紧密结合国家“十四五”发展规划，聚焦我市“十凝识聚力，共破困局，探讨碳达峰、碳中和背景下中国储能发展路径，促进朔州新能源和储能产业发展。本基地规划的实施将实现山西省跨区域、规模化输出可再生能源电力的历史性突破，对山西能源革命综合改革试点目标的实现具有重要战略意义。考虑基地项目大规模并网对局部压站(220kV)一高电压汇集站(500kV)—系统变电站”的汇集与送出9全钒液流电池技术的储能系统，接入电网开源规模化发展，发挥可再生能源资源优势和输清洁低碳方向高质量发展的要求，着力将山在提高电力系统抵御事故水平、新能源消纳水平在国内，储能的应用主要有三个场景：一是电源侧储能，主要是进行电厂平滑出力曲线，参与一次调频；二是负荷侧储能，主要是利用用电峰谷差价适时充放电，节约用电成本；三是电网侧储能，主要是削峰独立储能的常规运行模式是：在新能源出力受限时，由调度机构直接调用储能参与电网调峰，并利用智能发电控制系统，实现新能源增发电量的实时存储，在用电高峰和新能源低谷时释放电能，利用储能提高电力系统调峰能力，储能设备具有快速、精准的功率响应能力，可更好实现对电网频率的调节，解决区域电网短时功率不平衡问题，提高电网2.1.1重卡充换电站建设背景我国经济的发展迅速，人们的生活水平得到了极大的提高，汽车的出现为人们的出行提供了便利，渐渐地，人们开始习惯使用汽车，依赖汽车，人们对汽车的需求与日俱增。然而，凡事有利就有弊，大量化石燃料的使用，使得环境问题越来越来紧迫，同时汽车尾气的排放也导致了全球气候的变化和空气污染，石油的消耗与日俱增，资源逐渐枯竭，这些问题越来越严重，渐渐地受到了世界各国的关注。在这个资源至上的时代，世界各国都提出了向节能、绿色环保的生活看齐，汽车行业也开始重视新能源汽车的开发，其中以电动汽车作为主要方向，电动汽车开始受到社会的广泛关注，越来越多的人将目光投向了电动汽车。传统的燃油汽车是以化石燃料提供动力，带来了人们无法接受的环境污染、1、山西电网现状千伏电网形成了“三纵四横”的网架结构。“三纵”贯穿山西南北，是山西“北电南送”的主通道；“四横”联系京津冀电网，是国家东送”的主通道。220千伏电网分成大同、忻朔、中部、南部四大供电供电区域220千伏电网呈环网(双环网或单、双混合环网)结构运行。山和4个500千伏网对网通道、1个500千伏点对网通道，向京津冀鲁、华中、江苏送电。特高压“三交”:长治～南阳～荆门1回1000千伏线路、蒙西～北岳～北京西2回1000千伏线路、横山～洪善～邢台2回1000千伏线路；特高压“一直”:雁门关～淮安±800千伏特高压直流线路；4个500千伏网对网通道：大二电厂～房山3回线路、神二电厂~保北2回线路、阳泉～桂山2回线路和潞城～辛安2回线路；1个500千伏点对网通道：阳城电厂～江苏3回500千伏线路。2、朔州电网现状朔州电网位于山西电网北部，通过神二～雁同、明海湖～雁同、明海湖～五寨、朔州～五寨、朔州～云顶山、神二～忻州500kV线路与山西主网相连，通过向阳堡～方城、安荣～原平、安荣～代县、七里沟~朔州500kV电网形成朔州～五寨～明海湖～雁同～神二～朔州双回500千伏环网；220kV电网以朔州、明海湖2座500千伏变电站为支撑，形成朔州～铺上～吉庄～七里沟～翠微～***～明海湖～向阳堡～朔州双2020年底，朔州地区电网共有电厂77座，总装机容量达占地区装机61.03%。风电场41座，容量4963.25MW,占地区装机32.75%。光伏电站22座，容量889.17MW,占地区装机5.87%。生物质电厂2座，容量54MW,占地区装机0.35%。朔州电网共有35kV～220kV变电站186座，主变377台，总容量变电站12座，主变26台，总容量4020MVA,其中系统站11座，主变24台，容量3720MVA;地电站1座，主变2台，220kV变电站64座，主变130台，容量5667.14MVA,其中系统站33座，主变66台，容量2933.5MVA;地电站6座，主变12台，容量截止2020年底，朔州电网共有35kV～220kV输电线路405条，总长度5366.645千米。220kV输电线路69条，总长度1532.136千米。其中系统线路52条，总长度1289.707千米。用户线路17条，总长度242.429千米。2020年，朔州电网全社会用电量91.8×108kW·h,同比增长4.27%;3、山西省及市电力需求预测电负荷平均增长率为4.0%。山西省及市负荷现状和预测表2018年2019年2020年全省发电负荷朔州供电负荷2.2.2电网规划与电力负荷平衡1、山西电网规划2020年投运蒙西～晋中1000千伏交流特高压通道。“十四五”期间规划建设晋中～长治双回1000千伏交流通道、扩建长治～南阳双回1000千伏交流通道；新建山西～浙江1回±800千伏特高压直流外送通道。另外，规划建设500千伏晋北～京津唐、山西中南部～河北南网500千伏点对网输电通道。2025年，山西将形成“三交两直”特高压交直流外送通道：“三交”:蒙西～晋北～北京西双回1000千伏特高压交流外送通道、榆横～晋中～潍坊双回1000千伏特高阳～荆门三回1000千伏输电通道。“两直”:雁门关～淮安1回±800千伏特高压直流外送通道，输送电力800万千瓦。根据山西省电网规划情况，“十四五”期间规划建设***县虎山线北玉龙煤业东一座500kV站4#主变扩建、七里沟220kV站主变增容、铺上根据忻朔地区“十四五”期间的电力需求和电源装机进度安排、备选开工电源项目以及风电场、光伏电站装机容量，平衡结果表明：风电按60%参与平衡，光伏按0%参与平衡，2022年忻朔220kV电网装机富裕忻朔地区风资源很好，风电装机容量较大，分析220kV及以下层面装机平衡结果显示，忻朔地区装机富余较多，存在较大的弃风弃光可能忻朔220kV及以下电网电力平衡表(风电60%出力)2021年2022年2023年2024年2025年220kV供电负荷备用容量(一×0.13)220kV及以下装机容量(MW)当年新增容量午间负荷需要电力220kV及以下机组供电能力电力盈亏2%,未来发展空间巨大。自2001年我国正式启动“863”计划电动汽车重大专项至今，行业经历了战略规划期(2001-2008年)、导入期 (2009-2015年)、成长期(2016年至今)三个发展阶段。2010年我国新能源汽车销量仅8159辆，2018年销量达到125.6万辆，九年内复合增速达到87.5%。2018年全球新能源乘用车共销售200.1万辆，其中中国市场占105.3万辆，超过其余国家总和。从渗透率来看，2018年我国新能源汽车销量达到125.6万辆，约占全部汽车销量的4.5%;截止到2019年6月我国新能源汽车保有量约344万辆，而传统燃油车保有量达到2.5亿辆，新能源汽车保有量渗透率不到1.4%,成长空间广阔。源汽车产业发展，先后出台了全方位的激励政策，从研发环节的基金补助、生产环节的双积分，到消费环节的财政补贴、税收减免、再到使用环节的不限牌不限购，运营侧的充电优惠等，几乎覆盖了新能源汽车整年后完全退出，补购置转向补运营与基础设施。2)提高能耗要求，以双积分政策为核心构建行业发展长效机制。3)放开外资股比限制，扩大整3、从需求端看，中国新能源汽车行业具有五方面特征：1)分场景：乘用车为主、商用车为辅。2019年上半年乘用车销量占比超过九成。2)分技术：纯电动为主、插电混动为辅。2019上半年纯电动汽车销量占比近八成。3)分地区：乘用车销量主要集中在一二线、限牌城市，正逐渐量占比52.1%,自2017年起连续两年多超过限牌地区销量。4)分级别：占比53.9%,连续两年占比过半。传统自主品牌、造车新势力、外资品牌。1)造车新势力：目前造车新势力仍处于量产初期，仅蔚来、小鹏、威马、理想等少数几家企业实现量产交付，不过销量都均未超过2万辆。2)外资品牌：受此前股比限制与补贴影响，外资新能源车企发力较晚，当前主要以合资形式进入本土市场，如大众与江淮、宝马与长城、奔驰与比亚迪等。3)传统自主品牌：目前国内新能源乘用车市场仍是传统车企主导。根据中机中心合格证数排名从高到低依次是比亚迪、上汽、北汽、吉利、长安、江淮、长城、5、从技术端看，近年来我国新能源汽车技术水平取得较大进步。1)整车：续航里程增加、电耗降低。2017年第1批推广目录纯电动乘用车型平均续航里程仅202.0km,到2019年第7批推广目录时增加到361.9km,两年半时间续航里程提升71%。2)电池：能量密度提升，处于全球第一阵营。纯电动乘用车配套动力电池系统能量密度平均值从2017年第1批工信部推广目录的100.1wh/kg攀升到2019年第7批的150.7wh/kg,同比提升50.5%。3)电机：基本实现国产替代。2018年我国驱动电机自主配套现国产化。4)电控：部分核心零部件取得国产突破，但对外6、从基础设施端看，我国充电桩保有量从2014年的3.3万个快速增长到2018年的77.7万个，4年复合增长率220%,对应车桩比从2014年的6.7:1降低到2018年底的3.4:1。但目前行业仍存在充电桩布局不合理、供需错配、充电桩不互通共享、整体利用率偏低、停车难充电时2020年底国家主席习近平在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。总装机的40%,预计装机将达到6400万千瓦。按照生产模拟法测算分析，如2025年新能源达到6400万千瓦，不采取任何措施场景下，由于新增新能源规模挤占用电量，省调火电利用小时数降至约3750小时，新能源弃电率在15%以上，可超额完成可再生能源消纳指标权重。若2025年火电灵活性改造完成2500万千瓦，所有新能源装机均按20%容量配置储能装置，新能源弃电率可降至5%以电化学储能作为目前较成熟的储能形式，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种服务，能够满足电力系统“大规模源网荷储友好互动系统”升级应用的需求，在提高电力系统抵御事故水平、新能源消纳水平和电网综合能效水平等方面具有良好应用前景，(1)保障大电网安全稳定运行电化学储能设备可以实现有功和无功功率的快速调控，当电网发生(2)提高电力系统调峰能力，延缓经济效益较差的电网配套工程建设电化学储能发电站具有削峰填谷的双重功效，是不可多得的调峰电源。储能系统可以有效平抑随机性电源及负荷的波动性，尤其是大容量储能在改善电源结构、提高电网调峰能力方面具有重要的作用，在一定程度上减弱局部电网峰谷差，从而有效延缓甚至减少电源和电网建设，(3)电网调频辅助服务电化学储能设备具有快速、精准的功率响应能力，可更好实现对电网频率的调节，解决区域电网短时功率不平衡问题，提高电网运行的可(4)提高区域电网无功支撑能力由于电化学储能设备具有无功功率的快速调节能力，当系统出现故障时，可以在短时间内平抑系统震荡，稳定电压波动，提升电网运行的(5)提高新能源消纳水平，增加源网企业经济效益电化学储能设备在发电侧可为新能源消纳提供保障，在光伏大发时进行充电，在输电通道有富裕容量的时候放电，(6)电网黑启动电源在发生大面积电网事故时，局部地区电力恢复需要调节能力强，启动迅速的黑启动电源。电化学储能调峰发电站调节能力强，启动快，是2.4.2充(换)电站建设的必要性任务和主攻方向。在交通领域，发展节能与新池和材料产业以及电力资源的合理利用提供22展，进而推动整个经济实现发展模式的转变，促进国民经济的可持续发业链的建设一般需要3个环节：研发、汽车制造和利用(包括充电基站)。现在，在我们的传统产业里面，价值链上的利润主要是集中在上游，车用燃料电池、蓄电池和电机是适应高效、清洁、经济、安全的新能源体系要求的技术，它们的发展将带动相关能耗设备的高效化和清洁化，加快我国新能源技术的发展步伐。新能源汽车同时为我国的能源安全和环境的改善作出贡献，由于电动汽车的电力可以从多种一次能源获竭的担心。在常规能源发电的基础上，随着电动汽车产业的发展，必然会带动相关新能源发电产业的发展，预期充电站将更多使用光伏发电系好光伏行业的发展，为解决国内光伏产业产能过剩和促进国内光伏产业2、项目建设是智能电网建设的重要内容传统的电力系统，实际用电负荷的波动性与发电机组额定工况下所要求的用电负荷稳定性之间存在固有矛盾，如何处理电力系统的峰谷差一直是电网企业头疼的问题。我国电力装机已突破8亿千瓦，并将继续快速增长，但目前电站的年利用小时数仅为5000小时，也就机组是为了应对电力系统短时间的峰值负荷而建设的，如果措施得法，建设6亿千瓦的装机容量就够用了。电动汽车作为分布式的储能装置，可以通过协调控制其充放电过程，电动车不仅能通过电网充电，还能将电反馈给电网，使之在系统负荷高峰时放电、低谷时充电，实现系统的削峰填谷，同时通过电动汽车充放电优化控制，可以平抑风力和太阳能发电的波动，提高新能源发电的利用效益和电网接纳新能源发电接入的能力。比如，在晚上用电低谷时期，我们可以对电动车进行充电，将能量保存在电池里，然后在白天用电高峰期，由车辆向电网并网放电，将储备的电反馈给电网，这在一定程度上减轻了现削峰填谷。现在中国高峰电力使用如此紧张，若以后电动车普及，靠每家电动车作用，也能起到一定程度的稳定电力的作用。那电动车将不但是一个驾驶工具，更是一个利于民生的电力传导工具。那么峰谷差的问题就可以迎刃而解了。按照这样的设想建立起来的电网，将具有一定的自我调节能力，电力系统的发、输、配、售、用以及调度等各个环节将会形成有效的互动，成为一个智能化的有机整体，从而极大地提高电力系统的安全性和可靠性。可以预计，作为智能电网建设的重要组成部电动汽车在本质上是一种零排放汽车，一般无汽车。对于电池废弃物，目前随着回收技术渐开发出了污染低、安全性好的新型蓄电池电动汽车与同类燃油汽车相比，噪声要低5分贝以上，所以大规模推广源，甚至可以采用电网电力补充车载能源，夜间充电，减少电能浪费。项目成果可用于高原地区的电动汽车，高原地区一般位于我国的中西部中国对石油需求增长量占全球需求增长量的41%,新增石油需求2/3能源，我国煤炭资源丰富，对可再生能源的开发利用也在逐年增加。所普通燃油汽车的汽油和柴油热效率分别为30%和40%,如果考虑到燃料的开采、炼制和运输，它们热效率的分别为17%和20%,而实际能量利用率仅达到15%和17%左右电动汽车如果使用煤发电并从发电到转化为车轮滚动的全过程来看，电池充电效率为90%,传动效率为80%,煤的发电效率为34%,输电效率为94%,则总效率可达23%左右，即使由重油发电，据测算，原油经过提炼环节成为汽、柴油再经过汽车燃烧环节后，平均能量利用率仅能达到14%。如果电动汽车使用重油发电厂输出的电能，能量经过提炼、热电转换、输配电力、一直到给电池充电、还有电汽车的迅速普及，在改善居民生活的同时也产我国现已成为世界第一汽车生产和消费大国，但我国汽车产业的整体技术水平距世界先进水平还有很大的差距，一些关键技术和零部件都被国外企业所垄断。长期以来，整车企业缺少关键技术等不利因素严重制约了中国的汽车强国之梦。在“十三五”期间，中国汽车工业将走上一条新的战略转型路径，将发展节能与新能源汽车作为战略转型方向。相对于传统汽车技术，我国在新能源汽车领域与发达国家的差距较小，一直以来中央政府和国内企业对新能源汽车的发展给予了高度关注。中国节能与新能源汽车产业发展的基本思路，即以纯电动汽车为中国汽车工业转型的主要战略取向，我国汽车工业发展面临着能源环境和核心技发展系能源汽车产业可以带来巨大的社会效益，新能源汽车在本质上是一种零排放汽车，一般无直接排放污染物，间接有关的污染物主要产生于发电和电池废弃物，就发电来说，水利、原子能发电等均为十分清洁，就是污染严重的火力发电污染的控制难度也大大低于燃油汽车。就电池废弃物来讲，回收技术也逐渐成熟。因此，无论从直接还是间接污染来说，电动汽车均是理想的“清洁车辆”。电动汽车通过零污染可目前我国正处于建设“两型社会”和产业结构调整的关键时期，发展新能源汽车是加快转变经济发展方式，建设资源节约型、环境友好型社会，缓解资源约束和环境压力，提高经济增长的质量和效益，实现节总体而言，新能源汽车代表了世界汽车产业的发展方向，是未来世择。从国家战略的高度来审视，大力发展新能源汽车是新一轮的经济增长点的突破口和实现交通能源转型的根本途径。我国汽车工业必须积极行动起来，参与到这场全球性的新能源汽车的竞争当中去，勇于迎接挑第3章建设条件3.1项目地理位置39°05'~40°17',西北毗邻内蒙古自治区，南扼市雁门关隘，北距古城大同129公里，南至省府太原200公里，东到首都北京502公里。3.2.1区域自然环境到2000米之间。南部山区主要山峰紫金山，海拔2127米，山高峰巍，悬崖绝壁，坡度在35到40度间，山上多松、桦等。北部山地主要山峰总面积的70%,恢河横跨其间，为主要农产区。境内主要河流有恢河、黄2、气候特征朔州属温带大陆性季风气候，根据山西气候区划方案，属晋北温带寒冷半干旱气候区。主要特征是四季分明。春季雨雪少，风沙大，蒸发量大，经常出现干旱天气；夏季雨量集中，间有大雨、暴雨、冰雹等；般为3.6℃~7.3℃左右。(1971年1月21日)。从3月到5月，每个月气温平均升高8℃左右。7月份为最热，平均气温为19.4℃~22.3年6月10日)。秋季每个月气温平均下降7℃左右，一日之内最高气温多出现在下干1时至2时，最低气温多出现在日出之前。全年日照时数为2600小时~3100小时，年日照率为63%~65%。各月日照数以5月份和6月份最多，月平均281.9小时~284.2小时；11月~12月最少，月平均191.1小时~198.2小时。一日中，日照时数1月~2月和11月~12月每天平均6小时，3月和9月~10月每天平均7小时，4月和7月~8月每天平均8小时，5月~6月每天平均9小时。年平均接受太阳辐射量为137.48千卡/厘米市多年平均(1956年~1984年)降雨量为421.2毫米，最大年降雨量为806.7毫米(1964年),最小年降雨量为193毫米(1965年)。。市多年(1956年~1984年)平均地下水资源量为70317万立方米。其中，平原区地下水资源量38546万立方米，山丘区49407万立方水资源总量7.63亿立方米。地下水开采系数约0.7左右，地下水可开采资源量为4.63亿立方米。朔州境内已探明矿产有35种，主要有煤炭、石灰岩、铝土矿、耐火储量的金、铜、稀土等。各类矿产资源潜在价值25870亿元，占山西省17%,位居山西省第一。市煤炭储量约494.1亿吨，占全省储量的1/6。主要分布在平朔矿区、朔南矿区、山阴矿区、怀仁矿区、***矿区，含煤面积1644.95平方公里。山西省共有4个富煤区，其中有2个在朔建材、城市风景照片化工、轻纺、医药、冶金及耐火材料等较为完整北同蒲铁路电气化复线、大运二级公路、神朔铁路、朔黄铁路、平万公路、朔蔚公路，大运高速公路，横贯东西、穿越朔州的荣乌高速公路山西段正在建设中。铁路专用线和公路干线纵横交错，县乡公路四通八达，是山西省第一个实现乡乡通油路的地级市，每万人拥有公路量位第4章工程技术方案4.1工程简述本项目是以清洁能源—电力为载体的产业链发展项目，通过充换电站实现电力的清洁利用，通过动力电池阶梯利用实现电力储能，为推动分项内的电气一次、二次、通信、自动化、土建、消防、给排水、暖通4.2.1储能电池类型放。在电网中采用储能系统能够有效实现需求截至目前，不同储能技术特点不同，在电力应用。电能可以转化为多种形式的能量进行存能、电磁能等。根据电能转化后的形态，可以将储能分为电化学、机械、电磁、相变储能四大类。电化学储能主要指电池储能，主要有锂离子电池、铅酸电池、液流电池和钠硫电池四种类型；机械储能主要指抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能三种形式；电磁储能包括超级电容储能和超导储能两种形式；相变储能主要指冰蓄冷储能，主要应用于建筑从技术发展水平来看，抽水蓄能和压缩空气储能技术已经实用化。对于化学储能技术，铅酸电池、锂离子电池早已普遍实用化，氧化还原液流储能电池已经达到了商业化示范阶段，而超导储能和飞轮储能技术各种储能技术在其能量密度和功率密度方面均具有不同的表现，而同时电力系统也对储能系统不同应用场景提出了不同的技术要求，很少能有一种储能技术可以完全胜任电力系统的各应用场景。因此，必须兼4.2.2机械储能抽水蓄能电站一般利用电力负荷低谷期的电能把水抽至上游水库，在电力负荷高峰期再放水至下游水库发电。抽水蓄能的效率在70%～85%由于抽水蓄能电厂的建设需要特殊地理条件，建设周期需要4-5年，目前主要用于大规模电网调峰领域。此外，抽水蓄能电厂响应时间为分钟我国于20世纪90年代开始抽水蓄能电站建设，兴建了广州抽蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等一批大型抽水蓄能电站。截止目前，我国抽水蓄能电站装机容量约5.7GW,占全国装机容量的2.6%左右，主要(2)压缩空气储能成。压缩储能电站是一种调峰用燃气轮机发电厂，主要是利用电网负荷低谷期剩余的电力压缩空气，将其储存在高压密封的容器内，在用电高峰期再释放空气来驱动燃气轮机发电。目前全世界仅有3座大型压缩储能电站，并没有得到广泛应用，国内对于压缩空气储能也暂没有应用实(3)飞轮储能飞轮储能系统一般主要由以下几部分组成：转子系统、轴承系统和达到105～107次，寿命一般为20年。目前飞轮储能在新能源中的应用是研究热点之一，主要将飞轮储能应用在平滑出力、调节电能质量等方对于飞轮储能，目前国内还处于实验室研究阶段。2008年，中国电科院电力电子所在北京306医院安装了一台容量为250kW,磁悬浮轴承，能运行15s的飞轮储能装置，可与备用的柴油发电机相互配合，这是飞轮储能首次在中国配电系统中安装使用，但与国外技术水平相比仍有一4.2.3电磁储能(1)超导储能超导储能主要由3部分组成：超导单元、低温恒温器和转换系统。超导储能系统利用由超导体制成的线圈，将电能转变为磁场能量存储起来，在需要的时候再将能量送回电网。超导储能具有长期无损存储能量的优点，能快速释放储存能量，易于实现电网电压、频率、有功和无功的调节。大规模可再生能源接入电网会使得电力系统出现严重的波动问目前国内2011年在甘肃白银建成1MJ/500kVA超导储能电站，用以(2)超级电容储能超级电容是根据电化学双电层理论研制而成，可提供强大的脉冲功率，充电时处于理想极化状态的电极表面，电荷将吸引周围电解质溶液中的异性离子，使其赋予电极表面，形成双电荷层，构成双层电容。超级电容储能的比功率非常高，达到10kW几百W/kg,但是因为比能量低，高功率只能持续很短的一段时间。由于高功率和高快速放电能力，并且每天的储存损耗在20%～40%之间，超级电容储能适合作为能量暂时存储单元。就目前的应用而言，主要制约因级超级电容储能电站，但国内仍然处于实验研究阶段。2005年，由中国科学院电工所承担的863项目“可再生能源发电用超级电容器储能系统关键技术研究”通过专家验收，该项目完成了用于储能发电系统的4.2.4电化学储能电化学储能技术是指通过一种介质或者设备，把电能转换成电池的化学能存储起来，基于应用需要以电能形式释放出来的循环过程。在充电时，电网电压经过变流器整流转换为直流电压对电池进行充电；放电电化学储能由于安装环境及移动都较为便利、模块化结构组成可靠性高、寿命长、响应速度快(20ms)以内、技术成熟、成本相对较低目前，全球处于商业和示范应用、实验室研究或概念设计阶段的电用的需求，而铅碳电池、锂离子电池、钠硫电池和全钒液流电池等较为成熟的技术已逐步进入示范或产业化应用阶段。根据化学物质的不同，子电池的工作原理主要依靠锂离子在正极材料(金属氧化物)和负极(石墨)之间嵌入和脱出来实现能量的储存和释放。命不小于5000次；性能价格比高：普通常用材料、充电(放电)效率≥98.5%;2、铅酸电池铅酸电池用作储能系统时间较早，因而世界各地都建成了许多基于铅酸电池的储能系统，目前中国已经成为世界铅酸电池的主要产地。铅酸电池可以做到容量大，成本低，技术成熟，但其充放电次数较短，特别是进行了多次深度充放电后会对电池寿命有影响。目前铅酸电池储能2012年在河北省张北县国家风电检测中心建立的储能实验室，包含有/溴、铁/铬等多种技术路线。从目前技术成熟度和工程应用效果看，全钒液流电池技术进入工程应用、市场开拓阶段，开始实现商业化；锌溴液流电池技术进入应用示范、市场开拓阶段；其他液流电池仍处于研究阶段。其中应用最为广泛，前景最为明朗的是全钒液流电池，它有如下张北建成了2MW×4h全矾液流电池电站，同年在辽宁法库卧牛石风电站钠硫电池是一种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜高功率放电。电池在350℃下的工作电压为1.78～2.076V。钠硫电池储年1月2日，第一只容量达到650Ah的单体钠硫电池制备成功，在同年5准公司化运行。2010年4月，在上海漕溪能源转换综合展示基地建成国内第一座100kW/800kW·h的钠硫储能电站，主要作为示范研究，为后续大储能类型典型额定功率特点蓄能100~适于大规模，技术成熟，响日负荷调节，频率控制和系统备用压缩空调峰，系统备用飞轮5kW~15s~比功率较大、成本高、噪音大调峰、频率控制、UPS和电能质量电磁超导电能质量控制、输配电稳定电容器响应快，比功率高、比能量太低控制容10kW~电化学储能电池电能质量、频率控制、电电池5kW~效率高，环保性好，储能密度低电能质量、备用电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能电池100kW~数小时比能量与比功率较高、高温进电能质量、备用电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能电池小时比能量高、成组寿命长、运电能质量、备用电源、UPS4.2.5储能电池选择2019》,截至2018年底，全球已投运储能项目累计装机规模181.0GW,截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模31.3GW,占全球市场总规模的17.3%,其中，抽水蓄能累计装机规模最大，为29.99GW;术中，锂离子电池累计装机规模最大，为758.8MW,占比70.74%。中国L钠硫电池中国储能市场累计装机规模(2000-2018年)在现有储能技术中，抽水蓄能和压缩空气储能可实现大功率、大容量电能储存，但是对建站选址要求较高，随之对建设场址要求灵活的电化学储能技术应市场需求而产生。当前电池储能技术众多、技术性能迥异，即使是同一种储能技术在不同应用领域中也有一定差异，实际工程中需根据不同的应用情景要求，综合比较选择适宜的储能技术。本工程定位电网侧储能系统，主要功能包括削峰填谷、调频调压等辅助服务。储能电池循环寿命长可减少电池的更换，对于节统经济性意义重大。电池储能系统要求使用寿命能够达到10-15年，在放电深度为80%时，循环寿命在5000次以上。安全性好。由于电网的特殊性，运行安全作为电网运行需要考虑的首要问题，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成本适中。成本是储能电池选择的重要参考依据，是储能系统能否系统充放电倍率较低，无法完全满足本工程应用需求。全钒液流电池能量密度低，占地面积大，属能量型电池，系统配置容量很大才具有经济公司可以提供工程化产品，而且电池卖出后，所有电池运行的数据信息不提供给买方，买家只有设备使用权，一旦出现故障，日方人员的响应锂离子电池国内技术成熟，厂家众多，可以满足本工程应用条件和应用目的。现阶段，主流的锂电池储能技术有三种：磷酸铁锂电池、三在进行储能电池的技术性能分析时，重点考量各储能电池的能量密度、充放电倍率、效率、温度适应性、运行可靠性以及电池运行寿命特电池类型能量密度充放电倍率/最大效率10000次3000次热稳定性高低中安全性高低中技术成熟度低中高电池价格面：钛酸锂电池100%DOD循环次数可达10000次，高于其他锂电池，此外钛酸锂电池过充能力强；在技术成熟度方面：国内磷酸铁锂电池厂家众多，技术成熟、三元锂电池在国外的日韩等国应用较为广泛，国内从事三元锂电池开发的主要厂商目前主要是阳光三星储能电源有限公司，国内从事钛酸锂电池开发的主要厂商目前只有珠海银隆新能源有限公司，其产品主要应用于汽车动力电池领域，还未应用于储能领域；在价电池类型国内示范经验国内厂家少珠海银隆新能源有限公司高多阳光三星储能电源有限公司中多宁德时代新能源有限公司比亚迪新能源有限公司天津力神股份有限公司深圳拓邦新能源有限公司低三种电池综合性能对比电池类型设备安全性国内储能电站示范经验高高高无低中中低少中低低中多高依上所述，综合权衡储能电池使用寿命、工程业绩、技术先进性和成熟度、环保及环境友好型等指标，本工程现阶段推荐采用磷酸铁锂电4.2.6电池型式选择锂电池封装主要由有圆柱形、方形和软包电芯，每种封装的电芯设18650圆柱型电芯生产工艺技术非常成熟，可全自动化生产，质量稳定、价格低廉且一致性好，电芯的失效模式容易控管，其安全散热路方型电芯在电池系统中容易进行排列，热管理与导流系统也较容易但是，大容量电芯内部所含能量剧大，一旦单颗电芯热失控，更容易引发热失控蔓延，造成整个电池包起火或者爆炸，因而不可过分追求大的第三种电芯设计则是铝塑膜软包电芯，尺寸可大可小可厚可薄，具有最好的设计弹性，因此广泛应用在轻薄型的便携式电子产品中。与硬壳电芯相比较，软包电芯机械强度较差，需在电池系统中增加电芯的保护壳体或支撑板来限制电芯的膨胀空间并强化其机械强度从而导致成本综合考虑各种外壳封装的安全性及经济性，针对本项目高海拔储能4.2.7电池容量选择依据中关村储能产业技术联盟最新发布《储能产业研究白皮书2019》,2018年，中国新增投运电化学储能项目中，装机规模排名前十的储能技术(主要指电池技术)提供商中磷酸铁锂电池的主要供应商有宁德时代、中天科技、力信能源、海博思创、科陆电子、信义电源、圣阳电源和中航锂电、上海电气等。电池以0.5C和家提供2C电池产品，成熟产品单体电芯容量为10Ah-150Ah,循环次数具有规模大、响应速度快、安全性能高、绿色环保的要求。调研现阶段序号电池厂商1宁德时代最大充放电倍率(连续)2中天储能科技34山东圣阳电源56上海电气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。由相关研究可知，电池充放电倍率越低，电池容量越小，电池安全择磷酸铁锂电池，电芯采用3.2V,12.8Ah,以0.5C充放电，两充两放设图片电芯尺寸(mm)直径32±0.2/高131±0.5电芯容量(Ah)电压(V)/材料电芯重量(kg)充放电效率存储湿度范围(RH)4.3.1本章节涉及主要专有名词(1)电池单体：也称单体电芯，实现化学能和电能相互转化的最小(2)电池模组：两个及以上的电池单体以一定的电气连接方式(串联、并联或串并联)组成的单元，且只有一对正负极输出端子；(3)电池簇：由电池模块采用串联、并联或串并联连接方式，且与储能变流器及附属设施连接后能够实现独立运行的电池组合体，还宜包(4)单元电池系统：与单台储能变流器对应的能独立进行充、放电(5)功率变换系统：即储能变流器，简称PCS,是实现储能电池与(6)储能单元：也称单元储能系统，是由电池组、电池管理系统及(7)电化学储能系统：以电化学电池为储能载体，通过储能变流器进行可循环电能存储、释放的系统。一般包含电池系统、储能变流器及(8)电池管理系统：即BMS,监测电池的状态(温度、电压、电流、荷电状态等),为电池提供管理及接口的系统。4.3.2总体方案设计一座，储能系统采用220kV电压等级经1点接入500kV变电站220kV侧能系统并新建220kV储能升压站一座，储能系统拟采用磷酸铁锂电池和全钒液流电池，根据现场场地情况以及考虑到运维便捷，故采用户外集全钒液流电池储能子系统，每两个储能子系统通过1台台三绕组分裂变压器(规格为台三绕组分裂变压器(规格为1000kVA箱逆变一体机：含1台三绕组分裂变压器(规格为流汇流柜、2套电池管理系统、1套就地监测系统、2台空调、1套消防台直流汇流柜、2套电池管理系统、1套就地监测系统、2台空调、1套包含电池储能集装箱344座、箱逆变一体集装箱168座。其中电池储能集装箱为40英尺高箱，箱体内布置安装有1组1.23MW/2.46MWh磷酸铁电池单元；箱逆变一体集装箱为20英尺高箱，箱体内集成布置安装台储能变流器和1台就地三绕组双分裂升压箱变。4.3.3电池系统集成设计环寿命、更大的充放电倍率和安全无污染等特点，已广泛应用于电动汽储能电池一般采用模块化的组成方式，由电芯组成模组，模组放于2.46MWh电池系统，每19个电池插箱构成一个电池簇，每6个电池池簇，每4-5个电池簇接入1台500kW的PCS。每一个电池簇通过一台高图片额定电压(V)额定容量(Ah)额定能量(kWh)最佳使用温度10℃~40℃电池簇组成电池机架，电池插箱，BMS高压箱19个22P12S电池插箱+电气盒(BCU)将电芯采用22并12串设计方案，组装成一个电池插箱，电池插箱电池插箱参数图片电池插箱壳体，22P电池模组，串联铜排，BMU(含采集线束)电池串并联额定电压(V)额定容量(Ah)额定能量(kWh)A.BMU(模组级，内置在模组内):监测单体电芯的电压、温度和单B.MBMS(电池簇级，内置在中控箱内):检测整簇电池的总电压、充放电时容量、健康状态，对功率的预测、内阻的计算。控制继电开关电池组6.18电池1.18A.模拟量测量功能：能实时测量电池簇电压，充放电电流、温度和单体电池端电压、温度、漏电监测等参数，并通过计算实时给出单体电E.自诊断功能：电池管理系统具备自诊断功能，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及模拟量采集异常等故障进行自诊断，能根据实时测量蓄电池模块电压、充放电电流、温度和单体电池端电压、计算得到的电池内阻等参数，通过分析诊断模型，得出单的诊断、电池组状态评估，以及在放电时当前状态下可持续放电时间的F.热管理功能：电池模组在充电过程中，将产生大量的热能，使整行监控，如果温度高于保护值将开启温控设备强制冷却，若温度达到危I.操作权限管理：具有操作权限密码管理功能，任何改变运行方式B.在直流端放电电流超过短路电流阈值时进行短路保护，通过控制C.当电池组中有任意电池欠压或过压时，当该值组内温差超过保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，同时通过CAN1、储能集装箱方案配置集装箱内，秉承以科学安全、绿色环保原则进行设计，集装箱系统组成光伏/储能/能源/电力资料下载微信微信同号)电池储能系统组成F号设备名称设备型号及规格一套12.46MWh倘能电池1.2V/12.8Ah电芯，梁用22PI2S插稻，每个电池熊19个插指，12个电池熊套12电池支架套]套I4直流汇流拒DCI000V,6进1出汇流，IP20,电缆下进下出面25线缆项I6配电柏需结合客户PCS自耗电计算台I二熊装柏电池系统套212MWh储能电池].2V/12.8Ah电芯，梁用22PI2S插指，每个电池熊19个插指，9个电池熊套12电池支架套3套14直流汇流柜DC1000V,6进1出汇流，IP20,电缆下进下出面25线缆项16配电箱需结合客户PCS自耗电计算台1三套411MWh储能电池48V/5.3kW钒电池模块，采用8P6S混联，每个钒电套工2电解液罐体套23套14直流汇流柜DC1000V,6进1出汇流，IP20,电缆下进下出面25线缆项16配电箱需结合客户PCS自耗电计算台1四630kW-PCS、35kV的2750kVA双分裂变压器、箱变测套135kV高压柜35kV真空负荷开关、高压熔断器、避雷器、带电显项1235kV升压变压器S11-2500/35,37±2*2.5/0.4-D,y11-y11、阻抗电压为6.5%。台13AC690V,框架断路器、固定式，防浪涌保护器项14L*W*H=9125*5000*2896mm(以实物套1五2MW储能箱逆变一500kW-PCS、35kV的2000kVA双分裂变压器、箱变测套1135kV高压柜35kV真空负荷开关、高压熔断器、避雷器、带电显项1235kV升压变压器S11-2000/35,37±2*2.5/0.4-D,y11-y11、阻抗电压为6.5%。台13AC690V,框架断路器、固定式，防浪涌保护器项14L*W*H=9125*5000*2896mm(以实物套1六1MW储能箱逆变一250kW-PCS、35kV的1000kVA双分裂变压器、箱变测套1135kV高压柜35kV真空负荷开关、高压熔断器、避雷器、带电显项1235kV升压变压器S11-1000/35,37±2*2.5/0.4-D,y11-y11、阻抗电压为6.5%。台13AC690V,框架断路器、固定式，防浪涌保护器互感器、隔离变压器10kVA、变压器测控装置等项14L*W*H=9125*5000*2896mm(以实物套1七照明系统、空调制冷系统、消防系统、接地系统等项1八消防系统烟感、温感、火灾报警控制主机、七氟丙烷气体、警铃、气体释放指示灯、手动模块、输入模块等项工九项1图4.3-3磷酸铁锂储能集装箱布置示意图在每套40尺电池集装箱系统中配置一台SCU就地监控装置。集装箱内部的各个子部件统一由现场控制单元(SiteControlUnit,SCU)进行System,SCS),系统实现储能系统设备间信息交互和通讯。储能系统通电池控制柜的通信、保护和管理功能主要作用是通过内置的系统级本工程电池储能单元集装箱内配置1台配电柜，主要用于为集装箱能集装箱、箱逆变一体集装箱内重要自用电负荷供电，如消防系统、通形式对电池仓内多个电池簇强制送风，通过风道和注风口的合理设计，包括温度传感器、湿度传感器等设备，并将箱内环境信息送至系统级为了提升系统安全可靠性，本项目消防系统具有自动、手动两种控制方式，且保护区配置了七氟丙烷气体灭火系统，同时配置完备的烟感探测器、温感探测器和可燃性性气体探测器，实现了消防保护的早期探接消防控制室接消防控制室紧急启动停止按钮当保护区内任一只感烟或感温探测器报警动作时，消防控制系统发BMS,实现储能系统内部的消防联动保护，同时通知消防控制中心报警主机；当气体灭火保护区内可燃性气体探测器或感报警动作时，气体自动灭火控制器开始进行延时阶段(0-30秒可调),声光报警器报警和联动设备动作(切断外部供电、关闭空调通风等功能),此施灭火，点亮气体喷放指示灯。同时气体喷放信号送消防控制中心报警主机。当报警控制器处于手动状态，报警控制器只发出报警信号，不输出动作信号，由值班人员确认火警后，按下报警控制面板上的应急启动按钮或保护区门口处的紧急启动按钮，即可启动系统喷放七氟丙烷灭火感温探测器电源故障负载故障自动状态。手动智停启动装置动作选择阀开启容器阀开启施放灭火剂关闭开口、关闭通风、空调启动显示通风换气。单一信号报警。转换开关按钮启动破碎按备动主自自动消防系统设备按照主要包括气体灭火控制器(以下简称消防控制器)、点型光电感烟火灾探测器(以下简称烟感)、点型感温火灾探测器(以下简称温感)、紧急启停按钮(以下简称启停按钮)、声光警报器(以下简称警报器)、输入/输出模块(以下简称控制模块)等。消防系统主要设备名称简称介绍图片消防控制器点型光电感烟火灾探测器烟感点型感温火灾探温感启停按钮模块JD-DS10声光警警报器警报器采用四线制，发生火灾时发出强烈的声光报警信号，以达到提醒现场人员注意定制支架、线材安装辅料定制安装支架(消防红色)、屏蔽阻燃信号线、信号反馈线本工程磷酸铁锂储能子系统含2个单元电池系统组成，每个单元电电压为400V)连接至就地升压变压器低压侧，4台储能双向变流器分别两两并接至双分裂就地升压变压器低压侧两分裂脚上。全钒液流储能子系统含2个单元电池系统组成，每个单元电池系统经由2台储能双向变流器(额定功率为250kW、交流侧出口电压为400V)连接至就地升压变箱逆变一体机接线原理图如图所示。电过程中，将储能电池放出的直流电逆变成交流电；在充电过程中，将电网上的交流电整流成直流电，用来给储能电池充电，并在充放电过程中对电池进行管理。功率变换系统功能、性能要求应与储能单元需求相>应具备并网充电、并网放电、离网放电三种基本功能；>应具有有功功率连续可调功能；>应具有无功功率调节能力；>应采集功率变换系统交、直流侧电压、电流等模拟量和装置正常>应接受电池管理系统上送的电池电压、温度、计算电量等模拟量>应完成装置运行状态的切换及控制逻辑，且应包括功率变换系统>应具备保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。箱逆变一体机配置4套250kW的PCS,名称技术参数要求技术参数要求技术参数要求最大直流功率(kW)最大输入电流(A)直流工作电压范围额定交流功率(kW)最大交流输出功率最大交流电流(A)隔离方式无变压器隔离无变压器隔离无变压器隔离>0.99(额定功率时)>0.99(额定功率时)>0.99(额定功率时)功率因数可调范围1(超前)~1(滞后)额定工作电压(Vac)过载能力110%长期110%长期110%长期额定电网频率(Hz)最大放电最高效率支持CAN/RS485/防护等级工作环境温度-25℃~60℃-25℃~60℃-25℃~60℃10、变压器选型设计备注额定电压变比连接组别变压器类型油浸式变压器油浸式变压器油浸式变压器保护高压侧负荷开关+熔断器负荷开关+熔断器负荷开关+熔断器低压侧过热保护具备具备具备接地保护具备具备具备过电压等级保护具备具备具备接地保护具备具备具备电网监测保护具备具备具备直流输入保护断路器断路器断路器断路器断路器断路器储能电站占地东西方向约580m,南北方向约180.46m,总面积约储能区布置储能电池集装箱(含电池和PCS)344个，箱逆变一体机范》,屋外布置电池装置之间的防火间距不限，可根据工艺布置需要确定。磷酸铁锂电池的火灾危险性为戊类，箱变采用油浸式变压器。本工程储能电池集装箱和箱变成对、并排布置，综合考虑消防、通风和检修大于30m,距离新建升压站大于12m,满足防火间距的要求。户外方案的北以1回220kV线路接入国网500kV变电站的220kV母线备用间隔。本工外集装箱布置。配套新建一座220kV升压站，升压主变，以4回220kV线路接入附近的国网500kV变电站的220kV母线备北拟建设储能电站站址位置示意《35kV～220kV变电站设计规范》GB50059-2011(2)储能场区部分个储能单元通过一台箱逆变一体机就地升压至35kV,后，分别经由4回2、短路电流及主要设备选择(1)短路电流计算1)计算原则B.储能单元次暂态短路电流暂按直流侧额定输出电流的3倍考虑；C.场内集电线路长度较短，且为了增加计算结果裕度，忽略场内集电线路和送出线路阻抗；本工程电气设计分界面为***县500kV变电站内220kV进线处，主4.5.2电气一次系统本项目新建1座220kV升压站，220kV侧采用线路-变压器组接线方35kV采用单母线接线方式，设储能进线柜4回，站用变1回，母线装2套动态无功补偿装置，补偿容量均为±15Mvar,且动态调节的响应时间不大于30ms。最高气温：+40℃最低气温：-30℃极大风速：27m/s耐地震能力：设计基本地震加速度为0.10g(3)过电压保护及绝缘配合电气设备绝缘配合，参照国家标准CB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》、GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规程》确定的原则进行选择。阳光工匠论坛(bbs.33S绝缘配合发进电鳍能/能源/电力资料下载微信微信同号)国标CB311.1规定的设备绝缘试验电压单位：kV雷电冲击耐受电压(峰值)效恒)//对于设备外绝缘，则采用加强外绝缘强度和提高保护水平"双管齐220220kV系统号短路点o短路点编号光，伏工储9短路窈量1220kV母线235kV母线3400V母线(2)环境条件本可研一般环境条件参考国网500kV变电站工程选择，电气设备按正常工作条件进行选择并按短路故障条件进行校验，耐受电压需要进行D.本工程220kV侧采用1回线变组接线，短路电流分别计算。2)系统参数X=Sj/(√3×IA×Uj)=100/(√3×40×230)=微信微信同号)3)短路电流计算电气等值阻抗如下图中所示，短路电流计算值见表400MW/800MWh独立储能项目可行性研究橙告关口电能计量点设在储能电站与电网的产权分界点，即本工程关口计个储能单元通过一台箱逆变一体机就地升压至35kV,后，分别经由4回微信：1935&05515(微信同号)35KY电缆集电线路接入本期新建220kV升压站储能进线间隔。储能场区电气主接线图详见附图。1)计算原则C.场内集电线路长度较短，且为了增加计算结果裕度，忽略场内集本工程电气设计分界面为***县500kV变电站内220kV进线处，主要包含储能电站、220kV升压站部分电气一次、电气二次等相关内容的设(1)升压站部分本项目新建1座220kV升压站，220kV侧采用线路-变压器组接线方式。220kV配电装置采用户外敞开式布置，设4台容量为电压互感器1回，动态无功补偿装置2回，主变进线1回。35kV配电装根据无功补偿装置容量配置原则，本工程在装2套动态无功补偿装置，补偿容量均为±15Mvar,且动态调节的响应站用电电压为380/220V,为中性点直接接地系统。35kV母线引接一另配中性点成套设备1套。按照短路电流水平，AIS设备额定开断电流为50kA,动稳定电流峰值序号设备名称型式及主要参数备注1断路器2隔离开关构3电流互感器400-800/1A,5P30/5P30/5P30/4电压互感器线路型535kV采用户内充气式开关柜，本期配置储能进线柜4面，无功补偿柜2面，主变出线柜1面，站用变柜1面，母线PT柜1面，共计9面。35kV主变进线柜：额定电流2500A,开断电流31.5kA;35kV储能进线柜：额定电流630A,开断电流31.5kA;35kV无功补偿柜：额定电流630A,开断电流31.5kA;35kV站用变柜：额定电流630A,开断电流31.5kA。本工程无功损耗由箱变、场内集电线路、升压站内主变压器、送出制电压闪变能力更强、谐波量更少、运行范围更宽、技术更为先进，故本工程35kV侧所配的无功补偿装置拟采用SVG形式，无功补偿装置的本期35kV共4回集电线路，采用电缆汇集至升压站内35kV,35kV电缆长度约为2.5km;本期35kV侧单相接地电容电流约8.75A,小于规本工程就地升压变压器采用户外箱变，为节省储能场区占地，优化布置，设计采用双分裂干式变压器，总计42台，其中40台单台容量为D,y11-y11、阻抗电压为6.5%;1台单台容量为2000kVA,型号为电压为6.5%,1台单台容量为1000kVA,型号为S11-1000/35,变比为高压开关柜。高压开关柜采用负荷开关加高遮断容量全范围保护的限流熔断器组合的设备，既可作操作电器使用，又可断开短路电流，并负荷开关参数为：三相，额定电流630A,额定电压40.5kV,开断电流为31.5kA。限流熔断器参数为：Ie=50A[壳体],额定电压40.5kV。在低压柜。单台2.5MW箱逆变一体机内配置2面低压交流柜。单台低压交流柜内配置框架式三相断路器，额定电流2500A,额定电压400V;三相电流互感器，额定变比为2500/1A,精确度为0.5,容量为15VA。另外刀熔开关、浪涌吸收装置等。单台2MW箱逆变一体机内配置2面额定电压400V;三相电流互感器，额定变比为2000/1A,精确度为0.5,容量为15VA。另外刀熔开关、浪涌吸收装置等。单台1MW箱逆变一体机内配置2面低压交流柜。单台低压交流柜内配置框架式三相断路器，精确度为0.5,容量为15VA。另外刀熔开关、浪涌吸收装置等。自用变。箱变侧不考虑配置自用变压器，仅需设置配电箱，自用电至分支配电箱引来，重要负荷考虑由对应电池储能集装箱内UPS电源引现阶段应用在大型储能电站场景下储能变流器额定功率等级主要有：250kW、500kW和630kW三种规格，详细参数可见本可研报告电气a.输入直流电压的范围：储能电池组成储能方阵后的直流电压必须和储能双向变流器直流侧电压范围相适应。若储能方阵直流电压与单级b.输出效率：大功率变换系统在满载时，效率必须在95%～98%以上；中小功率的功率变换系统在满载时，效率必须在90%以上。即使在功率变换系统额定功率10%的情况下，也要保证90%(大功率功率变换系统)以上的转换效率；c.储能双向变流器输出波形：为使储能系统所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求功率变换系统的输出电压波形、幅值、相位及频率等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选储能双向变流器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于国家标d.过载能力：在储能系统运行过程中，有可能需要一定时间的过载f.监控和数据采集：储能双向变流器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到集控室，监控设备还应有模拟输入端口与外部传感器相连，升压站内动力电缆和控制电缆采用C级阻燃型电缆，但重要消防系统、火灾报警系统、不间断电源、直流跳闸回路和事故保安电源等使用不低于100%额定线电压。低压动力电缆选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，电池储能集装箱内电芯与电芯、电池模组与电池模组及电池簇至汇场区内箱变与箱变、箱变至35kV储能进线柜间高压电力电缆拟选序号负荷类型(单台)(全站)同时系数1空调负荷2辅助电源系统，含：消防、照明、视频、BMS等63暖通排风64辅助电源系统，含：照明、25升压站照明、视频、消防等116UPS电源(安装于电池储能集装箱内)31总计计算电负荷S=788+394+209+74+200+1经负荷统计计算，本工程站用电计算负荷为1788kVA。本工程可考站用电方案一：自给式站用电系统，即升压站和储能场区站用电负荷分开自行供给。升压站内新增站用变压器满足升压站内自用电负荷需求；储能场区部分单个2.46MW储能子系统内自用电负荷均由就地升压箱变配置的自用变供给，同时就地升压箱变内配置UPS不间断电源为重站用电方案三：三层分布式站用电系统，即站用电源层、分支配电层及就地用电层。升压站站用电源层0.4kV母线电源采用两路取电、一主一备方案设计；分支配电层考虑将储能场区电气设备区块划分，区块内新增分支配电箱设备为本区块内电池储能集装箱、箱变内自用电负荷供电；就地用电层设备从本区块所属分支配电箱取电，同时考虑在电池储能集装箱内配置UPS电源统一为厂区内重要负荷供电，以保证站用电名称优点缺点方案一自给式站用电系统站用电系统故障时波及范围小系统效率低、总的容量配置大、方案二两层直供站电缆选用截面较小、首端一主一备，末端UPS兜底，可靠性高电缆数量较多、敷设安装工作系统效率高，自愈性强、分支配电箱可充当户外检修箱，维护检修便利、首端一主一备，末端UPS需额外增加分支配电箱设备综合考虑技术、经济、检修便利等因素，本工程站用电系统本阶段考虑选用方案三：同时就地升压箱变内配置UPS不间断电源为重要负荷(2)电缆防火及封堵防止电缆着火延燃措施按《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2018),电力行业标准《电力设备典型消防规程》楼板的孔洞处、均采用阻火封堵措施。电缆沟道电缆沟内每隔80~100米设置阻火墙。屏、柜底部1m长的电缆、户外电缆进入户内后1m长的电缆、阻火墙两侧各1m长的电缆采用电缆防C.储能场区内35kV电力电缆通过电缆壕沟直埋，电缆敷设于壕沟内，并沿电缆全场的上下紧邻侧铺以厚度不小于150mm且覆盖厚度不小于电缆两侧各50mm的保护板，保护板为100mm厚的混(1)升压站内电气设备布置本工程新建220kV升压站为少人值守站，为利于主变散热和节省投式考虑，电抗器室外布置，功率模块布置在SVG室内。站用变装置按预制舱考虑，布置于户外。户外留出运输通道，电缆通道和消防距离。本置，布置有站用电屏、直流屏、自动化屏、保护通讯机屏、计量屏和出(2)储能场区电气设备布置储能区布置储能电池集装箱(含电池和PCS)86个，箱逆变一体机范》,屋外布置电池装置之间的防火间距不限，可根据工艺布置需要确程储能电池集装箱和箱变成对、并排布置，综合考虑消防、通风和检修大于30m,距离新建升压站大于12m,满足防火间距的要求。在储能电站1回220kV出口侧，安装精度0.2S的双向主备(关口+贸易)电能表，附计量专用的电压互感器(0.2级)、电流互感器(0.2S级),分别用于充电与放电的电能计量，作为储能系统电量计价的依据。全站防雷措施按终期规模设计，本项目在站内设置1支独立避雷针、1支构架避雷针，高度为30米，并在生活楼楼顶设置避雷带，构成了全为防止220kV/35kV线路雷电波侵入对站内设备造成危害，在220kV/35kV出线处设有无间隙氧化锌避雷器。站内新建柜内均配置有过电压保护器或35kV无间隙氧化锌避雷器。(2)储能场区部分地网为网格状，兼做均压带。水平接地体采用热镀锌扁钢，垂直接地体为长2.5米的φ50热镀锌钢管。站内所有电气并考虑将储能场区内接地网与升压站内接地网两点连接，以降低接地电照明动力系统设计具体按《发电厂和变电站照明设计技术规定》明、事故照明和应急照明。正常照明电源为交流220V,事故照明和应急照明采用带有蓄电池的灯具。各建筑物室内采用荧光灯(电子镇流器)、节能灯。升压站户外沿着道路设置庭院灯，绿(2)储能场区部分储能场区内沿着道路设置庭院灯，绿化带内设置草坪灯等。储能场区电池集装箱、箱变箱内照明动力系统待本工程下一阶段，设计院方协为实现对储能电站内运行设备安全防范，并对运行设备进行远程视频监视，本工程在220kV升压站内配置一套安防及视频监控系统，主要是在储能电站区内设置一定数量的安防报警装置和监控摄像机，对该区在整个储能场区、升压站设置电子围栏，布置一定数量的高速室外球型摄像机，对周围环境进行实时监视；在(1)实现对区域内场景、环境状态情况进行实时远程监视；(2)实现对设备的外观状态进行实时远程监视；(3)实现对区域内人员进出情况进行实时远程监视；(4)实现储能场区内安全防范系统自动监视；(5)实现监视区域夜间灯光的远程控制；(6)实现站内防盗自动监视。4.5.3电气二次系统本工程属电力项目，在设计中将严格按照国家、行业的规程、规范和各种技术规定作为设计依据。此外，作为并网型储能电站，将遵循当2、计算机监控系统运行情况。升压站监控系统可实现对升压站可同步功能，具有与远方调度中心和监控中心交换信息的能力。具体功能主要包括数据采集和处理、数据库建立与维护、控制操作、防误闭锁、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、时钟同步、人机联系、系统自诊断与自恢本工程能量管理系统，即EMS系统，从整个系统层次上来看，包括站控层和就地层，其中就地层负责所有通信设备的接入，即就地管理控制；站