35MWh储能系统设计方案可行性研究报告

35MWh储能系统方案可行性研究报告年月目录一、概述 11.1工程概况 11.2标准和规范 11.3峰谷电价情况 21.4储能电站的作用 2二、用户需求分析 42.1用户负荷情况 42.2储能容量配置 42.3储能电池选择 5三、系统方案介绍 53.1电芯基本性能参数 53.2电芯外观尺寸 63.3PACK系统参数组成 63.4电池系统成簇方案 83.535MWh电池系统方案 103.6电池管理系统（BMS） 123.6.1BMS系统架构 123.6.2BMS系统配置 133.6.3BMS性能参数 143.7储能能量管理系统 153.7.1储能能量管理系统 153.7.2本地能量管理系统EMS 153.7.3实时监测及显示功能 163.7.4能量调度管理功能 163.7.5交易管理 173.7.6环境监控 183.7.7储能运程运营管理平台 183.8储双向变流器 183.8.1储能双向变流器（PCS）概述 183.9隔离变压器 193.10监控柜 203.11直流汇流柜 21四、储能电站的安装 214.1储能电站的安装 214.1.1温控系统装置 214.1.2环境监控装置 214.1.3空调系统 224.1.4消防系统 22五、总结 23六、说明 24七、标识、包装、运输、存储 257.1标识 257.2包装 257.3运输 257.4存储 26八、运维、售后 268.1运维 268.2售后 27一、概述1.1工程概况M综合体每年耗电量巨大，属于一般工商业供电范畴，执行峰谷电价政策，因此，考虑建设储能电站进行移峰填谷，将商场高峰期用电转移到低谷期，降低商场的用电费用，提高商场的供电质量。 1.2 峰谷电价情况M综合体目前执行一般工商业电价，对应的峰谷电价见下表。在7月8月迎峰度夏的季节，会出现尖峰电价，其余时间为高峰、平段和低谷三个时段。表1-1**一般工商业和工业电价电价级别商业电价工业电价尖峰电价1.54651.0941高峰电价1.41821.0044平段电价0.89950.695低谷电价0.40580.3946高峰-低谷电价差1.01240.6098尖峰-低谷电价差1.14070.6995高峰-平段电价差0.51870.30941.3 储能电站的作用1.3.1储能电站的削峰填谷作用削峰填谷的价值来源于电能的定价原则。用户的电费账单有两部分构成，一部分与申请的容量“功率订购额”成比例，一部分与消耗的电量成比例。削峰填谷的主要目的是通过平滑用户负荷曲线以减少功率订购额。储能电站可以在用电需求低时充电，而在用电需求变高时放电，从而实现减少功率订购额的作用。1.3.2储能电站的移峰作用对于用户来说，由于全天各时段的电价可能不同，因此可以利用这种电价差决定何时从电网购买何种价格的电。在非峰值负荷时间电价对储能电站充电，而在峰值负荷时段电价进行放电，从而将峰值时段的负荷“迁移”至非峰值时段。1.3.3电能质量与供电连续性当电网发生偶尔停电时，储能电站可以作为后备电源为用户持续供电。这项功能可以减少突然停电给一些特定用户造成的不利影响。用户根据自身的特性在快速电源响应、计划停电、备用电源等多种方式与配置间进行选择与应用。此外，通过储能电站的安装与应用能够滤除来自电网的扰动，可以作为一种特殊的电能质量控制装置来改善重要负荷的供电质量。如在敏感负荷的供电系统中，储能可以用于消除电压暂降等电能质量问题。分布式储能通过其电力电子并网接入装置的控制作用，可以自动补偿本地负载所消耗的无功功率。可以利用储能电站的这一特性获取额外的收益，经济效益是通过与无功电费进行比较得来的，或与安装无功补偿电容器的投资与运维成本进行比较。1.3.4代替电力系统扩容需求用户电力资产的升级、增容与改造的往往由局部网络阻塞和关键负荷需求增长引起，通过储能电站的应用，将有效支撑局部与关键负荷的电力需求，实现的峰值功率平滑，从而推迟电力增容与改造的相关投资。在用户规划电力系统时，设计合适的功率和容量的储能电站，可优化系统与设备容量，减少初期投资。储能电站的应用的电力资产的高效管理成为可能。1.3.5系统节能与优化储能电站的削峰填谷、延时用电、电能质量优化等特性使其具备从系统层面灵活优化电力系统性能、效率的能力，通过系统优化实现高效、节能运行的目标。同时，储能可将非峰负荷时段将低碳排放电源的电能转移到峰荷时段使用，从而减少对高排放能源的消耗，有利于节能减排。二、用户需求分析2.1用户负荷情况M综合体有三个变电所，均位于地下室。1#变电所6台1600kW变压器，2#变电所4台2000kW变压器，3#变电所4台1600kW变压器，总计24000kW。通过分析M综合体9月份的用电情况，9月份的平均负荷功率为7000-8000kW。1#变电所的负荷功率约为3500-4000kW，2#变电所负荷功率为1700kW左右，3#变电所的负荷功率2000kW左右。2.2储能容量配置根据以上用户的负荷情况分析，用户9月份的负荷功率约为7000-8000kW。从全年来看，9月份的负荷与全年的平均负荷接近。因此，本项目按照7000kW的储能功率来配置。为了使储能能够基本满足高峰期的用电，按照储能电站每天两充两放的策略（晚上低谷期第一次充电，中午高峰期放电5小时，下午平价时段充电，晚上高峰期再放电3小时），因此按照5小时的放电容量配置，因此建议配备35MWh锂离子电池。考虑到锂离子电池的最佳充放电深度为90%DOD，因此，35MWh的锂电池储能电站实际可以放出31500kWh的电量。由于M综合体在三个不同的位置设置了3个变电所，因此，储能电站分成3个子系统，其容量配置见下表。三个储能电站需要占用的大概面积约为280、210、210㎡。变压器容量（kW）储能容量配置占地面积（㎡）1#变电所6*16003000kW*5h=15000kWh280（40m*7m）2#变电所4*20002000kW*5h=10000kWh210（30m*7m）3#变电所4*16002000kW*5h=10000kWh210（30m*7m）2.3储能电池选择本项目选择力信EFP27148130的39Ah的磷酸铁锂电池进行方案设计。三、系统方案介绍3.1电芯基本性能参数序号项目规格1电池种类动力型锂离子电池2电池型号EFP271481303标称容量☆39Ah4标称电压☆3.2V5交流内阻☆≤0.8mΩ6重量1035±20g7最大充电电流3C(连续) 4C(30s)8充电电压3.65V±0.05V9最大放电电流3C (连续)4C(30s)10放电终止电压2.0V11最大工作温度范围：充电0℃～45℃放电-20℃～60℃12最佳工作温度范围：充电15℃～35℃放电15℃～35℃13储藏温度：1个月内-40℃～45℃6个月内-20℃～35℃表1电芯基本性能参数3.2电芯外观尺寸图1 电芯外观尺寸3.3PACK系统参数组成本设计方案采用12个4P1S模组串联成一个电池组，加上一个电池管理单元（BMU）组成一个标准的集装箱储能专用4P12S的电池PACK。序号项目规格产品规格1单体电芯规格LFP/3.2V39Ah2电池组串并连方式4P12S3配组电压差（MV）≤154配组容量差（Ah）0.25配组内阻差（mΩ）1电性能1标称电压/V38.42标称容量/Ah1563额定能量/Wh59904放电截止电压/V33.65充电截止电压/V43.26标准充电流程25±3℃，65±5%RH环境下，电池组以0.3C恒流充电到43.2V，43.2V恒压充电直到电流小于0.05C7标准放电流程25±3℃，65±5%RH环境下，电池组以0.3C恒流放电到33.6V8最大持续充电电流/A1609最大持续放电电流/A16010最大瞬间放电电流/A300(30S)11均衡方式充电被动均衡12电池组循环寿命≥5000次(0.2C-90%DOD)13电池组自放电≤3%/月14电池组存储性能25℃30%~50%SOC储存30天，可恢复容量≥97%25℃30%~50%SOC储存90天，可恢复容量≥95%电池PACK外观描述1电池组尺寸/mm486×140×730(Width×Height×Depth)2电池组重量/kg约71Kg3外观颜色白色4接插件安费诺工作环境1工作温度/℃放电：-20~55充电：0~452存储温度/℃-20~45表2PACK系统参数图2 4P12S电池PACK内部布局图3.4电池系统成簇方案本设计方案采用17个电池模块（箱）串联，集成两个具有散热功能的铁柜内组成一个标准电池簇单元。标准电池簇参数表：项目规格备注电池簇标称电量（KWh)101.8电池簇标称容量（Ah)156电池簇标称电压（V）652.8电池簇工作电压（V)571.2～734.4满足PCS工作电压范围电池簇额定工作电流（A）40电池簇最大工作电流（A)160额定工作温度（℃)25℃工作温度范围（℃)0～45（充电）-20～60（放电）-20～60（放电）电柜尺寸（mm）1100x730x1900（W*D*H）电池簇重量（kg）1350电压检测点204温度监测点51通信CAN2.0B表3标准电池簇参数装装饰板图3电池架3.535MWh电池系统方案35MWh的储能电站分别放置在3个变电所内进行布置，三个变电所的配置参数具体电量和PCS的配置分别是15.27MWh/3MW,10.18MWh/2MW,10.18MWh/2MW,共计35.63MWh。具体参数如下表：地下室3项目规格备注电额定电量（MWh）15.27直流侧电芯EFP271481303.2V,39Ah电池PACK4P12S系统总串并数600P204S系统标称电压(V)652.8电池簇数150系统电压工作范围（V）571.2～734.4系统标称容量(Ah)23400系统额定工作电流（A）4800工作温度范围（℃)0～45（充电）-20～60（放电）通信CAN2.0B地下室2项目规格备注电额定电量（MWh）10.18直流侧电芯EFP271481303.2V,39Ah电池PACK4P12S系统总串并数400P204S系统标称电压(V)652.8电池簇数100系统电压工作范围（V）571.2～734.4系统标称容量(Ah)15600系统额定工作电流（A）3200工作温度范围（℃)0～45（充电）-20～60（放电）通信CAN2.0B地下室3项目规格备注电额定电量（MWh）10.18直流侧电芯EFP271481303.2V,39Ah电池PACK4P12S系统总串并数400P204S系统标称电压(V)652.8电池簇数100系统电压工作范围（V）571.2～734.4系统标称容量(Ah)15600系统额定工作电流（A）3200工作温度范围（℃)0～45（充电）-20～60（放电）通信CAN2.0B表4系统参数15.27MWh/3MW图4 初步布局图3.6电池管理系统（BMS）3.6.1BMS系统架构储能电站的电池管理系统（BMS）组成：电池模组监测装置（BMU）、电池簇管理单元（MBMS）、电池堆管理单元BAMS及显示、监控上位机等组成。电池管理系统架构如下：图4BMS系统框图BMS用于监测、评估及保护电池运行状态的电子设备集合，包括：监测并传递锂离子电池、电池组及电池系统单元的运行状态信息，如电池电压、电流、温度以及保护量等；评估计算电池的荷电状态SOC、寿命健康状态SOH及电池累计处理能量等；保护电池安全等。过高保护、SOC温保护、单体电池低温保护、短路保护、火警保护。PCS控制整个系统的充放电；当电池组的组端电压、单体电压、电流、温度达到切断值时，MBMS会发送跳机命令给PCS。同时MBMS在达到切断值时也会自动切断总路，而PCS一旦检测到总路断开。BMS系统有一整套严谨的监测与保护方案。位于最底层的BMU会实时采集下辖单体电池的单体电压、温度，并会实时自检自身电压采集电路与均衡电路是否正常，将以上的采集信息与自检状态打包通过CAN线上报给上级管理设备MBMS。MBMS收集到CAN线上传来的BMU的数据后，会首先进行汇总，将单体电压、单体温度、总电压、总电流、母线总电压、母线总电流、绝缘阻值等信息分类通过网口上报给更上层的BAMS。然后会进行安全巡检，将这些数据分别与设定的阀值进行对比（阀值可由用户自由设会置位相应的告警保护状态字，并且将该告警保护状态字上报给上层BAMSBAMSBAMS超时仍没有命令下发，MBMS会自行进行跳闸隔离保护。BAMS从网口收集下辖所有MBMS上报上来的电池簇信息，并将所有的单体电压、温度、各簇总电流、各簇总压等信息分类梳理，通过网口上报给EMS和本地触摸屏。如果接收到下级MBMS上报的告警保护状态字，BAMS会进行仲裁判定。3.6.2BMS系统配置装置名称模组数量电池簇备注电池管理系统电池堆管理单元电池簇管理单元电池模组管理单元BMSBAMS（电池堆管理系统）MBMS1BMU14P12S350BMU24P12S…………BMU174P12S…………BMU14P12SBMU24P12S…………BMU174P12SMBMS10………………BMU14P12SBMU24P12S…………BMU174P12S表5电池管理系统配置表3.6.3BMS性能参数序号项目名称技术参数及指标备注1工作电源9~32V2单体电压采集范围0~5V3单体电压采集误差≤±3mV4电流采集范围≤1000A5电流采集误差≤±1%6温度采集误差≤±1℃7电压采集周期≤5ms8电流采集周期≤1ms9温度采集周期≤5ms10均衡电流1.2A11SOC估算值≤5%12保护过充、过放、超温、等保护，且保护定值可整定13与PCS通信方式RS48514与后台监控通信方式Ethernet15事件记录存储≥10000条16历史数据存储≥10天表6电池管理系统参数3.7储能能量管理系统3.7.1储能能量管理系统储能能量管理系统分为两个部分，如下图所示。一个部分是本地EMS系统，负责采集储能系统的所有数据，并进行存储、分析，根据储能控制策略控制储能电站的运行，本地EMS通过以太网将数据上传至储能远程运营管理平台，实现储能电站的远程监控管理。储能能量管理系统架构3.7.2本地能量管理系统EMS第1页储能EMS第1页图3-6EMS系统功能3.7.3实时监测及显示功能EMS系统实时采集储能电站的数据，包括电池信息、PCS信息、电气系统信息以及负荷信息等。 储能电池监测：所有单体电池电压、电流、温度、剩余电量（SOC）、健康状况（SOH）、BMS系统信息等，并可实时计算显示系统当前可放电量、可充电量等。 PCS监测：监控PCS的运行模式、充放电状态、功率、电流、电网运行状态等信息。 电气系统监测：监控并网开关的运行状态，采集充、放电电量。 负荷监测：监测负荷的实时功率3.7.4能量调度管理功能EMS根据采集到的系统状态信息，以及实时电价信息，控制储能电站的充放电，以达到削峰填谷的目的，降低用户的电费。储能电站的调度控制策略包括并网运行模式、孤网运行模式、运行模式切换三种运行模式，下面分别就各种运行模式的控制策略进行简单描述。并网运行模式并网运行模式是储能电站的常规运行模式，PCC（储能电站与公共电网联络点）开关闭合，储能与公共电网处于连接状态，继电保护处于并网保护模式，储能电池根据峰谷电价需要进行储能或放电，各类负荷均处于正常供电状态，储能电站受控于本地EMS。并网运行时，储能电站采用PQ运行模式。EMS系统实时判断储能电站工作状态，根据储能电池容量、系统功率平衡情况、峰谷时间等因素，确定其工作状态。在每天电价处于低谷期时，储能电站进行充电，直到电池充满电；在进入一天的第一段电价高峰期时，储能电站放电；在电价进入平价阶段，再次对电池进行充电，此时根据预测的晚上第二段电价高峰期（18:00-21:00）的用电量，以及电池的剩余电量，对电池进行充电；在进入晚上电价高峰期时，储能系统再次放电，支撑负荷用电。EMS系统实时监测并网点PCC开关状态，如果发现出现变位（由合到分），随时启动非计划并网转孤网运行模式。EMS系统能够接受电网调度指令、操作指令进行相应的操作。离网运行模式这是储能电站的一个非常规运行模式，以PCC开关断开为标志，储能电站与公共电网处于分离状态，继电保护处于孤网运行保护模式，储能电站处于V-F控制模式，支撑系统的母线电压和频率，保持系统功率平衡。离网运行时，EMS系统根据储能的可用容量，以及负荷的功率大小，优先保障重要负荷供电。并根据储能的剩余容量，按照负荷重要性等级，逐步切除负荷。运行模式切换储能电站的模式切换包括孤网转并网、计划并网转孤网、非计划并网转孤网运行三种模式。孤网转并网通过孤转并的切换模式，实现储能电站由孤网运行模式向并网运行模式的切换。模式转换时，系统首先启动同期控制模块，同期控制模块检测并追踪系统侧（公共电网侧）和待并侧（储能母线侧）的电压、频率、相位，并进行自动锁定，然后关合PCC开关。EMS系统在接到PCC合闸位置信号后，将保护装置转为并网保护状态，双向逆变器转入PQ运行模式，EMS系统视情况投入未投入的负荷。系统进入并网运行模式，完成同期并网运行。计划并网转孤网计划并网转孤网一般是按照既定计划，将储能电站从并网转为孤网运行，这种情况一般发生在大电网计划性停电的时候。EMS系统根据运行模式转换的需求，启动转换运行模式，断开PCC开关，将储能逆变器转入V-F运行模式、保护装置转为孤网保护状态，系统转入孤网运行状态。非计划并网转孤网非计划并网转孤网一般是由于公共电网的断电或是外部电网故障，导致PCC保护动作，使得PCC开关断开，系统根据设定的动作逻辑动作，实现非预期的模式切换。当储能电站内部或者电力系统侧发生故障时，PCC开关与电网快速分离。EMS系统在监测到PCC动作的信号后，依据故障前的负荷功率及储能的容量及功率，根据功率的差值采取切部分负荷的方式进行有功功率的平衡；根据无功率的差值及时平衡系统无功功率，快速进行系统的功率平衡。同时将储能系统转入V-F运行模式、保护装置转为孤网保护状态，系统转入孤网运行状态。3.7.5交易管理EMS系统实时采集储能电站的充电电量和放电电量，并根据实时电价，计算储能电站充电的费用，以及用户使用的电费，与用户进行交易、结算。3.7.6环境监控EMS系统实时监测储能电站工作环境，监测信息包括：箱内温度、箱内湿度、烟感等。温度控制：根据储能室内的温度，控制空调的启停，当温度高于制冷启动值时，启动空调制冷；当温度低于制暖启动值时，启动空调制暖，以保证电池工作在最佳温度范围内。 湿度控制：监测储能室内的湿度，控制除湿机开启以进行除湿。烟感监测：烟感传感器探测到烟雾，且温度过高时，系统会通过声光报警和远程平台报警等多种方式通知用户，同时切断电池系统。3.7.7储能运程运营管理平台储能远程运营管理平台，通过与储能电站本地的EMS系统进行通信，EMS系统将储能电站的实时监控数据上传到远程运营管理平台。平台具有在线监测、告警管理、阈值设置、用户与权限管理、日志信息、统计报表、大数据分析、预警管理、运营维护、效益评估、微信公众号等功能，实现远程集中管理，提高储能电站运营管理的智能化水平。3.8储双向变流器3.8.1储能双向变流器（PCS）概述双向变流器（PowerControlSystem—PCS）由DC/AC双向变流器、控制单元等构成。当蓄电池充电，将电网AC380V电源转换为满足蓄电池充电要求的直流电压；当蓄电池放电时，将蓄电池输出的直流电转换为AC380V电源，并入电网；变流器采用PQ工作模式，通过能量管理系统控制有功、无功输出。有功调节：双向变流器可根据储能电站监控系统指令控制其有功功率输出。为实现有功功率调节功能，电池储能电站应能接收并实时跟踪执行储能电站监控系统发送的有功功率控制信号，根据并网侧电压频率、储能电站监控系统控制指令等信号自动调节有功输出，确保其最大输出功率及功率变化率不超过给定值，以便在电网故障和特殊运行方式下保证电力系统稳定性。无功调节：双向变流器可根据交流侧电压水平、储能电站监控系统控制指令等信号实时跟踪调节无功输出，其调节方式、参考电压、电压调整率、功率因数等参数可由储能电站监控系统远程设定。低电压穿越：指双向变流器具有一定的耐受电压异常能力，避免在电网电压异常时无条件脱离，引起电网电源的损失。当电池储能电站交流侧电压在电压轮廓线及以上的区域内，电池储能电站必须保证不间断并网运行；交流侧电压在电压轮廓线及以下的区域内，允许电池储能单元系统脱离电网。孤岛运行：双向变流器除并网运行模式外，还应具有孤岛运行模式，即按照设定的条件脱离主网，在容量范围内为部分负荷提供符合电网电能质量要求的电能。直流侧电能质量要求：变流器向电网馈送的直流电流分量不超过其输出电流额定值的0.5%。对电池充电时应满足电池对电能质量要求。恒流充电时，稳流精度≤1%（在20%~100%输出额定电流时），电流纹波≤1%。三相电压不平衡：变流器接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由变流器引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。保护功能：双向变流器须具有直流过电压保护、过流保护、输入反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护、故障记录功能。在并网运行时宜设置Ⅰ段式电网过压定时限保护和Ⅱ段式电网欠压定时限保护。变流器在孤岛运行时宜设置Ⅱ段式负载欠压定时限保护。通讯：储能变流器主要与监控系统、电池管理系统（BMS）进行信息交换，储能变流器将自身的运行状态上送至监控系统、监控后台并能接收后台下发的命令及定值，同时可接收BMS系统信息，对电池进行保护。3.9隔离变压器变压器其他参数如额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流、雷电耐受电压、温升等均按现行国家标准执行。图5变压器柜电气图3.10监控柜监控柜内主要由工控机、交换机、显示器、UPS以及BMSAC/DC配电接线排。供电由变压器柜提供，当出现故障时由UPS电源为BMS供电。图6监控柜电气图3.11直流汇流柜直流汇流柜主要功能是对电池组充放电的管理以及异常情况下断开接触器，切断充放电电流，保护电池组的运行安全。通过汇流柜把多簇的电池系统并联后连接到PCS的输入侧作为电池侧的直流输入。四、储能电站的安装4.1储能电站的安装鉴于M综合体的实际情况，本项目储能电站建议安装在地下室，因此采用电池柜的方式安装。同时，在储能电站的位置，安装玻璃门，将储能电站与地下室其他空间分隔开形成独立的储能室，保证储能电站的安全性。储能室内配置烟感探测器、温湿度监测、消防灭火器、空调、摄像头等设备，以保证储能电池安全稳定的工作环境，并实现远程监控。4.1.1温控系统装置储能室内设置温控系统，通过实时监测储能电站的温度，控制温控系统对电池进行加热或者通风散热，保证内部温度保持在设定范围内。4.1.2环境监控装置储能室内配置烟雾传感器、温度传感器、水浸传感器、湿度传感器、应急灯等安全设备，监控储能室内的环境安全。烟雾传感器、温度传感器、水浸传感器两个，防止误报，且一旦确认发生烟雾、高温（45℃）、水浸等故障，储能EMS系统会通过声光报警和远程通信的方式通知用户，同时，从电气上切除正在运行的蓄电池成套设备。湿度传感器检测到储能室内的湿度不满足要求时，启动空调除湿使室内湿度满足工作要求；储能室内配置2盏应急照明灯，一旦系统断电，储能室机房内的应急照明灯立即投入使用。4.1.3空调系统室内储能电站内配的是工业空调，空调本身在制冷的过程中必然伴随着除湿，潮湿的空气集装箱内空气量有限，我们均匀分布的室内机在很快的时间内就能将内部的空气湿度降至40%以下，是不会影响电池工作的。室内储能电站工业空调、除湿装置性能参数说明：表5 空调参数配置表型号MC50HDNC1A能力参数制冷量5kW加热量3kW电源制式单相220V/50HZ外型尺寸1350*620*300(mm)安装模式一体式空调，嵌入式安装（门装或嵌在集装箱上），不占用集装箱内部空间通讯模式RS485通讯，提供MODBUS通讯协议主动除湿有（智能控制调节集装箱内湿度）4-20mA输出告警有（国网特有告警输出模式）风道设计无4.1.4消防系统消防系统由探火管、报警盒、气体储瓶组成。系统检测到温度、烟雾同时达到报警值时，自动启动气体瓶，喷淋灭火。图9 消防系统布局图五、总结5.1特点本项目储能电站具有如下特点： 模块化的储能室储能电站设计：电池组采用模块设计，可以方便扩容与后期维护。储能室系统可以代替传统的储能室内环境，降低了对电池放置环境的要求。 高效安全的电芯与电池组。 高能量密度：锂电池能量密度高，占地面积小。 高转换效率：使用了先进的电力电子设备，转换效率高。高效、智能、灵活的储能控制策略：可以使用各种运行模式，具备自动优化的储能调度控制策略，最大化储能电站的收益。 准确的计量计费。 可靠的安全保护设计及功能。基于大数据技术的智能运维。采用本地EMS系统和远程运营管理平台的架构，采用云技术及大数据技术，可以实现远程智能运维，大幅度降低后期运营维护的人工成本。5.1储能电站的价值储能电站可以给用户带来多方面的经济效益，主要体现以下几个方面：削峰填谷给用户带来直接电费收益，或者降低用电成本。将电力于电价低谷时进行存储，电价高峰时放出，节省电费，而且随着中国峰谷电价差越来越大，效益越来越显著。储能电站可以作为备用电源使用。当电网发生停电或者检修时，储能电站可以作为后备电源为用户持续供电。可以减少突然停电给一些特定用户造成的不利影响。用户根据自身的特性在快速电源响应、削峰填谷、备用电源等多种方式与配置间进行选择与应用。提高电能质量。此外，通过储能电站的安装与应用能够滤除来自电网的扰动，可以作为一种特殊的电能质量控制装置来改善重要负荷的供电质量。如在敏感负荷的供电系统中，储能可以用于消除电压暂降等电能质量问题。降低无功补偿费用。储能电站通过其电力电子并网接入装置的控制作用，可以自动补偿本地负载所消耗的无功功率，可以降低用户的无功电费，或者代替无功补偿电容器，省去用户的投资与运维成本。降低或节省增容改造费用。用户电力资产的升级、增容与改造的往往由局部网络阻塞或关键负荷需求增长引起，通过储能电站的应用，可以有效支撑局部和关键负荷的电力需求，平滑峰值功率，从而降低或节省电力增容与改造的相关投资，并提升线路的安全性。优化电力系统设计容量，降低投资。在用户规划电力系统时，设计合适的功率和容量的储能系