2023新能源公司储能调频项目可行性研究报告

新能源公司储能调频项目可行性研究报告二Ｏ二三年二月深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGE\*ROMANIIIPAGE\*ROMANIII中能建山西省电力勘测设计院有限公司目录一、目述 4程况 4要计则 4究围 5二、目设景 7家策景 7力助务展划 7东网电力货场和源构优调资源迫需求 8三、目设必性 10家策支持 10促储技与业发展 10促储参辅服务 10两细则 11网频求 12东调辅服市场妈电实情况 13广调市现分析 13妈电调市现状 16广储调项发展状 19目运能增电厂助务益并高机安运可性 21利妈电基储能统开相创技术究 22四、目术案证 22化术案论证 22储技方对论证 24高接方案 24升接方案 284.2.1接方确定 29储电选论证 30储系容及放率论证 33电能置入对性提分析 34广省频助务交规则 34储系调测参数 38五、程术案置 39电能统工原理 39储系主设备 41总设方案 41储电箱 42六、程计案 48能统选及置 48储系组成 48总面置 49电一部分 50准规范 50能统接入 50路流算设校验 1能统行电质量响析 1备材选择 3明检系统 4电保及地 4缆设防封堵 4电二部分 5次、电护自动置 5能统与、DCS、PMU接方案 8灾警统 9频控统 10制缆选择 10能统机继保护影响 10土结部分 13安工主内容 13土工主内容 13境护分 14七、防劳安全 14消设计 14参规规范 14储系内的防设计 15储系外消设计 15劳安全 16设依据 16劳安和业生措施 17安卫的资算 18安卫效评述 18八、资算 1制则 1工总资 28.3附表 2济价经效分析 2财务利力析 1盈亏衡析 1结论 1九、感与险析 1感分析 1险析 1政风险 1市风险 1十、论 2深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGE10PAGE10中能建山西省电力勘测设计院有限公司一、项目概述工程概况1#、2#、3#、4##5，#6（4*320+2*300MW）#66#机电除尘和引风机房北侧空地建两套12M/12MW（6Wh分别为#3/#4机组以及#5/#6机组主接线采用双母线接线，高厂变按机组单台配置，容量分别为40/25-15MW（#3\4号机组），40/25-25MW（#5、6号机组），采用分裂绕组。k0.37左右，调AGC0.9频性能指标可达1.5左右。（试运行0.3#4#5#6极有可能无法入围广东调频辅助服务市场，在调频辅助服务市场竞争环境中处于更加不利于地位。综上，结合妈湾电厂的实际情况，迫切需要在#3、#4、#5、#6耗。主要设计原则二次线系统等，提高储能系统的自动化水平和安全可靠性。经对现场勘察，并与业主单位交换意见，确定本工程主要设计原则如下：方案不影响电厂火电机组的安全稳定运行，系统接入点为发电机组厂统配备有合适的保护，即使储能系统出现故障，厂用开关能及时切除该配套系统不会影响到整个机组的运行安全。同时该系统每个电池集装箱内均配置独立的自动火灾报警和气体灭火装置，保证系统的运行安全。不影响原系统的继电保护和厂级工控安全与厂内系统相连的信号线均DCS产生信息交换。接线方式。方案设计有利于厂用电系统运行维护管理充分考虑并尽可能减少对电厂正常生产运行影响；在考虑安全可靠基础上，尽可能利用现有配电设施及场的一次电缆在条件许可的情况下尽可能考虑利旧。ACE果；储能系统应保证系统整体可靠性及使用寿命；97%，90%；严格控制储能系统安全性，做好防火防爆等安全措施。厂变的情况发生。研究范围本可行性研究工作的重点是通过调查与分析，着重分析研究了项目建设的必定本项目的技术方案。场交易规则（征求意见稿）及妈湾电厂调频现状、预计收益等方面进行论述。究。资估算与经济效益分析以及财务评价。PCS二、项目建设背景国家政策背景国家宏观能源战略已多次强调储能产业是国家产业发展的重点方向2012调了新能源并网及储能系统的核心技术研发及示范项目建设，是现阶段我国新能源发展的重要任务。（20159号（2016〕39（市场（试行理实施细则（2017）作为独立主体参与辅助服务市场交易。目前国内部分电网区域已发布了储能参与电力辅助服务的政策，为反映调频服务供应商在提供调频服务性能上的差异，激励技术创新与电储能装置等参与调励调频服务供应商提升调频服务质量，并提高调频资源使用效率。本项目在不影响电厂系统安全运行的前提下，结合相关政策和电储能的技术优势，提高火电机组调频能力，满足电网快速响应调度的需求。电力辅助服务发展规划国家能源局在《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管[2017]67场)工作，分三个阶段实施。第一阶段(2017～2018年～2019(2019～2020力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。广东电网电力现货市场和能源结构随着广东电网电力现货市场的开放，电网调度现有的调控手段对各发电机组AGCAGCAGCAGCAGC损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排。 三、项目建设的必要性国家政策的支持2017922（源[2017]1701号）,意见中提出，未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准;探索一批可推广的商业模式;培育的关键作用初步显现。能技术装备引领国际发展;形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权;基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展;形成一批有国际竞争力的市场展现。（市场）（国能监管[2016]164号5业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施;在发电侧建设的电储能设施，式电源就近向电力用户出售;用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。根据南方能源监管局在《关于组织开展广东调频辅助服务市场模拟运行的通（南方监能市场[2017]374号发挥市场在资源配置中的决定性作用，有序稳妥推进广东调频辅助服务市场建设工作，进一步调动发电企业提供辅助服（征求意见稿（出：允许第三方辅助服务提供者与发电单元联合作为调频服务提供者，第三方辅件成熟后，允许由省级及以上电力调度机构调管的第三方辅助服务提供者，独立作为调频服务提供者性能励发电企业提供更优质的调频辅助服务。两个细则2018119）》的通知，《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则为优化电力资源配置，保障电网安全稳定运行，发挥了积极作用，成效显著。侧的主体地位，辅助服务补偿标准的提升也为各应用领域储能技术提升应用价值提供了保障。源变革和能源互联网发展中的重要作用。国家能源局及其地方监管机构发布了多个电力辅助服务市场化政策和促进电储能参与电力辅助服务政策，在提高火电机开、新能源快速增长、电力市场逐步完善的情况下，辅助服务将成为未来300MW-600MW火电机组的必经出路。AGC电网调频需求（以广东起步1350080kW/min。AGC166别是燃煤机组并非优质调频电源，造成了优质调频电源稀缺的现状。50%10%AGCAGC“十四五”前瞻目标，挑战将更为严峻。在广东电网中部署相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决电网调频AGCAGCAGC发电计划影响将减弱，需要大量优势的调频资源参与偏差量的调节，稳定电网。广东省调频辅助服务市场及妈湾电厂实际情况广东调频市场现状分析2可对广东调频辅助服务市场运行情况进行合理的对比及分析。广东区域全省2019年全年调频需求、交易信息统计见下表：深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGE14PAGE14中能建山西省电力勘测设计院有限公司表3.3-1广东区域全省2019年交易信息统计表日间平均调频需求(MW)平均申报机组数平均中标机组数平均机组中标里程（MW）平均中标价格(元/MW)平均日调频总里程(MW)月调频总里程(MW)平均日调频总收益(元)月调频总收益(元)2019年1月6041171539.614.9634451966781.71328352.941178940.32019年2月446117123614.1634051775351.51321456.137000770.72019年3月6721191739.214.7798432475148.11573036.248764122.72019年4月7151191938.415.1757952273846.81512857.345385719.22019年5月7681181939.915.6834072585612.61692457.552466181.62019年6月8441162238.413.11020333060977.61818719.954561595.82019年7月9421152438.713.31126463492017.62078043.364419341.72019年8月9231172339.413.21315384077687.52486438.377079586.52019年9月873119224015.71642554927650.13782219.31134665792019年10月7741201843.115.91430714435215.43251136.5100785232.82019年11月7071211838.512.51635154905463.13231526.496945793.22019年12月7041211839.814.314870646098883350002.7103850083.2日间平均调频需求(MW)平均申报机组数平均中标机组数平均机组中标里程（MW）平均中标价格(元/MW)平均日调频总里程(MW)月调频总里程(MW)平均日调频总收益(元)月调频总收益(元)2020年1月3911181233.812.29207096936.12249025.42566086.22020年2月7651172136.620.316786582177.35647625.33813526.22020年3月6881162035.216.912899876008.53392984.32131102.9平均7211181938.414.81147062722717.52581058.856294310.8总和//////40840761.89/844414661.916中能建山西省电力勘测设计院有限公司16中能建山西省电力勘测设计院有限公司深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目 可行研究报告2019年-20203748MW，110972MW，198.3669661912119“调频市场汇总表”451066%34%4598（根据最新数据其中大部分为配套储能电站的机组及燃气机组459.8万元/23683568万元/AGC考核、补偿分摊费用后，总调频结算费用多为负值，仍处于亏损状态。根据最新“总表”统计，20201月-39491万元，大2019202012亿元。妈湾电厂调频市场现状根据广东“调频市场数据结算”了解，自2018年9月《南方区域调频辅助服务（试行)20203所示：深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGE17PAGE17中能建山西省电力勘测设计院有限公司表3.3-2 2018年9月—2020年3妈电调算统计时间调频结算费用(万元)AGC考核费用(万元)考核分摊(万元)调频里程收益(万元)AGC容量补偿(万元)补偿分摊(万元)上网电量(MWh)2018年9月-76.82250.94584.12595.81098.789594.6029505919.922018年10月-20.517301.01210021.529489095.162018年11月-89.030110.2895.52291.051910.286795.6026540165.122018年12月-79.426610.09175.73320.562816.45592.0859579355.922019年1月-55.36251.792210.945.461812.24882.2201473844.82019年2月-65.89071.94889.236407.754180.9324330506.882019年3月-103.5560.99238.2570.063911.536122.4206620648.162019年4月-89.38581.89578.001709.4238104.9156582585.522019年5月-106.79051.25768.629505.7602119.9226579333.922019年6月-125.63525.643310.399806.8109137.2026712429.52时间调频结算费用(万元)AGC考核费用(万元)考核分摊(万元)调频里程收益(万元)AGC容量补偿(万元)补偿分摊(万元)上网电量(MWh)2019年7月-168.90181.55769.866309.1793186.3898861476.882019年8月-195.22362.00377.43707.464208.1209904258.962019年9月-283.75613.370110.230807.3702297.967859351.682019年10月-218.55842.52688.921104.4187229.3714689676.242019年11月-167.14463.88426.0106.0008175.2712549288.082019年12月-220.47121.808410.019203.6102232.2922736728.962020年1月-183.86771.61226.660202.5533191.469474491.62020年2月-157.56141.2951.403602.1465159.8165254848.882020年3月-179.12092.31355.627504.9993187.4342516604平均/月-136.15912.9077.2650.68167.20148.40571611.06总和-2587.022955.228138.034212.9513136.812819.5710860610.2深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGEPAGE26根据上述结算数据分析，20189—2020319AGC调频里136816AGC2.97.2万元/148.4万元/136万元，调频结算始终处于亏损状态。AGCK0.52（0.37）频性能指标日平均值约可达到2.2以上，性能较好的燃气机组综合调频性能指标1.6后报价将处于劣势，机组中标几率低，不满足长期参与调频市场的要求。表3.3-3广东各电厂储能项目表序号电厂名称地市电厂规模储能规模参与企业目前状态1.粤电云河电厂（云浮C厂）云浮2×30万煤机9MW/4.5MWh科陆电子、万汇通、万里扬2019年1月投运2.华润海丰小漠电厂（小漠厂）汕尾2×100万煤机30MW/15MWh科陆电子2019年8月投运3.湖南鲤鱼江（鲤鱼江电厂）郴州2×33万煤机12MW/6MWh科陆电子、科华恒盛2019年10月投运4.华润电力湖南（桥口电厂）郴州2×65万煤机18MW/9MWh睿能世纪2019年12月投运5.佛山五沙热电（德胜电厂）佛山2×32万煤机9MW/4.5MWh智光电气2019年12月投运6.河源电厂（源和厂）河源2×60万煤机18MW/9MWh科陆电子2020年3月投运7.广州恒运D厂（恒运D厂）广州2×33万煤机12MW/6MWh科陆电子2020年3月投运8.广州华润热电（润州B厂）广州2×33万煤机9MW/4.5MWh海博思创、大族能源、智中能研、鸿泰融新广东2020年3月投运9.珠海横琴热（望洋厂珠海2×39万煤机储能+黑启动20MW/20MWh广东电网能源技术、华泰慧在建10.汕尾电厂3、4号机组（红海湾厂）汕尾2×100万煤机20MW德升新能源在建11.佛山恒益电（恒益厂佛山2×60万煤机广特电气、阳光三星投运12.恒运热电（恒运厂）广州2×21+2×33万煤机15MW/7.5MWh万汇通投运13.茂名臻能热（茂名厂茂名1×22万+1×33万+1×60万煤机智光储能投运14.靖海电厂（靖海厂）揭阳2×60万煤机18MW/9MWh德升新能源在建15.平海电厂（平海厂）惠州2×100万煤机30MW/15MWh智中能源在建16.粤江公司韶关电厂（韶关厂）韶关2×33万煤机9MW/4.5MWh智中能源在建17.国电肇庆热（白沙厂肇庆2×35万煤机10MW/5MWh万克新能源调试18.中电荔新（中新厂）广州2×33万煤机9MW/4.5MWh广东电科能源技术公司中标19.湛江中粤能（调顺厂湛江2×63万煤机21MW/10.5MWh大族能源中标20.湛江电厂（湛江厂）湛江2×33万煤机大族能源中标21.珠江电厂（珠江厂）广州4×32万煤机10MW/5MWh智光电气/智光储能中标22.华电韶关热电韶关2×35万煤机10MW/10MWh国电南自新能源中标南雄23.韶关粤江发电广州2×33万煤机9MW/4.5MWh智中在建24.华电坪石电厂2×33万煤机9MW/9MWh广东电科院在建25.南海京能发电一厂（新田B厂）佛山2×33万煤机10MW/5MWh在建26.京能钰海天然气热电联产珠海2×46.5万燃气14MW/7MWh投标27.大埔发电厂（汇东厂）梅州2×60万煤机18MW/9MWh投标28.中山嘉明广州待定规划29.华厦阳西电厂广州2×100万煤机40MW/20MWh规划30.粤电靖海发电广州2×100万煤机30MW/15MWh规划根据以上广东各电厂储能项目表，目前约11家电厂储能调频系统已经投入运30储能调频系统。根据广东2019年~2020年3月辅助服务调频市场情况，100多台机组申报，中标率15%，未来中标机组几乎将全部在储能系统联合调频机组中产生，可见妈湾储能调频系统投入越早，越有机会参与调频市场。项目投运后能够增加电厂辅助服务收益，并提高机组安全运行可靠性量的占比来分摊区域电网补偿总费用；而妈湾电厂依靠机组自身调节能力不能满AGC接影响。市场中可能还会享有优先发电上网的权利，具有显著的经济效益。显著改善电网对可再生能源的接纳能力，进一步辅助广东电网公司构建坚强型电明显，具有显著的社会效益。有利于妈湾电厂基于储能系统，开展相关创新技术研究1CEMS研究等。四、项目技术方案论证AGC优化技术方案对比论证AGCACE几种主流的机组性能优化技术，现分析如下。协调控制优化技术AGC稳定机前压力，达到锅炉蓄热利用的最大化。优点：基本不需要改变机组原有设备的配置，工作量小，改造费用较低。没有解决在ACE情况下机组频繁调整的问题，参数波动及设备磨损有可能更加剧烈。凝结水节流技术水流量以达到减少或增加机组抽汽量，进而调节汽轮机组负荷的目的。备，如凝泵为变频泵则只需在逻辑上优化即可。10%方式下负荷指令仍然在频繁折返，参数波动和设备的磨损不可避免。储能系统联合机组调频技术利用大容量锂电池系统辅助机组进行调频服务。通过储能系统来承担绝大部度高，可以弥补机组此类性能的不足，极大的提升机组的调节性能。22折返调节，减少设备磨损，稳定机组运行参数，进而达到节煤的效果。缺点：投资较大，增设储能电池系统对高压厂用电段余量要求较高。表4.1-1是常规机组性能提升改造方案对比表表4.1-1 常机性能升造案比表改造式 投资度 系统

性能提升额度（kpi)

燃料节约效果

设备磨损减少协调优化

1、部分优化(80~200万元)；2、全面优化（600~800万元）；

1、无2、嵌入式优化系统

20%

无，有可能增加

无明显改善综上，结合目前电厂的实际运行情况，当前综合调频性能指标K值约为0.52凝结节流 200元

凝结水节流设备或凝泵变频器

10%

略微，不到0.3%

无明显改善储能系统辅助机组调频技术

12MW系约3000元储能池统150%~300%

当频率小幅度上下波动时，可以明显减少（K优化的基础上增加储能辅助调频系统，保障电厂的综合调频性能指标达到相对理想的状态，从而保障投资收益。方案不影响电厂火电机组的安全稳定运行系统接入点为发电机组厂用电灾报警和气体灭火装置，保证系统的运行安全。不影响原系统的继电保护和厂级工控安全与厂内系统相连的信号线均使DCS线方式。方案设计有利于厂用电系统运行维护管理充分考虑并尽可能减少对电厂次电缆在条件许可的情况下尽可能考虑利旧。储能技术方案对比论证高压接入方案储能系统主接线本方案采用PCS直升6kV，直接接入电厂的6kV段。该方案节省了以往方案的低压380VPCS升压系统，节省了干式变压器。针对该项目的容量配置，考虑经济与安全因素，采用级联高压储能技术与低压集中式PCS结合方案，以#5、6号机组为例，安装2套6kV5MW/5MWh的级联高压储能系统及2套1MW/1MWh的低压集中式储能系统，以1套级联高压储能系统+1套低压储能系统并联，接入高厂变的6KV侧。在2个高厂变的6KV侧每段母线分别新增1台6KV开关柜，作为储能系统的6KV高压接入开关柜。图4.2-1储能系统一次系统图级联型高压储能系统采取级联H桥的拓扑结构，一次电路采用星形连接，每相由18个链节串联组成；每个链节由1个功率单元和1个电池柜组成，每个电池柜的额定直流电压为768V，容量为92.16kWh，每个电池柜由1076.8V/9.216kWh电池PACK串联组成。级联H桥拓扑结构如图所示。图4.2-2级联H桥拓扑结构图PCS功率单元主要由IGBT功率变换电路构成，同时还包括由功率器件驱动、保护、信号采集、光纤通讯等功能组成的控制电路。每个PCS功率单元在结构及电气性能上完全一致，可以互换。通过控制IGBT的工作状态，输出PWM电压波形。储能系统的输出电压由多个功率单元输出电压移相叠加而成。全系统无需滤波即可输出接近正弦波的电压波形，电能质量满足相关国家标准要求。4.2.1.2储能系统配置整个项目由2高压储能系统+2套低压储能系统组成，2套5MW/5MWh级联型储能系统单元由6个40尺（12192*2438*2896mm）的单相集装箱、1个40尺的中压集装箱构成；2套低压储能系统由1个40尺（12192*2438*2896mm）电池集装箱、1个30尺变压升压集装箱组成。项目占地面积约为1155m2。表4.2-1储能系统的配置序号名称规格型号/材质数量备注一级联高压储能系统ZG-HVBESS/LFP-5000/5000-6-O-AC/M2套2套系统含1.1~1.51.1电池系统5MWh2套含电池PACK、电池柜、电池管理系统等1.2变流系统ZG-PCS/LFP-5000/06-ACM2套1.3单相集装箱40尺高柜，定制6台1.4中压集装箱40尺高柜，定制1台1.5总控集装箱40尺高柜，定制1台含消防、温控、低压配二低压集中储能系统ZG-LVBESS/LFP-1000/10002套2套系统含2.1~2.52.1电池系统1MWh2套含电池PACK、电池柜、电池管理系统等2.2逆变器系统ZG-PCS/LFP-630/0.4-ACC4套2.3干式变压器SCB11-1250kVA/6kV2套低压储能系统升压变2.4电池集装箱40尺高柜，定制1台含消防、温控、低压配电、照明等。2.5变流升压集装箱30尺，定制1台三EMS系统GH-PVSS20001套四6kV开关1250A,31.5kA8台4.2.1.3高压储能系统优点、模式灵活，可运行在给定有功无功电流模式、并网恒功率控制模式、并网恒流充电模式、离网恒压恒频控制模式等。、性能优异，具有优异高效的性能：低于3%的谐波含量，低于1%输出电压失真率，全局响应时间不超过10ms。、每簇电池配置一台功率单元，各电池簇直流母线互相独立，避免电池簇并联。、PCS具备两级主动均衡功能，增强系统电池参数离散适应性，电池全生命周期可保持高容量利用率。、大幅降低单个电池包电量（同一直流母线下的电池单体数量仅为低压方案的1/3），大幅提升电池系统安全系数。升压接入方案储能系统主接线该方案通过蓄电池组、PCS双向逆变器、升压变及高压环网箱组成。蓄电池组同过串并联组成蓄电池系统，通过直流输出至PCS的直流侧，双向逆变器PCS再通过逆变为交流380V电源，再通过0.38/6kV升压变升至6kV系统。该方案的关键是电池组容量与PCS容量匹配配置。储能系统配置

图4.2-3储能系统一次系统图选用本方案配置，考虑占地面积，PCS容量选用1.5MW配置方案。储能系统由8个集装箱，分别为4个45尺电池集装箱（3MW）、2个40尺中压变流箱（6MW）、1个40尺高压环网箱和1个40尺集控箱。表4.2-2储能系统的配置序号名称数量说明1电池集装箱83MWhDC2中压变流箱441.5MW1SCB11-6000/6.31明、消防等3环网箱2含储能进线柜、储能出线柜、PT柜和直流屏。4集控集装箱2AGC交流配电系统等5电厂内改造1开关、电缆、DCS及RTU等储能系统优点技术相对成熟；PCS各系统之间采用模块化设计，相对独立，便于检修及维护。4.2.1接入方案确定

表4.2-2方案对比表方案一方案二经济性系统相对简单，节省了变压器，但采用了高压系统传统低压升压方案可靠性采用大量PCS级连方案，均衡性好相对独立，便于检修及维护安全性直接升压方案电池及PCS采用低压系统工程案例较少较多最小占地面积约650平米约600平米工程造价方面，综合比较方案一造价略低，但同时受制于大量PCS成本下降受限。安全性：方案一采用高压级联，对电池、BMS案二采用升压方案，方案二PCS线并联电池数少，电池系统安全性更高。可靠性：方案一采用大量PCS级连方案，若多个PCS方案一，但目前场地两种方案基本可以满足。综上，从技术上看两种方案均可行，电厂实际场地满足两种方案需求，价格也基本相同，安全性及可靠性各有优劣，但方案二运行案例及设备厂较多，便于后期运行维护，建议暂按方案二执行。实施阶段根据综合实际报价及电厂实际需求最终确定。储能电池选型论证储能电池种类多，性能特点各不同。当前主流电化学储能技术有先进铅酸电（铅炭电池2000530%-40%术和产业链也将进一步成熟。应用。相比其他锂电池来说，磷酸铁锂电池至少具有以下五大优点：更高的安全性（200300纵坐标可看出磷酸铁锂材料释放的能量低，所以磷酸铁锂材料更加安全。图4.4-1 同料分温度释的量更长的使用寿命磷酸铁锂电极材料是目前最安全的锂离子电池正极材料，其循环寿命达到2000次以上。不含任何重金属和稀有金属（原材料成本低）供料问题。支持快速充电磷酸铁锂产业成熟度更高，支持快速的充放电。工作温度范围广储能技术具有较大的安全性优势。表4.4-1 磷铁电其他料电性比较其他材料锂电池项目磷酸铁锂LFP镍钴锰酸锂NCM镍钴铝酸锂NCA电压平台（V）3.43.6-3.93.6比容量（mAh/g）130-150150-220170-200振实密度（g/cm3）1.0-1.42.0-2.32.0-2.4能量密度（Wh/kg）90-120160-200180-240循环寿命（次）＞2000800-2000500-1000工作温度-20-75-30-65-30-65成本低较高较高优点电化学性能稳定、循环性高能量密度、低温性命能好能好缺点低温性能较差、放电使用部分金属钴，高温性能差、安全性电压低价格高差、技术门槛高应用领域动力电池、储能电池小电池、动力电池小电池、动力电池容采用纳米级活性炭作为基材，将锂离子电池和超级电容器的制造工艺做了无缝（≥10000（（≥1000Wh/kg）案列及相关实验数据及认证。应用案例及电厂实际需求最终确定。储能系统容量及充放倍率论证AGC3%倍的机组全容量300MW×3%=9MW；85%4%300MW×4%=12MW并参考广东省火电机组辅助调频系统的配置，本工程容量确定配置储能系统功率12MW。30301（2C1C）。近几年随着电池造价的降低，储能调频领域中电池费用在储能系统的占20172/320201/21C2C1C2C2（电池寿命一般按同比满容量放电次数质保）12MW/12MWh(1C)1C1C2C21C12MW/12MWh。表4.4-1本工程电池系统2C/1C方案比较设备造价设备占地面积寿命对K值的影响2C储能系统约1900万约8个40尺集装箱约2年较高1C储能系统约2200万44540集装箱约4年大多数情况下达不到深充深K2C相同1C配置为#3及#4（二期）配套12MW/12MWh辅助调频系统，#5及#6（三期）配套12MW/12MWh24MW/24MWhK0.52（K保障电厂的综合调频性能指标达到相对理想的状态，从而保障投资收益。性能提升分析广东省调频辅助服务交易规则（试行（2018912020年7月9日，广东电网电力调度控制中心发布了“关于征求《南方区域调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》意见的函”，202111试运行。关于广东区域发电单元参与调频市场现行及试运行政策下的交易方式、结算规则等对比见下表：深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGEPAGE35表4.5-1现行和试运行的交易规则主要参数对比项目现行试运行备注准入门槛综合调频性能指标≥0.5综合调频性能指标≥0.3最近8个中标时段计算综合调频性能指标参与模式厂级AGC模式单机AGC模式厂级AGC模式单机AGC模式多机参与/单机参与标准调频容量要求min（发电单元标准调节速率×5分钟，发电单元容量×7.5%）min（发电单元标准调节速率×5分钟，发电单元容量×7.5%）中标调频容量要求min（20%/电单元数）Min[max（发电单元标准调频容量，QU),max（控制区调频容量需求值的20%/全厂中标发电单元数，Qr）调频里程申报价格6元/兆瓦~15元/兆瓦5.5元/兆瓦~15元/兆瓦广东电能量现货市场正式运行前价格归一化综合调频性能指标Pi kikPi kikkmax为其所属的调频资源区内所有发电单元的综合调频性能指标中最大值排序、出清调频里程报价/P调频里程报价/P从低到高依次出清，直至中标调频容量项目现行试运行备注价格总和满足控制区及资源分布区调频容量需求值，最后中标排序价格为统一出清价格调频里程补偿结算n(iii)i1nR月度调频里程补偿(DiQim1K)Ki）i1nR月度调频里程补偿(DiQiK)K）i1DiiQiiKiimm0经多次沟通调研，最终结算方式暂按不开根号执行。调节速率k1发电单元实测速率/调频资源分布区内平均标准调节速率发电单元实测速率/调频资源分布区内平均标准调节速率现行政策下k1最大值暂不超过5，试运行政策下最大值不超过3响应时间k21-（发电单元响应延迟时间/5min）1-（发电单元响应延迟时间/5min）k2最大值不超过1调节精度k31-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差）1-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差）k3最大值不超过1项目现行试运行备注综合调频性能指标kk=0.25×(2×k1+k2+k3)k=λI×kI＋λII×kII＋λIII×kIII现行政策下k最大值不超过3，试运行政策下最大值不超过2深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGEPAGE38从政策的变化可知，规则的修订主要是防止调频辅助服务市场出现个别K较高机组长期暴利收益，新政策从调频里程和价格方面都做了处理措施和限制。主要的变化有:k3降低为2。市场申报价格上、下限，保留了随时降价的可能。K值为230%调频容量补偿额降低，中标机组将不再获得调频容量补偿。综上，以上规则的修订说明，收益测算环节在价格和里程因素上需保守考虑。储能系统调频测算参数3.3政策的交易规则进行测算。K值KKK1.3测算。表4.4-3调合K值预测 位元/MWK第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1.31.31.31.31.31.31.31.31.31.31.3Q值12AGC（储能联合调频项目投运数量增加或机组自身优化KKK1元/MW/度降低，本次评估暂以此预估。表4.4-2清格Q预测 单元/MW第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年出清价格12.011.010.09.08.07.06.05.05.05.0D值3.31C3500MW3500MW运行天数#3456投入。201966259.77h2607072.26h294#3456300天考虑。五、工程技术方案配置电储能系统的工作原理本项目采用采用电池储能系统、储能双向变流器来实现锂电池和厂用电源之间的直流系统和交流系统的能量双向流动，工作原理如图5.1-1所示。图5.1-1储能联合AGC调频系统结构拓扑图储能系统是一个由多个直流电池组集成的大容量电源系统，机组调频降低负50Hz0到最大出力的响应时间仅为数百毫秒，从而可以实现火力燃煤电厂的快速调节。投入运行模式下电储能系统投运后，调度数据网下达的调频指令发RTU，RTUAGC动作控制机组出力朝目标值调RTUAGC/ACE调频指令发送至储能控制器。储能系统控制单元根据指令目标负荷与调频机组实时负荷之间的差值自动控制电储能系统出力大小，并将动实时控制调频目标值与机组出力差值，直到燃煤机组出力满足调频指令要求目和储能系统各自对应出力，快速准确完成调节任务。AGC的响应控制流程。储能系统主要设备5.2-1所示。表5.2-1 电储单模块能明序号名称说明1电池储能单元电能量存储部分，高倍率磷酸铁锂电池，总容量12MWh2功率变换装置电池充放电控制设备，由PCS和升压变组成，12MW/6kV3高压环网装置系统保护、汇流装置，将12MW功率变换装置统一汇流通过一路电缆连接至6kV厂用电备用开关4通信与控制单元与电厂RTU、DCS和储能对接的装置，采集分析调度信号及控制储能系统充放电总体设计方案12MW/12MWh44524016kV环网箱和1个40尺（非标）集控箱。表5.2-2 储系主备序号名称数量说明1电池集装箱43MWhDC2中压变流箱241.5MW1SCB11-6000/6.3双绕组变压器、1台控制柜、温控系统、照明、消防等3环网箱1含储能进线柜、储能出线柜、PT柜和直流屏。4集控集装箱1AGC交流配电系统等储能电池箱12192DC柜空调 Rack1 Rack2 Rack3 Rack4 Rack5空调DC柜空调Rack6Rack7 Rack8 Rack9 Rack10空调243845（13716mm*2600mm*3100mm，长*宽*高集装箱进12192DC柜空调 Rack1 Rack2 Rack3 Rack4 Rack5空调DC柜空调Rack6Rack7 Rack8 Rack9 Rack10空调2438图5.2-1 储电箱图际领先，国内先进水平。◆超长循环寿命◆良好的高温性能◆可以快速充电◆出色高倍率放电性能◆高安全性◆环境友好◆安装灵活方便，整体美观电池簇1P33S1向下收集电池模组信息，向上层电池堆管理系统（BAMS）提供信息，电池簇管理单元采集本簇电池电压电流温度等信息对电池簇进行保护以及控制。中控柜中控柜配电系统通过从外部接入AC400VBMS柜，在发生消防事故或者其他紧急事故下可以完成自动或者手动控制下的急停。其中中控柜有以下功能：、集装箱内工业空调、照明、消防、应急灯、柜内外插座等配电；状态信息，并上传至后台；键支路微断分合闸状态可以采集并上传至后台；BAMSBMS系统信息的查看与控制。汇流柜（以下简称汇流柜双向变流器电流以及绝缘情况等进行监测，并且借助于其中的开关电源满足系统内关键器件BCM通过以太网通讯将数据或状态信息上传到BAM（电池堆管理单元并接收电池堆或者监控后台的命令控制直流汇流总开关的分合。储能系统中每个电池阵列都须配置一个汇流柜。汇流柜有以下功能：1)、汇流柜内主断路器（汇流总断路器）在电气参数上能满足各电池簇汇流功能，并配有辅助触点作为其状态监测以及分励脱扣器；24V24V直流电源的电气元器件；DMUSPD（外部提供）。电池管理系统方案、BMS系统整体构架本次BMS系统是根据大规模储能电池阵列的特点设计的电池管理系统，本系统使用锂电池为储能单元的储能电池阵列，用于监测、评估及保护电池运行状态的SOCSOH及电池累计处理能量等；保护电池安全等。每个储能电池组配置BMS，BMS包括三层架构分别监测电芯、电池簇和电池堆的相关运行参数。一级BMS衡，手动均衡和指定均衡目标电压等均衡模组。二级BMSBMS向三级BMS二级BMS障保护；电池簇配置短路保护。三级BMSBMS池系统电池SOCSOHPCS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在本地对电池系统的各项事件及历史关BMS功能。5.2-2BMS、BMS通信方案PCS统间传输的一般运行状态信息量：表5.2-4运行状态信息表序号数据类型上传/下传1电池系统内全部单体电池电压上传2储能电池组串端电压上传3直流侧电流上传4电池系统最大温度差上传5各储能单元SOC上传6各储能单元SOH上传7监控设备房间的环境温度上传8运行报警上传9事件记录上传10保护动作信息上传、BMS功能SOCSOH值。电池管理系统可采集与上送各种关系蓄电池安全、可靠、使用寿命满足要求等故障及告警信号、系统工作状态信号等。主要包括：过压告警、欠压告警、过流告警、过温告警、漏电告警、必要的开关状态、通信异常、电池异常报警、电池管理系统异常报警等。接点和报文形式给出报警到储能站监控系统。护。地和远程修改功能。1000010SOC、电池单体电压温度、运行参数的修改、电池管理单元告警、保护动作、充电和放电开始/结束时间等均应有记录，连续记录时间不应少于10天。事件记录具有掉电保持功能。每个报警记录包含所定义的限值、报警参数，并列明报警时间、日期以及报警值时段内的峰值。能。行参数的操作均需要权限确认。PCS护的要求，BMS做主。电池管理系统具备对时功能，满足时分秒的监控系统对时功能。BMSPCS间出现通信异常时，BMSBMS常运行。98%。蓄电池管理系统故障时，须保证蓄电池的安全。GB/T17626.2-2006《电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验》规定严酷等级为三级静电放电抗扰度、GB/T17626.4-199817626.5-1999量技术浪涌(冲击)抗扰度试验》规定严酷等级为三级浪涌(冲击)抗扰度抗扰度、GB/T17626.8-2006级为四级工频磁场抗扰度、GB/T17626.12-1998《电磁兼容试验和测量技术振荡波抗扰度试验》规定严酷等级为三级振荡波抗扰度试验的要求。通讯能力：电池管理系统具有高性能、高可靠性、实时性的通讯能力性。BMS能通过RS485和硬接点两种方式与PCS进行联系，保证在电池组出现严重故障时及时停运，BMS做主，下发数据如：电池组电流，电压，允许功率等其它必需的数据。IEC61850ModbusTCP台进行通讯。三层告警：预告警、告警、保护。PCSPCS成，BMSPCS预充电。预警、告警、保护信息分类显示。、BMS保护电池系统具备完善的保护功能，对于可能出现的过充、过放、过温、过流（短路）、绝缘、通讯及供电中断故障能够及时保护，确保在任何条件下电池不会出现过充、过放、电池鼓包、漏液、冒烟、起火等安全事故。六、工程设计方案储能系统的选址及布置（#3#412MW/12MWh（#5#612MW/12MWh24MW/24MWh，8（其中高压环网箱为方便设备安装维护，进行了箱体加宽处理），445240140140根据接入电网技术规范要求，储能系统要求设置高低穿功能。总平面布置87508580边缘，相对对立，便于安全运维。图6.1-1储能系统布置图电气一次部分标准及规范GB/T36276-2018 电力储能用锂离子电池GB/T34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范176-2018 大型电化学储能电站电池监控数据管理规范GB/T34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T36547-2018 电化学储能系统接入电网技术规定NB/T42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范GB/T36549-2018 电化学储能电站运行指标及评价GB50229-2019 火力发电厂与变电所设计防火规GB50660-2011 大中型火力发电厂设计规范DL/T5390-2014 火力发电厂和变电所照明设计技术规定GB50058-2014 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规DL/T5352-2018 高压配装置设计技术规程DL5153-2014 火力发电厂厂用电电设计技术规定GB/T50064-2014 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T50065-2011 交流电气装置的接地设计规范GB50217-2018 电力工程电缆设计技术规范DL/T5222-2005 导体和电器选择设计技术规上述规范执行最新版本。储能系统的接入储能系统电气主接线考虑到高厂变的容量和实际负荷分布情况，本项目单套储能装置接入方式拟46MW/6MWh6MW/6MWh通过电缆连接，以二期为例，分别接入厂内#3（#4）6KVA段，#3（#4）6KVBA/B段两台开关之间互为闭锁。当双机组ACEAGC可根据需要向调度申请设置其中任何一台机组作为ACE6kVAB12MW6kVA/B段供电方式，从而实现电储能装置在双机/单机任何模式下都能实现满容量运行，提高电储46kV1250A#3#46kVAB#346kVABACE方式的能力。图6.2-1一次系统原理接线图图6.2-2储能系统主接线图AGC储能辅助调频系统内低压侧辅助系统包括照明系统、消防系统、空调系BMS380V120kW3/4#PC段供电。因储能系统的消耗电量主要是储能系统的效率损失和低压辅助负荷用电约而且是间断性负荷，所以储能系统对厂用电率几乎无影响。变压器容量校验本次二期改造前高厂变负荷统计表分别见表6.2-1，高厂变额定容量（40/25-6kV公用段及机组变都为备用能系统接入要求高厂变负荷统计表见6.2-2。6.2-36.2-4高厂变统计负荷无法满足储能系统接入的需求。考虑电泵只在机组启动或者气泵另外，根据电厂实际运行数据，一般情况下高厂变低压侧负荷大概在10MW综上，变压器容量满足储能系统投入的需求。深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告PAGEPAGE55表6.2-1 二改前变负统表6kV负荷统计表序设备数据3号机4号机额定安装工作换算计算6kVA段6kVB段6kVA段6kVB段3#机4#机设备名称容量数量数量系数容量安装工作安装工作安装工作安装工作重复容量重复容量号数量容量数量容量数量容量数量容量S3S3kW/kVA台(回)台(回)KKVA台(回)kVA台(回)kVA台(回)kVA台(回)kVAkVAkVA1电动给水泵5400221540015400001540000002循环水泵1800441180011800118001180011800003凝结水泵112042111201112011120111201112011201120∑P1(kW)3832022920383202292011201120S1=∑P1(kVA)8320292083202920112011204引风机3400441340013400134001340013400005送风机9004419001900190019001900006一次风机1150441115011150111501115011150007磨煤机3001210130039003900390039003003008炉水循环泵20064120012002400120024002002009汽动给水泵前置泵25044125012501250125012500010搅拌鼓风机2504215001500150012501250500250116kV公用A段172501172501000126kV公用B段117320101732000∑P2(kW)11145501314820101430011145701000750S2=0.85*∑P1(kVA)12367.5125971215512384.4850637.513低压工作变16004211600116001160011600116001600160014电除尘变12504211250112501125011250112501250125015照明变50022150015000015000000∑P3(kW)3335022850333502285028502850S3=0.85*∑P3(kVA) 2847.52422.52847.52422.52422.52422.5S=1.1*(S1+S2)+S3(kVA)423535217939.5423322.52177274392.54180分裂绕组负荷小计(kvA)Sjs 高压绕组计算负荷(kVA)3708236869.5所选变压器容量(MVA)40000/25000-1500040000/25000-15000表6.2-2二期改造后的高厂变负荷统计表6kV负荷统计表备注序设备数据3号机4号机额定安装工作换算计算6kVA段6kVB段6kVA段6kVB段3#机4#机设备名称容量数量数量系数容量安装工作安装工作安装工作安装工作重复容量重复容量号数量容量数量容量数量容量数量容量S3S3kW/kVA台(回)台(回)KKVA台(回)kVA台(回)kVA台(回)kVA台(回)kVAkVAkVA1电动给水泵540022154001000100000说明12循环水泵1800441180011800118001180011800003凝结水泵112042111201112011120111201112011201120∑P1(kW)3292022920329202292011201120S1=∑P1(kVA)2920292029202920112011204引风机3400441340013400134001340013400005送风机9004419001900190019001900006一次风机1150441115011150111501115011150007磨煤机3001210130039003900390039003003008炉水循环泵20064120012002400120024002002009汽动给水泵前置泵25044125012501250125012500010搅拌鼓风机250421500150015001250125050025010储能系统600042160001600016000160001600060006000116kV公用A段172501172501000126kV公用B段110101000说明1∑P2(kW)112055013135001020300111325070006750S2=0.85*∑P1(kVA)17467.5114751725511262.559505737.513低压工作变160042116001160010116001000说明114电除尘变125042112501125010112501000说明115照明变50022150015000015000000∑P3(kW)3335020333502000S3=0.85*∑P3(kVA) 2847.502847.5000S=1.1*(S1+S2)+S3(kVA)423235214395423022.5214182.570706857.5分裂绕组负荷小计(kvA)Sjs 高压绕组计算负荷(kVA)3056030347.5所选变压器容量(MVA)40000/25000-2500040000/25000-25000说明1:备用电源，调整运行方式且与储能闭锁。表6.2-3 三改前变负统表6kV负荷统计表序设备数据5（6）号机额定安装工作换算计算6kVA段6kVB段5（6）号机设备名称容量数量数量系数容量安装工作安装工作重复容量号数量容量数量容量S3kW/kVA台(回)台(回)KKVA台(回)kVA台(回)kVAkVA1电动给水泵55001115500001550002循环水泵18002211800118001180003凝结水泵1000211100011000110001000∑P1(kW)22800383001000S1=∑P1(kVA)2800830010004引风机18002211800118001180005送风机9002219001900190006一次风机11202211120111201112007磨煤机300651300390039003008炉水循环泵200321200240012002009脱硫增压风机260011126001260000010海水升压泵31022131013101310011曝气风机250221250125012500126kV公用A,B段17130164305515∑P2(kW)121541010119106015S2=0.85*∑P1(kVA)13098.510123.55112.7513低压工作变160021116001160011600160014电除尘变125021112501125011250125015照明变5002115001500000∑P3(kW)33350228502850S3=0.85*∑P3(kVA) 2847.52422.52422.5S=1.1*(S1+S2)+S3(kVA)420335.85222688.359146.525分裂绕组负荷小计(kvA)Sjs 高压绕组计算负荷(kVA)33877.7所选变压器容量(MVA)40000/25000-25000表6.2-4 三改后变负统表6kV负荷统计表序设备数据5（6）号机额定安装工作换算计算6kVA段6kVB段5（6）号机设备名称容量数量数量系数容量安装工作安装工作重复容量号数量容量数量容量S3kW/kVA台(回)台(回)KKVA台(回)kVA台(回)kVAkVA1电动给水泵5500111550000100与储能互锁2循环水泵18002211800118001180003凝结水泵1000211100011000110001000∑P1(kW)22800328001000S1=∑P1(kVA)2800280010004引风机18002211800118001180005送风机9002219001900190006一次风机11202211120111201112007磨煤机300651300390039003008炉水循环泵200321200240012002009脱硫增压风机260011126001260000010海水升压泵31022131013101310011曝气风机250221250125012500126kV公用A,B段17130164305515∑P2(kW)121541010119106015S2=0.85*∑P1(kVA)13098.510123.55112.7513低压工作变160021116001160011600160014电除尘变125021112501125011250125015照明变500211500150000016储能系统6000421600016000160006000∑P3(kW)49350388508850S3=0.85*∑P3(kVA) 7947.57522.57522.5S=1.1*(S1+S2)+S3(kVA)525135.85421738.3514246.525分裂绕组负荷小计(kvA)Sjs 高压绕组计算负荷(kVA)32927.7所选变压器容量(MVA)40000/25000-25000深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告深圳妈湾电力有限公司（妈湾电厂）储能调频项目可行性研究报告中能建山西省电力勘测设计院有限公司PAGE中能建山西省电力勘测设计院有限公司PAGE15短路电流计算及设备校验根据电厂提供资料，6kV系统的短路电流为三相短路电流有效值31.719kA。设备的短路耐受水平为40kA，动稳定电流为100kA。系统运行在放电模式下时，储能系统相当于在机组6kV对机端的故障电流水平产生一定影响，简要分析如下。统并网逆变器所能提供的最大短路电流受逆变器功率器件所能承受的最大电流1.512MW厂变下短路电流的最大影响不超过：I 1.5*(6000/6.3/3)824.8A所以增加储能系统后，6kV31.719+0.82=32.5＜40kA，电厂6kV入后对机端短路故障电流的影响。经计算，本期改造后高、低压厂用母线电压水平满足规程要求。储能系统运行对电能质量影响分析情况下可能引起接入点较大电压波动的问题。储能系统主功率回路接入电厂6kV>0.99。6kV母线段电能质量主要表现为谐波和电压波动影响两个模拟分析。评估依据《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549-1993）《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326-2008）《电能质量供电电压偏差》（GB/T12325-2008）《电能质量电力系统频率偏差》（GB/T15945-2008）《电化学储能系统接入配电网技术规定》（NB/T33015-2014）《电力系统无功补偿配置技术原则》（Q/GDW212-2008）对接入点谐波的影响：IEEE1547和IEE519标准。两个标准要求电流谐波总量均<5%，分次谐波要求如下表格所示表6.2-5：IEEE1547标准的谐波要求h<1111≤h<1717≤h<2323≤h<3535≤h总和4.02.01.50.60.35.0表6.2-6：IEE519标准的谐波要求谐波次数h<1111≤h<1717≤h<2323≤h<3535≤h<50奇数谐波(%ofIref)421.50.60.3偶数谐波(%ofIref)10.50.40.20.1最严重情况下，储能系统对接入点电压和电流谐波的影响计算如下：最严重情况下，储能系统对接入点电压谐波的影响6kV（标幺值（标幺值与6kV（标幺值15%容量不低于312MVA，从而计算得到的6kV总谐波电压约为：Uh

IhX

5%*12/312

0.19%6kVTHD0.19%。最严重情况下，储能系统对电网电流谐波的影响3效值不超过：3Ihg

5%*12/20

*

17.3A3而对应地进入到高厂变低压侧（6kV）的谐波电流的总有效值不超过：3Ihg

5%*12/6.3

*

54.9A考虑到谐波电流还会分流到高厂变负载和电网，实际注入发电机/高厂变低压侧的谐波电流要比上面计算得到的值小。机、变压器和电网的运行带来不利影响。对接入点电压的影响：储能系统并网功率因数>0.99，基本不向机组6kV段注入或吸收无功功率，因此对6kV段内电压偏差影响极小。结论求。设备及材料选择（CT等CT（CT精度需要满足要求及双向电能表(0.2s级用于结算储能系统的耗电量。照明及检修系统本期建筑物扩建、修缮部分照明灯具结合现有设备进行选型。对因本期改造而损坏的照明系统和设备进行修复或重新设计。本改造工程在合适位置就地设置检修箱。过电压保护及接地建、构筑物防雷主、辅建(构)(GB/T50064-2014)（GB50057-2010）规定进行设计。二期集装箱布置在#6245m50m6#风机房北侧空地，与除尘器构成联合保护，不再单独设置避雷针。过电压保护6kV作过电压。接地接全厂主接地网，接地材料同电厂现接地材料一致。电缆敷设及防火封堵电缆着火蔓延，需要对电缆进行防火封堵措施，对破坏的现有设施进行修复。电缆构筑物本工程电缆构筑物考虑采用如下几种类型：电缆敷设采用电缆沟与电缆穿管相结合的方式。次布置低压电缆、控制电缆。电缆沟至各用电设备间电缆采用穿管埋地敷设。电缆选型GB50217-20076kV高压动力电缆采用阻燃交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆；低压动力电缆采用交联聚氯乙烯绝缘铜芯电力电缆；控制电缆采用聚氯乙烯绝缘屏蔽铜芯控制电缆。电缆防火措施为防止火灾蔓延造成损失，本工程采用以下防火措施：设置必要消防设备。GB50016-2014GB50229-2006电气二次部分二次线、继电保护和自动装置3#、4#44B5#6#机组储能系统架构与3#、4#IORTUDCS系统通过通讯接口/AGC6kVDCS投切操作指令等，同时上传储能系统状态信号。储能控制系统提供独立的上位机，与电厂DCS操作员站或工程师站放在同一区域，以便于电厂集控运行人员的监视。1、电气系统的控制方式本工程四台机组采用分散控制系统(DCS）进行监控/监测，电厂6kV储能电源进线开关和380V储能辅助系统开关的控制纳入全厂电气DCS系统进行监控，由