2023年200MW储能电站储能系统设计方案

200MW/400MWh200MW/400MWhPAGEPAGE40200MW/400MWh目录TOC\o"1-2"\h\u208641.储能系统 3153021.2. 4286301.2.2. 5208451.3.储能系统的架构及设计原则 10286731.3.2.储能系统设计原则 12215441.3.3.储能系统技术路线方案对比 1326201.3.3.1.直流1000V方案 1366161.3.3.2.直流1500V方案 1423451.3.3.3.高压级联方案 1514651.3.3.4.模块化方案 184331.3.3.5.结论 2013451.4.关键设备选型 2113281.4.2.储能变流器（PCS）选型 27283411.5.储能系统控制及保护 311146BMS 321241BMS 37216711.5.2.EMS 38288481.5.3.储能协调控制系统CCS 4016299双机切换功能 4022817有功功率控制功能 4127257无功功率控制 422679命令转发 4299541.6.电池集装箱热管理系统设计 43130861.7.储能系统主要设备材料清单 461.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-空气电池、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、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进行技术经济分析。直流1000V方案下图为XX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40直流1500V方案下图为XX电网储能二期项目中使用的直流1500V方案接线示意图：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：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XX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%85.3%/存在簇间不均衡5%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。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≥20%，阻沙率≥99%。（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BMSPCS1PCS22PCSBMS（SOC_S）及储能电站可用能量（SOC_Avail）SOC_SSOCSOC202116GBT34131-201730（按照XX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时，储能协调控制器在综合考虑拓扑关系、不参与调节的设备、各种约束条件后，计算出储能电站中各母线PCS的有功目标值，从而