2022电网侧储能整体

电网侧储能整体解决方案2022目录概述 01电网侧储能整体解决方案 03储能电站监控系统 04储能电站电网调控系统 07储能电站安全稳定控制系统 11基于虚拟同步控制的储能变流器 14PCS集装箱集成方案 17咨询服务 18已有业绩 20业务背景+-+-配电变电站输电变电站储能应用已覆盖电力系统各个环节，主要有以下应用领域：电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能。其中电网侧储能可以优化电力系统潮流分布、参与电网调峰调频、改善电能质量、延缓输电设备升级、跟踪负荷/控制可再生能源爬坡、延缓输电设备拥堵、虚拟电厂、系统备用、微网组网，可有效满足电网在促进可再生能源消纳、提升安全稳定灵活运行等方面的需要，推动“源网荷储”协调发展，助力高端电网建设。+-+-配电变电站输电变电站+-+-电源侧储能电网侧储能+-+-电源侧储能电网侧储能用户侧储能+-以“安全、可靠、高效”为宗旨，基于储能系统接入电网安全稳定分析、大规模储能电站规划设计、系统级能量管理与优化调度、储能电站监控与自动化以及虚拟同步机等核心技术优势和优质产品，为客户提供从咨询服务、系统设计、运行优化、调度控制到系统集成与运维服务的一站式整体解决方案。2 电网侧储能整体解决方案方案介绍在电网侧，随着可再生能源规模化发展，电网峰谷差持续加大，重大节假日电网调峰能力逼近极限。同时，特高压“强直弱交”结构带来的安全风险逐步显现，多回直流换相失败闭锁将造成大功率缺额，严重影响电网安全稳定运行。储能可为电网提供调峰、调频、备用、事故应急响应等多种服务，可有效满足电网在可再生能源消纳、电网安全灵活运行等方面的需要，能够加快大规模源网荷友好互动系统升级应用，推动“源网荷储”协调发展，助力高端电网建设。电网侧储能系统，以提升系统灵活、高效的调频、调峰能力为主，兼备电网安全稳定支撑、系统热备用、事故应急响应等多种服务，满足电网在可再生能源消纳、电网安全灵活运行等方面的需要，加快大规模源网荷友好互动系统升级应用，推动“源网荷储”协调发展，助力高端电网建设。调度优化方面，支持“分散接入、集中管控”以及“集中接入、集中管控”等模式的大规模储能接入电网的能量调控管理，实现系统安全接入与储能系统的全生命周期优化调度。安全稳定支撑方面，实现与系统保护的无缝对接，提升抵御直流闭锁等系统故障下的电网应对能力。大规模储能电站自动化方面，满足电网调控的高安全性与高实时性要求，实现对储能电站各子系统的高效、安全控制与综合管理。系统频率电压自主支撑方面，基于虚拟同步发电机控制技术，实现对电网的惯量阻尼、一次调频与快速调压。 电力通信线电力连接线调度主站系统 电力通信线电力连接线调度数据网

储能监控EMS

控制子站数据网关机

监控 监控主机 主机

快速功率调节装置

测控保护装置交换机本地监控监控 监主机 主

储能变流器储能电池

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储能变流器储能电池储能系统整体解决方案方案特点与优势提供优质调峰服务补充电网调频资源

移峰填谷提高动态无功支撑能力提高电网故障后安全稳定水平033

储能电站监控系统南瑞储能电站监控系统解决方案采用电力工业以太网分层分布结构，纵向由站控层、间隔层、设备层组成。横向分为安全I区，安全II区和安全III/IV区，网络结构拓扑采用单星型或双星型，监控系统、网关机、保护测控和PCS/BMS之间推荐采用符合DL/T860标准的协议或IEC104规约通信。站控层包括监控主机、网关机、信息安全隔离等。间隔层包括线路保护测控装置、升压变保护测控装置、故障录波、时钟同步、辅助监控装置等。设备层包括升压变和开关等一次设备、PCS、BMS及电池系统等。安全I区主要有实时监视和控制业务，采集主变和出线保护测控信息、PCS、BMS信息等，通过数据通信网关机与调控中心实时交互，并接受来自AGC的控制指令；安全II区主要有电量计量和网络安全检测业务，由电量计量终端和安全检测装置采集相应信息，与调控中心进行交互。安全III/IV区主要有管理信息业务及生产辅助系统信息，通过综合数据网与管理端进行交互。各区之间采用防火墙和单向隔离设备进行边界隔离。电力调度控制中心电力调度控制中心实时控制电能量采集网络安全监测调度数据网络Ⅲ区网络储能监控EMS电能量终端调度管理信息数据通信网关机网络安全监测监控主机监控主机横向安全隔离装置规约转换本地监控视频......本地监控保护测控PCSBMSPCSBMS消防/安防/照明/环境监测等 摄像头 电力通信线电力连接线调度管理电能量采集调度计划实时控制AGCAVC安全Ⅰ区

安全Ⅱ区

安全Ⅲ/Ⅳ区储能电站监控系统04方案特点站内信息无缝集成，更适合无人值守站内多源多态信息采用DL/T860等国际国内标准，电力工业以太网分层分布采集处理，系统信息无缝集成，更适合无人值守模式。二次系统设备齐套功能全覆盖，配置灵活适应各种规模电站提供从站控层监控后台，到间隔层保护测控，辅助信息系统在内齐套的监控系统二次设备，覆盖储能电站全部自动化功能；解决方案可灵活配置，还可增加本地监控，适应各种电站规模条件。控制与调节模式灵活，控制策略可配置支持站内断路器、隔离开关、分接头、变流器启/停、状态切换、并网充/放电、定值区切换等，具有手动控制、自动控制、自动闭环、自动功率设定、运行曲线下发等多种控制方式，支持削峰填谷、系统调频、无功支撑、热备用、新能源接入控制等调节模式。展示方式灵活多样，符合国内使用习惯能通过剖面图、趋势图、棒状图、动画和数据列表等多种监视方式实时显示各机组的主要运行参数和设备状态，形式灵活多样，可按照用户需求定制，更符合国内电力使用习惯。设备系统界面风格统一，易于日常运行维护所提供全套监控系统二次设备平台统一，人机交互风格统一，配备完善的配置调试诊断工具，易于运行和维护。产品列表NES-5966储能电站综合管理及监控系统NSR-3600系列保护装置NS3560系列测控装置TSS-3时钟同步装置SMU-2同步向量测量装置EPS系列电力工业交换机产品参数南瑞储能电站综合管理及监控系统（IMMS）热备用切换时间≤5s主备通道的切换时间≤20s遥信动作准确率100%遥调准确率100%遥控准确率100%数据采集扫描周期1s～10s系统控制操作响应时间<1s画面调用时间<3s画面实时数据刷新时间<2s实时数据查询响应时间<3s历史数据查询响应时间<10s模拟量测量综合误差≤0.5%电网频率测量误差≤0.005Hz站内事件顺序记录分辨率≤1ms遥测信息响应时间≤3s遥信变化响应时间≤1s对时精度优于1ms历史数据存储时间不少于1年05应用案例黄河上游共和储能示范项目青海黄河上游水电开发有限责任公司共和100MWp试验测试基地储能示范项目，位于青海省海南州生态太阳能发电园区内。本工程包括：光伏子方阵18个(其中16个子方阵用于配套分散式储能系统，2个为光伏子方阵)及1套集中式储能系统，光伏容量共计19.888MWp，储能系统蓄电池配置容量为14.662MWh。该示范工程采用了南瑞的储能电站监控系统，主要侧重于光伏电站和储能电站的实时监控，接受省调的调度指令，并向各子站发送远程调节控制指令，实现遥控、遥调、遥测、遥信及联合调度管理功能，实时准确、可靠有效地完成被控对象的安全监视和控制，同时与联合调度系统实现联合控制，形成“调控一体化”系统。工程亮点实现标准的第三方通信数据交互接口，保证后续业务的可扩展性提出跨分区注册和动态加载管理相结合的实时数据分布式管理技术实现数据采集分布、数据应用集中的实时数据管理通过剖面图、趋势图、棒状图和数据列表等多种监视方式，实时显示各机组的主要运行参数和设备状态采用分布式体系构架，处理速度快、工作效率高4 储能电站电网调控系统方案介绍在调度主站侧，面向电网侧储能的调峰、调频、负荷侧响应以及无功电压支撑需求，储能调控系统实现规模化储能电站接入后的监视、运行和控制，支撑大规模新能源并网、火电-储能联合深度调峰、断面潮流安全控制、快速频率调节等多场景应用。实现方式可以选择基于现有调控中心主站系统增加储能控制应用软件，也可以单独建设储能集中监控系统主站。实时监视与智能告警实时监视与智能告警控制指令发电计划交换计划稳态数据网络分析实时方式信息运行分析评价限额管理电压限值调度计划类应用自动电压控制（储能）自动发电控制（储能）储能控制软件储能调度控制框架储能控制软件方案特点多能协同平滑新能源出力考虑储能系统合理荷电（SOC）状态对风光储进行协同控制，实现基于储能荷电状态反馈的平滑控制和新能源协调跟踪控制，降低新能源汇聚区有功波动率。新能源汇聚区多能互补优化调度基于新能源功率预测误差聚类分析，考虑储能全时段能量管理，实现储能需求容量动态分析；基于日前-实时多周期优化调度模型，优化储能可调节能力备用，实现新能源汇聚区风光发电最大化利用。计及储能SOC的快、慢速调节资源协调控制基于储能的有功控制特性，实现储能与常规机组共同参与主站有功自动控制策略。储能调控功率分配考虑储能站SOC的一致性差异，采用基于SOC的比例和优先级分配策略，实现调控储能出力的双向调整和调节能力的最大化利用。规模化储能电站有功功率广域协调控制采用储能与火电等常规电源广域协调控制架构，研发基于储能资源特性的控制模式、储能参与分区发用电平衡和多元电源协同优化控制策略，实现规模化储能支撑电网安全、清洁能源高效利用等场景下多元电源多目标协同控制优化。多源无功电压控制采用抑制电压快速波动的电压控制架构，研发基于包括储能变流器的多无功源协调的动态无功储备优化和电压跟踪控制策略，提升无功电压支撑能力。产品列表规模化储能电站有功功率广域协调控制系统风光储有功协调控制系统风光储无功协调控制系统基于D5000的储能集控系统08应用案例张北风光储输示范工程张北风光储输示范工程是集风电（500MW）、光伏发电（100MW）、储能（110MW）、智能输电于一体的新能源友好并网综合示范项目，是大规模风电、光伏新能源汇聚区。该示范工程应用了南瑞自主研制的基于D5000的风光储联合发电控制系统，采用支撑新能源并网的储能接入电网多级调度协同控制，通过多能互补优化调度、多能协同平滑新能源出力、储能参与多源无功电压控制等控制方法，实现平稳可控的电力输出，最终输出的电能达到常规电源的性能指标。工程亮点实现多种发电设备类型的风光储联合发电信息集成和可视化实现对储能信息的分层接入与实时监视实现风电、光伏、电池储能多种能源的互补有功协调控制实现主站对储能站的AGC闭环控制，储能站参与ACE控制09江苏储能有功协调控制系统江苏储能有功协调控制系统，通过对镇江东部地区101MW（202MWh）规模化储能电站开展主动控制和有序管理，充分利用储能的快速调节优势，用以缓解负荷高峰电力供需缺口、分区断面潮流控制和电网平衡控制的难题。该工程应用了南瑞自主研发的规模化储能电站有功功率广域协调控制软件，研发基于储能资源特性的控制模式、储能参与分区发用电平衡的控制策略以及多元电源协同优化控制的控制策略，实现规模化储能支撑电网安全、清洁能源高效利用的场景下多目标协同控制优化，进一步优化电网控制行为，提升电网调峰能力、安全稳定运行水平。工程亮点实现面向规模化储能的信息采集、标准化建模方法及双向数据通讯实现调度主站侧储能调节性能测试和控制性能评价实现储能参与分区发用电平衡、断面潮流的集中控制实现储能参与电网调峰、调频等多目标协调控制储能电站安全稳定控制系统方案介绍储能电站作为一种可快速灵活调节的可控电源，在电力系统紧急控制中，不仅能减少负荷损失，而且在事故后具备快速恢复能力，可减少开关动作次数。特别是对于储能电站大规模部署之后，大规模、大容量的储能电站快速功率控制，能为常规电站的一次调频和AGC控制赢得时间。此外，储能电站还具独立的频率快速控制和电压快速控制能力，采用虚拟同步技术后，还可以为系统提供惯量支持和阻尼控制，这对于改善电网暂态频率、电压响应，提升电网控制能力具有重要意义。大型稳控系统按照功能定位，采用分层分布设计思想，一般采用调度中心站/控制主站、控制子站以终端执行站三层控制架构。储能电站为稳控系统的执行终端，在储能电站侧布置快速功率控制装置，实现储能电站双向快速功率控制功能，同时保留储能电站整场自主快速频率、快速电压控制功能和接口。快速功率控制装置向上通过2M专用通道与稳控系统控制子站通信，向下通过储能电站的站内光纤环网与各台PCS通信，同时装置还需要采集储能电站高压出线柜的母线三相电压、出线三相电流信息，用于功率校核和站内自主响应控制。2M通道储能电站控制装置站内光纤环网PCS控制单元1PCS2M通道储能电站控制装置站内光纤环网PCS控制单元1PCS控制单元2PCS控制单元iPCS控制单元nB套A套控制子站2M通信机箱 2MSDH光纤电缆 选接电缆内部高速通信电气采集开入开出逻辑决策模块人机交互对外高速通信接口储能电站安全稳定控制系统11方案特点适应多种情况下的储能电站参与紧急控制场景对于不同电网中储能配比不同的情况，可在紧急控制中采取不同控制方法：对于大网小容量低比例储能的电网，可直接控制方式（硬接点/GOOSE协议）；对于小网大容量高比例储能的电网，采用精准快速功率调节控制。快速通信组网技术在储能电站站内通信上，快速功率控制装置与PCS系统采用基于站内光纤环网的通信方式，通过站内GOOSE协议获取信息或发送命令，实现满足毫秒级紧急控制的需求。紧急功率控制能力计算和功率分配根据紧急控制的最少支撑时间，综合考虑储能系统SOC状态、PCS功率调整限制等因数，实时计算储能电站参与紧急控制的能力，并将接收的控制命令协调分配到各PCS控制系统，实现储能电站在紧急情况下功率双向快速控制。多接口的整站自主响应能力根据不同应用要求，通过采集并网点电气信息，计算并网点频率、频率变化率、电压、电压变化率，协调各台PCS的功率输出，实现储能电站整站的快速频率响应和电压支撑。产品列表设备类型设备型号控制主站SCS-500控制子站SSP-500执行终端站SSP-321产品参数电气量测量精度交流电压有效值测量相对误差≤±0.5%交流电流有效值测量相对误差≤±0.5%频率测量相对误差≤0.01Hz有功功率测量相对误差≤±1%控制响应时间储能电站站内响应时间≤50ms稳控系统整组响应时间≤100ms12应用案例江苏精准切负荷安全稳定控制系统江苏电网毫秒级精准切负荷安全稳定控制系统（以下简称江苏精准切负荷系统）主要解决受端电网直流故障造成功率缺额，导致系统低频的安全稳定问题，是华东电网频率紧急协调控制系统的重要组成部分。目前，江苏精准切负荷控制系统经过一、二、三期的工程建设，,整体规模包括了1个中心站，4个控制主站，16个控制子站，以及上千的控制终端，控制终端中包含了2个用户侧的大型储能装置以及镇江电网侧储能电站群。该工程根据江苏电网大网小占比储能的实际情况，对储能系统采取了硬接点的控制方式。系统整体按照层级切负荷，每个子站分6个层级，结合不同故障，子站设置不同优先级切负荷，当储能电站接收到节点信息，储能系统直接按最大能力满放，持续至少1s。通道类型2M专用通道控制电缆华东电网频率紧急协调控制系统通道类型2M专用通道控制电缆华东电网频率紧急协调控制系统 可切负荷量13快速切负荷指令2自动控制（毫秒级）淮安换流站苏州换流站泰州换流站直流调制抽水蓄能快速切泵切负荷指令可切负荷量预想故障策略苏中主站（500KV秦淮变）苏北主站（500KV凤城、上河变）苏南主站切负荷指令可切负荷量预想故障策略苏中主站（500KV秦淮变）苏北主站（500KV凤城、上河变）苏南主站（500KV木渎变）木渎中心站

切负荷指令

可切负荷量

切负荷指令

可切负荷量

切负荷指令500KV集中切负荷子站（4个） 500KV集中切负荷子站（8个）500KV集中切负荷子站（4个）500KV集中切负荷子站（8个）500KV集中切负荷子站（4个）智能网荷终端（598个）可切负荷量智能网荷终端（598个）

切负荷指令

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切负荷指令智能网荷终端（810个） 智能网荷终端（810个）智能网荷终端镇江储能电站用户燃煤电厂翻水站大型用户燃煤电厂用户（8户）分路开关可中断辅机抽水泵储能装置分路开关可中断辅机分路开关（共4975个） （共457个） （共8个） （共2个）（共3727个）江苏精准切负荷安全稳定控制系统工程亮点以硬节点控制方式，简化了控制终端实时监测母线频率等运行工况，抑制电网在大功率冲击初期频率快速下跌实现区域控制和协调控制13基于虚拟同步控制的储能变流器方案介绍大规模分布并联接入电网的储能变流器，采用虚拟同步机控制技术，为系统提供惯量阻尼控制和电压/频率支撑。基于虚拟同步机控制技术的储能变流器，可自主跟踪系统电压、频率的波动，实现分散部署于各电站的储能单元同步、均衡响应系统有功、无功需求，提升电网电压/频率稳定性。储能变流器（PCS）由四象限运行的DC/AC变流器、核心控制单元等部件组成，控制储能电池的充/放电过程，实现交直流的功率变换。PCS通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令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。PCS通过通讯接口与BMS通讯，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。NST250K-ES NST500K-ES方案特点并离网性能具有并网、离网功能，支持并离网无缝切换有功功率、无功功率可调度，四象限运行低/零电压穿越、高电压穿越能力虚拟同步功能虚拟同步旋转惯量，阻尼频率波动一次调频能力，根据系统频率变化自主提供功率支撑励磁调压能力，实现调差特性，改善系统动态稳定性14保护功能孤岛保护、交直流过流、过欠压、过欠频等保护历史和实时故障记录功能，断电后数据不丢失通讯功能可实时接受系统调度指令和BMS指令具备以太网和RS485接口，支持MODBUS、DL/T860和IEC104协议扩容功能具备良好的扩容性，可多机并联产品列表储能变流器PCS：产品型号额定功率（kW）NST250K-ES250NST500K-ES500NES59835000产品参数储能变流器PCS：NST250K-ES额定容量NST250K-ES额定容量250kW功率因数±0.9（可调）交流额定电压400V最大交流电流480A允许频率范围50±10%Hz电池出口直流电压500V～850V最大直流电流550A尺寸（宽*深*高）600*800*2100mm重量900kg整机效率98.5%通讯接口Ethernet，RS485，Can支持61850和modbus冷却方式温控强制风冷防护等级IP21运行温度-30℃~+55℃相对湿度0~95%，无冷凝运行海拔4000m（不降额）NST500K-ES额定容量500kW功率因数±0.9（可调）交流额定电压315V最大交流电流1008A允许频率范围50±10%Hz电池出口直流电压500V～850V最大直流电流1100A尺寸（宽*深*高）1800*2035*800mm重量1250kg整机效率98.89%通讯接口Ethernet，RS485冷却方式温控强制风冷防护等级IP21运行温度-30℃~+55℃相对湿度0~95%，无冷凝运行海拔4000m（大于3000m降额）15应用案例西藏运高达孜示范工程随着柴拉直流联网以及光伏爆发式并网，藏中电网由以水电为主的孤立电网，逐步向新能源主导发电的电网转变，电压和频率稳定性面临巨大挑战，系统存在较大的安全稳定风险。虚拟同步技术能够改变新能源发电特性，主动参与一次调频、调压，提供一定的有功和无功支撑；能够提供惯性阻尼，有效抑制频率波动，使其具备与常规同步电机的惯性和阻尼特征。该技术对于应对西藏未来新能源快速发展具有很好的应用前景和支撑作用。西藏运高达孜一期10MW并网光伏发电项目位于拉萨市达孜县城以北3km。南瑞对达孜一期10MW并网光伏电站进行整体的虚拟同步控制技术改造，原有光伏电站所有接入设备不变，具有虚拟同步特性的储能变流器直接并接在光伏电站35kV母线出口，使整个光伏电站具备一次调压能力，有功±10%额定容量的一次调频能力。已通过了第三方入网现场检测试验，较全面地测试和验证了具有虚拟同步特性的储能变流器对电网的电压频率支撑能力以及故障穿越等性能。工程亮点具备自主调频/调压功能，提升新能源并网性能具备虚拟惯量调节作用，阻尼系统振荡提供调峰服务，支撑电网稳定运行光伏电站增设虚拟同步机后，减少弃光实现增发，提高投资收益PCS集装箱集成方案方案介绍南瑞研制的兆瓦级