110KV储能电站系统技术方案光伏发电侧储能项目-2

2/2目录TOC\o"1-3"1. 项目背景及介绍 41.1 储能背景 41.2 用户需求 41.3 项目位置 41.4 用户侧电力系统配置 51.5 用户侧发电状况 52. 储能方案 62.1 储能系统描述与定义 62.1.1 储能系统结构 62.1.2 储能电池 62.1.3 储能效率与充放电电量 62.2 设计方案 72.2.1 储能总功率与储能电池总容量 72.2.2 储能电站与储能节点 72.2.3 储能电站充放电策略配置 92.3 PCS储能变流器选型 102.3.1 工作原理 102.3.2 储能变流器特点 112.3.3 并网逆变器技术参数 112.4 并网柜 132.4.1 35kV高压开关柜特点 132.5 能量管理系统（EMS/MGCC） 132.6 电网输出功率监控 162.7 电池管理系统 162.7.1 电站侧BMS 172.7.2 云端大数据平台 182.8 电池选型 182.8.1 电池参数 182.8.2 电池充放电特性 192.8.3 电池循环回收 192.9 储能电站结构与装修 193. 现场工程施工及系统安装与调试 203.1 电池安装 213.1.1 开箱及检查 213.1.2 安装注意事项 213.2 BMS安装 213.3 PCS与升压变安装 213.4 机械安装 223.5 电气安装 224. 安全性 224.1 电池安全性 224.2 运行安全保障 224.3 电力设备安全保障 235. 财务测算 235.1 假设条件 235.2 电站成本 235.2.1 电站初始建设成本 235.2.2 电站后续电池更换成本 245.2.3 电站维护成本 245.3 电站效益与财务测算 24

项目背景及介绍储能背景本项目为光伏发电侧储能，其经济效益取决于项目当地具体的光伏发电能力与电力市场政策，以及用户对储能的具体需求与限制。在光伏发电端，目前广泛存在早晚两头发电量太少，中午下午发电太多的情况。储能系统在一定程度上可以充当起光伏侧发电的削峰填谷功能。当发电过剩时，储能系统可以吸纳电力，当发电不够时储能系统可以补充输出电力。既可增加效益，又能确保电网的相对平稳运行。目前国家对光伏发电侧储能支持力度非常大，对新建光伏电厂都有了一定配比的储能要求。用户需求用户希望新增110kV纯并网型储能系统用于光伏发电的削峰填谷。新增储能系统接入电网与光伏电厂并联运行。由能量管理系统（EMS）根据分时电价控制储能系统的能量存储与释放。目标储能功率为2.5MW，目标储能电量为13.8MWh。项目位置项目位于新疆****，靠近X192公路。海拔<1000米。地理位置如REF_Ref504744587\h图1:项目位置。图SEQ图\*ARABIC1:项目位置用户侧电力系统配置用户厂区内目前电力配置为110kV接入。用户端110kV输出点配电房内无空余空间供并网及计量设备接入，需要另建配电房。储能系统安置点为光伏电站厂区内。距离变电站距离比较近，可以不用考虑线损问题。用户侧发电状况用户为光伏电厂，2018年上半年月发电量与弃光量为：1月2月3月4月5月6月月发电量（万kWh）212.35198.325263.535279.32264.805303.47月限电量（万kWh）49.37692.12345.32655.567.2713.28月限电率（%）18.8731.714.6716.5720.254.19表SEQ表\*ARABIC1：2018上半年月发电量与弃光量统计从REF_Ref504733174\h表1：2018上半年月发电量与弃光量统计来看，2018年上半年平均每天弃光1.7万kWh。平均每天可放电时间4小时，可充电时间6小时。可用于储能的弃光功率为4MW。储能方案储能系统描述与定义储能系统结构本储能系统由****科技有限公司设计。储能系统(EnergyStorageSystem)由一至多个储能电站(EnergyStorageStation)并联汇流组成。每个储能电站由最多不超过8个储能节点(EnergyStorageNode)构成。每个储能电站除了储能节点之外还包括能量管理系统(EnergyManagementSystem)、微网中央控制器(MicroGridCentralController)、微网电池管理系统(MircoGridBatteryManagementSystem)等电站控制与管理设备。每个储能节点包括储能变流器(PowerControlSystem)、最多4个储能蓄电池组(BatteryGroup)、节点电池管理系统(NodeBatteryManagementSystem)、及相关的切换保护开关、环境保障设备与安全保障设备等。储能电池储能蓄电池采用12V／20Ah(0.5C放电)密封免维护胶体铅酸电池(SealedAGM-GELBattery)。当采用0.25C放电时，其容量在额定容量上会所有增加，增容系数为1.2；当采用0.1C放电时，增容系数为1.3。在后续计算中将统一采用增容系数为1.2调整后的容量为标准容量（12V／24Ah）。储能用铅酸蓄电池的循环次数与放电深度（DepthofDischarge）相关。70%DoD时为1600次左右，40%DoD时为3200次左右。本项目中储能蓄电池的放电深度(DoD)统一采用70%.每个电池簇由多个电池串并联组成。储能效率与充放电电量充放电综合效率(OverallEfficiency)由变压器效率ηt1（～98%）、ηt2(～98%)、PCS效率ηp（～98%）、电池充放电效率ηb（～90%）、及线损ηl（～1%）决定，通常整体综合效率为～78.5%。电池充放电循环中每的损耗（～10%）绝大部分在充电时产生。因此，对应每1Wh的储能容量，在单次充放电循环设计方案储能总功率与储能电池总容量按目前已知用户电力设施参数与光伏发电状况。我方建议安装不超过2.5MW变流设备、25MWh储能电池及相关升压设备.一次性完成基础、配电并网建设及电站安装。鉴于本项目的总体量，建议以集装箱为载体，箱内安装电池架进行储能系统的安置。储能电站与储能节点本方案中采用5个储能节点组成一个储能电站。每个储能节点含由1台500kW储能变流器和2.8MWh储能电池(9216只12V/26Ah单体电池)和1套节点电池管理系统组成。其中储能电池分成3簇，每簇3072只单体电池串并联，并联接入储能变流器。每两个储能节点分别接入一台1MW双分裂变压器的低压侧接口（两个）。共3个与2个共5个35kV变压器的高压侧输出接入高压配电柜汇流至35kV母线进一步接入110kV变压器后并网。每个节点内含一套节点电池管理系统（NodeBMS）。该系统由36个管理单元（BMU）与一个控制单元（NodeController）通过CAN总线联网组成。实现电池的电压、温度、内阻、均衡、及修复的控制，电池过充、过放保护。NodeBMS与电站MGBMS之间通过RS-485总线进行组网连接。MGBMS收集各Node上电池的信息并统一与MGCC／EMS进行数据交互。MGCC/EMS根据MGBMS提供的电池信息对PCS进行控制。NodeBMS与MGBMS具备无线通讯能力，各自把下辖单元的数据实时上传至云端大数据平台。大数据后台驻住的人工智能通过对电池实时与历史数据的分析与学习来判断各节点上电池的健康状态并有针对性的下发修复指令由NodeBMS下的管理单元对出问题电池进行修复。MGBMS同时可以上传EMS／MGCC/PCS的各项工作状态与数据及电网侧的各项数据。NodeBMS在集装箱安置模式下可以对箱内的温度、环境进行判断并采取相应措施来确保电池的正常工作。电站拓扑图如下所示：图SEQ图\*ARABIC3：2.5MW储能电站系统拓扑图每个储能节点配置：3簇36串共9216个电池单体（5MWh）1套NodeBMS、36个BMU管理单元240米75平方电缆1台变流器（500kVA）1套直流配电柜（3对1汇流）每2个储能节点配置：1MW箱型双分裂变压器1个（4米x5米安置面积）1套低压交流配电柜（2对1汇流）每个储能电站配置：5个储能节点1个EMS／MGCC／MGBMS控制系统1套中压配电汇流设备1套防逆流执行设备及相应控制开关1套通风散热设施与空调系统1套110kV变压器及配套并网设备储能电站充放电策略配置按用户当地分时电价及储能电站的结构配置，每个储能PCS每天充电功率及具体时段如下图所示：图SEQ图\*ARABIC4：500kW逆变器功率配置每天每个PCS及其所对应电池组：充电功率380KW（直流侧），总充电时间6小时，总充电量2373kWh（交流侧）放电功率500KW（直流侧），总放电时间4小时，总放电量1871kWh（交流侧）充放电综合效率约为78.86%电池平均放电深度为72.3%PCS储能变流器选型图SEQ图\*ARABIC5：储能变流器本设计采用易事特集团股份有限公司（股票代码：300376）的EA500KPCS系列双向储能变流器，可根据上位机调度或本地操控进行并离网切换及充放电控制。

该系列PCS已通过国家认可的型式试验认证。工作原理EA500KPCS系列储能变流器由直流单元、双向变流单元、滤波单元、隔离变压器、交流单元及控制单元等组成。控制单元按上级MGCC/EMS指令产生脉冲调制信号（PWM）流去驱动由大功率IGBT组成的主功率变流单元，使之完成AC/DC的转换或DC/AC的逆变。当AC/DC转换时，控制单元通过调节PWM信号来保证DC端的输出电压／电流／功率的稳定。当DC/AC转换时，控制单元同样通过调节PWM信号来保证AC端的电压／频率／相位的匹配与稳定。其匹配与稳定性可通过三环控制策略及电压／相位／频率的跟踪锁定来保证。在DC/AC转换时，PCS可以通过采用P-Q控制或V-F控制来实现并网或离网模式运行。图SEQ图\*ARABIC6：PCS系统结构图储能变流器特点具备并网与离网平滑切换功能。

具备并网恒流和恒功率两种充电模式，两种充电模式可实现在线无缝切换，适合多种应用场合的需求。

具备与多种蓄电池的接口，有电池BMS通讯功能。

能实时接受上位机的调度，可通过PQ模式或下垂模式调度有功无功，满足并网充放电需求。

离网独立运行时具有二次调频和二次调压功能。

功率因数可调范围：-1～1。通讯方式有RS485，以太网等多种通讯方式，灵活可设。采用先进的IGBT功率模块，完善的系统保护功能，安全可靠。宽的直流电压输入范围。彩色LCD液晶触摸屏显示，保护及运行参数可设置。安装、操作、维护简便。并网逆变器技术参数序号类别项目参数1直流侧额定有功功率500KW2直流电压工作范围390~800V3最大直流输入电压900V4最大直流输入电流1500A5恒流充放电电流范围0~1410A6恒功率充放电功率范围0~500K7直流电压纹波<1%8直流电流纹波<1%9直流电流精度<0.5%10直流电压精度<1%11交流侧并网模式额定交流功率500KW12最大交流功率550KW13交流输出电压198~242V14交流侧频率50/60Hz15功率因数调节范围‐1~117电流畸变率（额定工况）<1.5%；18输出效率（不含变压器）>98.6%28离网模式输出电压精度（额定工况）<1%29输出电压范围198~242V30输出频率范围49.5~50.5Hz31输出电压THD值（额定阻性负载）<1.5%32输出电压不平衡度（100%不平衡）<1%33动态时电压幅值突变范围<10%34动态时电压幅值恢复时间<20ms35自动从离网到并网功能具备36工作模式并离网工作模式并网PQ，离网VF；37恒流、恒功率、恒压充放电功能具备38恒流、恒功率在线模式切换具备39电池均充、浮充功能模式具备41方波充电模式具备42保护交流侧过/欠压保护功能具备43直流侧过欠压保护功能具备44过/欠频保护功能具备45过流保护功能具备46极性反接保护功能具备47过载保护功能具备48过温保护功能具备49冷却系统故障保护具备50防孤岛保护功能具备51通讯故障保护功能具备52漏电流保护功能具备53防雷保护功能具备54相序反接保护功能具备55环境防护等级IP20（户内）56冷却方式风冷，可调速57通讯通讯接口以太网，RS48558显示LCD触摸屏59电量统计功能具备60功率流向显示具备表SEQ表\*ARABIC2：500kW并网逆变器关键性能参数列表并网柜图SEQ图\*ARABIC7：35kV高压开关柜35kV高压开关柜特点35kV高压开关柜整体结构由柜体、手车两大部分组成。

柜体采用组装结构，使产品具有外形美观，提高了手车与柜体的配合精度。

开关柜的各项正常操作，包括断路器分合闸，断路器手车推到工作位置和退出到试验/隔离位置，以及接地开关的分合闸，都能在高压隔室门关闭条件下进行。

可配置国产的ZN85、EVH1型和VD4、HD4、VEP、FEP、VN1等型号断路器。

主开关、手车、接地开关及柜门之间的联锁均采用强制性机械闭锁方式，满足“五防”功能。能量管理系统（EMS/MGCC）能量管理系统由EMS与MGCC组成。其中EMS为上位机，MGCC为中位机。MGCC可以在EMS缺省的前提下对PCS进行必要的管控。包括：与PCS通讯当前充放电策略段的保持必要的一级安全防护响应等EMS与MGCC之间保持通讯。MGCC上传PCS运行状态及其它各项监控指标与状态，EMS负责：能量管理系统，主要负责监控功能和能量调度功能。主界面如下图所示。支持对储能系统的运行参数监视、报警、历史数据存储等统一管理与系统调度。防逆流管控功能：采集系统母线测量仪表或并网柜测量装置数据，智能控制储系统充放电功率，达到防逆流管控功能。储能电站的运行策略按各工作日／休息日进行单独调控。策略可通过HMI进行修改，也可通过MGBMS进行远程调整。每日最多可有12个时段进行参数调节。能量管理系统主界面（示例）能量管理系统管理设置界面能量管理系统管理能量管理界面微网系统并网运行时PCC点功率波动抑制实验波形（e）储能充放电智能调度控制曲线（电价谷时刻&峰时刻&平时刻）图SEQ图\*ARABIC8：能量管理系统能量管理系统特点数据采集、数据分析。

储能系统智能管理，充放电控制。系统故障告警及保护管理。电网输出功率监控针对光伏发电削峰填谷，EMS的管理策略需要做一些定制性的改动。其中EMS需要对光伏电站的实际输出功率进行实时监控，确保储能充电功率可调并且不会对电网端实际的输出功率造成影响。这需要与现有光伏电站的功率输出管理设备进行对接当EMS监控发现光伏电站实际上网输出功率低与当前电网允许的最大输出功率时，EMS将分级下调储能功率确保光伏电站的发电功率完全满足最大上网功率。为防止EMS失效，一套独立的储能充电功率调节装置需要与EMS并联运行。当电网最大允许输出功率无法达到超过一定时间后，此时可以认为EMS已经失效，此装置将对储能电站并网开关进行分闸处理。电池管理系统电池管理系统由****科技有限公司自我研制。整套系统分两大部分：电站侧BMS：对单个储能电站内的电池进行实时管理。云端大数据平台：对多个电站内的电池进行实时与历史数据分析与学习并对电站侧BMS进行管理。电站侧BMS电站侧BMS采用三级架构：BMU、NodeBMS、MGBMS。分别对电池单元、电池组、及全站电池进行管理。其中：电池管理单元（BMU）BMU固定在电池架上，对下辖电池进行数据采样（电压、温度），SoC预算，参数报警，及按预定算法对电池进行维护与均衡充放电，实现各级电池的性能均衡同时确保其健康状态。节点电池管理系统（NodeBMS）NodeBMS与下辖各BMU进行数据交互，统一计算整组电池的电压、电流、SoC，SoH预算，对电池组出现内出现的异常进行处理、报警。同时根据预设方案对不同运行环境与条件下的电池组进行保护与环境调节。NodeBMS与MGBMS进行数据交互，同时也直接向云端大数据平台单向发送Node内数据。微网电池管理系统（MGBMS）MGBMS管辖整个电站内的全部NodeBMS，接受NodeBMS的数据，对NodeBMS下发指令／参数、算法更新、程序更新。同时MGBMS也计算整体电站电池的SoC、SoH，并与EMS／MGCC进行数据交互。MGBMS对EMS下发各Node上SoC、SoH，电站运行策略／参数、电池报警信息。EMS对MGBMS上传PCS工作参数、状态、报警信息与电站交流侧参数、状态、及并网报警信息。MGBMS整合NodeBMS数据与EMS数据后对其进行缓存同时与云端大数据平台进行双向数据交互。通过这三级管理，电站侧BMS对电池与电站运行可以实现以下功能：电池数据高精度监控与上报电池运行状态分级报警与上报电池系统保护电池健康状态自我诊断与维护运行参数设置事件及数据记录电池组接入／推出运行SoC标定外部通讯云端大数据平台云端大数据平台按项目进行数据结构搭建，可以承受大规模数据上传，确保数据不丢失。云端大数据平台按功能块可以分成：数据接收模块数据预处理模块数据储存模块数据分析模块数据自我学习模块数据反馈模块用户管理模块数据安全模块云数据平台根据每个电池的历史数据对电池进行全生命周期管理。可及时发现电池、设备、电网侧的各类问题并予以警示和处理。同时对电池数据进行人工智能学习，对电池的健康状态进行预测并预先处理。用户可以在云端数据平台上拥有相关账号，对其下属储能电站的运行状况进行监控。电池选型本设计采用的是6-DMZ-20系列的密封阀控AGM胶体铅酸蓄电池。其生产产能高，出货量大，生产流程采用全自动设备，产品一致性较好，循环寿命高，生产环节无环境污染。模块化设计使得生产与安装便捷。同时比能量密度高，占地空间小。电池参数电池单体额定电压／容量为12V／24Ah。最高保护电压14.4V，最低保护电压10.5V。70%DoD循环寿命可达1600次。此类电池为全充全放式动力电池。具体参数如下：技术参数额定电压（V）12额定容量（Ah）24额定能量（Wh，10hr终压10.5V）300重量（约Kg）7尺寸（mm）181（长）x77（宽）x169（高）重量比能量密度（Wh／Kg）46体积比能量密度（KWh／m3）138最大电流充电：0.17C，放电：0.25C均充电压（V／单体@25˚C）14.1最大充电电压（V／单体@25˚C）14.4运行温度（˚C）充电0～45放电-10～50储存-15～45循环寿命（25˚C）70%DoD1600次表SEQ表\*ARABIC3：电池技术参数电池充放电特性此类电池通常需要三段式充电：恒流、恒压、浮充。其中恒压阶段电压与浮充电压需要按电池温度进行调节。调节系数为-12mV／˚C／12V单体电池。具体充放电模式与参数如下图。图SEQ图\*ARABIC9：单体12V/26Ah电池充放电特性电池循环回收****科技有限公司负责安排全部电池的回收。回收电池统一通过具备回收生产资质的公司进行处理。目前此类电池的全部材料回收再利用率在99%以上。高回收率确保了可再生资源与环保要求。储能电站结构与装修本项目采用集装箱形式对储能系统进行安置。初步计划将占用1000平米土地（35米x28米）。40尺电池集装箱共8个，40尺PCS集装箱1个，35kV变压器3个，110kV变电站1个。电池集装箱内每簇电池需要6个电池架。电池架按电池簇排放，箱内有安装维护通道。电池架长1642mm，宽715mm，高2800mm，重448Kg。每个电池架上安置512个单体电池，每个集装箱总重～60吨。对地面承重最低要求为2.5吨／平米。集装箱钢结构的设计必须能保证20年内外观、机械强度、腐蚀程度等满足实际使用的要求。同时具备防水、防火、防尘（防风沙）、防震、防盗等功能。防火功能必须保证外壁结构、隔热材料、内外部装饰材料等全部使用阻燃材料。顶部必须保证不积水、不渗水、不漏水。箱内通风散热能力必须保证有足够的进风量、出风量。必须配置防尘系统和内部空气流通系统，必须配置可靠有效的强制通风散热设备。同时，通风设备不工作的时，必须对出风口进行有效保护，防止小动物、灰尘等进入和外界风倒灌。箱内隔热保温能力与降温能力必须能保证外部环境温度低于10˚C时，内部温度为15˚C±5˚C；外部环境温度高于10˚C，内部最高空气温度不高于外部环境10˚C。同时电池所处空间最低处于最高处温差不得大于5˚C。箱内应配置烟雾传感器、温度传感器、湿度传感器、氢气浓度传感器、应急灯等不可少的安全设备，同时必须确保在箱内通道位置可以从两个不同方向前往两个不同的出口。烟雾传感器于温度传感器必须和储能电站的控制开关形成电气连锁，一旦检测到故障，必须通过声光报警及远程通讯的方式通知监护人员与用户，并切断其所对应的运行中的电池成套设备。箱内必须保证每组电池通道上有两盏应急照明灯，一旦系统断电，应急照明灯立即投入使用。现场工程施工及系统安装与调试在储能电站现场，施工与安装采取顺序进场方式，逐步施工和验收。具体步骤按如下：土建基础电缆施工基础、土建结束（验收）、地基电缆施工结束（验收）、钢结构生产、地基结束（验收）集装箱定制、设备订购集装箱进场（验收）、电池架进场、接入设备安装电池架安装结束（验收）、电缆安装电池、BMS、储能设备、进场安装电池、BMS、储能设备单体调试系统联调、72小时试运行、整体验收电池安装开箱及检查搬运：必须使用2吨及以上叉车进行整托盘搬运。检查：电池外观、接插件外观无损伤。点验：电池数量、接插件数量齐全。安装注意事项检查电池无异常后安装在指定支架位置。如不能立即安装，需要放置在地面最低处并覆盖防水防尘盖布。安装时集中安装同一支架上同一电压等级电池，安装完同一电压等级电池后检测电池与支架间绝缘阻抗，确保没有短路现象。将金属安装工具用绝缘胶带包裹，防止意外短路。先进行同一电压等级电池的连接，再进行同一电池架上的电池连接，最终成组连接必须由有资质电工进行。为保证有效散热，电池间距需保持10mm以上。电池安装完毕，必须先测量电池组总电压无误并确认电池架于电池绝缘无误后，方可加载上电。BMS安装BMU／NodeBMS／MGBMS安装必须在电池成组前进行。安装固定后需要检测各BMU与地之间的连接无误。全部通讯线路必须在管道中安置。NodeBMS／MGBMS供电必须为市电与备用蓄电池双供电。安装完毕后必须检测供电用电池的电压与充电器的工作是否正常。BMU安装时必须确认冷却风扇工作正常，各指示灯工作正常。PCS与升压变安装PCS与升压变的安装由生产厂房外派人员安装。厂方安装人员必须佩戴身份识别标志与必要防护装备。安装前需征得当地供电部门允许，所有电气安装必须符合当地电气安装标准。安装前需确认设备的通风散热要求、接地要求得到满足。安装完毕必须有项目方检验其设备接地是否符合相关标准方可进行下一步调试。机械安装钢结构、电池架、PCS及升压变等设备安装必须确保垂直安装安装时非必要物品不得出现在安装现场，特别是螺丝等小物件，以免通过风道进入电池盒或设备内部造成短路。安装时必须确保交流断电操作，直流低压操作。电气安装安装前需确认电缆规格与输入／输出功率匹配。安装前需确认CT、电表等得到相关单位的认证与检验。电缆接线需注意紧固力矩，不可过大或过小。安装时必须确保交流断电操作，直流低压操作。安全性电池安全性储能电池为AGM阀控免维护胶体铅酸电池。此类电池为防爆电池，不会造成不可控连锁燃爆，可以在有明火环境下工作。电池内硫酸为半胶体状态为贫液型电池，可以倒置。在当前储能业内所使用的全部电池种类中是最安全的。同时，在充电过程中BMS对电池及充电环境进行调节，从而杜绝氢气的产生。电站内安装了一系列排风措施确保任何易爆气体被及时排出。每个储能节点配备消防灭火设备。运行安全保障BMS对电池及储能系统运行参数进行全方位的监控与管理。所采集到的电池状态、设备运行状态、电网状态等信息每分钟回传至公司云端服务器。由智能后台程序对储能系统状态实施全程监控。同时对电池健康状态进行诊断并可对有轻微问题电池进行自动修复，对错误运行状态或不正常运行情况进行报警并及时通知到负责人。如果错误或不正常运行等级上升，云端的人工智能判断系统可以对储能设备进行远程调节直至停机。电力设备安全保障储能系统拥有直流侧与交流侧的电压、电流过载保护，短路保护，过温保护，及电网安全保护。在电网电压、相位、频率不稳定并超过设备