2023电网储能电站设计案例分析及相关建议

电网储能电站设计案例分析及相关建议0203镇江东部电网侧储能电站技术方案案例分析相关建议04储能在电力系统的定位01配电输电发电可再生能源大规模接入会破坏电网稳定性，利用储能提高接纳能力传统扩容方式受限于输电走廊布局等资源限制与负荷需求不断增长之间的矛盾，引入储能能有效缓解矛盾，并缓解设备更新投资，提高网络资源和设施利用率用户储能引入可提高用户侧分布式能源接入能力，保证供电可靠性，满足电能质量需求，削峰填谷0203镇江东部电网侧储能电站技术方案案例分析相关建议04储能在电力系统的定位0102 镇江东部电网侧储能电站技术方案项目背景及必要性由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦机组已于2017年迎峰度夏后全部关停，而原规划2018年上半年投运的镇江丹徒燃机2台44万机组因故无法按计划建成投运。2018年夏季用电高峰用电分区用电存在缺口，随着用电负荷的增长，镇江东部电网供电紧迫形势短期内仍持续存在。为缓解镇江地区2018年电网迎峰度夏供电压力，保证地区生产生活用电，提高电网的供电可靠性，本储能电站项目建设迫在10千伏接入的电站

110千伏线路10千伏线路图例220千伏变电站110千伏变电站

220千伏线路说明：图中虚线为本工程新建项目至新竹丁岗至辛丰石桥五峰金东绍隆至高桥北山至黄墟大港至金凤至访仙至化工至谏壁电厂质检站奇美

35千伏线路大路至新竹至普庆至姚桥至东乡至东乡

至姚桥至东乡银山本工程24兆瓦（现有40回）运行策略2018年供电分区最高负荷日负荷超过电网供电能力（即538万千瓦）包括以下3个时段：（1）时段1，9:40—11:22。持续时间约2小时，最大电力缺口22万千瓦，电量缺口19.8万千瓦时。（2）时段2，12:46—15:46。持续时间约3小时，最大电力缺口10.8万千瓦，电量缺口3.6万千瓦时。（3）时段3，20:16—22:13。持续时间约2小时，最大电力缺口19万千瓦时，电量缺口14.8万千瓦时。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案运行策略可供储能系统充电的时段主要包括：（1）3:00—6:00。持续时间4小时，供储能系统充电的裕度较大；（2）12:00—13:00。持续时间1小时；（3）18:00—19:00。持续时间约1小时，可供储能系统充电，以满足晚高峰时段放电需求。镇江电网侧储能“多充多放”运行模式02 镇江东部电网侧储能电站技术方案序号工程名称建设规模1大港储能电站16MW/32MWh2北山储能电站16MW/32MWh3五峰山储能电站24MW/48MWh4建山储能电站5MW/10MWh5丹阳储能电站12MW/24MWh6长旺储能电站8MW/16MWh7新坝储能电站10MW/20MWh8三跃储能电站10MW/20MWh总计101MW/202MWh02 镇江东部电网侧储能电站技术方案容量：101MW/202MWh（8个站）功能：参与电网调峰、调频、调压源网荷储：全部接入源网荷储系统02 镇江东部电网侧储能电站技术方案组成：储能电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、监控系统、升压变压器、SVG电池：基本的能量存储介质BMS：对电池电压、温度、状态等信号在线监测，对电池进行管理PCS：核心设备，实现储能电池与电网建交直流交换和双向能量传递监控系统：实现全站储能系统实时监视，功率控制，满足电网调峰调频需要02 镇江东部电网侧储能电站技术方案电池均采用磷酸铁锂电池组（宁德时代、中天科技、合肥国轩、力信能源），安全可靠性强、能力密度高、充放电速率快、使用寿命长。多个电池串并联，形成一个电池模块，多个模块串联形成电池簇，多个簇并联形成电池堆（0.5MW/1MWh，电压约690V~760V），2个电池堆安装于一个舱（1MW/2MWh），每个电池堆对应一台PCS。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案一、二次设备高度集成，采用标准预制舱体布置形式，实现设计方案模块化、设备基础通用化、施工建设标准化，缩短建设周期，节约建设成本。智能总控舱、电池舱、PCS升压舱、汇流舱、SVG舱，舱体数量多。电池舱与PCS升压舱（2台PCS+1台升压变）一一对应，前者有空调，后者通风，前者采用七氟丙烷气体自动灭火系统（全淹没灭火方式），均装设红外测温高清探头。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案优化主接线，将进线柜与PCS舱一一对应的型式优化为“一拖四”、“一拖三”，多台PCS升压变预制舱经集电线路并联接入一台进线柜，大幅降低设备成本，有效减少占地面积。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案SVG：与储能系统配合，提升储能站无功调节能力，以IGBT为核心，快速连续提供容性或感性无功。优点：通过对电流的实施追踪，实现对无功和谐波的瞬时动态补偿，具有提高电网稳定性、抑制谐波、平衡三相电网、降低损耗等作用。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案监控系统：储能电站的核心部分，实现对储能站中储能系统、升压变压器、SVG等进行信息采集、处理、实施监视、有功自动控制、无功电压控制、与调度通信和运行管理等功能。控制与调节：支持远方和就地模式，包括站内断路器、隔离开关、变压器分接头遥控等。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案分层架构：站控层（监控主机、数据服务器、通信网关机），间隔层（就地监控装置、测控装置等）。协议：104、modbus02 镇江东部电网侧储能电站技术方案源网荷总体策略：按层级切负荷，每个子站分6个层级，结合不同故障（省外直流故障、锦苏直流故障、锡泰直流故障、雁淮直流故障），子站设置不同优先级切负荷。储能策略：执行：储能系统直接按最大能力满放（至少持续1s，不接受其他命令），充放电转换时间小于100ms。恢复：1s后监控系统接管PCS，5min内收到网荷终端复归命令，恢复执行之前的状态，5min内未收到，自行恢复之前的状态。02 镇江东部电网侧储能电站技术方案AGC控制模式：调度AGC模块根据ACE模块计算储能站充放电功率，储能监控系统根据调度AGC调节指令结合站端各储能单元当前状态实时生成站端AGC控制命令，在实现调度AGC指令跟踪的同时有效保护电池运行安全。要求：实时计算站内电池状态、剩余容量（SOC），上送调度、快速响应调度AGC指令，优化分配并控制。0203镇江东部电网侧储能电站技术方案案例分析相关建议04储能在电力系统的定位0103

案例分析工程概况本次建设镇江新区五峰山储能电站，储能电站规模为24MW/48MWh。站址位于镇江市大港新区五峰山东侧，金港大道北侧。站址紧临大港仓库北侧围墙，西侧与五峰山路相连，附近为110kV五峰变电站。目前拟在区域内建站尺寸为122m×45m，面积5490m2。03

案例分析主接线设计本工程每套2MWh储能预制舱由8个电池簇构成，每一个电池簇由40个电池插箱和1个高压箱组成。每个电池插箱由两个6并3串的标准模组构成，每个电池簇为6并240串，储能预制仓每4个电池簇并联接入一台500kWPCS，每两台PCS并联接入一台1250kVA就地升压变，构成一个储能子系统。本期储能电站共24个储能子系统。03

案例分析主接线设计方案一：单元接线每组接入储能容量小；交流接入设备数量较多；检修影响范围小。方案二：集电环节及其接线每组接入储能容量大；交流接入设备数量较少；适合大型储能电站设计。03

案例分析平面布置储能站入口设在站区西侧围墙。围墙采用实体砖砌筑，四周均增设隔音设施。总平面布置方案中，所有集装箱呈整列式整齐排列在道路周边。沿户外集装箱四周设主要道路，并与进站道路相连。整体布置紧凑合理，功能分区清晰明确，站区内道路设置合理流畅。站区大门至主要运输道路宽度4m，兼做消防环形道路，根据厂家提供相关数据，道路转弯半径10米，满足40呎标准集运输要求。0203镇江东部电网侧储能电站技术方案案例分析相关建议04储能在电力系统的定位0104

相关建议针对电网侧储能电站工程特点，按照“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”的标准配送式建设模式，形成

“标准化、模块化、智能化”的电网侧储能电站设计方案。面向功能配置和设备对象，提出预制舱舱体外形标准尺寸、舱体结构、舱内辅助设施（视频、暖通、火灾报警等），实现整体采购、设计与标准配送。04

相关建议建议建立火灾综合预警系统，整合储能电站内烟雾传感器、温度传感器、红外感温摄像头、电池内部温度控制单元，对建筑、预制舱内以及电池本体的温控系统进行实时采集，在线监测电池、其他设备关键指标。通过采集整理日、周