混合储能方案

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3.1.2.1磷酸铁锂储能系统
方案包含电池系统（电池预制舱）、变流升压系统（变流升压一体舱）及能量管理系统EMS，方案采用高集成度的电池预制舱+变流升压一体舱设计。电池预制舱选用储能专用的磷酸铁锂电芯，具有高比能量、长寿命和优良的充放电倍率等优点。配套自研BMS，采用三级系统架构，集成电池模型，实现电芯级的安全监测和防护，同时，还配套了主动消防系统、动环监测系统、后备电源及低压配电系统。
变流升压一体舱选用1500V DC三电平PCS产品，额定功率6.25MW，标配6500KVA升压变，配合35KV高压柜和配电监控系统。整套系统高度集成化，具有占地面积小、智能化程度高、系统效率高、施工调试简单等优点。
1.设计依据
2.技术优势
采用模块化设计，按需建设，支持快速扩容；采用厂内预集成预调试模式，项目基建与设备生产同时进行，可大幅压缩项目工期（调试周期缩短80%）。
选用储能专用的磷酸铁锂600Ah电芯，具有高比能量、长寿命和优良的充放电倍率等优点；
采用液冷散热管理系统，电池预制舱内电芯温度极差不大于5℃，保障储能电站全寿命周期安全高效运行；
电池组采用CTP高效连接工艺，实现电池模组功率连接的高可靠、低阻抗及高一致性，电池Pack具备IP67防护等级，有效防止凝露和风沙，液冷管路与电池模组采用中间隔离设计，且具备防漏液设计，根绝漏液对电池安全的影响；
电池预制舱采用高强度结构设计，保证其在长途运输及极端情况下（如地震）的安全性；电池预制舱安全性高，以电芯为最小防护单元。
自研BMS系统，实时监测电池预制舱内电池运行状态，可实现电池预制舱的安全稳定运行；集成电芯到电池簇级别的均衡策略，可有效保证储能系统的可用容量和使用寿命；
超长电池运行数据积累，采用大数据、云计算等先进技术，不断优化电池预制舱运行控制策略，确保储能系统安全高效运行。
3.系统方案
系统方案包含一次设计方案、电池预制舱方案、变流升压一体舱方案、能量管理系统方案、整站布局方案。
3.1 一次设计方案
根据《电化学储能电站设计规范》第12.2.5条，每个储能子系统的装机规模不超过50MWh，因此，本方案以4个1.25MW/5MWh的储能单元为例，构建1个装机规模为5MW/20MWh的储能子系统，18个5MW/20MWh的储能子系统构建90MW/360MWh储能方案，通过35KV电缆线路接入储能电站升压站的35KV母线。
3.2 电池预制舱技术方案
3.2.1电池预制舱组成
(1) 每台电池预制舱由8个液冷电池簇、1个配电控制柜、1个热管理系统、1套消防系统、1个舱体等组成。
(2) 电池簇由电芯通过1P*104S*4的串联方式组成，包括4个1P104S磷酸铁锂电池箱，1个主控箱。
(3) 电池管理系统分了三个层级：CSC，SBMU和MBMU。CSC位于电池箱内，完成对电池箱内部单体电芯信息的数据采集，并将数据上传给SBMU，同时根据SBMU下发的指令完成电池箱内单体电芯间的均衡。SBMU位于主控箱内，负责电池柜的管理工作，接收电池柜内部CSC上传的详细数据，采样电池柜的电压和电流，进行SOC计算和修正，负责电池柜预充电和充放电管理，并将相关数据上传给MBMU。MBMU安装在控制柜内，负责整个电池系统的运行管理，接收SBMU上传的数据并进行分析和处理，并将电池系统数据传送给PCS和EMS。MBMU通过CAN/RS485通讯协议与PCS通信、通过IEC61850/IEC104通讯协议与EMS通信。
3.2.2电池预制舱技术参数
电池预制舱参数如下表所示
3.2.3电池管理系统（BMS）
电池管理系统产品是针对中大型储能系统开发的电池管理系统，电池管理系统三级架构管理模式，由CSC、SBMU 、MBMU、IMM四部分组成，主要功能如下：
簇电池信息采集
故障诊断和报警
电池均衡策略分析
SOC计算
绝缘检测
控制继电器
继电器粘连检测
与PCS数据通讯交互
电池管理系统可以监控电池电压、电流、温度、管理能量获取和释放、热管理、低压供电、高压安全监控、故障诊断和管理、PCS与EMS的外部通讯以确保储能系统稳定运行。上传电池的实时数据进行数值计算、性能分析、报警处理及记录存储。实现与PCS 主机、储能能量管理系统（EMS）等进行联动控制，根据输出功率要求及各簇电池的SOC状态优化负荷控制策略，保障电池系统安全稳定且高效地运行。
模组电池管理单元 (CSC)旨在检测电压、温度并执行电池的电池平衡功能。 Pack电池管理控制系统 (SBMU) 可以管理所有模组电池管理单元 (CSC) 单元并检测总电压、电流，并通过切换直流继电器执行保护功能。
3.2.4 消防系统
电池预制舱采用全氟己酮灭火系统和水消防系统，在每个电池预制舱中安装多个感烟探测器、感温探测器、可燃气体探测器与消防控制主机进行通讯，在预制舱内安装消防主机，预制舱外安装警铃、声光报警器、气体释放警报器等。
当任一个探测器动作时，消防主机接收到一级报警，安装在舱外的警铃发出报警；当一个烟感与可燃气体探测器同时发出报警时，消防报警主机发出二级报警，舱外的声光报警器发出报警，气体灭火装置启动，灭火剂喷放至预制舱，同时气体释放警报器动作。消防主机可发出火警及故障干结点信号给电池管理系统。
电池预制舱内设置水消防系统的管路、舱外预留DN65的消防水快速接头。
3.2.5 热管理系统
液冷机组是针对储能电池散热等应用环境而开发的一款制冷产品，适用于电池发热量大，对环境和温度敏感的电池预制舱的应用，液冷机组可以确保电池预制舱内电池的使用温度和寿命。
液冷机组功能齐全，集成上位机通讯、告警等功能，可靠性高，安装简单方便，无需复杂调试。
优点:
一体化设计，节省现场安装调试成本
高能效变频压缩机，变频设计，高效节能
压缩机无级调速，冷量智能调节
风机智能调速，时时与热负荷匹配，节能降噪
交流400V AC 50Hz供电，允许电压±15%波动
标配CAN通讯接口，通过CAN协议实现BMS监控
具有来电自启动功能，并提供多种告警及保护功能
R410A环保制冷剂，满足RoHS要求
可靠性高，365天/年不间断运行
3.3 变流升压一体舱技术方案
3.3.1 储能变流器（PCS）
储能变流器支持并网和离网两种运行模式，在并网运行中，储能变流器交流侧连接电网，直流侧连接蓄电池，参与电网调压调频，实现对电网负荷的削峰填谷。根据选择的运行模式，可对蓄电池进行恒压、恒流和恒功率充放电。在离网运行中，储能变流器直流侧连接蓄电池，系统运行可输出固定频率和有效值的三相交流电压，实现对交流侧负荷的持续供电。储能变流
            
PCS具备如下技术功能
(1) 启动与关停
装置启动时先自检，具有完善的软硬件自检功能，装置故障或异常时告警并详细记录相关信息。
(2) 装置的运行模式
PCS装置具备科学、完善的运行模式和运行状态设置，满足调试、运行、检修维护的需要，运行工作状态切换时采取必要的措施保证设备的安全。
(3) 运行状态切换
PCS装置能快速切换运行状态，从额定功率并网充电模式状态转为额定功率并网放电状态所需的时间不大于100ms。
(4) 通用技术要求
PCS装置可接收监控系统的控制指令对电池进行充放电。PCS装置能处理电池管理系统的各种告警信息，以确保电池的安全。
(5) PCS具有故障记录功能，并具有掉电保持，每份记录的信息包括故障时间和故障类型，以便进行事故分析，能记录故障前2个周波和故障后5个周波的数据信息。
(6) 当输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声级计测量满载时的噪声，噪声不大于80dB。
(7) PCS内部直流侧设计有预充电回路，在系统每次启动充、放电时，系统需预先启动预充电回路，保证直流侧冲击电流小于10A，以保证系统安全。
(8) PCS具备控制电冗余能力，可从直流侧、并网侧和站用电侧任意两个回路取电，其中一侧掉电均不影响控制系统的供电连续性。PCS优先从并网侧取电。
(9) 待机功耗：变流器的待机损耗不大于额定功率0.5%，空载损耗不大于额定功率0.8%。
(10) PCS最大效率不低于99％。PCS在100%Pn运行状态下，整流效率不低于98%，逆变效率均不低于98%。
(11) 电压响应。
交流母线电压        要求
＜0.5UN        最大分闸时间不超过0.2S
0.5 UN ～0.85 UN        最大分闸时间不超过2.0S
0.85 UN ～1.1 UN        连续运行
1.1 UN ～1.2 UN        最大分闸时间不超过2.0S
＞1.2 UN        最大分闸时间不超过0.2S
(12) 频率响应
频率范围        要求
＜49.5Hz        储能系统不能处于充电状态。
处于充电状态的变流器应在0.2s内转为放电状态，对于不具备放电条件或其他特殊情况，应在0.2s内与电网脱离。
处于放电状态的储能变流器应能连续运行。
49.5Hz～50.2Hz        正常充电或放电运行
大于50.2Hz        储能系统不能处于放电状态。
处于放电状态的变流器应在0.2s内转为充电状态，对于不具备充电条件或其他特殊情况，应在0.2s内与电网脱离。
处于充电状态的储能变流器应能连续运行。
(13) 有功功率控制功能
PCS可自行或根据监控系统指令控制其有功功率输出。为实现有功功率调节功能，电池储能系统能接收并实时跟踪执行监控系统发送的有功功率控制信号，自动调节有功输出，确保其最大输出功率及功率变化率不超过给定值。
(14) PCS主功率电路采用三电平拓扑，其拓扑图如下图所示。直流侧可接入带BMS控制的电池组，变流器直流侧具备直流缓冲（预充电）功能。
(15) PCS具有故障、待机、停机、运行工作状态。
(16) PCS具备1500V带载能力，1500V直流母线下负载率不低于100%。
(17) PCS具有功率模块和信号单元的故障诊断及保护功能。能够正常诊断出自身内部产生的故障，产生相应的事件和故障码上传到上位机。并有历史故障本地记录功能，断电后数据不丢失。故障记录信息包括故障器件所有重要的模拟量和开关量。每份记录的信息包括故障时间和故障类型，以便进行事故分析。
(18) PCS具有P/Q和V/F两种工作模式，处于P/Q工作模式时，能根据EMS指令控制有功功率及无功功率输出，具备四象限满容量运行的能力。
(19) 电压/无功调节功能
(20) PCS具有孤岛检测功能。当储能变流器处于正常并网运行模式时，防孤岛检测功能能正常使用。
3.3.2 变压器
变流升压舱选用干变方案，无载调压，全铜线圈，与变流器等设备集成一体机成套提供。
(1) 变压器采用优质硅钢片。
(2) 干式变压器的各相交流母排配置相应的相序标识。
(3) 干式变压器的分接端子要方便调接，并有明确的标识。
(4) 干式变压器可靠接地，并有相应的接地端子和标识。
(5) 干式变压器中的母线允许使用镀锡、镀镍或镀银等防腐处理方式。保证干式变压器可以在-35℃~+55℃的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻。其技术参数如下表所示。
3.3.3 高压柜
为了将每个储能单元升压至 35KV 后做电气连接，为储能设备检修提供便利，在每个升压变压器高压侧配置 1 台35KV高压柜，每台35KV高压柜是完整的，柜内包含高压柜顺利运行所需的所有元件。高压柜内采用高压真空断路器+隔离开关+接地刀组合，配套避雷器、带电显示器、电磁锁、高压CT等必要电气设备。
(1) 真空断路器
(2) 35KV隔离开关
(3) 35KV避雷器
3.4 通讯动力柜/箱
通信及配电柜主要集成升压变流舱通信和配电功能，主要包含UPS、变压器测控装置、交换机、配电断路器及端子排等。
通讯动力柜的供电采用变流器成套装置自供电方式。
(1) 辅助配电变压器
（2）UPS参数
3.5能量管理系统方案
储能电站能量管理系统（以下简称EMS系统）是以应用计算机、网络和通信技术为基础，实现对储能电站内部电池管理系统（BMS系统）、功率变换系统（PCS）、配电二次设备以及视频与环境监控设备等其他站内设备的信息采集、处理、监视、控制、运行管理等功能的计算机监控系统。
EMS系统向上对接升压站监控系统，根据电网调度要求，上传储能电站相关的远动信息，并接收电网调度下发的指令；向下对接电池管理系统（BMS系统）、功率变换系统（PCS）、配电二次设备以及视频与环境监控设备等，实现站内信息的采集和调度指令的分配。
3.5.1 硬件系统拓扑
EMS硬件系统由站控层、间隔层两部分组成，采用双机双网结构，主要硬件设备采用冗余配置，避免单点硬件故障导致系统瘫痪。
站控层设备包括操作员工作站、工程师工作站、应用服务器、数据存储服务器、前置服务器、储能协调控制器、数据网中心交换机、控制网中心交换机、EMS交换机等设备构成，为站内运行提供人机界面，实现间隔层设备的控制管理，形成全站的监控和管理中心，与升压站监控中心通信。
每个5个储能单元构成1个环网监控单元，每个环网监控单元配置2台控制网交换机和2台数据网交换机，数据网和控制网均构成环形网络，分别接入站控层的数据网中心交换机、控制网中心交换机。
3.5.2 软件功能
储能电站EMS软件功能包含系统软件、支撑平台和应用软件。软件系统拓扑如图所示。
3.5.2.1 系统软件
系统软件选用国产操作系统、国产主流数据库管理系统，在系统相应节点上根据项目需求安装C/C++/Java等编译和运行环境等。
3.5.2.2 支撑平台
支撑平台位于操作系统与应用功能之间，实现对所有应用功能的全面、通用服务和支撑，为应用功能的一体化集成提供平台。
支撑平台提供以下通用服务：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表服务、系统管理、权限管理、告警、计算服务等。
支撑平台提供标准的服务访问或编程接口，支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。
3.5.2.3 应用软件
EMS应用软件包含基本应用功能和高级应用功能。基本应用功能主要采集、处理储能电站端储能设备运行数据、配网信息等数据，通过对控制系统和功能应用的集成，实现对储能电站的实时监视、分析和控制。高级应用功能包括诊断预警、全景分析、高级控制功能等。诊断预警功能包括诊断分析、报警方式、报警类型。全景分析功能包括电池可用容量/能量分析、电池可持续工作时间分析、电池可循环寿命分析、电池历史数据统计分析。
(1)数据采集
储能站数据采集、存储与传输按三级管理模式：间隔层储能单元BMS与PCS对电池模组及电芯、辅助设备、交流电器等本地设备数据进行采集；站控层的数据服务器对BMS、PCS和配电网中的关键数据进行采集与存储；升压站监控系统向调控端和集控中心按需求上传相关数据。
SCADA数据采集系统完成储能电站数据采集功能。数据采集系统通过与各储能变流器、BMS和就地监测系统的通信实现对储能电站实时运行信息的采集，将其接收到的实时数据通过网络点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。数据采集系统同时接收储能电站功率控制命令，通过向各储能变流器下达控制命令实现对储能电站功率的调控功能。数据采集系统在储能电站监控系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。
(2)数据处理
EMS对间隔层设备采集的电池模组及单体、辅助设备、交流电器等本地数据进行处理，包含模拟量、状态量、计划值的处理，以满足EMS相关功能实现的需求。对所有遥测量和计算量配置数据质量码，以反映数据的可靠程度。
EMS提供强大的脚本及编译器功能，用于实现：计算、统计、检索、以及考核等功能。计算功能支持多态多应用，同一公式中可支持任何应用的数据计算。采样记录的计算结果与公式分量完全吻合，对于有分公式的公式计算考虑先后优先级。
(3)控制与调节
EMS支持手动控制和自动控制两种模式，对储能站内交流回路断路器、功率变换系统及其他相关重要设备进行调度控制。按优先级由高到低，可分为间隔层、站控层、调度管理层，在通讯故障时，控制层能向相邻的高优先权自动切换。
EMS能接收上级调度指令，通过储能变流器等设备实现有功及无功控制调节，且具有自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、储能系统设备控制及防误闭锁功能。
EMS支持就地控制、站内控制、调度控制三个层级的控制，同一时间只允许一级控制，三个层级间控制权可进行切换，切换无扰动且就地控制优先。同时，支持自动控制和手动控制两种控制方式，两种控制方式间可互相切换。
(4)报警
EMS按照对储能电站的影响严重程度，报警等级从严重到一般设置为一级、二级、三级。支持分层、分级、分类处理，在监控画面上能对指定设备和测点进行报警抑制和恢复，实时检测BMS、PCS等设备的状态和动作情况。对一级告警，能自动推出相关事故报警画面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。
(5)事件顺序记录和事故追忆
EMS将BMS/PCS/断路器/隔离开关/变压器等设备上传的动作信号、故障信号、下发的操作指令；消防、视频监控等辅助系统上传的动作信号、故障信号，列为事件顺序记录（SOE）。
事故发生时能保存该记录。记录包含事故前和事故后两时段，两时段的长短和采样间隔可调整。追忆记录采样速率为1次/s，时段长度不少于180s，事故前60s，事故后120s。
(6)通信
EMS与电网调度间的通信，符合DL/T634.5104、DL/T719或其他调度自动化系统标准；与电池管理系统、储能变流器通信采用符合DL/T860.73、DL/T860.74、GB/T19582.1、GB/T19582.2、GB/T19582.3、DL/T634.5104标准的通信规约。