集装箱式储能电站9MW36MWh系统方案.docx

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1、*有限公司综合能源系统解决方案集装箱式储能电站9MW36MWh*科技有限公司2019年9月目录一、项目概况11、1项目名称11、2项目背景11、3建设内容11、4建设地点与占地面积2二、项目建设可行性分析22.1 产业政策22.2 项目意义2三、设计依据3四、用户配电现状54.1 峰谷电价54.2 配电系统54.3 用电统计6五、设计方案95.1 并网接入95.2 系统组成105.3 电池参数105.4 电池成组方案:115.5 电池管理系统(BMS)135.6 运行策略145.7 电站布置15六、系统配置清单15七、安全性保障措施167.1电站安全161.1 2异常响应177.3 蓄也池热管

2、理197.4 消防安全22八、收益分析31一、项目概况*集团有限公司（简称“*）成立于1999年，是中国建材的核心企业，是集*、商品混凝土、砂石骨料、*制品等制造及研发、节能环境保护与综合利用为一体的国家重点扶持的大型*企业集团。*有限公司于2002年12月25日在徐州市工商行政管理局登记成立。法定代表人孙建成，公司经营范围包括*、熟料生产、仓储、销售及售后服务。徐州*坚持以专业化的制造技术、专家化的管理手段确保高品质产品的生产;坚持以完善的市场保障系统、专情化的服务理念对消费者负责。生产线全部用国际先进的新型干法工艺，按*统一的质量标准生产，使用统一的“CUCC”*牌商标。产品品种涵盖了32

3、.5、42.5、52.5、62.5等各种型号及性能的一般*和商品混凝土。徐州*生产的“CUCC”*牌*具有较高的安定性，凝结时间适中，早期、后期强度高,和易性、耐磨性、可塑性、均匀性优良，色泽美观，碱含量低等特点。实物质量达到国际先进水平。广泛应用于国防、交通、水利、工农业建设等复杂、要求高的工程。1、1项目名称*有限公司综合能源系统解决项目。1、2项目背景该项目位于江苏省徐州市，用电池组作为储能元件，在电力处于低价位时期蓄电，在电力处于峰时段放电，实现电力削峰填谷，调节用户侧需求响应，这不但可以降低电网的峰值负荷，有利于电网的安全运行，还能产生巨大的经济效益。1、3建设内容1）建设内容:集装

4、箱式储能电站；2）装机容量:9MW736MWh1、4建设地点与占地面积*初步估算需求占地面积为900m2,详细选址需进一步调研后确认。二、项目建设可行性分析2.1 产业政策国家发展和改革委员会2016年颁发可再生能源发展“十三五”规划，明确提出推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破。国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局于2017年9月22日联合颁布发改能源20171701号关于促进储能技术与产业发展的指导意见，明确指出鼓励在用户侧建设分布式储能系统，鼓励通过配置多种储能设备提高微电网供电的可靠性和电能质量，完善用

5、户侧储能系统支持政策。对于满足要求的储能系统，电网应准予接入。鼓励和支持国家级可再生能源示范区及其他具备条件的地区、部门和企业，因地制宜开展各类储能技术应用试点示范。在技术创新、运营模式、发展业态和体制机制等方面深入探索，先行先试，总结积累可推广的成功经验。江苏辅助服务（调峰）市场主要开展深度调峰交易和启停调峰交易两类交易品种。市场建设初期，深度调峰交易参与主体为燃煤火电机组、核电机组，启停调峰交易参与主体为燃煤火电机组和储能电站。储能电站建成后参与电网侧辅助服务市场可再获得部分收益。2.2 项目意义储能电站（系统）在电网中的应用目的主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高

6、电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用。比如:削峰填谷，改善电网运行曲线;此外储能电站还能减少线损，增加线路和设备使用寿命。将储能设施部署在用户侧，可解决电力生产与消费不匹配和电网通道不畅的问题，改变电力“产、运、消”瞬时同步完成的特性，实现消纳清洁能源与满足电力需求的双重目的。1）储能设施可发挥电力“仓储”功能，改变电力产品的瞬时特性，使新能源发电机组供电稳定、安全，促进新能源技术的发展。2）当配电网中用户所安装的储能容量总和达到一定时，能有效地延缓配电网增容扩建，提高配电网运行稳定性，减少用电高峰时电能长距离输送所产生的损耗。3）用户侧储能可为用户平滑负荷、提高供电可靠性、改善电能质

7、量。4）用户侧储能可实现需求侧管理，减小峰谷负荷差，并带动新型电力消费和交易模式，降低用户的购电费用。三、设计依据GB51048-2014电化学储能电站设计规范GB/T36276-2018电力储能用锂离子电池GB/T36545-2018移动式电化学储能系统技术要求GB/T34120-2017电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范GB/T36558-2018电力系统电化学储能系统通用技术条件GB/T36549-2018电化学储能电站运行指标及评价GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定GB/T33592-2017分

8、布式电源并网运行控制规范GB/T33593-2017分布式电源并网技术要求NB/T33015-2014电化学储能系统接入配电网技术规定、NB/T33014-2014电化学储能系统接入配电网运行控制规范NB/T31016-2011电池储能功率控制系统技术条件NB/T33014-2014电化学储能系统接入配电网运行控制规范NB/T33015-2014电化学储能系统接入配电网技术规定NB/T33016-2014电化学储能系统接入配电网测试规程NB/T42089-2016电化学储能电站功率变换系统技术规范NB/T42090-2016电化学储能电站监控系统技术规范NB/T42091-2016电化学储能电

9、站用锂离子电池技术规范D1/T1815-2018电化学储能电站设备可靠性评价规程D1/T1816-2018电化学储能电站标识系统编码导则NB/T33011-2014分布式电源接入电网测试技术规范、NB/T33010-2014分布式电源接入电网运行控制规范、NB/T33013-2014分布式电源孤岛运行控制规范、NB/T33012-2014分布式电源接入电网监控系统功能规范Q/GDW1564-2014储能系统接入配电网技术规定Q/GDW676-2011储能系统接入配电网测试规范Q/GDW696-2011储能系统接入电网运行控制规范Q/GDW697-2011储能系统接入配电网监控系统功能规范Q/G

10、DW/Z1769-2012电池储能电站技术导则Q/GDW1884-2013储能电池组及管理系统技术规范Q/GDW1886-2013电池储能系统集成典型设计规范四、用户配电现状4.1 峰谷电价目前江苏省徐州市电网的电力价格见下表4-1:表4-1江苏省徐州市电网峰谷分时电价表时区ABCDE时间（时）00:00-08:0008:00-12:0012:00-17:0017:00-21:0021:00-24:00间隔（小时）84543峰/平/谷谷峰平峰平电价（元kWh）0.30391、01970.61181、01970.61184.2 配电系统*配电网络为2路I1OKV进线，一路郎螺778路进线下挂1#

11、和2#主变，其中1#主变停运，2#主变为30000KVAI1oKV/6KV变压器;另一路郎螺779进线下挂3#主变，其3#主变31500KVA110KV/6KV变压器。目前正常运行状态下2#主变下带6IVI段母线;3#主变下带6KVII段和In段母线（两条母线间母联开关处于闭合）。同时6KVI段母线接有一台6KV18000KW余热发电机，即为1#余热发电机;6KVI段母线也接有一台6KV18000KW余热发电机，即为2#余热发电机；1#发电机发电在13000Kw左右，2#发电机发电在16000Kw左右。两路进线都按其变压器容量缴纳基本电费。*配电系统如下：IW1闻IMi1UTIUS1653W|

12、卬IM1初Itte1a4I6221J6136!I14I610I例I6M4M3H56O?IM9S111(13|I1S1617I619I623WjM卬!111114B相愉相加2#主变用电量统计如下:2#主变典型月用电量统计450000040000003500000300000025000002000000150000010000005000000峰(kWh)平(kWh)谷(k1h)2#主变月平均功率曲线如下:kw2018-2019年典型月平均功率曲线35000300002500020000计费容量(kVA)峰(kW)平(kW)谷(kW)2#主变典型日负荷曲线如下:基于以上的曲线分析，2#主变整体负

13、荷波动符合公司24小时连续生产特征，峰平谷时段在4000-130OOkw区间内波动。考虑到基本电费按变压器容量3000OkVA收取，储能系统具有充足的容量进行充电，因此2#变压器主要限制为消纳问题。为保障电量能充分消纳，初步判断储能系统规模3MW12MWh,3#主变用电量统计如下:3#主变月平均功率如下:基于以上的曲线分析，3#主变整体负荷波动符合公司24小时连续生产特征，峰平谷时段在7000-2400OkW区间内波动。考虑到基本电费按变压器容量3150OkVA收取，储能系统充电余量和消纳均有一定限制。为保障电量能充分消纳及充电不超容，初步判断储能系统规模6MW/24MWhC综合上述分析，可确

14、认*储能电站规模为9MW36MWh,分2个并网点接入。其中，2#主变6kV低压侧接入3MW12MWh,3#主变6kV低压侧接入6MW24MWho五、设计方案*项目拟建设功率为9MW,储能电量36Mwh的储能电站。系统由18个0.5MW72Mwh储能单元构成，用磷酸铁锂作为储能电池，分别通过2个并网点接入6kV母线。系统用3层电池管理系统BMS采集实时数据，经由RS485CAN通信发送至EMS系统集中控制。EMS可由以太网与上位机进行通讯，实时监控储能电站运行情况，并通过符合跟踪装置调整充放电功率，在谷段及平段进行充电，并在峰时段进行放电，实现峰谷套利。5.1并网接入*项目由2个并网点共接入9M

15、VC736MVCho其中，2#主变6kV低压侧接入3MW12MWh,3#主变6kV低压侧接入6MW24MWh。两个并网点分别装设双向计量装置，对储能系统充放电量进行实时计量，且通过装设逆功率保护装置，保障储能系统不向电网返送电。接入示意图如下所示：电池系统以2MWh组成一个集装箱单元，一个集装箱内有12个电池簇，单节电池用3.2V120Ah规格磷酸铁锂电池。集装箱内包含电池、电池管理模块，汇流开关，消防设施等,电池簇经直流汇流排汇流后接500kWPCS,经PCS变流后出线为0.4kV0每4个500kW的PCS通过1台250OkVA60.4kV变压器升压至6kV后并入储能系统6kV母线。5.3电池