110KV储能电站系统技术方案_光伏发电侧储能项目25MW138MWh.docx

《110KV储能电站系统技术方案_光伏发电侧储能项目25MW138MWh.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110KV储能电站系统技术方案_光伏发电侧储能项目25MW138MWh.docx（25页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、I1OkV储能电站系统技术方案光伏发电侧储能项目_2.5MW13.8MWh版本号摘要拟定人日期1.0初建8/3/181.1折旧改10年8/22/18*科技有限公司2018.81. 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7223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

2、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)142.6 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21

3、3.4 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241项目背景及介绍11储能背景木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

4、，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。12用户需求用户希望新增I1OkV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。1.3项目位置项目位于新疆*,靠近X192公路。海拔1000米。地理位置如图1:项目位置。图1：项目位置14用户侧电力系统配置用户厂区内目前电力配置为I1OkV接入。用户端IIOk

5、V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。1.5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(ZFkWh)49.37692.12345.32655.567.2713.28月限电率(%)18.8731.714.6716.5720.254.19表1：2018上半年月发电量与弃光量统计从表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

6、天弃光1.7万kWho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。2.储能方案2.1 储能系统描述与定义2.1.1 储能系统结构本储能系统由*科技有限公司设计。储能系统(EnergyStorageSyStenI)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(UiCrOGridCentra1Contro11er)x微网电池管理系统(MirCoGri

7、dBatteryManagementSyStenI)等电站控制与管理设备。每个储能节点包括储能变流器(POWerContro1System)、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。2.1.2 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(Sea1edAGM-GE1Battery)o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13。在后续计算中将统一采用增容系数为12

8、调整后的容量为标准容量(12V24Ah)储能用铅酸蓄电池的循环次数与放电深度(DePIhOfDiSCharge)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。2.13储能效率与充放电电量充放电综合效率(OVeraI1EffiCienCy)由变压器效率门(98%)、t2(-98%)PCS效率%(98%)、电池充放电效率私(-90%).及线损力(-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IWh的储能容量，在单次充放电循环

9、中，约有1*。*%1*力2*%*(1档)=0656VW容量放出、1.吗、=0.83IWh容量充入。亚1九2“p”b*(1-/2)2.2 设计方案2.2.1 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。2.2.2 储能电站与储能节点本方案中采用5个储能节点组成个储能电站。每个储能节点含由1台50OkW储能变流器和2.8MWh储能电池（9216只12V26Ah单体电池）和1套节点电池管理系统

10、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IMW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IIokY变压器后并网。每个节点内含一套节点电池管理系统（NodeBMS）o该系统由36个管理单元（BMU）与一个控制单元（NodeContro11er）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/E

11、MS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：每个储能节点配置： 3簇36串共9216个电池单体(5MWh)

12、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： IMw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IIOkv变压器及配套并网设备2.2.3 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:储能电站充放电功率曲线-500图3：500H逆变器功率配置每

13、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187IkWh（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%2.3 PCS储能变流器选型图4：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。2.3.1 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

14、单元等组成。控制单元按上级MGCe/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。23.2 5：PeS系统结构图23.3 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

15、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：-I-Io 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1CD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。23.4 3并网逆变器技术参数序号类别项目参数1额定有功功率500KW2直流侧直流电压工作范围390800V