21、用户侧储能系统技术方案_削峰填谷储能项目500kW

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某地负载侧500kW/2MWh 储能项目初步设计说明书 xxxx 公司 xxxx 年xx 月目录 1 综合说明 1 1.1 设计依据 1 1.2 项目概况 2 1.3 主要技术原则 2 1.4 技术经济指标 3 2 系统一次 4 2.1 商业用电概况 . 4 2.2 负荷情况及预测 4 2.3 接入系统方案 4 2.4 建设规模 7 2.5 短路电流分析 7 3 储能系统部分 8 3.1 电池选型 8 3.2 储能电池安装方式选择 9 3.3 PCS 选型 . 10 3.4 电池管理系统（BMS） 12 3.5 储能系统总体设计 17 3.6 储能系统效率分析 18 3.7 储能系统安全性 18 3.8 预制舱 19 4 电气部分 24 4.1 电气主接线 24 4.2 电气设备布置 . 25 4.3 防雷接地 25 4.4 电缆敷设 26 4.5 站用电及照明 26 4.6.储能单元电气保护 27 5 二次系统部分 28 5.1 EMS 能量管理系统 . 28 5.2 图像监视及安环系统 32 6 土建部分 33 6.1 概述 33 6.2 总平面布置与交通运输 . 33 6.3 储能站建构筑物 34 6.4 采暖通风 34 6.5 给排水 34 7 消防部分 35 7.1 消防设计原则 35 7.2 建设规范 35 7.3 电池消防 37 7.4 电气消防 . 38 7.5 火灾报警及控制系统 38 8 环境保护及安全生产 39 8.1 环境保护 39 8.2 节能减排措施 40 8.3 劳动安全 41 9 施工条件及大件运输方案 44 9.1 主要施工方案 44 10 工程概算 44 10.1 编制依据 44 10.2 概算表 45 1 综合说明 1.1 设计依据 1 GB/T 36547-2018 电化学储能系统接入电网技术规定 2 GB/T 36545-2018 移动式电化学储能系统技术要求 3 GB/T 36548-2018 电化学储能系统接入电网测试规范 4 Q/GDW 11725-2017 储能系统接入配电网设计内容深度规定 5 Q/GDW 36547-2018 电化学储能系统接入电网技术规定 6 Q/GDW 36276-2018 电力储能用锂离子电池 7 Q/GDW 36549-2018 电化学储能电站运行指标及评价 8 Q/GDW 36558-2018 电力系统电化学储能系统通用技术条件 9 Q/GDW 10769-2017 电化学储能电站技术导则 10 GB/T 34133-2017 储能变流器检测技术规范 11 GB/T 34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 12 GB/T 34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范 13 Q/GDW 10696-2016 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 14 Q/GDW 10676-2016 电化学储能系统接入配电网测试规范 15 NB/T 1816-2018 电化学储能电站标识系统编码导则 16 NB/T 1815-2018 电化学储能电站设备可靠性评价规程 17 NB/T 42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范 18 NB/T 42089-2016 电化学储能电站功率变换系统技术规范 19 NB/T 42091-2016 电化学储能电站用锂离子电池技术规范 20 NB/T 42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范 21 NB/T 42089-2016 电化学储能电站功率变换系统技术规范 22 Q/GDW 11376-2015 储能系统接入配电网设计规范 23 Q/GDW 11294-2014 电池储能系统变流器试验规程 24 Q/GDW 1564-2014 储能系统接入配电网技术规定 25 Q/GDW 697-2010 储能系统接入配电网监控系统功能规范 26 Q/GDW 1884-2013 储能电池组及管理系统技术规范 27 Q/GDW 1885-2013 电池储能系统储能变流器技术条件 28 Q/GDW 1886-2013 电池储能系统集成典型设计规范 29 Q/GDW 1887-2013 电网配置储能系统监控及通信技术规范 30 Q/GDW 11220-2014 电池储能电站设备及系统交接试验规程 31 Q/GDW 11265-2014 电池储能电站设计技术规程 1.2 项目概况 1.2.1 项目自然条件（1）项目地理位置项目位于 xxxx，占地xxx万平方米, 总建筑面积xxx万平方米。（2）项目安置地点储能系统布置场地为xxx，该场地位于南门左侧50m处（地基下方为实地），有道路（路宽2.5m,草地宽为2.7m）可到达，四周围栏外为植树和草地。（3）站外交通运输及公路的引接项目安置地位于楼栋之间。距道路约 200米，交通运输便捷。 1.3 主要技术原则本项目为 500kW/2MWh 磷酸铁锂电池储能系统，分成两路 250kW/1MWh 接入配电房负载侧，总平面布置采用预制舱功能单元方案，按照模块化设计，采用2个电池舱、1个PCS舱组成。表1.3.1-1 项目工程主要技术方案表序号项目名称主要技术条件 1 储能单元含2个电池舱和1个PCS舱，单电池舱电池容量为1MWh 2 电气主接线 400V负载侧母排接线序号项目名称主要技术条件 3 短路电流变压器低压侧短路电流为36.085kA 4 主设备选型 1电池205Ah磷酸铁锂电池单体电压 3.2V/只 2储能变流器250kW 5 自用电系统储能系统舱体自用电（空调、照明、监控、BMS等），从配电间市电取电。 6 监控系统一体化监控系统完成全站监控及远传，按无人值班运行设计 7 电力计量变压器负载侧及储能系统输出侧各安装计量电表一块，共计4 块，电能表精度为0.5S级。 1.4 技术经济指标表1.4.1-1 主要技术方案和经济指标统计表序号项目技术方案和经济指标 1 储能规模，型式 500kW/2MWh,预制舱 2 400V电气主接线单母线 3 PCS型式、数量 250kW/2台 4 地区污秽等级/设备选择的污秽等级 D1级/D2级 5 运行管理模式无人值班 6 架空线长度/电缆长度km 100 7 动力电缆km 50 8 控制电缆km 25 9 接地材料/长度m 扁钢/50 10 储能电站总用地面积㎡ 200 11 挖方/填方m 3 12 购土/弃土工程量m 3 13 动态投资万元 14 静态投资万元 15 建筑工程费用万元 16 设备购置费用万元 17 安装工程费用万元 18 其他费用万元 19 建设场地征用及清理费万元 2 系统一次 2.1商业用电概况经实地勘测，商业用电电气拓扑为10KV 高压双路进线→中置柜（10kV） →变压器（10kV/0.4V，2000kVA2 台）→低压柜（400V）。计量点采用高供高计，双路10kV 侧高压侧各安装1 块三相电能表分别对两台变压器进行计量。 2.2 负荷情况及预测目前实际用电功率1变压器，安装容量2000kVA,实际负荷50kW，负载率为2.5。2变压器安装容量2000kVA,实际负荷150KW，负载率为7.5。两台变压器均处于低负载率的状态。考虑后期商业主体运营，负载会成倍增加。同时由于当地峰谷电价相差很大，现考虑在 1、2变压器低压侧增加 250kW/1MWh 各一套，共计500kW/2MWh。储能系统可根据当地分时电价及负载的实际情况做出针对性的控制策略在 2300-700 电网负荷低谷时段充电，1100-1300 及 1600-1700 电网负荷高峰时间放电，削峰填谷。通过削峰填谷，节约电费，同时降低变压器及线路损耗，提高经济效益。 2.3 接入系统方案本项目根据现场勘测及客户需求，将 0.5MW/2MWh 储能系统，分成 2 套 250kW/1MWh 子系统，分别接入 1、2变压器 400V 低压母线侧。也可根据负载要求，将两套系统全部接至1变压器低压母线侧或2变压器低压母线侧。图2.3-1单套250kW/1MWh系统示意图 400V 并网点为 1变压器 AA3 无功补偿辅柜及 2变压器 AA17 无功补偿辅柜，具体可见图2.3-2与图2.3-3。图2.3-2 1变压器储能并网接入点图2.3-3 2变压器储能并网接入点 2.4 建设规模本项目初步建设规模为250kW/1MWh系统两套，共计500kW/ 2MWh。 2.5 短路电流分析（1）短路点发生在储能电站范围内，即变压器低压母线外此时系统至短路点的转移阻抗比未接入储能系统时增大，系统侧的短路电流相应比原始短路电流（未接入储能系统）减少，这种短路情况对原有设备不会造成影响。（2）短路点发生在系统内，即1变压器或者 2变压器母线侧此时变压器低压母线上流经短路电流包括原始短路电流叠加储能电站流出短路电流。受限于逆变器内功率器件影响，储能电站的最大输出电流不会超过额定电流的1.5 倍，即 562.5A。现 1、2变压器的短路电流为 36.085kA,储能系统投入运行后，变压器母线短路电流不超过 36.647kA，原变压器低压出线侧断路器额定分断能力为 50kA，短路电流分析结果确认新上储能系统不会对整个配电系统及原有设备造成影响。 3 储能系统部分 3.1 电池选型 3.1.1 锂离子电池储能锂离子电池以锂金属氧化物为正极材料，石墨或钛酸锂为负极材料，其结构如图 3.1-2 所示。锂离子电池具有高能量密度的特点，并有放电电压稳定、工作温度范围宽、自放电率低、可大电流充放电等优点。磷酸铁锂的理论容量为 170mAh/g，循环性能好，单体100放电深度（D0D）循环2000次后容量保持率为 80以上，安全性高，可在 13 倍充放电倍率（1C3C）下持续充放电，且放电平台稳定，瞬间放电倍率能达 30C；但铁锂电池的低温性能差， 0℃时放电容量为 7080，循环次数可达50006000次，结构示意如图3.1-2 所示图3.1-1 锂离子电池结构本设计采用磷酸铁锂蓄电池。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。电池单体额定电压/容量为3.2V/205Ah。80DoD 循环寿命可达10000 次。具体参数如下表3.1-3 所示表3.1-3磷酸铁锂蓄电池性能参数表项目规格备注单体电池型号 WS-B205 电芯种类磷酸铁锂单体额定容量 205Ah 单体标称电压 3.2V 单体电压工作范围 2.53.65V 电池工作温度充电 0℃55℃ 放电 -20℃55℃ 最大放电电流 ≤410A 30S 持续放电电流 ≤102.5A 持续最大充电电流 ≤410A 30S 持续充电电流 ≤102.5A 持续循环寿命 ≥10000 25℃，80DOD 单体电池重量 3.95±0.12kg 能量密度 166Wh/kg 直流内阻 ≤1mΩ 电池尺寸厚度 53.7±0.5mm 宽度 174.7± 0.5mm 肩高 200.5± 0.5mm 总高 3.2 储能电池安装方式选择 3.2.1 安装方式比较储能电站目前有两种安装布局方式站房式和预制舱式。站房式是用钢筋混凝土方式盖好房子一般称为储能楼，然后将电池堆、储能双向变流器PCS、配电柜、变压器等安装在储能楼内。按储能单元数量的不同，储能楼一般包含多个电池室、双向变流器室、配电室等。站房式一般用于大型储能电站，目前国内电网侧几个大型的储电站均是采用的站房式设计。预制舱式是参考标准集装箱的基本设计和外形尺寸，经过改造和装修后，将电池堆、储能双向变流器PCS、配电柜等安装在预制舱体内。预制舱式一般应用在中小型储能系统，如分布式储能、移动储能车等。两种安装方式各有优缺点，其中站房式的安装造价比预制舱式的低，后期运维也更方便，但是站房具有建设周期较长，不灵活的缺点；而预制舱式安装方式具有节省施工周期，可移动优点，根据本期建设容量和场地情况，本工程选用预制舱式安装方式。 3.3 PCS选型储能变流器（Power Conversion System，简称 PCS）是电化学储能系统中连接于电池系统与电网（和/或负荷）之间的实现电能双向转换的装置，可控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电，是储能系统的核心设备，采用高品质性能良好的成熟产品，根据本项目情况，采用功率250kW变流器。 PCS 由DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。PCS 控制器通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。同时 PCS 可通过 CAN 接口与 EMS 通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。 3.3.1 PCS 基本要求（1）变流器本体要求具有紧急停机操作开关，并具有防误碰保护。（2）变流器具备显示各项实时运行、实时故障、历史故障数据等。（3）变流器本体应具有就地远方切换把手。当切换至就地模式时，能够实现就地开机、关机、参数设置等操作；所有就地操作均需要身份认证。（4）变流器应自动检测与监控系统的通信连接，通信中断时，储能双向变流器应通过声光示警，并经过可整定的延时转为待机状态。（5）变流器具有措施解决交流侧直接并联运行所引起的环流、各直流支路出力不均的问题。（6）变流器本体要求直流侧配置带电操的断路器，交流输出侧配置接触器和断路器，与并网点形成安全隔离。（7）变流器装置向本地交流负载输送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。 3.3.2 技术特性表3.3-1储能变流器电气参数项目规格备注型号等级 WS1-250K 直流侧参数电压范围 DC600V～DC900V 最大电流 400A 最大功率 275kW 交流并网参数电网类型三相三线额定功率 250kW 额定电压 AC380V 额定电流 379A 电压范围 -15～15 额定频率 50Hz/60 Hz±5Hz 功率因数 -1～1 输出谐波 ≤3 通信及管理通信接口 RS485、CAN、LAN 通信协议 CAN/ModBus TCP/ ModBus RTU 安装方式柜式最高效率 97.3 遵循标准 GBT34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范防护等级 IP20 冷却方式风冷，智能风扇调速尺寸W*H*D 1050*2000*850mm 环境工作温度 -25℃～55℃ 45℃以上需降额相对湿度 0％RH～95％RH 工作海拔高度＜3000m 3000m以上需降额噪音＜75dB 重量 550kg 3.3.3 运行控制（1）启动与关停变流器启动时具有完善的软硬件自检功能，装置故障或异常时应告警并详细记录相关信息。启动时还需要确认与监控系统通信正常。变流器设有自复位电路，复位后仍不能正常工作时，应能发出异常信号或信息。启动时间从初始上电到额定功率运行时间不超过15s。关停时间任意工况下，从接受关停指令到交流侧开关断开所用时间不超过100ms。装置启动时输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，多组变流器装置同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。（2）装置的控制方式储能变流器应设置三种控制方式就地，远方。就地该模式下储能双向变流器就地控制单元不接受监控系统上位机的远方命令。允许操作人员在就地按照工况流程逐步操作、确认，最终实现工况的稳态运行。远方控制由能量控制系统远方发布命令，实现工况的自动启动或者停止。就地控制在柜体的操作面板上完成，远方控制通过监控系统按照通讯规约下达控制指令来完成。控制方式远方、就地优先级依次提高。储能变流器的控制参数就地、远方均可设置。 3.4 电池管理系统（BMS） 3.4.1 电池管理系统框架电池系统的保护及监测功能由 BMS 电池管理系统实现，电池系统的 BMS 系统分三级网络架构，分别为电池管理检测模块CCM、电池管理从控单元 BMU、电池管理主控单元 BCU，每级模块主要功能如下 CCM监测 12S 单体电芯的电压、温度，并通过菊花链通信向 BMU 实时传递以上信息，能够控制单体电芯的电压均衡性。 BMU统计整理管理的多个 CCM 采集的电压、温度数据，并通过 CAN 协议向 BCU 实时传递以上信息，并能够根据 BCU 下发的均衡指令控制 CCM 进行均衡。 BCU检测整组电池的总电压、总电流，收集下级BMU信息，能够实时对电池剩余容量、健康状况进行预估，并通过 CAN 协议向 EMS 实时传递以上信息。控制继电器的分合闸，并对电池组进行告警和保护。图3.4-1 BMS架构图 3.4.2 电池管理系统功能电池管理检测模块CCM和电池管理单元（BMU）是管理电池模组级单元（单个电池模组或多个电池模组），监测电池状态（电压、温度等），并为电池提供通信接口。电池管理系统（BMS）是监测电池的状态（温度、电压、电流、荷电状态等），为电池提供通信接口和保护系统。 BMS应实现电池组内监测与保护，具体要求如下 BMS应实现高精度、高可靠性的电池单体电压和温度的采集，温度采集范围为-40℃至85℃。 BMS应能实时测量电池的电和热相关的数据，应包括单体电池电压、电池模块温度、电池模块电压、串联回路电流、绝缘电阻等参数。各状态参数测量精度应符合GB/T 34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范中“5.2测量要求”的具体规定。 BMS应能估算电池的荷电状态，充电、放电电能量值（Wh），最大充电电流，最大放电电流等状态参数，且具有掉电保持功能，具备上传监控系统功能。各状态参数测量精度应符合GB/T 34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范中“5.3计算要求”的具体规定。 4）BMS 需要实现电池单体间电量均衡，电池单体间电量均衡通过均衡控制电路进行均衡。 5）BMS 的电压、温度检测、均衡控制及状态估计电路与控制电源及 CAN 总线完全电气隔离，控制电源及 CAN 总线通信的隔离等级均保证 2500V 绝缘水平，从而保证高压电池单体串联的要求。 6）BMS 实现高压绝缘电阻检测，要求对相关电路进行电气隔离，并充分考虑噪声影响，对采集数据进行多次采样求平均，得到更准确的采样值。 7）BMS 应该能对电池储能设备荷电状态（SOC）进行高精度的估算，SOC ≤30时精度要求≤5；30＜SOC＜80时精度要求≤5；SOC≥80时精度要求≤5，并能够对 SOC值进行动态校准，提供相应的SOC精度估算表。 8）BMS 应能对充放电进行有效管理，确保充放电过程中不发生电池过充电、过放电，以防止发生充电电流和温度超过允许值。在充电过程中，电池允电电压应控制在最高允许充电电压内；在放电过程中，电流放电电压应控制在最低允许放电电压内；应能向热管理系统提供电池温度及其他控制信号，并协助热管理系统控制，实现电池间平均温差 5℃。 9）BMS 实现充放电策略，要求充放电过程全程实时监控，发现异常立刻采取报警、保护动作，确保电池安全。 10）BMS对于电池储能设备采用三级告警保护功能，采用精细化告警保护级别设置，根据严重等级分别采取降功率、禁止充放电以及切断电池回路等措施，确保电池组的安全稳定可靠运行。 3.4.3 电池管理系统性能指标表3.4-1电池管理检测模块（CCM）典型参数项目最小值典型值最大值备注供电电源（V） 10 - 60 模组供电工作功耗（mA） 13 静态功耗（uA） 20 单体电压检测数量（S） 5 12 各单体需低阻抗串联单体电压巡检周期（ms） 20 单体电压检测精度（mV） ±5 ±10 电压通道输入范围（V） 0 5 温度传感器数量（Ch） 0 2 4 传感器类型NTC 10K1 温度测量范围（℃） -40 105 温度采样周期（ms） 150 500 温度检测精度（℃） ≤±1℃（NTC,-2065）均衡放电电流（mA） 0 70 100 电阻旁路均衡模式均衡充电电流（mA） / / / 对外通讯接口数量 1 1 专用总线波特率（kbps） 250 500 1M 表3.4-2电池管理从控单元（BMU）典型参数项目最小值典型值最大值备注供电电源（V） 9 24 36 低压供电工作功耗（W） 1 2 BMU自身功耗静态功耗（mA） 0.5 1 管理CCM数量（PCS） 9 管理串联电池数量（S） 120 高边开关量输出数量（Ch） 0 2 开关量驱动能力（A） 1 3 额定驱动电流， DC24Vmax 开关量稳定时间（ms） 10 30 I/O数量 2 1路输入，1路输出对外通讯接口数量 1 1 1路CAN CAN总线波特率（kbps） 250 500 可选配表3.4-3电池管理主控单元（BCU）典型参数项目最小值典型值最大值备注工作电源（V） 9 24 36 低压供电工作功耗（W） 2 3 BCU自身功耗静态功耗（mA） 1 2 管理串联电池数量（S） 300 开关量输出数量（Ch） 8 6路高边控制、2路低边控制开关量驱动能力（A） 1 3 额定驱动电流DC24Vmax，开关量稳定时间（ms） 10 30 模拟信号检测AI（Ch） 4 数字信号输入DI（Ch） 4 数字信号输出DO（Ch） 4 对外通讯接口数量（Ch） 3 3路CAN总线 CAN总线波特率（kbps） 125 250 500 电流测量范围（A） -FSR FSR FSR为选择霍尔传感器或分电流测量精度（FSR） ±0.5 ±1 电流测量周期（ms） 50 总电压测量范围（V） 0 1000 总电压测量精度（FSR） ±0.5 ±1 总电压测量周期（ms） 100 总电压检测通道数 2 4 绝缘电阻检测精度（） 8 10 绝缘检测周期（ms） 100 SOC估算精度（） 5 6 SOH估算精度（） 8 10 3.5 储能系统总体设计根据项目预留场地面积，本方案采用 3 个储能预制舱，其中 2 个为储能电池舱，1 个为 PCS 舱。项目安装总容量为 2MWh，分为两条储能支路，每条储能支路含由 1 台 250kW 储能变流器、1MWh 储能电池和 1 套能量管理系统组成。两条储能支路分别接入到配电间 1和 2变压器 400V 低压母线侧侧，储能单元原理见图3.5-1。图3.5-1储能单元原理图储能系统由储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）构成。储能电池通过PCS完成 DC/AC 变换后接入交流母线，实现能量的存储和释放。PCS控制储能电池进行充放电动作在充电状态时， PCS 作为整流装置将电能从交流转变成直流储存到储能电池；在放电状态时， PCS 作为逆变装置将储能电池储存的电能从直流变为交流，支撑小区内相关负载运行。BMS 能够实时监控储能电池的电压、电流和温度，通过将关键信息传给EMS，EMS对储能系统的充放电过程进行协调管理，避免过压、欠压和过流等问题的发生，同时具有充放电均衡管理功能。储能系统是通过软件系统充放电的。既可以实现单点控制也可以进行总量控制，储能系统根据调度指令进行控制，发出功率可在 PCS 的额定工作范围内可以按需调节；系统采用一键式控制，各储能单元根据总指令需求再进行子系统控制；电池的充放电速率按照国标执行，充放电速率在 0-0.5C范围内可调。 3.6 储能系统效率分析电池储能系统与并网接口点之间的电能交换经过PCS、主线路二个主要环节，在充电和放电的过程中，每个环节都有一定的电量损失，再考虑电池系统本身存在的充放电电量损失，因此，整个系统的效率，受到三个因素的影响。根据现有的行业标准及设备的制造水平，充放电综合效率Overall Efficiency由PCS效率（～97）、电池充电效率（～90）、及线损（～3）决定。电池充放电循环中的损耗（～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（按 DOD 90考虑）中，放电过程约有0.87Wh （1*0.9*0.97*0.997）能量放出，充电过程需要消耗1.034Wh （0.9/ （0.9*0.97*0.997））。 3.7 储能系统安全性 3.7.1 电池安全性储能电池为磷酸铁锂电池。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。电池舱内安装了一系列排风措施确保任何易爆气体被及时监测并排出。每个储能预制舱内配备自动消防灭火设备。 3.7.2 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。 3.7.3 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内设置的阈值时会立刻进行报警或进一步进行停机保护。 3.7.4预制舱防火系统设计自动消防报警和灭火系统是储能系统安全运行的一个重要保障环节，当储能系统出现消防或烟雾报警后能迅速做出反应，从而保障储能电站的安全和降低设备和财产损失。预制舱防火设计从以下几个方面展开；（1）对电池系统、PCS 系统、配电系统的运行温度实时监测，一旦出现温度严重异常，将提示报警甚至停止运行；（2）设备和电池箱体、柜体及线缆等设备的材质选用阻燃材料；（3）预制舱内壁选用阻燃金属聚氨酯夹芯板，厚度50mm，耐火极限不小于1h；（4）预制舱内设置手动\自动一体化气体灭火系统，灭火介质采用七氟丙烷（HFC-227ea）和干粉灭火装置，其中，柜式七氟丙烷安装在电池舱内，干粉灭火器安装在 PCS舱内；（5）整个系统采取消防联动设计，当消防控制器发出报警信号时，储能系统、通风散热等系统都会停止运行，以确保消防灭火系统能够正常灭火。 3.8 预制舱本项目以储能预制舱的形式进行供货，需进行系统集成。本期共计 2 个储能电池预制舱、 1 个PCS 预制舱。预制舱必具备优异的可维修性和可更换性，方便设备维护、维修和更换。 3.8.1 预制舱一般性要求 1电池箱房防护等级不低于 IP54 且在电池箱房在寿命期限内25 年内具备无限次满载吊装强度。 2预制舱喷涂均一颜色。预制舱外壁LOGO可按业主要求喷涂。 3自耗性系统运行中设备自耗电率低，保证系统在极端温度条件下运行时最大自耗电功率不高于 15kW。 4防水性箱体顶部不积水、不渗水、不漏水，箱体侧面不进雨，箱体底部不渗水。 5保温性预制舱壁板、舱门采取隔热措施处理，在舱内外温差为55℃ 的环境条件下，传热系数小于等于1.5W/（m²·℃）。 6防腐性预制舱的外观、机械强度、腐蚀程度等确保满足 25 年实际使用的要求。 7防火性预制舱外壳结构、隔热保温材料、内外部装饰材料等全部为阻燃材料。 8阻沙性预制舱具有阻沙功能，在自然通风状态下新风进风量≥20，阻沙率≥99。 9防震在运输和地震条件下预制舱及其内部设备的机械强度满足要求，不出现变形、功能异常、震动后不运行等故障。 10防紫外线预制舱内外材料的性质不会因为紫外线的照射发生劣化、不会吸收紫外线的热量等。 3.8.2 储能预制舱设备配置 1电池（PACK）安装接口预制舱内部设置电池架安装预埋件，保证电池架与预制舱底板内的预埋件可靠连接。 2配电箱配电箱是为室内交流用电设备提供交流电源，具有完成电池室内空调、照明、消防、应急灯、柜内外插座的交流配电； 3温控系统预制舱需采取有效措施调节控制舱内环境温度，采取的措施应尽可能减少用电量，以保证预制舱对外最大供电能力。舱内空调应具备全年日夜不停运行，24 小时连续不断运转超寿命不低于5 年。 4监控系统预制舱内配置视频监控及门磁报警功能。视频设备确保预制舱内部全面监视，实时观察预制舱内的设备情况，当有人强行试图打开舱门时，门磁产生威胁性报警信号，通过以太网远程通信方式向监控后台报警，该报警功能应可以由用户屏蔽。 5烟温传感器舱内配置烟雾传感器、温湿度传感器等安全设备，烟雾传感器和温湿度传感器必须和系统的控制开关形成电气连锁，一旦检测到故障，必须通过声光报警和远程通信的方式通知用户，同时，切掉正在运行的锂电池成套设备。根据预制舱布置型式，部分预制舱内设置动环主机，采集本舱及相邻舱内的消防信息及温湿度传感器信息，动环主机通过超五类屏蔽双绞线接入至总控舱智能辅助控制系统屏内。 6舱内照明舱内配置照明灯和应急照明灯，灯具有防爆功能。预制舱内安装应急照明系统，一旦系统断电，预制舱内的应急照明灯会立即投入使用。 3.8.3 储能预制舱电气系统 1控制开关及插座预制舱舱门旁设置照明控制开关，舱内设置五孔电源插座，三相插座地线没接通前不允许供电（即不接通地线，L、N 线的插头无法插入插座）。电源插座对应配电箱的连接有独立的断路器进行短路、过载和选择性保护。 2线缆及走线配电箱内不同供电回路的接线端子应用不同的标识颜色（即采用彩色接线端子标识不同供电回路）；供电系统内的电线电缆全部采用使用不同颜色标识的交联聚乙烯绝缘阻燃电缆，电缆有独立的绝缘层和护套层，其长期允许工作温度不低于 90℃，电线电缆的额定绝缘耐压值高出实际电压值一个等级。电缆中性线和地线的截面积不小于相线的截面积，电缆相线的最小截面积不小于 4mm²；配电箱的技术性能、标识、安全性、布线方式等必须符合国标中最严格条款的要求。 3.8.4 接地防雷预制舱的螺栓固定点与整个预制舱的非功能性导电导体可靠联通，同时，预制舱提供 4 个符合最严格电力标准要求的接地点，接地点与整个预制舱的非功能性导电导体形成可靠的等电位连接。预制舱顶部配置连接可靠的高质量防雷系统，防雷系统通过接地扁钢或接地圆钢在不同的 4点连接至接地网上。 3.8.5 储能预制舱安装预制舱提供螺栓安装固定接口。预制舱底部放置后与墩柱之间无间隙。 3.8.6 电缆 1电缆选型低压动力电缆采用阻燃铜芯电缆；高压动力电缆采用阻燃铠装电缆；进入通讯监控系统的控制电缆采用屏蔽电缆；通讯电缆采用屏蔽双绞线或光纤。 2电缆敷设电缆设计及敷设需满足电力工程电缆设计规范 GB50217-2007 要求。不同类型电缆水平及交叉排列时，间距满足规范要求。 3电缆防火设置防止电缆着火延燃措施；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜、控制保护屏柜底部电缆孔洞等。不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟连接处设置阻火隔墙。电缆沟阻火隔墙两侧各 1.5米范围内均涂防火涂料。电缆穿管、穿墙敷设完毕后应将管子的两头做防火、防水封堵。 3.8.7 安全逃生及应急系统设计预制舱内有明确的安全逃生通道标示、声光报警设备、安全门，一旦发生危险，人员可以根据安全标示迅速逃离现场。 3.8.8 预制舱体尺寸前端消防瓶空调电池架电池架电池架电池架电池架电池架电池架电池架后端图3.8-1 1储能电池预制舱布置图前端消防瓶空调电池架电池架电池架电池架电池架电池架电池架电池架后端图3.8-2 1储能电池预制舱布置图图3.8-3 PCS预制舱布置图 4 电气部分 4.1 电气主接线变流器（PCS）作为储能系统交直流变换的关键设备，结合该项目的实际情况，选取250kW组串式变流器。单套250kW/1MWh储能系统采用 4个62.5kW 模块并联而成，交流输出汇流后并入变压器低压母线侧，一次原理见下图。图4.1.1-1一次原理图 4.2电气设备布置综合考虑安全、施工、运行及维护建设用地等因素，结合电池组布置的方案，采用的储能系统。设 2个储能单元、1 个变流单元。 4.3 防雷接地 4.3.1 防雷 PCS输入及直流侧均设置浪涌保护器，对间接雷电和直接雷电影响或其他瞬时过压的电涌进行保护。储能站内共 3 个预制舱单元，无户外电气设备。参照 GB50057-2010建筑物防雷设计规范5.3.7条，按第二类防雷建筑物设计要求执行。保护接地主要是舱体机壳安全接地，它是将系统中平时不带电的金属部分与地之间形成良好的导电连接，以保护设备和人身安全。储能柜设立一个对外接地点，在舱体体内部设置一个接地排。防雷接地作为防雷措施的一部分，其作用是把通过防雷器的电涌引入大地。电气设备的防雷主要是用防雷器的一端与被保护设备相接，另一端连接地装置，当发生直击雷时，防雷器将产生的电涌引向自身，电涌电流经过其引下线和接地装置进入大地，从而避免电气设备损坏或危及人身安全。本方案中交直流防雷器均安装于储能舱体内，通过能量管理系统监测其故障状态。 4.3.2 接地储能站按 DL/T621-1997 交流电气装置的接地要求，对所有电气设备外壳以及其它可能事故带电的金属构件均要求可靠接地，具体要求如下（1）所有的电池组支架均与地网直接连接，防止静电积累，做好设备等可导电部位的保护接地；所有的设备外壳均通过接地线连接至主接地网。（2）保护接地、工作接地、过电压保护接地使用同一个接地网。接地网采用人工复合接地网方式。储能站主接地网以水平接地体为主，辅以适当数量的垂直接地体，构成复合接地网。推荐接主地主网采用镀锌扁钢。 4.4 电缆敷设电缆采用穿管或桥架敷设方式。电缆防火按国家标准 GB50217 电缆防火与阻燃要求实施。 4.5 站用电及照明 4.5.1 站用电工作电源的引接及站用电接线本储能站用电及照明AC220V拟采用市电引入。 4.5.2 站用配电装置的布置及设备选型站用电源为 AC220V，所有用电开关均设置于储能逆变舱内。配电箱内断路器均采用国内优质品牌，其供电原理如下图4.5.2-1