200MW400MWh储能电站项目设计方案.docx

200MW400MWh储能电站项目设计方案.储能系统1.l.储能必要性“双碳”战略目标下，国家明确提出构建逐步提高新能源占比的新型电力系统。随着以风电、太阳能发电为代表的新能源逐步实现对煤电、气电等传统化石能源的替代，新能源发电“随机性、间歇性、波动性”出力特征和“低惯量、弱支撑、弱抗扰”运行特性将给电力系统带来严峻挑战。作为中东部地区的典型省级受端电力系统，近年来XX清洁低碳转型步伐明显加快，已经呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子器件、高比例外来电“三高”电力系统特征，能源电力安全、绿色、经济发展面临的各种问题和矛盾非常突出。构建XX新型电力系统，形成“清洁能源+区外来电+储能”多轮驱动的能源供应体系和“源网荷储”协调互动的安全运行体系，是保障XX能源电力安全供应、清洁能源高效消纳和电网安全稳定运行的必然选择。储能作为顺应能源革命最具发展前景的灵活调节资源，是实现能源电力非完全实时平衡及综合高效治理新型电力系统突出问题的最佳“缓冲器”与“减震器”，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。主要表现在：一是发挥大规模储能“顶峰”作用，保障能源电力安全供应；二是发挥储能“调峰”作用，提升新能源消纳能力，支撑高比例、规模化新能源接入电网；三是发挥储能有功/无功快速响应能力，提升电力系统调频、调压能力，有力支撑电网安全稳定运行。储能的分类及应用1.2.L储能的分类现阶段，在诸多储能技术中，从规模、安全性、成本等方面综合考虑最成熟的技术是抽水蓄能。除抽水蓄能外，尚没有一种储能技术在应用规模上占据绝对的优势，各自均存在发展短板，多种储能技术路线相互竞争、多元化发展的局面在短期内仍将继续保持。1.2. 1.L机械储能抽水蓄能是电力系统中应用最广泛、最成熟的大规模储能技术，具有容量大、寿命长、运行费用低的优点。抽水蓄能电站单位投资在30006000元kW左右，连续抽水或发电时间一般可达10余小时，系统效率在75%左右。但是由于抽水蓄能对外部地理环境要求较高，限制了其广泛应用。压缩空气储能具有容量大、连续工作时间长、寿命长等优点，全生命周期内的度电成本低于大部分电化学储能，具有良好的经济性，但大型压缩空气储能系统一般需要利用盐穴、矿坑等特殊地理条件建设储气室。美国、德国均有百兆瓦级压缩空气储能电站投入商业运营，国内常州金坛60MW×4h盐穴压缩空气储能项目已并网成功。飞轮储能具有瞬时功率大、能量转换效率高、寿命长等优点，但其存储能量较小，持续放电时间仅在分钟级，同时存在自放电率高的问题，停止充电后能量一般在几小时到几十个小时内会自行耗尽。美国BeaConPOWer建设了20MW飞轮储能调频电厂，已实现商业化运营，后续加拿大等国家也推出了飞轮储能调频项目，国内飞轮储能技术仍相对落后。1.3. 1.2.电磁储能超级电容器、超导储能等电磁型储能具有瞬时功率大、响应速度快、寿命长等优点，但其持续放电时间很短，一般不超过数分钟，比较适用于功率型应用，如应对瞬时电压跌落、瞬时断电供电等。目前电磁储能成本较高，在超导临界温度、超导线材、电极材料等方面仍有待突破。1. 2.1.3.电化学储能电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等技术优势，是目前各国储能产业研发创新的重点领域和主要增长点。电化学储能技术主要包括铅蓄（铅炭）电池、锂离子电池、液流电池和钠硫电池，其中铅炭电池、锂离子电池发展较快，有望率先带动电化学储能商业化。在前沿技术方面，近年来全球储能技术研发的脚步不断加快，超临界压缩空气、可变速抽水蓄能等新一代储能技术进入试验示范阶段,锂离子电池、液流电池在新型电极材料、电解液、隔膜材料生产制造工艺等方面成果不断，水系钠离子电池、锂硫电池、液体金属电池、金属空气电池、铝离子电池等新型电池体系不断涌现。1.2. 2,储能电池技术路线选择1）铅炭电池短期性价比优势明显铅蓄电池是使用最广泛的蓄电池储能技术，具有价格低廉、安全可靠等优点，但由于能量密度低、寿命短和不可深度放电等因素限制了更大范围应用。以铅炭电池为代表的先进铅蓄电池技术改善了传统铅蓄电池的缺陷，成为铅蓄电池技术发展的重要方向。铅炭电池相较传统铅蓄电池的生产成本仅有小幅增加，但充放电功率、循环寿命、充电速度等关键指标实现了明显提升。与锂电池等其它主流电化学储能技术相比,铅炭电池的成本较低，短期性价比优势明显。但是铅炭电池放电深度一般在60%左右（锂离子电池可达80%以上），同时大功率放电能力也弱于锂离子电池。长期来看，锂离子电池等其它电化学储能的发展和成本降低将对其市场空间构成一定挑战。铅炭电池优缺点对比优点缺点（1）安全性：优（2）电池价格：优（3）回收方案：优（4）自放电：良（5）维护量：良（1）能量密度：中（2）循环寿命：中（3）充放电倍率：中（4）充放电深度：中（6）循环效率：良2）胶体电池胶体电池属于铅酸蓄电池的一种发展分类，最简单的做法，是在硫酸中添加胶凝剂，使硫酸电液变为胶态。电液呈胶态的电池通常称之为胶体电池。胶体电池的优点：循环寿命好、耐过放电、可以长期不充足电又进行放电、高低温性能也好。缺点是：胶体电池存在热失控现象，在北方用得要多些。胶体电池相对普通铅酸电池价格较贵，且维护较困难，在温度较高时易产生热失控现象，不易用在南方。这也是胶体电池始终得不到广泛应用的最根本原因。此外，胶体电池带有毒性物质，不利于环保，综合考虑不建议使用胶体电池。3）锂离子电池具备产业化发展优势锂离子电池应用范围广、能量密度高、充放电速率快，近年来其规模和技术发展迅速。在全球已建兆瓦级电化学储能项目中，锂离子电池项目装机容量约占总容量的65%,国内的张北风光储示范电站、深圳宝清储能电站、江苏、XX、山东储能等项目，也都将锂电储能作为重点技术路线发展。受电动汽车动力电池需求增长的拉动，锂电产业快速发展。目前锂离子电池储能的规模效应已逐渐显现，储能成本实现快速下降。以电力储能领域应用较为广泛的磷酸铁锂电池为例，2013年磷酸铁锂电池成本在4500-6000元/kWh左右，2015年后最低可至2000-3000元/kWh,预计到2022年底有望降至1400元/kWh。此夕卜,动力电池梯次利用有望进一步提高锂电储能的经济性。动力锂离子电池容量下降到80%时须退役，但此时仍具有利用价值，可在电力储能领域继续工作，美国、德国、日本等起步较早的国家已有成功案例。随着未来国内电动汽车退役电池数量的快速增长，以及梯次利用技术和产业链的发展完善，有望推动锂电储能成本进一步下降。4）全乳液流电池具有循环寿命长的优势液流电池种类繁多，具有充放电性能好、循环寿命长、功率容量可调的特点，适合大规模储能应用。全钮液流电池是目前应用最广泛的液流电池技术。全机液流电池循环次数超过1万次，系统功率和容量相互独立，并且容量可在线恢复。全钮液流电池技术的主要缺点包括：单位千瓦时电池成本是铅炭、锂离子电池的2-4倍，造成初始投资较高，但考虑到其循环次数是铅炭、锂离子电池的2-3倍，单次循环的度电成本与铅炭、锂离子电池相比也具有一定的竞争力；能量转换效率较低，在70%左右；能量密度低，需要占用较多的土地和建筑资源；全钢液流电池正常运行需要电解液循环泵等辅助设备，运维相较其它电化学储能技术更为复杂。全机液流电池优缺点对比优点缺点(1)安全性：优(1)能量密度：差，占地较大(2)循环寿命：优，可低成本在线恢复(2)电池价格：差(3)回收方案：优(3)自放电：中(4)充放电倍率：良(4)维护员：中(5)循环效率：中，70%左右5)钠硫电池技术受国外垄断钠硫电池可实现较高的储能容量，电池运行稳定，维护量非常少,循环寿命可达4000余次，并且已经有不低于10年以上的业绩实证。但钠硫电池需要300°C350°C的高温运行条件，具有一定的安全运行风险。钠硫电池在国外应用较为成熟，在全球范围内已建成200余座钠硫电池储能电站，其规模仅次于锂离子电池。日本NGK公司在钠硫电池系统研发方面处于国际领先地位，是全球唯一具有大规模商业化生产钠硫电池能力的企业。国内钠硫电池研制起步较晚，短期难以商业化推广。钠硫电池优缺点对比优点缺点(1)能量密度：优(2)维护量：优(3)循环寿命：良(4)循环效率：良(5)自放电：良(6)电池价格：良(1)安全性：中，需要高温运行环境(2)充放电倍率：中综上所述，从储能技术的经济性来看，锂离子电池有较强的竞争力，钠硫电池和钮液流电池未形成产业化,供应渠道受限,成本昂贵。从运营和维护成本来看，钠硫电池需要持续供热，钮液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，而锂电池维护量相对较小。而同样对于锂电池来说，常见使用类型为三元锂电池和磷酸铁锂电池。三元锂电池正极材料的分解温度在200左右，磷酸铁锂电池正极材料的分解温度在700°C左右。实验室测试环境下短路磷酸铁锂电池单体，基本不发出现着火的情况，三元锂电池则不然，在使用三元锂电池时尤其要对热管理提出较高的要求，一旦出现过温、过充、过流等异常情况基友可能造成起火、爆炸等严重后果，因而在安全性方面磷酸铁锂电池较三元电池而言有着较大优势。磷酸铁锂电池的全名是磷酸铁锂锂离子电池，简称为磷酸铁锂电池。磷酸铁锂晶体中的P-O键稳固，难以分解，即便在高温或过充时也不会出现结构崩塌发热或是形成强氧化性物质，因此拥有良好的安全性；磷酸铁锂为橄榄石结构，材料热稳定性高，不会形成尖锐的结晶，刺穿隔膜，导致内部短路；采用高安全性的六氟磷酸锂电解质，添加了阻燃添加剂和防爆添加剂，不会出现由于电解液而导致的安全故障。磷酸铁锂具有严格的生产工艺要求及质量检测要求。电池在无尘车间内生产，生产线为全自动产线，对每个工序都进行全程监控并配有追溯系统。质量部门对每批次都需进行抽样检测，而针刺检测是众多测试实验中最为直观验证磷酸铁锂电池安全可靠性实验。将针直接刺入电池壳体，此时电池发生内部短路，而发生内部短路的情况下,磷酸铁锂电池只是冒烟而无明火或爆炸现象。新能源客车安全技术管理规定测试要求及标准以磷酸铁锂技术指标为测试验证指标，尤其在热失控及热失控管理方面的实验要求也仅仅只有磷酸铁锂电池符合要求。公共设施首重安全，公共汽车等尤为严格，对此严格要求，仅仅只有磷酸铁锂电池满足其要求。世博会期间，人流量高达45万多人，且在夏天高温情况下，磷酸铁锂电池大巴满足运载要求，未发生一例因磷酸铁锂电池引起安全事故，磷酸铁锂电池在如此恶劣的高温环境下经受住了考验，其安全性是有一定保障的。现用于电网的磷酸铁锂储能系统，在电池室均配有消防系统、空调恒温系统等，确保电池在最适宜、最安全的环境中运行。以上种种信息表明，磷酸铁锂电池具有高安全性，是储能应用技术最佳选择。3.储能系统的架构及设计原则1.3.L储能系统的架构储能系统由电池单元、电池管理系统、储能变流器、协调控制器以及相应的能量监控与测控保护单元集成而成。电站储能系统采用了科学的内部结构设计，先进的电池生产工艺，并配置较先进的电池管理系统以及能量转换系统，具有高比能量和长寿命、安全可靠、使用温度范围宽等特性，是风、光电储能、智能电网等行业理想的绿色储能电源产品。配置在电源交流侧的储能系统也可以称之为交流侧储能系统。该配置方案可在现有电站进行升级安装，形成站内储能系统。这种模式克服了直流侧储能系统无法进行多余电力统一调度的问题，便于集中管理调度。由于本项目兼顾储能与放电两种型式的运行，交流侧储能能量宜双向流动，并且考虑到本项目储能系统参与调峰、调频，跟踪调度指令等多重应用，本项目储能系统推荐采用交流侧储能型式。1.3.2.储能系统设计原则(1)可靠性系统可靠性包括了成熟性、容错性、易恢复性和安全性四个方面。成熟性是指系统为避免由本身存在的故障而导致失效的能力。本项目的软硬件配置应符合低失效度、低故障度和高有效度的要求。容错性是指在出现故障或违反规定接口的情况下，系统维持规定性能级别的能力。本项目的软硬件配置应符合高防死度和高防错度的要求。易恢复性是指在失效发生的情况下，系统重建规定的性能级别和恢复直接受影响的数据的能力。安全性是指电化学储能电站应具备模块级安全分断和簇级均流控制等安全防护功能，应具备电芯内短路检测。本项目的软硬件配置应符合高重用度和高修复度的要求。(2)先进性系统的先进性体现在选用业界目前广泛使用的产品和解决方案,技术选型具有前瞻性，保证在未来数年内处于主流并能获得充足的技术支持。(3)实用性系统选用的软硬件方案要充分结合中国业务特点和电池储能电站系统架构现状，在保证系统可靠性和可用性的前提下，最大程度的达到实用、好用的目的，实现界面友好、操作直观、功能贴合实际、系统响应迅速、部署方便、运行稳定等特性，促进用户运行操作更加便利，提高运行工作效率。(4)标准性系统配置必须符合标准性的原则，软硬件选型应普遍采用遵循业界规范的、由国内外主流组织或企业参与和支持的标准产品。(5)节约投资系统的软硬件配置选型在符合上述几项重要原则的基础上，还要兼顾节约投资的需要，优先选用功能价格比高和性能价格比高的软硬件产品。以储能系统“度电成本最优和安全第一”的原则来选择产品及特性，设计整体电站解决方案。1.3.3.储能系统技术路线方案对比根据目前储能市场的主要应用技术路线同时结合XX电网侧储能的情况进行分析，目前储能电站技术路线共分4种模式，本工程重点对四种模式进行技术经济分析。1.3.3.L直流100OV方案下图为XX电网二期项目中使用的直流100OV方案接线示意图：HY5WZ-1745f<r“630A630A<<t200/5A10P200.5tfttSCBI3-2500/1010.5*2X2-5X0.4fcVD.yll6%<A*160OAf:630hW.DClOO(Nf<M:DCfOOOV.150OA1AMtO¼V<AA<t25M*h*8J0724电名，电A弁WT=P24OS67264V该方案电池通过2并240串组成电池簇，直流侧电压范围为672V864V,多个电池簇并联后接入PCS进行交直流变换，该方案技术成熟，国内应用案例较多，目前江苏、河南、青海等地区均有大量应用，设计、生产、检验标准完善，大部分厂家均能满足要求，其缺点在于运行效率已达瓶颈，难以进一步提升；能量密度与功率密度相对较低，标准的40尺集装箱能装电池约2.8MWh；并联数较多，容易出现木桶效应，整体充放电深度易受影响。1.3.3.2.直流1500V方案下图为XX电网储能二期项目中使用的直流150OV方案接线示意图:fS6MLHYSwz-17/45三工做局弄IL630A65QAy：25AOP2OO.525/2.SVAD.,116%flMi<A*400OAMtf<.2750kW.DClSOoV直升火0C15O0V.250OADCIX×M3000A直流150OV系统是目前储能行业讨论比较热门的话题。根据相关资料与报道，在美国、英国、德国等海外市场投运的大型储能项目，80%以上均采用150OV系统。2020年初，1500V储能技术开始在国内发展；在下半年的各大展会上，各大逆变器企业均展出了1500V储能系统解决方案，成为不少储能企业纷纷布局的技术方向，包括阳光电源、晶科、宁德时代等大部分领军企业已形成共识,认可I5OOV是未来发展的方向。目前国内项目也有一定的应用，初步了解，高压系统有三方面的优势:1、系统能量密度和能源转换效率会提高。1500V储能系统的能量密度、功率密度将在原来的基础上可提升35%以上（40尺集装箱内可装电池容量约4MWh,但其舱体宽度有2.4米增加到3米），系统成本降低约5%,线缆损耗降低，系统效率提高0.3%以上。2、占地和施工成本会降减少。以100MWh200MWh的储能电站为例，采用150OV系统和IoOOV系统，约节省用地25%,相应的征地、土建施工费用均将相应降低。3、电池簇并联数量较少，缓解了多个电池簇并联运行时偏流情况。1.3.3.3.高压级联方案下图为XX电网侧储能二期项目中使用的高压级联方案接线示意图:ZC-Y22-IO-Jx240* 63OA25AIItaiItA: 630IO3O.13 0.5 15VAVHSWZ-17/45 ftlti，l”:M-0.66:600/5A 5P10 I5VALHOOS-SCKSC-SOO 八 070% 2M.7AZC-Y62-O-!m18SLP<A.*aSt3.87VW3 2V, 20Ah 2P24OSCtflPCS：JOCKVI*600-900V高压级联方案由于没有变压器，其效率相对其他方案要略高，系统成本相对有所降低；但该方案目前国内应用案例较少（二期工程邵阳磨石变虽有应用，但并未正式投入使用，应用效果未知），系统的成熟度仍需市场检验，且市场上知名的大厂家不多，招标可供选择范围小，其存在的问题在于：D级联型H桥储能系统直流侧二倍频波动会加速电池老化。级联型H桥储能系统将电池组直接接在H桥的直流侧，每个H桥的电池组都是与单相系统交换能量，根据瞬时功率守恒定律，单相交流系统的能量交换会导致H桥直流侧产生IoOHZ瞬时有功功率波动，这些二倍频的瞬时功率波动全部由电池组提供，会导致电池发热加剧，寿命衰减速度加快。而传统的储能系统结构，电池组并在直流侧的公共端，电池组是与三相交流系统共同交换能量，在电网正常情况下，直流侧并不会产生功率波动问题，直流侧将处于恒定状态。2）级联型H桥储能系统电气绝缘隔离问题。级联型H桥储能系统采用多个H桥串联并入高压系统，每组电池直接与各级H桥相连，它们均处于高压侧悬浮电位的状态，对各组电池之间以及电池组和地之间的绝缘要求较高，同时也对人身安全造成威胁。此外，由于电池组与H桥连接的直流电缆也处于高压侧的悬浮电位，如何在保证电气绝缘的前提下，合理设计和分配大量的低压直流电缆也是工程设计中需要考虑的问题，将电池组与H桥就近配置虽然可以缩短直流电缆长度，但对安全空间的要求较高，且单个电池组出现安全问题，可能威胁整个级联型H桥储能系统的运行稳定。而传统的储能系统结构并不存在这些问题。3）级砥H桥储能系统稳定工作受到电池组电压波动的影响。理论上每个H桥的直流侧电压都应该一致，但实际中电池组老化程度不一,各电池组端电压变化范围较大，级联型H桥储能系统对端电压差异性较大的电池组的适应能力有限，当H桥直流侧端电压不一致性到达一定范围时，会影响整个级联型H桥储能系统的正常工作。4）级做H桥储能系统大量悬浮电位的电池组及其直流电缆可能会带来共模谐振问题。由于级联型H桥储能系统电池组数量和体积十分庞大，不可避免地造成电池组、直流电缆和地之间的寄生电容，形成共模谐振电路，并可能进一步导致谐振问题，不利于储能电站安全稳定运行。5）级联型H桥储能系统控制结构复杂，对荷电状态采集要求较高。不同H桥电池组在运行过程由于自身参数、导线及开关器件的不一致性会导致电池SOC一致性，出现木桶效应。为此，级联型储能需要主动地对相内H桥及相间H桥的电池组SOC进行均衡控制，保证各H桥电池组SoC尽可能一致，不同H桥电池组的SOC是一个重要的控制参数，需要参与到控新十算中，整个控制结构复杂，且对SOC采集的实时性和精度的要求较高。而传统的储能系统结构控制结构简单，荷电状态主要是作为功率输出的约束条件，并不参与到控制计算中，降低了对高要求SOC的直接依赖程度。1.3.3.4,模块化方案下图为XX电网侧二期项目中使用的模块化方案接线示意图:HY5WZ-17/45JDZ-IO 10/0.1 0.2 LZZBJ9-10 100/5A 贡克开美：630A-31 5kA 埼备 12SA *Ir*Dylhyll1½r*> : 250A/3P1250WA10±2x2.5%0.4-0.4kVUk*6%支: 62.5kW O.4kv co> 6AioovIoooVDC/15OA单相文ItIB喜 1251cWh 单拒女要客 172kWh 电苫电惑>:2P224S电池Il电区：56OV-817VnXXZTilTXX-IIrTTXI:ITTl- Ixxxxt-Hxxx- xxilxxx-该方案借鉴了光伏系统的组串式方案，每簇电池均配置了PCS,可减少多簇并联后存在的环流问题，能精确控制每簇的充放电，可以实现不同簇间电池混用，布置方式灵活，尤其是华为公司推出的“一包一优化，一簇一管理”的思路，为业界很多专业人士开拓了思路和视野。但该模式由于PCS设备增多，系统成本有所增加且系统效率与其他方案相比有所降低，另，该方案采用多PCS并联，协调控制难度增加，存在PCS多机并联（并联数超过4台）谐振风险。该方案目前国内厂家较少，可供选择的空间有限，目前国内应用案例不多。四种模式的具体主要技术经济指标对比表如下：比较模式比较内容直流100OV直流1500V高压级联模块化单位面积能量密度（仅考虑储能、变流单元）28.3kWhm238.1kWhm239.3kWh/m240.4kWhm2系统效率/可用容量85%/存在簇间不均衡性，容量不能全部利用，容量损失约7%85.3%/存在簇间不均衡性不能领制容量损失约5%90%/无簇间并联，无簇间不均衡，但需要配置备用模块，备用容量约8%84%/无簇间并联，无簇间不均衡，簇间不均衡的容量损失小二期系统租赁成本（不同厂家选用不同电芯，成本仅供参考）2.78元/Wh.年电池:南都PCS:索英、许继3.15元/Wh.年电池:比亚迪PCS:上能2.99元/Wh.年电池:海基PCS:智光3.15元/Wh.年电池:亿纬电池PCS:奇点簇管理需求需要考虑簇间均衡，一致性要求高,易出现木桶效应需要考虑簇间均衡，T颐求高,易出现木桶效应不需要考虑簇间均衡，但控制节点多，协调控制复杂不需要考虑簇间均衡，不同簇配置灵活,甚至能实现新旧电池混用国内应用业绩应用广泛，累计业绩达到吉国外应用较多，国内业绩案例较少，国内业绩在一百兆案例较少，国内业绩在一百兆瓦时在几百兆瓦时瓦时左右瓦时左右生产厂家数量国内主流厂家均可生产大部分一线品牌都可以生产国内厂家大概5家左右，但知名厂家不多国内厂家大概5家左右，知名厂家不多系统安全性技术成熟、运技术相对成尚未大应用案例较少、行经验丰富、熟、国外应用规模应用，正常从系统结构分安全性较高运行经验丰运行时浮地电析，直流侧安全富，国内有一定运行经验、安全性较高位局，人员无法进入舱内，运维巡检需要系统停机，系统安全性有待进一步考证性高，单交流侧PCS并联数较多，存在多并联谐振风险1.3.3.5.结论根据上述分析，结合国内外应用案例分析，直流100OV系统是目前国内储能技术比较成熟的，应用案例也比较多，安全性比较高，但运行效率已达瓶颈，难以进一步提升；能量密度与功率密度相对较低，标准的40尺集装箱能装电池约2.8MWh；并联数较多，容易出现木桶效应,整体充放电深度易受影响;高压级联方案成本和效率具备一定优势，但安全风险也比较高，且国内外应用案例不多，且生产厂家不多，建议慎重选择该技术路线；模块化方案技术思路是比较新颖的，尤其是华为公司推出的“一包一优化，一簇一管理”的思路，也将会成为未来众多集成商研究的方向，但其型式试验尚未完成，其他生产厂家中知名品牌较少。直流150OV系统在国外应用比较多，国内也有部分项目进行了应用，技术相对成熟，安全性比较高，是目前大部分厂家探索研究的方向，也是电化学储能技术路线发展的趋势；同时在系统能量密度和能源转换效率高；占地和施工成本会降减少；电池簇并联数量较少，缓解多个电池簇并联运行时偏流情况等方面具有相对优势。综合以上分析比较，结合XX省电网侧储能的运行情况，针对150OV高压系统具有能量密度高，节省用地面积的优点，同时结合本工程本着节省用地成本的原则，本工程推荐采用150OV系统。4.关键设备选型1.4.L储能电池舱选择(1)电池选型原则1、配置灵活，安装建设方便储能系统应配置灵活，可扩容性好，另外系统的建设周期要短，没有过多的特殊要求。储能电池容易实现多方式组合，可满足较高的工作电压和较大工作电流；易于安装和维护；配置灵活，安装建设方便。2、循环寿命长，高安全性、可靠性储能电池的循环寿命对于系统的可靠运行有重要影响。储能电池循环寿命长可减少电池的更换，对于节约运行成本，提高系统的经济性有重大意义。电池储能系统要求使用寿命能够达到12年，在放电深度为90%的情况下，循环寿命在6000次以上。由于电网的特殊性，运行安全作为电网运行需考虑首要问题，安全性不高的设备不能进入电网。储能系统的目的就是保证电力系统安全、高效、稳定运行，只有安全性高的储能系统才能满足要求。要求储能电池在极限情况下，即使发生故障也在受控范围，不应该发生爆炸、燃烧等危及电站安全运行的故障；3、具有良好的快速响应、充放电能力及较高的充放电转换效率；电池储能系统间歇性运行要求系统有较好的启动特性，储能电池在充放电状态之间转换频繁，要求电池具有较快的响应速度。由于能量损失使系统效率受到影响，而提高储能系统在存储过程中的能量转化率将有助于提高系统的整体效率。另外，电池充放电效率的高低也会影响到系统的成本。4、具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；5、成本适合。成本是储能电池选择的重要参考依据，是储能电池能否大规模推广应用的决定因素。6、不得选用梯次利用电池和生产日期超过3个月以上的库存电池7、符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染。(2)主要电池类型比较本项目针对铅酸(炭)电池、磷酸铁锂电池、液流电池等进行综合对比，比较表如下。电池种类铅酸电池铅炭电池磷酸铁锂电池钠硫电池液流电池能量比(Whkg-1)30-5040-60130-200150-24080-130功率比（MWkg-1）150-350300400200-31590-23050-140充放电效率/%60-757090-9580-9065-75常温循环寿命/次5-15500-10005-15年约20005-15年2000-600012-20年1500-250015-20年大于16000自放电（%/月）2-51-21-200单位成本（元/kWh）700-12008001300150020001500"200035004500全寿命周期度电成本（元/kWh）0.61-0.820.61-0.820.62-0.820.67-0.880.71-0.95安全性技术成熟，安全技术成熟，安全技术成熟，安全陶瓷隔膜比较脆，易引起火灾或爆炸事故安全环保性毒性物质毒性物质无无无从应用等级来看，以上几种电池类型均可到百MW级。从电池性能来看，磷酸铁锂电池和钠硫电池具有较高能量比和充放电效率。钠硫电池和钢液流电池未形成产业化，供应渠道受限，成本昂贵。从运营和维护成本来看，钮液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，锂电池和铅炭维护成本较低。从度电成本（项目周期内的成本现值/生命周期内发电量现值）来看，目前铅酸（炭）电池和磷酸铁锂电池度电成本相当，但铅酸（炭）电池不宜深充深放，且放电倍率低，循环寿命较低。全钢液流电池优势在于其安全性，但是占地面积大，后期维护繁琐，适合长充放电时间大容量（能量）储能场合。综上所述，磷酸铁锂电池优势在于对建设环境无特殊要求，建设周期短，能量效率高、功率和时间配置灵活，因此本工程选用磷酸铁锂电池。（3）电池形式选择磷酸铁锂电池依据外壳封装型式不同，主要有方形铝壳和软包铝塑膜和硬包圆柱三种类型。三者内部组成（正极、负极、隔膜、电解液）相差甚微，主要区别在于外壳封装材料，三者优缺比较如下表5.5-1中所示：表5.51软包电池和硬壳优缺点比较电池类型优势劣势软包电池1、重量轻：软包电池重量较同等容量的钢壳锂电池轻40%,较铝壳锂电池轻20%2、设计灵活：可以制作更薄，外形可改变任意形状，可根据客户需求定制3、单位体积容量更大1、铝塑膜制造工艺要求高2、叠片工艺自动化程度不高3、外包装较薄，极端情况下易被刺穿硬壳方形电池1、结构坚固，抗冲击性好2、电池形状多变，大小任意3、尺寸灵活，可以定制化生产边角处化学活性能较差硬壳圆柱电池1、卷绕工艺成熟，自动化程度高2、极耳易焊接3、PACK方案简单1、外形导致空间利用率低2、径向导热差综上所述，磷酸铁锂电池软包结构和硬包结构各有优缺点，电池质量更多的是取决于材料和制作工艺好坏，本工程推荐选用目前大规模储能电站中应用广泛的方形铝壳电池。（4）电池容量选择目前国内生产磷酸铁锂电池厂家众多、供货量充足、技术也较为成熟。针对不同的电池容量，其标称电压和工作电压范围大致相同，但最大充电倍率和最大放电倍率存在不同，且电池容量越大，其重量能量密度和体积能量密度越大。目前国内知名的电池厂家有宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、南都电源、比亚迪、中航锂电、国轩高科等企业。电池以0.5C（充放电2小时用J1C（充放电1小时）产品为主，成熟产品单体电芯容量为40Ah-320Ah,各家循环次数在4000次-10000次不等（根据使用工况）。大容量储能项目单芯电池宜选择容量相对大的电池，一方面可提高功率密度，减少占地；另一方面减少电池的串并联回路数，减少木桶效应带来的容量衰减问题。同时依据“主流厂商主流产品”和“技术先进“原则，可研现阶段暂选用容量在280Ah以上规格的电芯产品。随着锂电池行业系统技术的加速更新，可预期单体电芯容量将不断加大，电池型式也会呈现多样化发展趋势，在本工程后续阶段开展时也将依据电池技术的发展态势，继续优化本可研报告中电池系统设备选型、拓扑成组集成等。典型大容量电芯基本性能参数如下表所示。表5.5-2电芯基本性能参数序号项目规格1类型磷酸铁锂电池2封装形式方形铝壳3标称电压3.2V4标称容量不小于280Ah(0.505工作电压范围2.8V3.6V6循环次数(成组)N80%额定容量>6000次7工作温度范围充电0+45C放电20+45°C8电池内阻O.18+O.O5m9自放电率月<3.5%(5)电池舱形式选择电池舱目前主要分为步入式和非步入式两种型式，步入式电池舱内可设置人员检修通道，非步入式舱内无设置人员检修通道，检修在舱外操作，两种方式目前在国内都有应用案例，在XX电网侧储能也均有应用案例。步入式方案同等单位面积条件下布置容量较少，检修人员可进入舱内对设备进行运维检修，不受天气因素限制，舱内检修方便，但安全系数方面较低，需对舱体进行可靠的逃生设计；非步入式方案较步入式方案电池舱体外形尺寸较小，同等单位面积条件下布置容量较多，总体布置方案较步入式方案要相对节省用地,同时非步入式方案检修设备时人员不用进入舱内，在室外即可进行,能有效提升运维人员的运维安全性，但运维检修时受天气影响较大,同时对舱体、电池模组等防护等级要求更高。两个方案的技术经济比较如下:序号比较项目步入式非步入式1单位面积可安装容量较小,树40怪装箱可装设容量为2.53MWh较高，单位面积可安装电池容量提高约30%2运维安全性运维人员需要舱内操作，需设置可靠的安全疏散措施，安全性较好运维人员无需舱内操作，安全性好3检修环境要求舱内环境较好受环境影响，需要设置可移动检修棚，同时对电池模组的防护等价要求较高。4工程成本占地较大，工程成本较高占地小，能有效节约工程成本综合比较来看，步入式和非步入式各有优缺点，考虑到运维检修的安全和方便性，同时本着节省用地的原则，本工程建议推荐采用非步入式布置方案。(6)储能预制舱基本要求预制舱应配置通风系统、电池温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警及消防联动系统等自动控制和安全保障系统。预制舱中的走线应全部为内走线，除了锂电池(安装在电池支架上)落地安装外，直流汇流设备根据设备的特点确定安装方式。预制舱必须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。采用集装箱式房体。电池预制舱防护等级不低于IP55且在电池预制舱在寿命期限内(20年内)具备无限次满载吊装强度。(2)预制舱喷涂均一颜色。(3)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。出厂前进行淋雨试验，试验内容：处于工作状态，门、翻板、窗、孔口关闭，降雨强度为5mmmin-7mmmin,试验时间为Ih,舱内和舱壁及各孔口内部不应有渗水或漏水。(4)W节制舱壁板、舱门采取隔掬哉敝!理在舱内外温差为55的环境条件下，传热系数小于等于L5W(m2)o如因电池冷却方式不同原因，可降低传热系数要求，供货方应提供电池舱高温测试报告。防腐性：预制舱承载骨架涂覆处理，内外蒙皮采用高耐候钢板。在实际使用环境条件下，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。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,舱体内电池隔室与冷却机组隔室之间隔墙的耐火时间应不小于L5ho否则应提供权威机构进行的防火测试报告。阻沙性：预制舱必须具有阻沙功能，在自然通风状态下通风进风量220%,阻沙率299%。(8)防震：预制舱出厂前须进行吊装、承重、跑车试验，可以保证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。防紫外线：预制舱内外材料的性能应不因长期接受紫外线的照射而发生劣化。(10)预制舱需设置泄压口。1.4.2.储能变流器(PCS)选型(1)基本要求功率变换系统(POWerConversionSystem,PCS)是与储能电池组配套，连接于电池与电网之间的实现电能双向转换的装置。其工作的核心是把交流电网电能转换为直流形式存入电化学电池组或将电池组能量转换为交流形式回馈到电网。PCS利用全控型电力电子开关器件的斩波能力与脉冲宽度调制技术，通过灵活的软件算法控制开关器件的开断，实现电能的双向流动。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d潴制变流器对电池进行充电或放电，实现对