节能报告评审 电池储能系统 直流母线电池组管理模块 电池组管理模块中标结果公示（徐州市铜山区行政审批局2024）
徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目节能报告评审中选公告
我单位于2024-04-25 10:34:09，在中介超市为徐州市铜山区行政审批局选取固定资产投资项目节能评审中介服务机构，现将中选结果相关事项公布如下：
项目业主名称：徐州市铜山区行政审批局
采购项目名称：徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目节能报告评审
项目编号：202404220029
选取中介日期：2024-04-25 10:34:09
采购模式：邀请选取
服务事项：固定资产投资项目节能评审
项目金额：12000元——12000元（整）
委托单位联系人:臧辉
联系电话：13685161772
中选机构名称：徐州鑫盛项目管理咨询有限公司
中选企业地址：欧洲商城D-A幢301
中选金额：12000元（整）
联系电话：13056298213
相关中介企业对中选结果有异议的，可自本公告发布之日起一个工作日内书面指出。
备注：比选规则
序号
项目编号
项目名称
比选起始时间
比选结束时间
最低限价
最高限价
比选类型
1
202404220029
徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目节能报告评审
2024年04月24日 15:21:49
2024年04月25日 09:12:00
12000元（整）
12000元（整）
邀请选取
参与比选机构：
序号
机构名称
报价金额
是否中选
1
江苏锦丰工程咨询有限公司
12000.0元
否
2
徐州市工程咨询中心有限公司
12000.0元
否
3
徐州鑫盛项目管理咨询有限公司
12000.0元
是
附件下载：
徐州鑫蓝5万千瓦10万千瓦时储能电站项目节能报告.docx
徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目节能报告（报审稿）建设单位：徐州鑫和能源开发有限公司编制单位：徐州厚普项目管理咨询有限公司二〇二四年三月徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目节能报告单位负责人：李文君技术负责人：赵玲项目负责人：庄广侠二〇二四年三月编制人员姓名专业职称签字项目负责人庄广侠工民建报告编制人韦大森工民建报告编制人杜鹏 工程管理报告编制人邓家南建筑材料 报告审核人员赵玲建筑项目摘要表项目概况项目名称徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目项目概况项目建设单位徐州鑫和能源开发有限公司联系人/电话田昶项目概况报告编制单位徐州厚普项目管理咨询有限公司联系人/电话李文君项目概况项目建设地点徐州鑫盛润环保能源有有限公司厂区内（徐州市大彭镇）所属行业电力供应（D4420）项目概况项目性质新建☑改建□扩建□拟投产时间2024 年 7月项目概况项目总投资17516万元增加值3543.29 万元项目概况投资管理类别审批□核准□备案☑项目代码2403-320312-04-01-285425项目概况建设规模和主要内容本项目租赁徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内闲置土地建设，不新增土地面积，储能电站占地面积约7300平方米，其中储能区占地面积约5300平方米，升压区占地约2000平方米。储能规模约为5万千瓦/10万千瓦时，主要建设内容包含磷酸铁锂成套储能系统、配套消防、供电、电气一、二次系统、调度数据网等配套设施，并以110kV电压等级接入公用电网。项目输入输出品种主要能源种类计量单位年需要实物量计算用折标系数折标准煤量（tce）项目输入输出品种电万kWh/ a输入量+9916.111.229 吨标煤/万千瓦时+12186.90项目输入输出品种电万kWh/ a输入量+9916.112.98 吨标煤/万千瓦时+29550.01项目输入输出品种电万kWh/ a输出量-8400.001.229 吨标煤/万千瓦时-10323.60项目输入输出品种电万kWh/ a输出量-8400.002.98 吨标煤/万千瓦时-25032.00项目主要耗能品种电万kWh/ a1516.111.229 吨标煤/万千瓦时1863.30项目主要耗能品种电万kWh/ a1516.112.98 吨标煤/万千瓦时4518.01项目主要耗能品种水t/a319.500.1896 千克标煤/吨0.06项目主要耗能品种项目年综合能源消费量（tce）当量值1863.30项目主要耗能品种项目年综合能源消费量（tce）等价值4518.01项目主要耗能品种项目年综合能源消耗量（tce）当量值1863.30项目主要耗能品种项目年综合能源消耗量（tce）等价值4518.07能效指标项目名称项目指标行业能效对比结果能效指标单位产品综合能耗（tce/万千瓦时）当量值186.33200.73②194.45③优于能效指标单位工业总产值综合能耗（tce/万元）当量值0.41092.8385①优于能效指标单位工业增加值综合能耗（tce/万元）当量值0.52599.5889①优于对所在地能源消费影响对所在能耗增量控制目标的影响本项目建成后新增能源消费量 4518.01 吨标准煤，占徐州市“十四五”能源消费总量增量比例为 0.108%，说明项目新增能源消费量对徐州市“十四五”能源消费总量增量控制目标影响较小。占铜山区“十四五”能源消费总量增量比例为 0.411%，说明项目新增能源消费量对徐州市“十四五”能源消费总量增量控制目标影响较小。对所在地能源消费影响对所在地完成能耗强度降低目标的影响项目增加值能耗影响徐州市“十四五”期间完成单位 GDP 能耗下降目标的比例 n%为0.0124%，对徐州市“十四五”期间万元 GDP 能耗下降目标影响较小。项目增加值能耗影响铜山区“十四五” 期间完成单位 GDP 能耗下降目标的比例 n%为0.037%，对铜山区“十四五”期间万元 GDP 能耗下降目标影响较小。注：行业能效①取自《无锡工业能效指南（2022版）》4400电力、热力生产和供应业：万元产值能耗2.8385（吨标准煤/万元），万元增加值能耗9.5889（吨标准煤/万元）。行业能效②取自云浮市发展和改革局关于广东粤电云河发电有限公司50MW/100MWh独立储能电站项目节能报告的审查意见（云发改能函〔2023〕1号）行业能效③取自梅州市发展和改革局关于广东梅州五华河东电网侧独立电池储能项目节能报告的审查意见（梅市发改节能审〔2023〕14号）。目录第一章项目基本情况1第一节项目建设情况1第二节分析评价范围和内容11第三节报告编制情况12第二章分析评价依据16第一节相关法规、政策依据16第二节相关标准规范18第三节相关支撑文件20第三章建设方案节能分析和比选22第一节项目建设方案节能分析22第二节总平面布置节能分析评价81第三节主要用能工艺节能分析评价89第四节主要用能设备节能分析评价105第五节辅助生产和附属生产设施节能分析评价108第六节能源计量器具配备方案节能评价116第四章节能措施120第一节节能技术措施120第二节节能管理措施122第三节节能效果分析125第五章能源消费情况核算及能效水平127第一节项目能源消费增量127第二节项目主要能效指标132第三节项目能效水平评价135第六章能源消费影响分析137第一节对所在地能耗增量控制目标的影响分析137第二节对所在地完成能耗强度降低目标的影响分析138第三节对所在地完成煤炭消费减量替代目标的影响分析139第七章结论142附表1本项目用能设备一览表附表2主要能源和品种及年需求量表附表3项目综合能耗计算表附表4项目指标优化表附表5节能措施汇总表附图1项目区域位置图附图2项目与徐州鑫盛润环保能源有限公司相对位置附图3建设项目平面布置图附件1营业执照附件2备案证第一章项目基本情况第一节项目基本情况一、建设单位概况本项目建设单位为徐州鑫和能源开发有限公司统一社会信用代码：91320301MACFQKJQ2A类型：有限责任公司（非自然人投资或控股的法人独资）住所：江苏省徐州市铜山区大彭镇大刘村徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内法定代表人：张忠民注册资本：390万元整成立日期：2023-04-26经营范围：许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务；供电业务（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动，具体经营项目以审批结果为准）一般项目：新兴能源技术开发；工程管理服务；技术服务，技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；节能管理服务（除依法须批准的项目外，凭营业执照依法自主开展经营活动）二、项目建设情况（一）项目名称徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目（二）建设背景按照国家“30、60”碳达峰碳中和以及构建“以新能源为主体的新型电力系统”战略部署，未来风光发电必将成为我国主要能源形式，各类储能也将成为这一新型电力系统不可或缺的重要组成部分。“十四五”是我国能源转型的关键期和窗口期，将重点实施能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新型电力系统建设，保障能源安全。分析国内能源发展形势，储能建设符合国家、省、市能源变革战略发展方向，有利于提高整个社会能效利用水平，有利于清洁能源消纳，有利于提高电网安全稳定水平，提升电网消纳能力。江苏省“十四五”期间省内还存在一定电力缺口。因此，在全省夏高、冬高风光小发方式下，本工程顶峰放电，可减小供电缺口，有利于满足江苏“十四五”期间的顶峰用电需求。2025年江苏电力系统仍存在较大的调峰缺口，本工程建成投产后，可在电力系统负荷低谷时消纳富余电力，在负荷高峰时向电网馈电，可实现发电企业市场化参与调峰资源建设的需求。本工程在风光不发时发电（放电）可减小地区电力缺口，降低片区内500kV变电站的降压压力；在风光大发时充电可减少地区电网大规模倒送升压500kV电网，缓解片区内500kV变电站的升压压力。（三）立项情况目前，该项目已取得徐州市铜山区经济发展局出具的江苏省投资项目备案证（备案证号：徐铜经发备【2024】97号，项目代码：2403-320312-04-01-285425）。（四）建设地点江苏省徐州市铜山区大彭镇大刘村徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内（五）项目性质本项目为新建项目，属于电力供应（D4420）。（六）投资规模本项目总投资17516万元。（七）内容概况本项目租赁徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内闲置土地建设，不新增土地面积，储能电站占地面积约7300平方米，其中储能区占地面积约5300平方米，升压区占地约2000平方米。储能规模约为5万千瓦/10万千瓦时，主要建设内容包含磷酸铁锂成套储能系统、配套消防、供电、电气一、二次系统、调度数据网等配套设施，并以110KV电压等级接入公用电网。（八）项目产品方案本项目收入目前主要有储能租赁收入及需求侧响应。表1-1项目产品方案表序号产品名称单位产能单价（元/kWh）产值（万元）备注1储能租赁万千瓦525万元/MW/年1250.0050MW/h2全容量充放电调用万千瓦时/ 年36000.3911407.60迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8 月、12 月）2全容量充放电调用万千瓦时/ 年48000.3911876.8非迎峰度夏（冬）期间（2-6 月、9-11 月）合计4534.4目前的市场年租赁价格为25万元/MW/年，按照100%全容量租赁。现阶段，独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其调用、结算等暂按以下模式：1.在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数预计为3次/天（每月按30天计），不结算充电费用，放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时，下同）。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。2.在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价，充电电量按我省燃煤发电基准价的60%进行结算（每放1kWh，可等效获得0.1564元/kWh的收益）。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。在非迎峰度夏（冬）期间8个月暂以全容量充放电调用次数预计为2次/天（每月按30天计）考虑。因此，项目放电量按照8400.00万千瓦时/年计。（九）项目实施进度计划及实际进展情况本项目建设期6个月，项目总进度包括从项目实施到项目完成的过程。目前项目已立项完成，正在进行各项审批手续办理，建设单位计划2024年7月投入运营。表1-2项目实施进度表序号工作内容2024 年序号工作内容第1 月第2 月第3 月第4 月第5 月第6 月1前期工作2施工准备3土建工程3土建工程4室外工程4室外工程5设备安装、调试5设备安装、调试6竣工备案6竣工备案（十）项目定员与工作制度项目定员：本项目依托徐州鑫盛润环保能源有限公司现有条件，不在设置办公、住宿及用餐场地。工作制度：全年工作365天，24小时运行，年运行8760小时。（十一）项目所需能源概况项目外购能源和耗能工质有：电力和新水。1.给排水系统给水系统：本项目站址位于徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内，站址内给排水设施完善，项目用水由市政给水管道引入，不设置生活给水系统。工业消防水源为处理后的故黄河水。雨水系统接入原厂区雨水管网。排水系统：储能站不设生活功能用房，按无人值班设计，因此没有生活给排水设计内容。本工程设置1座100%容量的事故油池。分离出的废水排入雨水排水系统，分离出的废油暂存在油坑内不外排，事故处理后交由有资质的单位处置。消防用水：作为应急备用措施，在每个储能电池舱设置半固定式开式水喷淋系统，一旦全氟己酮灭火系统失效，外部消防用水通过半固定式开式水喷淋系统注入舱内浸渍灭火、控火，防止火灾事故进一步扩大。储能电站消防水量按发生火灾时的一次最大消防用水量，消防水压保证最不利点消防所需的水压。徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内设置有一套完整的消防给水系统，包括工业消防水池（共8000m³,其中消防水量为650m³)、消火栓给水泵（2台电泵，1用1备，单泵Q=60L/S，H=75m）、消防水炮给水泵（2台电泵，1用1备，单泵Q=60L/S，H=120m），消防栓给水管网在主厂房周围成环状布置。经初步核算，消防水池容量、原有消防水泵供水能力满足本工程需求。2.电力系统本项目站址位于徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内南侧空余场地内，场地平整，附近线路有规划建成的大彭~丁楼110KV线路2回和徐州鑫盛润环保电厂~大彭110KV线路2回（由现状徐州鑫盛润环保能源有限公司~丁楼110KV线路2回双开环大彭形成），附近的变电站为110KV大彭变和110KV丁楼变。采用“夏高负荷、储能放电，冬低负荷、储能充电”。本工程属于集中式储能电站，是服务全省的调节性电源。本工程储能电站在徐州当地负荷高峰方式下根据需要进入放电工况，可减轻徐州市区西片区220千伏电网和地区主变降压压力，可减轻全省500千伏网架北电南送重要断面的输电压力。在地区110KV电网故障工况下提供紧急频率和电压支撑，提高电网安全稳定性。（十二）能源供应保障情况项目所需能源种类主要能源为电和新水。本项目建设地点位于徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内，基础设施完备，供水、供电配套设施齐全。项目所在地能源供应条件与消费情况分析如下。1.供电徐州西分区包含500kV任庄2×1000+1000MVA、黄集变2×1000MVA，三堡变2×750MVA，总变电容6500MVA，为主要电源支撑点。本项目站址位于徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内，徐州鑫盛润环保能源有限公司垃圾焚烧发电项目的装机容量为两台25MW的汽轮机，总计50MW。为储能电站提供充足的电力保障。2.供水工业消防水源为处理后的故黄河水。徐州鑫盛润环保能源有限公司设置有一套完整的消防给水系统，包括工业消防水池（共8000m³,其中消防水量为650m³)、消火栓给水泵（2台电泵,1用1备，单泵Q=60L/S，H=75m）、消防水炮给水泵（2台电泵,1用1备，单泵Q=60L/S，H=120m），消防栓给水管网在主厂房周围成环状布置。经初步核算，消防水池容量、原有消防水泵供水能力满足本工程需求。（十四）项目设备清单项目设备清单如下表所示：表1-3设备清单序号名称型号规格单位数量备注1储能舱储能电池预制舱（宽*高*深）6785×2865×2896mm套302PCS+升压变舱配套标准预制舱尺寸（宽*高*深）7500×3150×3000mm套15335kV 配电装置舱预制舱尺寸 17000×11000×3500mm套14变压器采用 110/35kV，SZ20-63000/110-NX2，双绕组室外油浸变压器115±8x1.25%/37kV YNd11，容量：63MVA套15主控制舱（升压站电气二次）面积约 289.17 平方米（21.42*13.5）含系统继电保护及安全自动装置、调度自动化系统、各类在线监测控制系统、在线分析系统、智能辅助控制系统等套1合计36第二节分析评价范围和内容一、分析评价范围本次节能分析评价对象为徐州鑫和能源开发有限公司建设的徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目的主要储能系统、辅助及附属系统等。二、分析评价内容（一）评价范围1.项目产业政策以及用能标准和节能规范范围包括国家、地方、行业范围内相关的政策的符合性、标准和规范的符合性和有效性。2.能源供应情况范围为项目界外，重点针对项目所在的区域。3.项目能源消耗情况项目运营过程中年消耗的各种能源和耗能工质。4.能源消耗指标分析该项目范围内年耗水、电等能源及综合能源消耗的单位指标的分析。5.节能措施和效果分析在项目范围内，针对国家以及行业、地方等规定和制定的相关法律法规、标准、措施进行分析。（二）评价重点结合本项目的建设规模，本项目节能评价的重点确定为：1.能源供应情况分析；2.项目建设方案节能分析；3.项目能源消费和能效水平分析；4.节能措施分析。（三）评价内容及方法本报告分析内容主要分：1.能源供应情况分析。包括项目所在地能源供应条件，项目所在地能源消费情况，项目能源消费对当地能源消费的影响三方面内容。2.项目建设方案节能分析。包括对项目选址及总平面布置分析，建筑工程方案分析，主要能耗设备分析，辅助设施分析等内容。3.项目能源消费和能效水平分析。主要包括项目能源消费情况分析，项目能效水平分析等方面内容。4.节能措施分析。主要从项目的节能技术措施、节能管理措施等方面进行分析。5.存在问题及建议。发现项目在节能方面存在的问题，针对问题提出相应的措施或建设方案调整建议，必要时进一步计算节能分析提出的措施建议所产生的节能量。6.结论。本节能评价结论主要包括以下内容：7.项目能源消费总量及结构；8.项目有无采用国家明令禁止和淘汰的落后的设备；9.项目能源消费和能效指标水平；10.项目对所在地能源消费及节能目标完成情况的影响，项目是否符合所在地节能规范的要求；11.项目采取的节能措施及效果评价；12.主要问题及补充建议。必要时对采纳建议后可能产生的节能效果进行测算。第三节报告编制情况为全面贯彻可持续发展，提高能源利用效率，加强固定资产投资项目用能管理，推进节能减排工作，根据《固定资产投资项目节能审查办法》（2023年2号令）、《江苏省固定资产投资项目节能审查实施办法》（苏发改规发〔2023〕8号）文件，需要对本项目进行节能分析，编制节能报告。一、工作简况（一）节能报告编制委托情况本项目徐州鑫蓝5万千瓦/10万千瓦时储能电站项目，由徐州鑫和能源开发有限公司公司委托徐州厚普项目管理咨询有限公司承担本项目的节能报告编制工作。（二）工作过程根据签订的技术咨询合同，我公司就该项工作组织相关人员成立了项目组，及时开展本项目的节能报告编制工作，节能报告工作过程主要包括：1.前期准备：主要包括收集资料及现场调研，熟悉了解评价项目基本情况；2.选择分析评价方法：根据项目情况及能源消耗特点，合理选择评价方法；3.项目节能分析评价：分析能源供应条件、能源消耗情况，分析评价项目能源利用及能耗水平；4.形成分析评价结论；5.编制节能报告文件；6.根据评审意见对节能报告进行修改完善。（三）现场调研情况在建设单位提供的项目前期资料及收集的相关资料基础上，项目组编制了本项目节能报告补充资料清单，并提交给建设单位。项目组到项目建设地点进行现场调研，与建设单位负责人、工程技术人员等进行沟通、交流以进一步了解项目情况。现场调研工作主要包括：了解项目建设地现状及周边环境；了解项目建设背景及前期准备工作情况；了解项目水、电、气等能源供应情况；针对本项目节能报告的补充资料清单，进行进一步的交流、沟通。二、指标优化情况项目通过一系列节能措施，不断优化项目能耗指标，节能措施合理。通过采用变频技术控制形成有效的节能措施，进一步降低了项目整体能耗水平。项目能耗水平合理，节能效果显著。表1-4项目指标优化表类型序号名称单位指标变化情况类型序号名称单位评价前评价后变化情况建设规模1储能规模—5 万千瓦/10 万千瓦5 万千瓦/10 万千瓦0.00建设规模2工业总产值万元4534.323408.321126.08建设规模3工业增加值万元3543.293543.290.00主要能效指标4单位工业总产值能耗（当量值）吨标准煤/万元0.560.55-0.01主要能效指标5单位工业总产值能耗（等价值）吨标准煤/万元1.351.33-0.02主要能效指标6单位工业增加值能耗（当量值）吨标准煤/万元0.540.53-0.01主要能效指标7单位工业增加值能耗（等价值）吨标准煤/万元1.301.28-0.02主要能效指标8储能量单位产品能耗（当量值）吨标准煤/万千瓦189.62186.33-3.29主要能效指标9储能量单位产品能耗（等价值）吨标准煤/万千瓦459.78451.81-7.97主要经济技术指标项目位于徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内，利用闲置预用地，主要经济技术指标无调整/能源消费情况1年综合能源消费量（当量值）吨标煤1896.191863.30-32.89能源消费情况2年综合能源消费量（等价值）吨标煤4597.754518.01-79.74能源消费情况3年综合能源消耗量（当量值）吨标煤1896.191863.30-32.89能源消费情况4年综合能源消耗量（等价值）吨标煤4597.814518.07-79.74能源消费情况5电力万千瓦时/年1542.871516.11-26.766新水万吨/年319.50319.500.00与节能评价前相比，节能评价采取节能措施后，主要能效指标有所下降，说明节能评价有一定的积极意义。三、建设方案调整情况本项目建设方管理经验丰富，行业专业水平优异，项目建设方案成熟可靠，本次评估不对项目建设方案进行调整。四、主要节能措施及效果根据项目实际情况，从项目设备变频节能方面考虑，对部分设备提出相应的节能措施。主要节能措施及效果如下：表1-5节能措施汇总表序号用能系统节能措施名称实施方案概要节能效果1空调系统变频优化项目采用变频设备，减少空载运行时间，以节约能源。年节约电量 25.99 万千瓦时，折标煤 77.45 吨（等价值）2照明系统LED 照明项目照明采用 LED 设备年节电 0.77 万 kWh，折等价标准煤 2.29tce第二章分析评价依据第一节相关法规、政策依据一、相关法规、法规、规划、行业准入条件、产业政策等1《中华人民共和国节约能源法》（2018年修订）2《中华人民共和国建筑法》（国家主席令第46号）3《中华人民共和国消防法》（2021年4月29日）4《“十四五”节能减排综合工作方案》5《中华人民共和国循环经济促进法》（2008年）6《固定资产投资项目节能审查办法》（2023年2号令）7《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》8《中华人民共和国计量法》（2018年10月26日修正版）9《中华人民共和国电力法》（2018年12月29日修订版）10《中华人民共和国水法》（2016年7月2日修正版）11《江苏省节约能源条例》（2021年第三次修正）12《企业投资项目事中事后监管办法》（国家发展和改革委员会2018年第14号令）13《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号）14《完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕号）15《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）16《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕号）17《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（公开征求意见稿）》18《江苏省固定资产投资项目节能审查实施办法》（苏发改规发〔2023〕8号）19《江苏省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》20《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》21《江苏省政府办公厅关于江苏省“十四五”全社会节能的实施意见》（苏政办发〔2021〕105号）22《江苏省“十四五”工业绿色发展规划》（苏工信综合[2021]409号）23《江苏省“十四五”制造业高质量发展规划（2021—2025年）》24《江苏省工业和信息产业结构调整、限制、淘汰目录及能耗限额》（苏政办发〔2015〕118号）25《江苏省产业结构调整限制、淘汰和禁止目录》（苏办发〔2018〕号）26《变压器能效提升计划（2021-2023年）》27《电机能效提升计划（2021-2023年）》28《产业结构调整指导目录（2024年本）》29《关于执行大气污染物排放限值的通告》苏环办〔2018〕299号二、节能工艺、技术、装备、产品等推荐目录、国家明令淘汰的用能产品、设备、生产工艺等目录1《国家重点节能低碳技术推广目录（2017年本，节能部分）》（国家发改委[2018]第3号）2《国家工业节能技术装备推荐目录（2021年本）》3《“能效之星”装备产品目录（2021）》4《节能评估技术导则》（GB/T31341-2014）5《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第一批）》（工业和信息化部工节[2009]第67号）6《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第二批）》（中华人民共和国工业和信息化部公告2012年第14号）7《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第三批）》（中华人民共和国工业和信息化部公告2014年第16号）8《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第四批）》（中华人民共和国工业和信息化部公告2016年第13号）9《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕号）10《国家明令淘汰用能设备、产品目录（节选）》第二节相关标准规范1《能源管理体系分阶段实施指南》（GB/T15587-2023）2《能源管理体系要求及使用指南》（GB/T23331-2020）3《节能监测技术通则》（GB/T15316-2009）4《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-2006）5《用水单位水计量器具配备和管理通则》（GB/T24789-2022）6《工业建筑节能设计统一标准》（GB51245-2017）7《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2015）8《建筑给水排水设计标准》（GB50015-2019）9《建筑照明设计标准》（GB50034-2013）10《建筑采光设计标准》（GB50033-2013）11《低压配电设计规范》（GB50054-2011）12《20kV及以下变电所设计规范》（GB50053-2013）13《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2020）14《用能设备能量平衡通则》（GB/T2587-2009）15《用能设备能量测试导则》（GB/T6422-2009）16《企业能量平衡通则》（GB/T3484-2009）17《企业供配电系统节能监测方法》（GB/T16664-1996）18《用能单位节能量计算方法》（GB/T13234-2018）19《评价企业合理用电技术导则》（GB/T3485-1998）20《节水型企业评价导则》（GB/T7119-2018）21《国家节能中心节能评审评价指标》（通告第1号）22《固定资产投资项目节能报告编制指南（2018年本）》23《电力变压器经济运行》（GB/T13462-2008）24《电力变压器能效限定值及能效等级》（GB20052-2020）25《配电变压器能效技术经济评价导则》（DL/T985-2022）26《干式电力变压器技术参数和要求》（GB/T10228-2023）27《电动机能效限定值及能效等级》（GB18613-2020）28《清水离心泵能效限定值及节能评价值》（GB19762-2007）29《室内照明用LED产品能效限定值及能效等级》（GB30255-2019）30《通风机能效限定值及能效等级》（GB19761-2020）31《容积式空气压缩机能效限定值及能效等级》（GB19153-2019）32《离心鼓风机能效限定值及节能评价值》（GB28381-2012）33《绿色工厂评价通则》（GB/T36132-2018）34《江苏省林牧渔业、工业、服务业和生活用水定额（2019年修订）》（苏水节[2020]5号）35《无锡工业能效指南（2022版）》36《上海产业能效指南（2021版）》37《国家工业和信息化领域节能技术装备推荐目录（2022年版）》38《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）39《建筑节能与可再生能源利用通用规范》（GB55015-2021）40《新型储能项目管理规范（暂行）》41《电力系统电化学储能系统通用技术条件》（GB/T36558-2018）42《电力储能用锂离子电池》（GB/T36276-2018）43《电化学储能系统储能变流器技术规范》（GB/T34120-2017）44《电池储能功率控制系统变流器技术规范》（NB/T31016-2019）45《电力储能用电池管理系统》（GB/T34131-2023）46《电化学储能电站监控系统技术规范》（NB/T42090-2016）47《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB/T36547-2018）48《电化学储能系统接入电网测试规范》（GB/T36548-2018）49《电化学储能电站运行指标及评价》（GB/T36549-2018）50《储能变流器检测技术规程》（GB/T34133-2017）51《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB∕T36547-2018）52《电力系统电化学储能系统通用技术条件》（GB/T36558-2018）53《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》（TCEC373-2020）54《储能系统接入配电网监控系统功能规范》（Q/GDW697-2011）55《电池储能电站技术导则》（Q/GDW1769-2012）56《电网配置储能系统监控及通信技术规范》（Q/GDW1887-2013）57《电力系统网源协调技术规范》（DL/T1870-2018）第三节相关支撑文件节能报告编制委托合同；《固定资产投资项目节能审查系列工作指南》（2018年本）；项目备案证；徐州鑫和能源开发有限公司提供的其他相关资料。第三章建设方案节能分析和比选第一节项目建设方案节能分析选择先进的生产工艺技术是工业生产节能降耗的基本保证。本项目采用成熟的先进工艺，引进先进的生产设备，自动化水平高，可达到生产高效率、高质量、节材、低能耗、绿色环保等目的。一、项目建设方案项目位于徐州鑫盛润环保能源有有限公司厂区内，总占地面积7300平方米。根据苏发改能源发〔2024〕52号通知，项目建设规模为5万千瓦/10万千瓦时，拟配置35kV配电装置舱1座、主控制舱1座、储能电池预制舱30座、PCS+升压变舱15座、事故油池、防火墙、避雷针等装置设施，采用非步入式液冷磷酸铁锂储能，为电网侧新型储能方式，并以110KV电压等级接入公用电网。（一）建筑工程1.全站建筑物本站无新建建筑物，全站生产建筑均采用预制舱。2.全站构筑物升压站设有以下构筑物：主控制舱、35kV配电装置预制舱、事故油池、独立避雷针等。设备预制舱均为单层布置，其中主控制舱设有主控制室及站用变室。储能站设有以下构筑物：储能电池预制舱，PCS预制舱。表3-1建（构）筑物一览表编号名称单位数 量备注135kV 配电装置舱座12主控制舱座1编号名称单位数 量备注3事故油池（地下）座1钢筋砼结构4#1 接地电阻座05围墙m站址四周采用上部 1.5m高透空围栅，下砌 300高实体围墙隔离围护6主变基础及油坑座17防火墙座2钢筋砼框架结构8储能舱座309PCS+升压变舱座1510独立避雷针座335m 高设备舱体火灾危险性均为戊类，耐火等级二级。事故油池火灾危险性为丙类，耐火等级为一级。预制舱应满足抗震、防火、防水、防风、防沙及节能要求等，同时应满足设备运行的各种标准要求。预制舱的内部空间和结构应具备设备运行和检修人员的工作要求，预制舱的内外装修材料选用符合国家标准，具有环保、防火、防水性能，预制舱围护的保温隔热选用A级不燃的岩棉保温材料。根据GB51048-2014《电化学储能电站设计规范》，储能站内建筑物抗震设防类别为乙类，构筑物抗震设防类别为丙类，本工程无新建建筑物，均为构筑物。各构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数为1.0。抗震设防类别为标准设防类（丙类），抗震设防烈度为7度，抗震措施设防烈度为7度。设备预制舱舱体结构均为框架结构，一次舱及二次舱基础采用地下箱式钢筋混凝土结构，储能区域舱体采用桩承台+联系梁。3.辅助、附属建筑物储能站运维利用电厂内空余房间，本工程不额外设置辅助用房。4.屋外配电装置构（支）架本工程支架结构安全等级为二级，构架设计使用年限为50年。设计基本地震加速度值为0.10g（相对应的地震基本烈度为7度），抗震设防类别为标准设防类（丙类），抗震设防烈度为7度，抗震措施设防烈度为7度。独立避雷针采用钢管结构。设备支架均采用直缝焊接圆钢管支柱，管段底部灌C30细石混凝土。所有钢结构构件均采用热镀锌防腐。5.主变及GIS基础主变基础采用现浇钢筋混凝土桩筏基础，油池侧壁采用砖砌，预制压顶，油池内部干铺粒径为50～80mm的卵石，内设钢篦子支撑。110KVGIS设备基础采用钢筋混凝土桩筏基础，支架与基础采用地脚螺栓连接，方便安装。6.全站建、构筑物的地基与基础本工程地基基础设计等级为丙级。根据站址区地基岩土层的分布特征与工程性质，结合升压储能站建（构）筑物结构特点及业主要求，建（构）筑物均采用PHC400管桩方案，以4层粉质黏土桩端持力层。其余母线桥支架、电缆沟、围墙等采用压实地基基础。GIL母线考虑采用静压锚杆桩进行地基处理，桩径采用250mm，桩端持力层为4层粉质黏土。GIL附近防火墙考虑距燃气锅炉间距离较近，基础换填较深，本次考虑采用静压锚杆桩进行地基处理。对于事故油池等地下较深的基坑，采用拉森钢板桩支护，并设置钢围檩及支撑。进行基坑开挖时，应做好坑壁和坑底的保护工作，并根据开挖深度等情况采取一定的降、排水措施，防止基坑开挖时产生渗水量、坑壁坍塌、滑移等不良现象。站址区地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；站址区地下水位以上场地土对混凝土结构和钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具强腐蚀性本工程根据《工业建筑防腐蚀设计标准》GB/T50046-2018中相关规定要求，可按正常情况设计。二、项目主要技术方案（一）储能系统储能系统主要由储能电池系统（含储能电池和电池管理系统）、储能功率变换系统（PCS）、就地升压系统、汇集线路、防雷接地系统、供电系统、照明系统、二次保护系统、控制系统、监控系统、通信系统、消防系统等系统构成。储能电站总体架构如下图所示：储能电站电池储能系统一次系统二次系统辅助系统电池单元电气主接线照明能量管理系统电池管理系统电源主要电气设备变流器视频监控站用电协调控制装置视频监控防雷接地消防设施继电保护装置调度自动化通讯装置电池储能系统一次系统二次系统辅助系统电池单元电气主接线照明能量管理系统电池管理系统主要电气设备电源变流器站用电防雷接地视频监控协调控制装置消防设施继电保护装置调度自动化通讯装置图3-1储能电站系统架构图1.储能系统技术方案本项目建设50MW/110.33MWh储能项目，设置2回磷酸铁锂储能回路，接入储能35kV母线。电池单元采用模块化设计，110KVAC可用能量计算：DC可用能量110.33MWh*中压变效率（99%）*逆变器效率（98.5%）*线路损耗（1-0.5%）*辅助功耗（1-1%）*主变效率（99.5%）*放电深度（95%）=100.177MWh。考虑到储能电池本身的设计余量、储能系统本身的损耗、储能电池的电量衰减，并结合工程经验，本项目暂按30套电舱配置，总电池容量110.33MWh，超配约为10.33%，能够满足电网公司对储能电站的并网侧考核要求。预制舱内具有温控、消防等系统，确保电池系统具有最优的转换效率及运作性能，同时具有安全可靠的保护措施。预制舱内的空调、摄像头等设备需要采用防爆型产品。每个储能单元包括液冷储能电池预制舱、PCS、就地升压变以及35kV储能就地环网柜。每套储能电池组的电池簇接入PCS直流侧，每个储能电池组配置一套BMS管理单元对电池系统进行监控和保护。每套储能预制舱的主要作用是将电池、功率模块、环境监控、通讯等设备有机地集成到一个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、应急系统、消防系统等自动控制和安全保障系统。2.电池预制舱1.电池预制舱方案11储能电池采用预制舱安装，采用非步入式设计，主要用途是将电 池、BMS、通讯监控、消防、智辅系统等设备有机的集成到 1 个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的供电系统（电源由用户提供）、温度控 制系统、隔热系统、阻燃系统、火灾报警系统、消防系统和通风系统等自 动控制和安全保障系统。22预制舱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。33电池舱合理规划内部分区和结构，线缆敷设路径清晰，强电与弱电线缆分通道敷设，交流与直流电缆分通道敷设。电池舱内接线具备防反 接（连接导体接线差异）和防松动（螺栓防滑）保护措施与设计。44电池预制舱设计合理，有效的通风和热管理系统，具有良好的保 温设计，能有效降低舱体热损失，可保证预制舱内温度分布均匀，满足电 池运行温度的要求。55电池预制舱配置可燃气体监测系统、簇级细水雾+舱级七氟丙烷 自动灭火系统。6677电池预制舱配置视频摄像头，并接入储能站视频监控系统。 预制舱喷涂均一颜色，色号在设计联络会上确定。88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。99防腐性：预制舱金属构件在 30 年内不锈蚀的防腐处理，根据项目所处地理环境按照 C3 以上防腐等级设计，保证箱体不生锈。1010防火性：预制舱保证良好的防火性能，舱体壁板需保证内部、外 部着火时的最低性能水平为耐火 1 小时以上，1 小时内舱体外壳具有完整性及防火性。1111阻沙性：预制舱具有阻沙功能，风沙环境下，外部活动零部件正 常工作，阻沙率大于 98%。在遭遇大峰扬沙天气是有效组织灰尘进入预制舱内部，保证预制舱防尘防风沙性能的长期有效性。1212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。1313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。1414预制舱的设计寿命≥30 年，外部油漆需定期重刷，不会因腐蚀、防火、防水、防尘、防震和紫外线等因素出现故障。1515预制舱满足吊车安装的基本安装要求，提供螺栓或焊接固定方式。 螺栓固定点和焊接点与整个集装箱的非功能性导电导体（集装箱金属外壳 等）可靠联通，同时，以铜排的形式至少向用户提供 2 个符合最严格电力标准要求的接地点。集装箱内一次、二次设备接地分开，采用铜排形式。1616电池集装箱单侧外开门维护电池包等设备，另一侧用于消防系统维护。1717预制舱内部预留至少 2 个用电接口。储能系统内辅助供电，包括消防系统、温控系统、照明系统、视频系统等，采用自供电方式+重要负 荷双电源供电方式，单独计量辅助系统耗电情况。1818预制舱采用以簇级细水雾+舱级七氟丙烷为介质的灭火系统。一 旦检测到火灾，火灾自动报警系统能够及时探测到预制舱内异常情况并能 够以自动或手动的方式启动灭火。2.电池预制舱基本参数要求11电池预制舱采用标准预制舱，预制舱的防护等级≥IP54，满足 GB/T 4208-2017 要求。满足在采用水消防进行事故处置时不会对未发生事故的电池单元产生影响。22预制舱房钢结构须采用 cortenA 高耐候钢板，舱体顶盖有明显散水坡度，坡度角度≥5%33预制舱壳体满足三层防护：底漆采用富锌漆，中间漆为环氧漆， 外面漆为丙烯酸漆，底架采用沥青漆。44预制舱采用壳体为两层钢板，中间填充材料为 A 级防火阻燃岩棉， 需具备防水功能，天花板/侧墙填充厚度≥50mm，地面填充厚度≥100mm。55内部油漆需为富锌底漆（厚度 40μm）＋环氧树脂漆（厚度 70μm），总漆膜厚度≥110μm。66外部油漆需为富锌底漆（厚度 40μm）＋环氧树脂漆（厚度 120μm）＋氯化增塑橡胶或丙烯酸面漆（厚度40μm），总漆膜厚度≥200μm。77喷涂颜色和铭牌：成套设备的外壳须喷涂为均一颜色，具体喷涂 的颜色标号、外观标识、LOGO；设备包括的主要元件和操作机构均有耐 久和字迹清晰的铭牌。铭牌均使用简体中文刻制，字体为印刷体，铭牌的 材料不受气候影响，铭牌中刻制的字迹在设备使用期内保持清晰。所有的 铭牌和标牌永久性的安装在相的设备和部件上，其位置清楚易见。⑧预制舱内集成全套储能电池装置，包括电池架、BMS、交直流动力配电单元、自动温控系统、自动消防系统、照明等。99预制舱进出线布线采用下进下出，包含电源线、通讯线、光缆、 控制电缆等；为了工作人员的安全，提供专门的标牌以表明主要的操作说 明、注意事项或警告，电气接线和回路标有编号并与电气图纸上的编号相 对。10101111考虑到储能系统运行环境，为确保电池长期可靠运行，预制舱配 置采暖系统和通风系统，并进行通风采暖风道设计，保证箱内温度均匀。 预制舱内配置电池直流配电单元和预制舱内交流动力配电单元，负责电池的直流配电与预制舱内所有电气设备和BMS的供电，并给检修插座及通讯单元供电。储能舱供电采用双回路供电，主回路通过在PCS交流侧配置的降压变进行取电。1212预制舱内需采用自动灭火系统，一旦检测到火灾，预制舱能及时 断开与外部设备之间的电气连接，同时启动灭火装置并将告警信息上传至 后台监控系统。舱内设置全氟己酮灭火系统。1313预制舱具备良好环境适性，具有防腐、防火、防水、防尘（防风 沙）、防震、防紫外线、防盗等功能，保证预制舱 25 年内不会因腐蚀、防火、防水、防尘和紫外线等因素出现故障。保证预制舱防尘（防风沙） 功能的长期有效性；防震功能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 紫外线功能保证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。预制舱中设计普通照明和急照明装置，当正常 电力提供不足时，急照明提供工作人员紧急逃生的照明装置。1414电池舱在制造厂内组装完毕后做整体运输，运输中安装冲击指示 器。电池储能系统的结构满足正常的铁路、公路及水路运输后内部结构相 互位置不变、紧固件不松动要求。3.11电池预制舱基本设备配置控制汇流柜控制汇流柜集成了各电池簇并联汇流和舱内交流用电设备提供交流电源以及通过柜内UPS为电池单元的BMS部分提供不间断电源功能，同时它可以整合系统内自耗电情况、各部分开关门状态、室内温湿度情况以及消防状态信息，并将这些信息上报至BMS系统。同时作为系统内总配电柜，在发生消防事故或者其他紧急事故下可以完成自动或者手动控制下的急停。控制汇流柜具有以下功能：1.完成电池室内空调、照明、消防、柜内外插座的交流配电；同时为系统内BMS部件（含交换机）提供不间断交流电源，后备时间≥30min；2.采集电池室内自耗电情况、室内温湿度状态信息状态、消防状态信息，并将以上数据上传至后台；3.通过合理的分配尽量保证整个配电系统中各相负载平衡，各条支路具有完备的保护功能，关键支路微断分合闸状态可以采集并上传至后台；4.储能控制单元，执行电池集装箱内BMS电池管理系统、智能温控系统、消防、空调、门禁，完成储能单元本地控制，报警处理及事故记录。所有储能控制单元统一接入储能电站总控系统，接受总控调度指令。5.汇流输出采用隔离开关+熔断器保护，采用下出线接线方式。电池架22电池架的基本框架为组合装配式结构，螺钉紧固互相连接成基本框架， 再按方案变化需要，加上相的安装支架，组装成完整的电池架，装置内零 部件尺寸实行模数化。电池架就位安装的垂直倾斜度不超过 5%。电池架表面采用静电喷涂，全部金属结构件都经过特殊防腐处理，具备防腐、防盐雾、美观的性能。结构安全、可靠，具有足够的机械强度，元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验；电池架采用开放式设计，便于安装维护；考虑通风、散热；设备有保护接地。33布线电池预制舱内元器件安装及走线整齐可靠、布置合理，电器间绝缘符合有关标准。进出线通过母线排或接线端子，大电流、一般端子、弱电端子间需要有隔离保护，强电、弱电的二次回路的导线分开敷设。母线排或端子排的设计使运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对，并考虑电缆的安装固定。母线排或端子排，大小与所接电缆相配套。每个接线端子只允许接一根导线。电流端子和电压端子有明确区分。架内直流回路分布合理、清晰。电池直流配电盘柜内该针对接入的电池架数量进行精心设计，拥有明显的断点器件，确保检修时能逐级断开系统。直流开关选择需考虑开关断流和耐压的影响，并选用专用直流开关，盘柜需完善考虑预制舱内配电以及紧急供电等功能，直流正负导线有不同色标。母线、汇流排需加装绝缘热缩套管，无裸露铜排。柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均有标识标明功能。内部接线根据接线图套圈和编号，所有面板上安装的设备当用平面识别标志和功能标志标出。44柜面布置柜面的布置整齐、简洁、美观。有运行状态及运行参数的显示装置和主要的开关装置。55进出线要求66柜体进出线采用下进下出的引线及连接线方式。 电气元器件要求设备使用的电气一、二次元器件根据实际所用的回路使用交流或直流专用的产品。77防雷与接地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，预制舱具有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点连接至主地网上。3.电池管理系统（BMS）1.系统架构每个储能系统配置一套电池管理系统，用于整个系统内电池系统的数据处理、监测控制，同时和后台监控系统实现通信。每个储能系统由多个电池簇，每个电池簇配置一个电池簇管理单元及多个采集单元。电池系统管理单元与电池簇管理单元及监控后台实时通讯；电池插箱配置电池采集单元，用于对该电池组的电压、温度信息的采集和上传。2.系统通信方案系统通信方案主要包含监控系统与BMS间的通讯及BMS的内部通讯两类。监控系统与BMS间通讯：为了能全面监视电池的运行状态，同时为高级应用准备数据源，BMS传递电池组信息（单体电池电压、端电压、充放电电流、SOC、模块箱温度及蓄电池充放电控制相关参数等）及告警等必要信息至监控系统，并接收监控系统下达电池运行参数保护定值、报警定值设置等必要信息。BMS管理服务器采用IEC104等通信规约。BMS内部通讯：BMS管理服务器通过CAN通讯方式，接收电池管理子系统的所有信息，包括电压、温度、电流等信息，并进行显示分析。同时，电池簇管理单元通过CAN总线接收采集单元上传的相关数据并进行管理分析，并控制电池采集均衡模块对单体电池进行均衡维护。3.BMS功能分析电池能量管理系统（BMS）是储能电站的重要组成部分，对维持储能电站安全稳定运行，延长电池寿命起到重要作用。其主要功能如下：11电池信息管理实时采集每一个单体电池电压、每个电池箱内部温度、充放电电流等；采集单元获取的基本信息通过CAN总线与电池簇管理单元通讯上传。22在线 SOC 诊断在实时数据采集的基础上，通过数学诊断模型，在线测量每一个单体电池的剩余电量SOC。同时，智能化地根据电池的放电电流和环境温度等对SOC预测进行校正，给出更符合变化负荷下的电池剩余容量及可靠使用时间。33系统保护功能对运行过程中可能出现的电池严重过压、欠压、过流（短路）、过温、漏电（绝缘）等异常故障情况，通过高压控制单元实现快速切断电池回路，并隔离故障点、及时输出声光报警信息，保证系统安全可靠运行。BMS与PCS、监控系统在通信中断的情况下能相互触发停机或待机指令。BMS具有绝缘检测功能。BMS对电池的温升速率进行监测。BMS将影响设备安全运行的信号汇总成一个急停信号，该急停信号通过干接点接入PCS与监控系统（避免在紧急情况下仍需经PCS下达急停信号），急停信号需同时具备常开、常闭两种状态。BMS采集舱内辅助设备工作状态，如火灾信号、温度信号、湿度信号等，形成电气联锁，一旦检测到故障或危险，立即切断正在运行的电池成套设备。44管理功能BMS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，以防止发生充放电电流和温度超过允许值，主要功能符合下列要求：1.充电管理功能：在充电过程中，电池充电电压控制在最高允许充电电压内；2.放电管理功能：在放电过程中，电池放电电压控制在最低允许放电电压内；3.温度管理功能：向热管理系统提供电池温度信息及其他控制信号，并协助热管理系统控制实现电池间平均温差小于5℃;4.电量均衡管理功能：采用高能效的均衡控制策略，保证电池间的一致性满足要求。55自我故障诊断与容错技术电池管理系统具备自我故障诊断和容错技术，对模块自身软硬件具有自检功能，即使内部故障甚至器件损坏，也不会影响到电池运行安全。不会因电池管理系统故障导致储能系统发生故障，甚至导致电池损坏或发生恶性事故。66测量要求BMS能实时测量电池的电和热相关的数据，包括电池单体电压、电池单体温度（提供合理的温度点配置方案及相关仿真数据）、电池单体温度、电池单体电压、串联回路电流、绝缘电阻等参数。各状态参数测量精度符合下列规定：1.电流采样分辨率结合电池容量和充放电电流确定，测量误差≤±0.2%，采样周期≤50ms；2.单体电压测量误差≤±0.2％，采样周期≤20ms；系统电压测量精度±1%，系统电压采样周期≤100ms。3.温度采样分辨率≤0.1℃，测量误差≤±2℃，采样周期≤100ms。⑦计算要求BMS能够估算电池的荷电状态（SOC），健康状态（SOH），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，具备上传监控系统的功能。各状态参数估算精度符合下列规定：a)SOC估算精度误差≤3％，具有自标定功能，计算更新周期≤3s；b）电能量计算误差≤3%;c）内阻的重复精度≤5%。88状态参数信息上送功能BMS具备内部信息收集和交互功能，能将电池单体和电池整体信息上传监控系统和功率变换系统。BMS能上送电池舱环境温度、电池舱灭火装置告警、电池舱灭火装置动作等信号。BMS能上送电池组SOC、电池组SOH、电池组单体最高电压值、电池组单体最高电压编号、电池组单体最低电压值、电池组单体最低电压编号、电池组单体最高温度值、电池组单体最高温度编号、电池组单体最低温度值、电池组单体最低温度编号。99统计功能BMS具有电池充、放电的累计充、放电量的统计功能，并具有掉电保持功能。1010通信功能BMS与功率变换系统之间有通讯接口，有备用接口，作为冗余，同时具备1个硬接点接口。BMS与监控系统之间有以太网通讯接口，有备用接口，作为冗余。同时，电化学储能电站内BMS单独组网。1111对时功能1212BMS 具备对时功能，能接受 IRIG-B 码对时或者 NTP 网络对时。定值设置功能BMS能对电池运行参数、报警、保护定值进行整定，且具备就地和远程修改功能。1313操作权限管理功能BMS具有操作权限密码管理功能，任何改变运行方式和运行多数的操作均需要权限确认。1414事件记录功能BMS能储存≥10000条事件。运行参数的修改、电池管理单元告警信息、保护动作、充电和放电开始/结束时间等均有记录，且时间记录精确到秒。事件记录具有掉电保持功能。每个报警记录包含所定义的限值、报警参数，并列明报警时间、日期以及报警值时段内的峰值。存储功能1616BMS 具备足够的容量在线存储 90 天的信息，且采用队列方式存储。显示功能BMS能显示确保系统安全可靠运行所必需的信息，如相关定值、模拟量测量值、事件记录和告警记录等。平均故障间隔时间1818BMS 具备良好的可靠性和可用率，平均故障间隔时间≥40000h。故障录波功能BMS对故障前后的状态量有效记录，电流量记录周期≤50ms，电压量记录周期≤1s，温度量记录周期≤5s，记录时间≥10min。4.电池采集单元电池采集单元是电池能量管理系统的基本组成单位，与电池紧密结合在一起。其在完成对单体电池（电压、温度等）信息进行实时监测外，还具有热管理、双向主动均衡管理等功能，并通过CAN总线口与电池簇管理单元进行实时通讯。其主要功能如下：11电压采集：采集每串电池组的单体电压、单体温度；22均衡功能：电池采集单元可同时对电池组内多个单体电池进行双 向充放电均衡，可有效提高电池一致性，延长电池使用寿命；当均衡功能 异常时，包括硬件异常，无均衡电流等，上传报警信息。33通讯功能：电池采集模块采用 CAN 通讯方式，通过与电池簇管理单元的通讯，上传模拟量信息，并接收管理单元下传的均衡启动指令及 需要均衡的电池均衡状态，启动均衡。5.电池簇管理单元电池簇管理单元主要是对整簇电池的运行信息收集，采集整簇电池的各单体信息、总电压和电流，对电池簇出现的异常进行报警和保护；当电池严重过压、欠压、过流（短路）、漏电（绝缘）等异常故障情况出现时，电池簇管理单元控制整组电池的开断，避免电池被过充、过放和过流；同时电池簇管理单元根据各种信息进行综合判断，挑选出需要进行均衡维护的单体电池。6.系统管理单元系统管理单元主要实现采集单元、电池簇管理单元上传的电池实时数据的数值计算、性能分析、报警处理及记录存储。此外，同时具备与PCS主机、储能调度监控系统等进行联动控制，根据输出功率要求及各组电池的SOC优化负荷控制策略，保证所有电池组的总运行时间趋于一致。7.BMS技术参数表3-2BMS技术参数序号名称技术参数1电池管理系统工作电源DC24V±15%1电池管理系统电流采集精度≤±0.2%FSR1电池管理系统单体电压采集精度≤±0.2%FSR1电池管理系统系统电压采集精度±0.5%1电池管理系统温度采集精度±1℃1电池管理系统单体电压采集周期≤20ms1电池管理系统系统电压采集周期≤100ms1电池管理系统电流采集周期≤50ms1电池管理系统温度采集周期≤100ms1电池管理系统均衡方式主动均衡1电池管理系统均衡电流2A1电池管理系统两次SOC测量误差3%1电池管理系统与PCS及就地监控层通信方式CAN、LAN1电池管理系统与PCS及就地监控层通信规约CAN2.0、IEC61850、IEC104、modbusTCP8.电池系统通信系统网络图EMSLANLAN/IEC61850PCSLAN/IBC61850储德管理单元LocslENSCANCAN]RS485、千楼点直流母线水浸检测门禁检测温度检测电池组管理模块电池组管理模块ESBCMESBCM湿度检测电流传感模块电流传感模块CSMCSM空调电池采集均衡模块电池采集/均衡模块ESBMMESBM消防传感器CANOCANO声光报警工T工电池采集/均衡模块电池采集/均街模块BSBVMESBMA1#电池组电池组PCSCANLAN/IEC61850储德管理单元LAN/IBC61850LocslENSLANCAN]直流母线电池组管理模块ESBCM电池组管理模块ESBCMRS485、千楼点水浸检测门禁检测温度检测湿度检测电流传感模块CSM电池采集均衡模块ESBMM电流传感模块CSM电池采集/均衡模块ESBM空调消防传感器CANO工电池采集/均衡模块BSBVMCANOT工电池采集/均街模块ESBMA声光报警图3-2电池系统通信系统架构图4.储能变流器（PCS）1.电气方案设计储能变流器（PCS）是实现交直流电能双向变换连接的装置，本工程所选择的PCS满足以下要求：11PCS 运行时，根据电池的需要采取必要的限流措施，避免冲击电流对电池及 PCS 造成损害。22PCS 具备至少两台交流侧直接并联的能力。33PCS 应具备快速响应能力，热备用状态下，从接收到功率调度指令到响应功率输出的时间不超过 100ms。44PCS 应跟随储能电站监控系统指令控制其有功功率输出，热备用状态下，从接收到功率调度指令到响应功率输出的时间不大于 100ms，功率输出满足 PCS 不超过最大值。55PCS 应具备低电压穿越能力，满足 Q/GDW10111-03-001-2018 标准中的基本要求，低电压穿越时间可以调节。曲线11.00.9（nd更草回共要求储能系统不脱网连续运行储能系统可以与电网断开连接0.2时间（）-100.1500.6252.0对于电力系统故障时，要求 PCS 具有低电压穿越能力，低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落，最低电压水平持续时间及电压恢复曲线。一般的低 电压穿越曲线如图所示，并网点电压在曲线 1 轮廓线及以上区域时，电站应不脱离连续运行；否则，允许电站离网。电化学储能电站低电压穿越要求66PCS 应具备高电压穿越能力，满足 Q/GDW10111-03-001-2018 标准中的基本要求。曲线21.4(nd)草星林13储能系统可以与电网断开连接1.21.1要求储能系统：不脱网连续运行1.00.9-100.110.0时间（s）1.4曲线2131.2储能系统可以与电网断开连接1.11.0要求储能系统：不脱网连续运行0.9-100.110.0时间（s）电化学储能电站高电压穿越要求77PCS 应具有主动、被动防孤岛检测能力。防孤岛保护动作时间应不大于2S，且防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。88PCS 应具一次调频功能。一次调频由 PCS 实现，PCS 应具有频率采样的功能，满足Q/GDW10111-003-012-2018《储能电站有功控制技术规范》。1.采用一体机形式：将1台PCS、1台干式双绕组变压器、1面35kV开关柜（含防雷器）、1面通讯动力柜、1面辅助供电配电柜等视为一套PCS升压变换系统成套设备集成到一个预制舱内，并达到整体IP54防护等级。2.整体要求：产品设计使用寿命≥25年，储能箱体25年内不会因为腐蚀、防水、防火、防尘和紫外线等因素出现故障。其中，防腐功能保证20年内储能箱体的外观、机械强度、腐蚀程度等满足实际使用的要求，防护等级≥IP54（GB4208-2008）。非导电材料制作的外壳部件满足特定的绝缘要求，其满足GB/T17467-2020中的验证性试验要求。3.防火性能：其防火性能能满足GB/T17467-2020中第5.102.2节的相关要求。在外壳结构中使用的材料具备防止内部或外部着火时的最低性能。4.抗腐蚀性能：满足GB/T17467-2020中第5.102.3中规定。可以采用附加的涂层或表面处理。GB/T2423系列标准给出了环境试验程序和试验严酷度方面的信息。外壳是主接触导体系统的一部分，为了保持在其预期寿命期间的载流能力，采取措施防止接地回路中元件和接触表面的腐蚀。同时通过采用适当的材料或者对于暴露的表面采用适当的保护涂层来保证防止金属腐蚀。对于所有可以拆卸设计的箱体门板的螺栓和螺钉，使用防锈材料并且方便日后进行拆卸维护。依据项目地污秽等级情况，产品防腐等级要求≥C3进行设计制造。升压变换舱技术参数如下表所示：表3-3升压变换舱技术参数序号项目技术参数直流侧参数1直流电压范围1000～1500V2最大直流电流根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表3最大直流功率根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表交流侧参数1交流功率根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表序号项目技术参数2额定最大功率根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表3交流电流畸变率＜3%（额定功率时）4直流分量＜0.5%（额定功率时）5隔离方式变压器隔离6功率因数>0.99（额定功率时）7功率因数可调范围1（超前）～1（滞后）8额定电网频率50Hz9电网频率范围47.5～52.5Hz变压器参数1变压器功率根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表2电压变比35kV/0.69kV3接线方式Dy11系统参数1尺寸（宽×高×深）9600×3400×2600mm2重量20t3防护等级IP544运行温度范围-25～55℃5运行湿度范围0~95%（无冷凝）6最高工作海拔≤2000m7冷却方式温控强制风冷8系统通讯接口RS485，LAN9系统通讯协议标准：ModbusRTU，ModbusTCP,104,618502.储能变流器（PCS）储能变流器采用基于IGBT的电压源型换流器拓扑，通过交流侧滤波器实现对开关频率谐波的滤波，通过交、直流侧EMC滤波器实现对高频谐波干扰的滤波，直流侧设置负荷开关和熔丝实现直流侧故障的保护和隔离，交流侧设置接触器和断路器实现交流侧电网的联接以及故障的隔离。具有以下特点：11安全2.1.一二次仓分仓隔离设计，可靠性高2.2.IP65高防护等级，可靠应对恶劣环境2.3.22独立循环散热设计，提高散热效率及可靠性高效1.风冷散热，系统损耗小2.PCS三电平拓扑，最高效率99%33电网友好1.PQ、构网等多种控制模式，适用各种应用场景2.支持IEC61850协议及快速通讯接口，毫秒级响应3.44支持故障录波，方便故障分析及定位集成度高1.功率模组模块化设计，便于运行维护2.单元积木功能，支持多柜交流侧并联3.功率及能量密度提升>50%储能变流器可通过脉宽调制（PWM）灵活控制输出的电压相位和幅值，利用输出电压与电网电压的相位和幅值差，在输出侧滤波电感上形成有功和无功电流，从而达到控制注入电网的有功、无功功率四象限运行的目的。下图为双向储能变流器的一次结构及二次原理图：直流交流50%交流EMIEMIX滤波器滤波器滤波器XPWM驱动人机交互故障录波采样锁相PLLVSGLVRT通讯管理电量统计开入PQ控制保护防孤岛事件管理文件管理开出VF控制PWM控制绝缘监视图3-3储能变流器一次结构及二次原理图下表为储能变流器参数：表3-4储能变流器参数技术参数数值直流直流电压工作范围1050V~1500V直流最大输入电压1500V直流最大输入电流根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表交流额定交流电压690V交流额定频率50Hz交流额定交流电流根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表交流额定交流功率根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表交流最大输出电流根据电池舱参数调整，详见PCS一体机配置表保护直流过欠压保护支持保护直流过流保护支持保护直流反接保护支持保护交流过欠压保护支持保护交流过欠频保护支持保护交流过流保护支持保护浪涌保护支持保护接地保护支持系统防护等级IP65系统工作温度范围-35~45℃系统相对湿度0~95%系统冷却方式自适应强制风冷系统最高海拔2000机械尺寸2200W*2350H*1450Dmm机械重量3000kg通讯RS485支持通讯以太网支持通讯高速光纤组网支持双向储能变流器作为储能装置和电网的柔性接口，采用高可靠性智能化功率模块开发，通过充、放电一体化的设计，实现交流系统和直流系统的能量双向流动。双向储能变流器主要能够实现以下功能：1.准确灵活的充放电控制模式提供CAN或以太网接口，实现与电池管理系统（BMS）的实时通讯，能够准确的监测当前电池的运行信息，不仅可以控制变流器的充、放电状态，还可以方便的切换成恒流、恒压或恒功率等多种充放电模式，从而实现以最优化的策略对电池进行充放电控制。支持各种类型的储能元件，不同型号仅控制软件不同。2.并网运行模式和孤网运行模式的自由切换既可以在并网运行模式下实现与电网的能量双向交换，也可以在孤网运行模式下作为主电源支撑孤网的运行，两种运行模式可以自由切换。3.软并网控制和电能质量控制控制系统根据在线监测到的电网电压信息，实时准确的控制变流器的输出电压，能够消除静态和动态误差，实现无冲击并网。此外控制系统内部集成了谐波在线监测功能，无需设置独立的数据采集单元，通过通讯总线共享数据，增加独立的谐波分析软件模块，就能完成所有的分析数据计算功能，实现对并网电能的优化控制，确保并网电能质量。4.响应EMS指令进行削峰填谷可以在EMS（能量管理系统）的调度下，用电低谷时存储电能，用电高峰时释放电能，减弱电网峰谷差，改善电网负荷特性，实现电力系统负荷水平控制和负荷转移。5.电网频率和电网无功功率调节功能并网运行时，与电网调度系统及AGC相配合，可实现电网一次和二次调频；与AVC相配合，可实现电网静态无功控制。6.完备的自检和保护功能自检的范围覆盖控制系统、IO单元、变流器功率模块及总线等相关设备。自诊断的周期确保在1ms内检测到系统内部的故障，并做出相应的闭锁触发脉冲或跳闸响应。完善的各种继电保护功能，有效保障变流器的正常运行。7.暂态故障录波功能系统能连续记录故障前和故障后一段时间内的信号。记录的数据文件存放于运行人员工作站的共享目录，可以用于故障分析，文件格式为国际标准的COMTRADE格式。8.变流器故障保护功能运行过程中，控制装置会实时检测自身工作状态以及储能电池和交流电网的状态，一旦检测到故障及异常，变流器会停止工作，并发出报警信号。1.交流过/欠压保护变流器并网运行过程中，电网接口处的电网电压允许偏差为额定值的±10%，当电网电压超出规定范围时，变流器停止工作，并在控制装置液晶显示屏上显示相应的报警信息。2.交流过/欠频保护变流器并网运行过程中，当电网频率超出规定范围时，变流器停止工作，并在控制装置液晶显示屏上显示相应的报警信息。3.交流过流保护变流器并网运行过程中，电网发生短路时，变流器可限制交流输出电流为额定值的120%之内，同时在设定时间内将储能装置同电网断开；当变流器严重过流时，变流器触发速断保护，立刻并发出相应的报警信息。4.负序电流保护变流器并网运行过程中，电网负序电流超出允许范围时，逆变器停止向电网供电，并发出相应的报警信息。5.负序电压保护逆变器并网运行过程中，当电网的负序电压超出允许范围时，逆变器停止工作，并发出相应的报警信息。6.孤岛检测保护储能变流器装置配置了主动式与被动式双重孤岛检测方法，当电网发生孤岛故障时，变流器可迅速检测出电网孤岛故障，并将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。7.直流过压保护储能变流器根据电池的特性以及变流器内部的元件耐压水平，综合确定直流过压保护的限定值，当变流器检测到输入电压高于此限定值时，变流器会将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。8.直流欠压保护储能变流器检测到直流电压低于设定的欠压定值时，逆变器会保护停机，并发出相应的报警信息。9.直流侧极性反接保护储能变流器实时检测逆变器直流进线电压，当逆变器检测到进线正负反接时，将自动断开交、直流侧连接。极性连接正常后，逆变器能恢复正常工作。10.直流过流保护储能变流器能够实时监测直流侧电流，当电流值超过限定值时，变流器会将储能装置同电网断开，并发出相应的报警信息。其定值整定需要与电池充放电限制电流相配合。11.绝缘监测储能变流器实时监视直流侧对地绝缘状况，当出现绝缘异常时，逆变器发出相应的报警信息。12.驱动保护储能变流器运行过程中对IGBT模块的状态进行实时监测，当IGBT发生驱动故障时，逆变器立即停机，并发出相应的报警信息。13.PT异常保护储能变流器运行过程中实时监测交流侧并网接触器前后端交流电压偏差，当电压异常时，逆变器停机，并发出相应的报警信息。14.辅助电源保护储能变流器运行过程中不断监测辅助电源的状态，当电源故障时，变流器会保护停机，并发出相应的报警信息。15.逆变器过温保护储能变流器运行过程中对逆变器温度进行实时监测，当温度过高时，逆变器将启动风机散热，并限功率运行。当温度仍然高于高温限值时，逆变器将停止运行，以保护设备的温度运行。16.通讯故障保护储能变流器运行过程中实时监测与BMS及上位机的通讯状态，当通讯出现中断时，变流器会保护停机，并发出相应的报警信息。17.外部联锁保护储能变流器可以接入外部联锁保护信号，当需要外部联锁保护时，变流器相应保护停机，并发出报警信息。3.1135kV 变压变压器型式本项目采用户外箱式变压器（欧式箱变），是集升压变压器、35kV断路器、通讯动力柜于一体的的组合变压器，主要包括干式变压器本体、高压室、通讯动力柜。使用于环网供电，电源供电或终端供电系统中，适用于各种陆上、池塘及海上光伏、风力发电场。具有供电方式转换方便，运行安全可靠，体积小，安装快捷，使用安全，操作方便，造型美观、维护方便等优点。22变压器温度监控变压器具备温度监控功能，温度传感器实时检测变压器内部温度，并具有超温报警、超高温跳闸等功能。温度模拟量信号、超温报警、超高温跳闸等信息可以通过远程通信口上送到变电所综合自动化系统及远方电力调度系统。变压器温度监控可以保证变压器能在正常温度下工作，起到））监视运行时的温度；并具有相应的报警及控制功能，以保证变压器运行在安全状态。本工程选择5000kVA的电力变压器，参数见下表所示。表3-535kV变压器技术参数序号项目规格参数1产品名称双绕组干式变压器2产品型号SCB14系列3存储运输环境温度-20℃~60℃4运行环境温度（室外温度-20℃~55℃5不降额使用海拔高度＜2000m6气候环境C37环境等级E28燃烧性能等级F19额定电压高压侧37kV，低压侧0.69kV10额定容量5000kVA11调压方式无励磁调压12分接范围±2X2.5%13额定频率50Hz14联结组别Dy1115变压器结构高压线绕、低压箔绕17空载电流（+30%）≤0.75%卖方18空载损耗（﹢15%）国标19负载损耗（﹢15%）国标20绝缘耐热等级F级21允许满载温升≤100K22绕组温升≤100K23铁芯温升≤100K24冷却方式AN/AF25噪声水平≤65dB26风机自带（标配）27过载能力1.1倍长期过载28直流分量满足国标要求且各个低压绕组均能同时承受0.5%额定电流的直流分量29谐波电流满足国标要求且高、低压绕组能承受5%额定电流的谐波电流叠加作用下安全、可靠的工作。30局部放电水平10PC31雷击冲击水平200kV32工频耐压水平（高压绕组85kV(1min)33工频耐压水平（低压绕组3kV(1min)34测温传感器PT10035过热保护传感器PT10036温控器超温告警信号有，干接点37温控器超温跳闸信号有，干接点38温控器温控器故障信号有，干接点39温控器通讯方式RS485接口，ModbusRTU通讯协议40温控器运行控制自动运行，可手动启停散热风机41高压进线方式铜排连接42低压进线方式电缆连接43搬运方式吊装和插装44备注：干式变压器绕组采用纯度≥99.9的优质电工用铜；变压器效率≥99%4.高压室变压器高压侧采用真空断路器。海拔高度：2000m及以下运行环境温度：-25℃~+55℃额定电压：40.5kV额定电流：630A额定频率：50Hz额定热稳定电流：31.5kA（有效值）额定动稳定电流：80kA（峰值）5.变压器测控技术要求变压器配置保护测控装置，包含实现对所有变压器进行保护、监控的完整系统所需的软件和硬件、保护监控装置、光纤环网接口设备及附件、线缆、配件、备件（光缆除外）等。变压器保护测控装置具有完整的测量、控制功能和单独的信号回路，可实现变压器及高、低压侧设备等的遥信、遥测、遥控；提供直观的人机接口界面，采用液晶显示屏；支持以太网协议，并具备光纤环网数据交换功能，以满足光纤环网的通信要求，通信介质采用单模光纤；具备通讯管理机功能，以便其它智能装置通讯接入。变压器保护测控装置将采集到的信号上传至35kV开关站主控室内/场区监控系统，由35kV开关站/场区计算机监控系统实现变压器高、低压侧开关的远方控制。变压器监控系统采用标准的104通讯规约，可方便地与各厂家的35kV开关站/场区监控系统通信。变压器高压侧采用断路器，变压器保护测控装置需具备方向过流保护、零序过流保护、低电压保护、过电压保护、非电量保护及操作箱等功能。一体机配套提供的变压器保护测控装置（集成测控保护、自愈式环网交换机和通讯管理机功能）和光纤网络通信等设备安装于变压器内，变电站继保室内组屏安装自愈式光电环网主交换机及工业以太网交换机等设备，屏体由变压器厂家配套提供，变压器厂家协助现场调试。高压侧断路器自带就地/远方控制元件。变压器低压侧框架断路器自带就地/远方控制元件，并具有合分位显示和远方遥控功能。框架断路器具备瞬时、短延时、长延时、反时限、接地故障保护等，可实现速断、过流、单相接地等保护功能，保护参数的整定范围延伸至逆变器交流侧，作为变压器低压侧至逆变器侧出口之间的保护。变压器低压断路器具备远合/远分遥控功能，配线至二次端子排。变压器具有缺相保护功能：即高压侧发生缺相运行故障时，低压侧断路器能自动跳开，从而使变压器得到保护。变压器油浸变压器配有瓦斯、压力释放、油温、油位异常（过高/过低）等非电量保护，动作于跳闸或发信号。变压器油浸变压器保护功能可通过硬压板进行投退，保护报告和信息可就地查询，也可上传监控系统。变压器高、低压侧装设电流互感器，并配置电流表。变压器具有状态指示、温湿度控制等功能，以保证二次设备的正常运行。变压器内所有电气设备实现五防要求。变压器高压室内门设置电磁防误闭锁装置。变压器测控装置优先采用可直接接入变压器低压侧一次电压的产品，此时变压器无需配置一次电压互感器；当变压器低压侧一次电压值较高，不具备直接接入测控装置的时，变压器装设独立的电压互感器。5.电池方案50MW/110.33MWh电池系统成组技术参数下表所示。表3-6电池系统成组技术参数表项目参数备注直流电压范围（V）1164.8-1476.8V保护设定电压2.8-3.55V额定充电功率（MW）50MW额定放电功率（MW）50MW电池簇额定能效≥92%CC-CV模式、25℃、DOD100%、额定能效=（放电量Wh）/（充电量Wh）储能自用电系统最大功耗82kW通风、空调、液冷机组分别列出系统年有效利用天数350天除必要的检修维护时间外的年有效运行天数系统使用寿命≥6000次25±2℃、DOD%（不低于90%）、EOL80%充放电转换时间＜100ms电池一致性静态电压一致性≤50mv蓄电池单体电压差值：最大值-最小值电池一致性自放电一致性≤1%满电放置28天后，保持容量（最大值-最小值）/抽样平均值电池一致性放电平台一致≤20mV平台区内额定功率充放电曲线之间振幅不超过20mV电池一致性交流内阻一致性≤10%电池单体交流内阻：（最大值-最小值）/抽样平均值（提供整套系统电芯内阻正态分布图）运行电池温差±3℃以内运行电池温度范围-30~45℃运行海拔高度建设现场单个储能集装箱标称容量（MWh）5.015单个储能集装箱实际装机容量（MWh）5.015储能集装箱数量30单个储能集装箱尺寸（W*D*Hmm）6785*2600*2896单个储能集装箱重量（kg45t6.））储能部分电气一次1.电气主接线本工程本期建设50MW/110.33MWh储能，设置2回磷酸铁锂储能回路，接入储能35kV母线。终期规模不变。2.11主要设备选型短路电流水平参考厂区原有设备短路电流，本项目110KV设备选型的短路电流按40kA。经核算35kV侧短路电流约为5.89kA，储能支路反馈短路电流约为0.5kA，系统短路电流约为6.39kA。35kV设备选型的短路电流按31.5kA考虑。22电气设备外绝缘33设备电瓷外绝缘的额定爬电比距均采用 3.1cm∕kV（按最高线电压计）。设备选型1.储能升压变选型型号：SCB14型式：三相干式变压器、自冷/风冷（带外壳）2.储能变流器额定功率：5000kVA直流侧电压工作范围：≤1500V交流侧额定电压：0.69kV过载能力：110%额定电流下，长期运行，120%额定电流下，≥1min直流分量：≤额定交流电流的0.5%防护等级：IP5X最大效率（整流/逆变）：≥98%PCS风机等负荷由PCS考虑外部供电。3.电池预制舱储能时长不低于2个小时，运行期内容量衰减率不超过20%，交流侧效率不低于85%，放电深度不低于90%，储能可用率不低于90%。冷却方式采用液冷方式。防护等级：不低于IP65。4）储能系统避雷器选型4435kV 避雷器型号为 YH5WZ-51/134kV。电缆选型电缆选型35kV进线开关柜至储能升压变选用半绝缘铜管母线。35kV电力电缆型号为ZR-YJV22-26/35kV；储能直流电缆型号为ZR-YJV22-0.6/1kV；低压电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZR-YJV22-0.6/1kV；UPS系统、直流系统及消防系统采用耐火电缆，型号NH-YJV22-0.6/1kV；计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆，型号为ZR-kVVP2/22-0.45/0.75kV。3.11过电压保护及接地雷电侵入波保护升压变、直流配电柜、35kV高压柜均装设避雷器进行雷电侵入波保护和操作过电压保护。储能站利用电厂区原有防雷避雷针，在储能站区新设置35米高独立避雷针3支，联全构成全储能站的防直击雷保护。22户外预制舱与接地网不少于两点连接。接地所有电气设备不带电的金属外壳均可靠接地。本工程接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地设计规范》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。储能电站接地装置设计为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌角管，接地电阻不大于4Ω，并采用阴极保护。4.储能系统站用电本项目储能系统站用电采用主电源+保安电源的供电方案，一路电源引自主变35kV侧母线，保安电源由徐州鑫盛润环保能源有限公司保安电源400V直接引入。5.照明及动力照明方式：工作照明网络采用交流380/220V电压，接地形式采用TN-C-S系统。照明系统分正常照明、事故照明两部分。正常照明电源来自站用电屏，事故照明电源由直流屏供电，主要用于室内装置的应急照明，电池预制舱事故照明采用应急灯。灯具的选择体现环保、节能理念，满足照明标准照度要求。户外配置路灯作为夜间巡视道路照明。户外场地配置动力检修箱、户外照明，电源引自站内交直流一体化电源柜。6.火灾报警及气体灭火系统本工程储能站和升压站共设置1套火灾自动报警系统，分为储能站和升压站两部分。每台储能电池预制舱按电池模块级保护方案设置1套全氟己酮气体灭火系统，该系统采用“局部应用”与“全淹没”相结合的灭火方式。每套全氟己酮灭火系统的设计方案为复合型可燃气体探测器和火灾探测器预警系统结合的非储压式全氟己酮灭火系统。该系统支持自动、远程、手动三种控制方式，探测器均为防爆型产品。该系统主要由探测报警系统（H2探测器、VOC、CO复合探测器、感温探测器、感烟探测器等）、主设备（消防控制主机、非储压式全氟己酮灭火装置、电动球阀等）、灭火剂输送及喷放系统（灭火剂输送管道、分区控制阀、专用喷头等）、现场显示及控制（气体释放灯、声光警报器、手自动转换开关、紧急启停按钮）、远程消防监控柜。自动灭火系统与电池管理系统、火灾探测器及可燃气体探测装置、空调、排风系统联动，具备远程被动指令和应急机械启动功能。自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块。灭火介质应具有良好的绝缘性能和降温性能，能扑灭电池火灾和电气设备火灾，并防止复燃。储能系统的安全防护策略提升应对电池管理系统逐级设计更为安全的保护措施，使其在下一级出现问题时能够保持工作状态，发挥管理功能：一是及时断开故障区域，二是将故障状态发送至上一级的中央控制器直至远程控制系系统。同时，应增设火灾监控系统与中央控制器的通信线路，并设置相应的安全防护措施，在发生火灾时将该类数据信号及时报送中央控制器。消防动作逻辑示意图如下图。站级主机开始监测模块通电运行，启动自检监测模块通电运行，启动自检监测模块通电运行，启动自检显控主机显示各种信联动输出点抑制主机监测烟雾、温度值是否超标显控主机显示故障内容是vOC浓度超标，烟雾浓度超标vOC、C0浓度超标vOC、C0浓度超标NOC、00、温度超标NOC、00、温度超标一级预警：监测模块报警，显控主机者重显示超标参数一级预警：监测模块报警，显控主机者重显示超标参数一级预警：监测模块报警，显控主机者重显示超标参数二级报警，监测模块报警。声光报警灯发出声光报警中继模块输出联动信号开启风机、百叶，启用备用电源二级报警，监测模块报警。声光报警灯发出声光报警中继模块输出联动信号开启风机、百叶，启用备用电源二级报警，监测模块报警。声光报警灯发出声光报警中继模块输出联动信号开启风机、百叶，启用备用电源二级报警，监测模块报警。声光报警灯发出声光报警中继模块输出联动信号开启风机、百叶，启用备用电源级报警，监测模块报警，声光报警灯发出声光报警，中维模块输出联动信号，关闭风机、百叶自用备用电源，按照喷放策略进级报警，监测模块报警，声光报警灯发出声光报警，中维模块输出联动信号，关闭风机、百叶自用备用电源，按照喷放策略进级报警，监测模块报警，声光报警灯发出声光报警，中维模块输出联动信号，关闭风机、百叶自用备用电源，按照喷放策略进级报警，监测模块报警，声光报警灯发出声光报警，中维模块输出联动信号，关闭风机、百叶自用备用电源，按照喷放策略进火情已抑制按下停止开关人工检查处理结东图3-4消防动作逻辑示意图当气体灭火系统监测到VOC浓度超标、烟雾浓度超标时发出一级预警信号，当监测到VOC、CO浓度超标时发出二级报警信号，启动声光报警，开启风机、百叶，启动备用电源；当监测到VOC、CO、温度超标时发出三级报警信号，启动声光报警，关闭风机、百叶，启动备用电源，按照气体喷放策略进入倒计时，进行气体喷放灭火。7.敷设及防火封堵11电缆敷设站内的电缆、电缆构筑物布置时按就近连接电气设备、路径短、美观的原则，从整体出发，统筹规划，在平面和竖向上相互协调，远近结合，减少弯绕，减少交叉。同时考虑便于电缆施工、检修和后期扩建。电缆敷设方式均采用电缆沟和穿管敷设。在电缆沟内设有电缆支架，以改善电缆敷设质量。电缆在同一通道中位于同侧的多支架上敷设，排列顺序由低至高依次为通信电缆、控制和信号电缆、低压电力电缆、高压电力电缆。22防火封堵电缆电线的导线截面选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备配电及控制线路采用耐火电缆，其余采用阻燃电缆。在同一沟道中，动力电缆与控制电缆分层布置。电缆沟在相互交叉处以及长度超过100m时，应设置防火隔墙。防火分隔采用耐火隔板、无机防火堵料和有机防火堵料组成阻火墙。室外电缆沟的阻火墙如设电缆预留孔时，应用有机堵料封堵严密，底部设排水孔洞。开关箱、控制屏（柜）及开关箱进线孔洞，根据洞口大小，要用有机堵料或用防火包封堵。所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵，孔洞两端涂刷1.5m～2m耐火漆或防火涂料。7.储能部分电气二次1.储能协调控制系统按照《电力系统安全稳定导则》GB38755-20193.5.1和3.5.3条规定，风电场、光伏电站及储能电站必须具备一次调频、快速调压、调峰能力，常规的监控系统难以满足快速指令的同步快速控制要求。根据GB/T40595-2021《并网电源一次调频技术规定及试验导则》要求，储能电站在充电、放电过程中均具备一次调频能力，频率阶跃扰动试验中，储能电站一次调频功能应满足一次调频滞后时间不大于1s，一次调频上升时间不大于3s，一次调频有功功率调节时间不大于4s。为满足本工程多台PCS的快速和协调控制功能，本工程考虑配置1套储能协调控制系统，采用主、备工作模式。储能协调控制器进行PCS调节控制，执行一次调频、动态无功调节等毫秒级快速调节。储能协调控制系统配置双环网架构与储能信息网完全隔离、互不影响，保证储能系统信息的完整性和控制的实时性。储能协调控制系统接受功率控制指令，实现快速调节功率的功能，快速响应调频调峰、快速平抑电站功率波动、电压无功控制等功能。储能协调控制器配置高速GOOSE网络接口，经高速光口交换机接入PCS（支持光纤GOOSE接口）。储能协调控制系统采用GOOSE专用61850规约，实现毫秒级的快速功率控制和管理，可在50~60ms秒内实现功率反转，满足储能电站不同场景的应用。本站配置1套储能协控系统，用于实现站内磷酸铁锂储能系统的协控功能。2.储能能量管理子站系统根据电调[2023]6号江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网新型储能电站调度运行管理规范的通知》要求，储能电站应建立储能能量管理子站并将电站信息上送到省调储能调度运行管理系统，实现电站状态全景监测、技术监督、技术评价。因此，本工程储能电站建议配置储能能量管理子站系统1套，含在安全Ⅱ区部署2套储能能量管理子站服务器，1套储能能量管理工作站，实现PCS、BMS全量数据采集及故障重现功能。上述设备应采用安全操作系统，支持网络安全监测。3.储能元件保护11PCS 保护配置PCS应具备如下保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。表3-7电池系统成组技术参数表分类保护配置本体保护功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障直流侧保护直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护交流侧保护交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序保护、电网电压不平衡保护、输出直流分量超标保护、输出直流谐波超标保护其他保护冷却系统故障保护、通讯故障保护PCS应支持IEC104、61850等规约，并应能配合站端计算机监控系统及电池管理系统完成储能单元的监控及保护。22直流保护配置直流连接单元是指电池本体与PCS之间的连接部分，主要包括直流电缆和直流开关（负荷开关、隔离开关），电池出口侧装设直流负荷开关+熔断器，PCS直流侧装设隔离开关，由电池本体的保护实现跳开电池出口侧负荷开关。33电池本体保护配置电池本体的保护主要由电池管理系统（BMS）实现。BMS应全面检测电池的运行状态，包括单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷电量等，事故时发出告警信息。BMS应可靠保护电池组，具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。BMS应支持IEC104等规约，配合PCS及站端计算机监控系统完成储能单元的监控及保护。44储能 35kV 集电线路接入开关室 35kV 间隔，开关柜内配置保护测控装置，实现电流速断、过电流保护等功能。储能升压变舱内配置温控装 置，与保护测控装置通过干接点等方式通信，实现储能升压变压器非电量 保护功能，并由 35kV 开关切除故障。4.储能部分交直流一体化不间断电源全站设置一套交直流一体化电源系统，布置于二次设备舱内，为储能电池舱及PCS升压变舱内的重要负荷提供交流电源。储能电池舱和PCS升压变舱自备舱内UPS系统，为舱内控制负荷、火灾报警主机、交换机等提供不间断电源。并网侧本变压器升压变压器SCB125200/3537±2.5%/0.69kv升压变流舱PCSPCS储能变流器215kW模块化DC侧：1000-1500VAC侧：690VacN··N··N····PCS1-1#电池族1-8#电池族1-9#电池族1-9#电池族1-12#电池族2-1#电池族2-4#电池族2-5#电池族2-5#电池族2-12#电池族控制汇流柜直流防雷1500V1-1#电池族1-8#电池族1-9#电池族1-9#电池族1-12#电池族2-1#电池族2-4#电池族2-5#电池族2-5#电池族2-12#电池族电池族断路器1500V/250Alcs=lcu=20KA接触器主正/主负：1500V/350A分流器400A75mV0.5%熔断器1500V/315A电芯：314Ah成组方式：1P416S标称电压：1331.2VDC标称容量：417.996kwh电池预制舱A电池预制舱B图3-5电池舱一次汇流原理示意图PCS辅助变380Vac应急供电220Vac本4C/NQF13P/80A常电备电2P/20A2P/20AFS1SPD1FS2SPD2HL1X-1A/B/C/NANB/NB/NQF22QF152P/16A2P/10AQF11QF12QF13QF143P/63A中1P+N/16A中1P+N/16A2P/6A30mA30mAKTS1KTS1KTS1KTS1KTS1消防控制器1#水冷机1#水冷机电气室空调控制汇流柜风扇10A集装箱插座2110A调试预留集装箱照明UPS35℃220VacQF16控制汇流柜风扇2P/16AQF17QF18QF19QF20QF212P/6A2P/6A2P/6A2P/6A2P/6ASP1SP21#-6#7#-12#摄像头SW1交换机电池族BCMS电池族BCMS24Vdc24Vdc说明：舱内电气设备均采用防爆设备，包含灯具，火警设备、辅控设备、通风设备等。消防控制器自带蓄电池，充电时间满足不低于3hPLCHMI温湿度维电器水没指示灯传感婴传感器电动百叶窗应急灯电源1请保源T原电H保热弓山当引主二侧母线图3-6 电池舱二次配电原理示意图直流母排侧视图。要oDC+M10PCS0DC-PCSM10L11L2#130DC-中电电电电电电电电电池族电池旗DC+M10池池池池池池池池电池族族族族族族M10族族族族M10PCS（DC+）孔径：10mmPCS（DC-）孔径：10mm电池预制舱（A舱）-PCS直流汇流接口（接1~12#PCS）直流母排侧视图8o间DC+M109DC-。PCS2-10#21DC-PCSM10中中电电电电电池族M10池池池池池池DC+族族族电池族M10族o间DC+M109DC-。PCS2-10#21DC-PCSM10中中电电电电电池族M10池池池池池池DC+族族族电池族M10族PCS（DC+）孔径：10mm电池预制舱（B舱）-PCS直流汇流接口（接1~12#PCS）PCS（DC-）孔径：10mm0o。92电电电中电中池池池池池地族族图3-7电池舱一次对外接口原理示意图电池预制舱--A舱951XON2SOOONSOO2SOO5N2ON2SOOON9z9zzSO5z9SOO94四008000951X2356891011121314151617181920212223242526272829303132333435363738391开出edSOTPCS1~PCS12急停信号输出PCS1~PCS2通讯输入（通讯采用手拉手形式输入1路至电池舱）端子排最大接线线径2.5mm2端子排最大接线线径2.5mm2电池预制舱--B舱941xSO.2222UNz292gzz2SOO224000810004400941x23669101121314151617181920212223242526272829303132333435363738396公ELSODPESOTPCS1~PCS12急停信号输出PCS3通讯输入端子排最大接线线径2.5mm2端子排最大接线线径2.5mm2电池预制舱--A舱SOCONSOSSOOONBAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器SOCONSOSSOOONBAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器网络转接头网络转接头1234561113141516BAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器BAMS控制器1234561113141516(NVI)网UV(NOIIBYA舱消防通讯、干接点信号输出端子排最大接线线径2.5mm2A舱消防通讯、干接点信号输出端子排最大接线线径2.5mm2B舱BAMS控制器升压变流舱A/B网交换机站级视频总控电池预制舱--B舱ONON00-4XBAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01ONON00-4XBAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01网络转接头SX网络转接头SX123456111213141516BAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01BAMS控制器区01123456111213141516(NVI)网V(OIIBRB舱消防通讯、干接点信号输出端子排最大接线线径2.5mm2B舱消防通讯、干接点信号输出端子排最大接线线径2.5mm2A舱BAMS控制器升压变流舱A/B网交换机站级视频总控图3-8电池预制舱A/B示意图（二）升压站电气一次1.电气主接线电气主接线方案的选择以满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等为原则，对储能升压站建设规模及电气主接线提出如下设计方案。1.主变压器根据储能站规模，本期新建1台容量63MVA主变，电压等级为110/35kV，接线组别YNd11，抽头电压为230±8×1.25%/36kV。终期规模不变。2.110KV接线本工程以1回110KV线路T接至大彭~丁楼1回110KV线路。新建线路长度约1.5km，新建架空导线截面按不小于150mm2选择，电缆截面与架空线匹配。3.35kV接线35kV本期建设2回储能出线、1回站用变接入储能升压主变低压侧。35kV本期单母线。预留1回SVG，终期规模不变。35kV采用半绝缘铜管母线接入主变，储能、站用变采用电缆引接至开关柜。4.无功补偿装置本期预留1组SVG接入间隔和安装位置。5.中性点接地方式本工程主变采用双绕组变压器，联结组别为：YNd11。升压站主变压器110KV侧中性点经放电间隙或避雷器接地。由于35kV储能进线采用电缆出线，为避免电缆带故障运行及考虑系统发生单相接地故障时的快速切除，故主变35kV侧经接地变小电阻接地。本期升压储能站建设1台接地变小电阻成套装置，布置于室外主变附近。接地变容量按400kVA考虑，小电阻阻值按不小于101Ω考虑。6.站用电系统根据GB51048-2014《电化学储能电站设计规范》规定，本站站用电电源接引自站储能升压变35kV侧母线，保安电源由国家电网引入。站用电低压系统采用三相四线制，中性点直接接地，额定电压为380V/220V。站用电源系统接线方式为：380V母线采用单母线接线。站内交流负荷均匀分布在I、II两段低压母线上，重要负荷采用两段母线双回路供电。2.短路电流计算及主要设备选择1.短路电流计算根据建设单位提供的系统一次计算，储能升压站内110KV、35kV设备选型的短路电流水平暂按50kA、31.5kA考虑。11主变压器选型本期110KV主变压器采用双绕组高压侧有载调压、油浸自冷型电力变压器，其主要技术规范见下表：表3-8主变压器选型参数项目参数型式双绕组、高压侧有载调压、油浸自冷型容量63MVA额定电压比115±8×1.25%/37kV接线组别YN,d11阻抗电压Uk=10.5%冷却方式自冷（ONAN）消防方式室外消火栓2.110KV主要设备选型升压站110KV母线额定电流暂按2000A考虑。110KV配电装置采用户外GIS气体绝缘金属封闭开关设备，额定电流2000A、开断电流50kA。3.35kV主要设备选型本工程推荐35kV配电装置采用户内移开式开关柜设备。主变进线开关柜、站用变、储能进线开关柜选用3543.29A、31.5kA真空断路器。4.导体选型导体选择的原则：11母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。223344长度在 20m 以上的主变回路引线，按经济电流密度确定导体截面。各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。110KV 出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。55110KV 导体截面应进行电晕校验及对无线电干扰校验。本站选择导体的环境条件为：环境温度按最热月最高平均温度40℃，户外导线考虑日照0.1W∕c㎡，风速0.5m∕s的影响，导线最高工作温度不超过80℃（耐热型导线最高温度不超过150℃）。35kV电力电缆型号为ZR-YJV22-26/35kV；电池单元直流侧电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZR-YJV22-1.8/3kV；低压电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZR-YJV22-0.6/1kV。3.绝缘配合及过电压保护1.绝缘配合为防止入侵雷电波对电气设备的侵害，本站在35kV母线各设置一组氧化锌避雷器型号为YH5WZ-51/134，在升压变出口处、110KV出线侧各装设一组氧化锌避雷器，配置智能在线监测装置。11避雷器选择35kV氧化锌避雷器按国内制造厂生产的设备选型，其主要技术参数见下表。表3-9避雷器主要技术参数表避雷器型号Y5W 型额定电压（kV，有效值）51最大持续运行电压（kV，有效值）40.8最大操作冲击电流残压（kV，峰值）114最大雷电冲击电流残压（kV，峰值）134最大陡波冲击电流残压（kV，峰值）1542.过电压保护为防止入侵雷电波对电气设备的侵害，本站在35kV母线设置一组氧化锌避雷器，同时在升压变各级电压出口处装设一组氧化锌避雷器。在升压变35kV及400V电气系统均设有过电压保护装置。3.污秽等级根据国家电网公司企业标准《电力系统污区分级及外绝缘选择标准》及《江苏电网污区分布图（2020版）》，站址所在地的污秽等级为d级。根据江苏省电力公司文件《关于印发2017版江苏电网污区分布图及执行规定的通知》（苏电运检[2017]727号），建议设备电瓷外绝缘统一爬电比距按不低于43.3mm∕kV（按最高相电压计算）配置；户内非密封设备外绝缘宜与户外设备外绝缘配置一致。4.动力照明照明方式：工作照明网络采用交流380/220V电压，接地形式采用TN-C-S系统。照明系统分正常照明、应急照明两部分，应急照明包括备用照明和疏散照明。正常照明电源来自站用电屏，事故照明采用应急灯，疏散照明采用自带蓄电池应急灯，电源取自直流屏。灯具的选择体现环保、节能理念，满足照明标准照度要求。户外配置草坪灯及投光灯作为夜间巡视道路照明。户外场地配置动力检修箱、户外照明，电源引自站用电屏。5.防雷接地1.防雷储能站利用电厂区原有防雷避雷针，在储能站区新设置35米高独立避雷针3支，联全构成全储能站的防直击雷保护。2.接地根据勘测报告，本场区内地下水、土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。本工程推荐采用钢质接地材料，主接地网以水平接地体为主，辅以垂直接地体。户外接地引下线采用-80×10扁钢，考虑75%的分流系数，主接地网选用-60×8扁钢。垂直接地体推荐采用-63×63×6，L=2500，热镀锌角钢。接地电阻、跨步电压和接触电势等参数，待进一步详勘后提供。考虑本工程土壤腐蚀性，主接地网采用热浸锌扁钢+阴极保护的方式组成。储能电站接地网与升压站接地网须可靠连接。0.4kV为直接接地系统。预制舱采用两点可靠与主接地网相连。6.火灾报警本工程储能站和升压站共设置1套火灾自动报警系统，分为储能站和升压站两部分。火灾自动报警系统宜采用DL/T860或IEC61850通信标准与站控层通信，实现对采暖、通风系统的闭锁，以及图像监视及安全警卫系统的联动。（三）升压站电气二次1.二次设备配置原则及设备布置本项目储能站就地设置1个二次设备舱，二次设备舱内布置二次设备和就地调试工位。本项目集中监控位于储能二次设备舱内。储能站二次设备室根据以下原则进行布置：1.监控主机兼操作员站的显示器、网络打印机等布置于集中监控室的工作台。2.站控层设备、通信设备、直流及UPS、交流电源、故障录波等集中组柜布置于二次设备舱。3.主变保护和测控装置独立配置，集中布置于二次设备舱；35kV保护测控一体化装置就地布置于35kV开关柜。4.每组蓄电池组屏安装于二次设备舱内。5.二次设备舱备用柜位按10%~15%考虑。2.电流互感器二次参数选择1.电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护及安全自动装置、电能计量和测量仪表的要求。2.保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。3.110KV、35kV电流互感器均按三相配置。4.两套主保护分别接入电流互感器的不同二次绕组，后备保护与主保护共享二次绕组；故障录波器可与保护共享一个二次绕组；测量、计量独立配置二次绕组。5.电流互感器二次额定电流采用1A。6.测量电流互感器绕组准确级采用0.5级，计量电流互感器绕组准确级采用0.2S级，应保证电流互感器的实际二次负荷在25％～100％额定二次负荷范围内。7.主变110KV侧保护采用P类电流互感器，但其暂态系数不宜低于2；母线保护、失灵保护采用P类电流互感器。P类保护用电流互感器的准确限值系数宜为5％的误差限值要求。3.电压互感器二次参数选择1.本工程贸易结算点设置在储能主变110KV侧，按照I类关口考虑，配置独立三相PT计量绕组。2.主变110KV侧配置三相电压互感器，二次侧要求有1个0.2级计量用Y型绕组、2个0.5/3P级测量及保护用Y型绕组和1个3P级保护用开口三角型绕组。（3）35kV母线配置三相电压互感器。35kV保护测控一体化装置通过柜顶小母线获取母线电压。4.两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组，故障录波器可与保护共享一个二次绕组。5.电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次负荷在额定输出的25％～100％范围，以保证电压互感器的准确度。6.计量用电压互感器二次回路允许的电压降应满足不同回路要求；保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定二次电压的3％。4.升压站监控系统1.主要设计原则1122升压站监控系统的设备配置和功能要求按有人值班模式设计。 升压站监控系统完成对全站设备的监控，采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层及网络设备构成。站控层设备按升压站远景规模配置，间隔层按工程实际规模配置。33站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采 用 DL/T860 或其他标准规约，实现站控层、间隔层二次设备互操作。44升压站内信息宜具有共享性和唯一性，升压站监控主机与远动数 据传输设备信息资源共享。55升压站监控系统向调度端上传的远动信息内容按现行相关规程执行。66升压站监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。77升压站监控系统网络安全应严格按照国能安全[2015]36 号《电力监控系统安全防护总体方案》的要求执行。88升压站监控主机推荐采用国产安全操作系统。2.监控范围监控系统应实时采集电池管理系统、储能变流器、变配电系统和辅助系统等设备状态及运行信息。11监控系统应采集储能电池系统的电压、电流、温度、流量、液位、气体浓度等模拟量信号，以及开关位置、越限、故障报警、充放电状态等数字量信号。22监控系统应采集储能变流器的交直流电压、电流、功率、充放电 量等模拟量信号，以及越限、故障报警、开关机状态、设备运行模式等数 字量信号。33监控系统应采集变配电系统的交流电压、电流、功率等模拟量信 号，以及保护动作、设备故障、断路器分合状态等数字量信号。44监控系统应采集视频及环境监控、消防设施、供暖通风与空调等 辅助系统的信息。3.五防闭锁按国网公司有关规定及苏电运检〔2012〕1727号文附件1《江苏省电力公司变电站防误操作技术规定（修订稿）》来实现全站防误操作功能。采用“计算机监控系统的逻辑闭锁+本设备间隔电气闭锁”来实现防误操作功能，计列防误闭扩容费用一项。4.设备配置11站控层设备监控主机兼操作员站：双重化配置，负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站等功能。站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能。远动通信网关机（兼图形网关机）：双重化配置，直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令。网络打印机：在升压站监控系统站控层设置网络打印机，打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。22调度数据网设备配置及二次安全防护设备配置详见 2.2 节。间隔层设备间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波装置及电能计量装置等设备。主变高、低压侧、本体测控均单套配置，组柜布置于二次设备舱。35kV储能集电线路、站用变采用保护测控一体化装置，单套配置，就地布置于35kV开关柜室。33网络设备站控层按双网配置网络交换机，配置2台Ⅰ区站控层中心交换机，2台Ⅱ区站控层中心交换机（A、B网各1台）。配置2台35kV间隔层交换机（A、B网各1台），分别就地布置于35kVPT柜中。44网关机配置1台网关机，将储能站信息接入老厂的SIS系统，配套防火墙等设备，具备SIS数据服务等功能。5.电能计量根据本项目接入系统报告，本项目储能电能量计费关口点设置在储能电站主变高压侧，设置主、备计费表各一块，同时在储能电站内放电单元并网计量点及站用电计量点，每处设置1块电能量计量表。电能量计费表精度要求为有功D级、无功1.0级，电能量计量表精度要求为有功C级、无功2.0级。储能电站主变高压侧配置2只有功D级、无功1.0级电能量计费表，储能电站主变低压侧配置1只有功C级、无功2.0级电能量计量表，集中布置于关口计量柜中。35kV储能集电线路间隔各配置1只有功C级、无功2.0级电能量计量表，就地布置于35kV开关柜。站用电电能表安装在交流站用电柜。本工程电能表均采用三相四线制静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能计量终端服务器远程通信的功能。6.元件保护及自动装置1.主变保护本项目主变配置双重化的主、后备保护一体变压器电气量保护和一套非电量保护，主保护和后备保护共用一组CT。组柜方案如下：110KV储能升压变保护柜A：主后一体保护A；110KV储能升压变保护柜B：主后一体保护B；110KV储能升压变保护柜C：非电量保护装置+110KV侧操作箱+35kV侧操作箱。2.35kV间隔保护35kV间隔保护采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，保护装置就地布置于开关柜，采用常规互感器。保护应具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站通信，接口采用以太网。35kV储能集电线路保护应包含三段电流保护、零序保护、过负荷保护、事故记录掉电不消失等功能。35kV站用电保护应包含三段电流保护、零序保护、过负荷保护、事故记录掉电不消失等功能。7.交直流一体化电源系统本期升压站采用交直流一体化电源系统，由交流电源、直流电源、UPS电源和直流变换电源（DC/DC）等装置组成。各电源应一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据通过一体化监控单元展示，并通过DL/T860标准数据格式接入监控系统。1.站用UPS电源全站设置一套公用的UPS电源系统，由2台容量为20kVA的UPS组成，组3面UPS电源柜，UPS的直流电源来自220V直流母线，交流电源来自交流站用电系统，UPS正常运行时由站用交流电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由储能站直流系统供电。UPS电源采用单母线接线。UPS电源系统容量计算公式：根据《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》P25（C.2）式：S=Kk SGKK式中：S─UPS计算容量（kVA)；Sc─计算负荷（kVA)；Kk─可靠系数，取1.25；Kf─功率矫正系数，取0.83；Kd─降容系数，海拔1000以下，取1.0；算得S=19.2kVA，UPS容量取2×20kVA。2.直流系统额定电压采用DC220V，直流系统接线采用单母线分段方式，设联络开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池，全站事故停电按2小时考虑，经初步计算，蓄电池容量为500Ah，配置两组蓄电池，每组蓄电池采用全密封阀控式铅酸（贫液）蓄电池（每组蓄电池的数量均按每只浮充电压2.23V，放电末期电压1.85V计算，取104只），按浮充电方式运行，蓄电池组屏安装于二次设备舱，直流充馈电屏布置于二次设备舱，本期共7面柜。充电装置采用高频开关电源（模块按N＋1配置）。直流系统蓄电池为：2×500Ah。本工程采用高频开关整流装置（固定）。3.交流系统采用三相四线制接线380/220V中性点接地系统。为提高供电可靠性，交流系统采用单母线分段接线，电源来自储能35kV母线。在系统正常运行工况下，储能电池预制舱、PCS及升压变一体机舱均采用由外部供电方案。4.通信电源本工程配置两套直流变换电源（DC/DC）装置。直流变换电源装置直流输入标称电压为220V，直流变换电源装置直流输出标称电压为48V。8.时间同步系统本期储能电站配置1套时间同步系统，配置双套对时主机，采用Ⅱ型时钟，时间同步系统应具备GPS对时及北斗对时方式，并能切换对时方式，优先采用北斗系统。时钟同步系统应接入江苏电网统一时钟监控平台。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层设备采用IRIG-B对时方式。站内时间同步装置、保护装置、测控装置、故障录波、PMU等设备应具有自身对时状态信息上送功能，能够响应上层监测管理模块的对时状态探询指令。9.变压器油中溶解气体监测系统根据国网十八项反措要求，110KV及以上电压等级油浸式变压器应配置油中溶解气体在线监测装置。本期变电站配置1套变压器油中溶解气体在线监测装置，用于监测主变油中溶解气体，监测系统采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成。10.电缆敷设户外采用电缆沟和穿管敷设方式，户内采用电缆沟、电缆竖井、电缆槽盒等敷设方式。电缆防火按国家标准GB50217电缆防火与阻燃要求及《江苏省电力公司电缆防火封堵标准》实施，电缆引至电器柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙壁、楼板的孔洞处，均实行电缆封堵。所有控制电缆均采用屏蔽控制电缆。11.二次设备的接地、防雷、抗干扰二次设备防雷、接地和抗干扰应满足现行行业标准《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065-2011、《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T5136和《变电站监控系统设计规程》DL/T5149-2020的规定。接地应满足以下要求：在二次设备舱、敷设二次电缆的通道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100m㎡的裸铜排敷设与储能站主接地网紧密连接的等电位接地网。在二次设备舱内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100m㎡的专用接地铜排，并首末端连接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50m㎡的铜排（缆）与储能站的主接地网可靠接地。沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100m㎡的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。GIS汇控柜内应设置截面不少于100m㎡的裸铜排，并使用截面不少于100m㎡的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。本项目技术成熟可靠、先进，满足国家相关标准，建议后续设计中对工艺进一步研究，寻找节能空间，提供能源利用率。三、建设方案分析比选（一）项目选址对能源消费的影响本项目选址位于江苏省徐州市徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区内，项目充电电能来源就近变，周边供电、供水等基础设施配套较为齐全，满足项目建设需要。（二）产业政策及相关规划1.产业政策本工程属于集中式储能电站，是服务全省的调节性电源，属于D4420电力供应。对照《产业结构调整指导目录（2024年本）》，本项目属于该目录中的鼓励类，符合国家产业政策。2.行业调控《国务院关于化解产能严重过剩矛盾的指导意见》（国发〔2013〕41号）、《省政府关于化解产能过剩矛盾的实施意见》（苏政发〔2013〕162号）、《省政府关于供给侧结构性改革去产能的实施意见》（苏政发〔2016〕50号）等文件中，将钢铁、水泥、电解铝、平板玻璃、船舶等行业列为产能过剩行业，进行重点调控和引导。本项目不属于上述产能过剩行业。3.未采用限制技术工艺经对照《江苏省工业和信息产业结构调整限制、淘汰目录及能耗限额（2015年本）》、《关于加快全省化工钢铁煤电行业转型升级高质量发展的实施意见》（苏办发〔2018〕32号），本项目未使用限制、淘汰的技术工艺，符合法规要求。4.不属于“两高”项目经对照《省发展改革委、省工业和信息化厅关于坚决遏制“两高”项目盲目发展的通知》（苏发改资环发〔2021〕837号）和《关于坚决遏制“两高”项目盲目发展的实施意见》，本项目不属于其中的“两高”项目。5.相关规划(1《)“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑，为推动“十四五”新型储能高质量规模化发展，国家发展改革委、国家能源局在2022年1月29日联合印发了《“四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》)。《实施方案》分为八大部分，包括总体要求、六项重点任务和保障措施。其中，六项重点任务分别从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域对“十四五”新型储能发展的重点任务进行部署。(2《)关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）。指导意见明确了抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。文件提出到2025年，我国新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，给储能行业带来巨大信心。（3）《新型储能项目管理规范（暂行）》2021年9月24日，国家能源局印发了《新型储能项目管理规范（暂行）》（以下简称《规范》)。《规范》的印发是为了规范新型储能项目管理，推动新型储能积极稳妥健康有序发展，促进以新能源为主体的新型电力系统建设，支撑碳达峰、碳中和目标实现。（4）《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（公开征求意见稿）》江苏省发改委于2023年6月21日发布的《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（公开征求意见稿）》指出：加快发展新型储能，到2027年全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右；重点发展电网侧储能，以独立新型储能项目的形式，支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目，到2027年达到350万千瓦左右；鼓励发展用户侧储能，到2027年达到100万千瓦左右；支持发展电源侧储能，到2027年达到50万千瓦左右。（三）与行业先进工艺方案对比分析本项目储能EMS针对储能项目监控数据量大、运行方式多样等特点进行创新设计开发，将储能EMS和升压站SCADA融合，进行一体化监控，整个监控链路采用61850通讯，安全快速可靠，提高电站性能，达到降本增效的目的。传统的监控方案，储能站EMS独立设置一套监控系统，升压站独立设置一套监控系统，并将储能站的数据信息通过远动或者转发设备接入升压站监控，两者之间进行数据信息、指令及控制的互通传达。相较于传统监控方案，本项目借助于储能站和升压站同期建设，且同厂家的先决条件，进行一体化监控设计，将储能EMS和升压站SCADA融合，基于一体化平台实现对储能系统和升压站的一体化采集、一体化存储、一体化监视和一体化控制，深入融合，具有可靠、简洁、易用、经济等特色。同时可实现整站监控链路61850通讯，安全快速可靠。在满足功能性和可靠性的前提下初期投资少，系统投运后管理维护费用少。本项目储能系统通讯采用三层两网（站控层、间隔层、网络设备层，监控网及快速控制网）结构，通过冗余配置的数据监控网（MMS）实现对站内设备状态的全面监控，通过快速控制网（GOOSE网）实现对储能变流器（PCS）的快速控制，实现全面监视与快速响应的结合。整体通讯结构详见通讯结构示意图，其中SCADA监控系统采用双网架构，EMS各服务器等均采用双机冗余配置，提供了完善的可靠性保证。监控网采用电力系统标准的IEC61850通信协议，通用性和扩展性强，可靠性高。快速控制网采用原生态的GOOSE专用61850快速通讯规约，通信实时性高，响应速度<50ms，提高了协调控制系统快速控制的性能指标。本项目能量管理系统做到了一体化监控融合，选择成熟的储能技术，通过自动化智能监控实现各工序生产的高效高质，提高了运行水平并有效节约人力。项目技术线路采用整体设计方案，根据多年实际运行经验最大程度优化了设施布置，在工艺设计中，着力考虑人员及设备稳定、安全及节能，并采用高效设备；电气路线严格按技术顺序进行，最大的减少往返过程；为了提高项目经济效益，总体设计中考虑缩短输送路线，使管线更趋顺畅；本项目避免能源浪费，提高了经济效益。本项目工艺技术成熟可靠、先进，满足国家相关标准，建议后续设计中对工艺进一步研究，寻找节能空间，提供能源利用率。第二节总平面布置节能分析评价一、项目总图布置本项目位于徐州市铜山区大彭镇，徐州鑫盛润环保能源有限公司内南侧预留地块，地处玉兰路东侧、S003北侧，G310南侧，G3京台高速西侧。站址周边交通条件便利。本项目无建筑物，电池预制舱间距大于与其它电力设施及构筑物的安全距离应符合《电化学储能电站设计规范》（GB51048）等技术标准的相关规定。磷酸铁锂储能电池预制舱、PCS升压变预制舱、站用电舱均采用户外舱式布置。各设备均采用电缆进出线。升压储能站总体布局分为二大板块，从南向北依次：升压区和储能区。其中升压区和储能区以中间道路间隔分界。储能区共布置11座储能舱（拼舱方案，1座包含2套）和11座PCS升压舱，布置在站区南部。升压区自北向南依次布置有事故油池、预留SVG场地、主控预制舱、GIS、主变压器、35kV配电装置舱。站内道路与徐州鑫盛润环保能源有限公司厂区原有道路形成环形道路，满足消防检修要求。本项目配电装置型式：110KV户外GIS配电装置，采用110KVGIS气管接入距离东侧~65米处的电厂升压站户外升压站110KVAIS母线。GIS气管与母线采用软导线搭接。35kV配电装置布置于预制舱，采用户内开关柜单列布置，开关柜出线型式为电缆出线。主变压器采用户外布置，主变110KV侧进线采用架空进线方式，35kV侧进线采用半绝缘铜管母线架空进线方式。站区围墙下部采用实体围墙，其中升压站与电厂交汇处改用镂空围栏（上部1.5m范围为镂空），储能站入口设在站区东侧，共两处，大门采用手动推拉镂空大门，满足生产运营及消防通道要求。根据《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》T/CEC373-20204.6.2条和4.6.3条，电池预制舱之间的防火间距，长边端不应小于3m，短边端不应小于4m；当采用防火墙时，防火间距不限。防火墙长度、高度应超出预制舱外廓备1m。围墙与电池预制舱的间距不宜小于5m。本项目站区大门至主变压器的运输道路宽度4.5m，转弯半径9m，其余道路宽度4.0m，转弯半径均考虑为9m，满足主变压器运输及消防环道转弯半径要求。站内管沟布置应统筹规划，避免过集中和过多交叉，使之走径顺直短捷，节省投资和占地。电缆沟过道路采用埋管方式。高出地面的盖板考虑站区美观要求和方便施工，拟采用50mm厚包角钢钢筋网片混凝土盖板，盖板每侧比电缆沟壁外沿宽35mm，以便于运行检修、维护等，另外，每隔一定距离设置活动印花钢盖板，方便开启，便于电缆沟通风、防潮和检修进人。电缆沟每15m左右设置一道伸缩缝。过道路部分采用埋管方式。本项目进站道路利用厂区已建道路。升压储能站进站道路由厂内已建道路引接，采用郊区型道路，水泥混凝土路面。站区大门至主变压器的运输道路宽度4.5m，转弯半径9m，满足主变压器运输及消防环道转弯半径要求。采用郊区型道路，水泥混凝土路面，道路路面高出场地标高150mm。根据项目平面布置图，项目经济技术指标参数详见下表。表3-10主要经济技术指标编号指标名称单位数量备注1站址总用地面积hm²0.7300合 10.96亩2站内主电缆沟长度m385(0.6m×0.6m 以上）3站址土方量挖方（-)m³20133站址土方量填方（+)m³39234综合土方平衡弃土m³3064综合土方平衡购土m³425站内道路面积m²1450混凝土路面6总建筑面积m²0均为预制舱7站区围墙长度m565其中 320m 为新建实体围墙， 其余利旧8碎石地坪m²38009简单绿化m²80010级配砂石换填m³450图3-9项目位置图N09962新邮米高发火城000XX图3-10平面布置图国·.因.终..卤.·卤.卤··卤··区··卤.由·.卤··因··图..图..·88200图3-11电气主接线图1350000090000操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台操作台150000090主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213145booooo5161718192021222324252627280主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室8002314567810111213140主控制室800231456781011121314bogo20000002930313233343536373839404142bogo200000044454647484950515253545556蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池蓄电池000%0006430000图3-12二次设备舱平面布置图本项目在总平面布置及建筑物设计时，除满足工艺要求外，各建（构）筑物的耐火等级均根据其在生产运行过程中所存在的火灾危险性，严格按照规定进行设计，全站设置了完善的防火、灭火设施，站区道路的设计满足消防要求，进站道路与大门、主变运输道路相接，站内生产区及站前区有环形消防道路，消防车辆可顺利通行。站内构筑物、设备之间，按照国家有关标准保持足够的防火距离。项目空间布局层次分明，各功能区分清楚，便于组织生产和管理，平面布置总体比较合理。功能分区内各项设施的布置紧凑、合理，采取集中、联合布置的原则，根据储能电站工作流程布置线路及设备，可以减少各种能源及耗能工质在输送过程中的损耗，提高能源利用率。在力求流程顺畅、管线短捷、节省投资的基础上，根据安全、节能、环保、施工等要求，因地制宜的对运输线路等进行总平面布置。项目总图布置合理。详见附图4。二、总平面布置分析评价（一）布置原则根据储能电站充放电流程及不同设施功能，分区布置，并注意厂区整体的协调。平面布置以节约用地为原则，总平面布置在满足工艺流程和合理物流路线的前提下，结合场地特点做到功能分区明晰，布局合理，管理方便，并符合国家和当地政府有关城市规划、环境保护、安全卫生、消防、节能、绿化等方面的规范和要求。1.处理构筑物间布置紧凑、合理，并满足各构筑物的施工、设备安装和敷设各类管道以及养护管理的要求。2.工艺流程顺畅、简洁、合理，力求布局紧凑、管线短捷、交叉少。3.变配电间布置靠近用电负荷中心。4.总平面布置强调布局合理、功能分区明确；路线和交通便捷，物流顺畅。5.充分绿化，美化环境，为创造一个良好的工作环境，在构筑物布置合理的前提下尽可能利用空地进行绿化。6.厂区设置通往各处理构筑物的必要通道，设置事故排放管及超越管，油浸式变压器等设备在事故时均可重力放空。7.充分体现以人为本，厂区构筑物与周围环境绿化融合协调，形成协调一致的整体风貌。（二）节能分析项目总图布置合理，布局依照储能电站充放电流程布置，有利于项目生产的安全进行，同时大大减少了物料输送消耗，减少了能源输送损耗，使其形成一整套连贯的生产线路，节约运输、节约时间。厂区布置考虑了检修、物流、动力能源输送，可使物流输送方便快捷，减少输送能耗。整个厂区生产流程、物流流畅，交通运输便捷，有利于运输能耗的下降。厂区竖向布置采取可靠的防洪措施采取填土垫高的可靠防涝措施，确保储能电站工程不受洪涝水位影响。站区竖向采用平坡式布置，全站采用统一标高3.05m，略高于百年一遇洪水位。站内路面均为水泥混凝土路面，道路路面标高高出场地标高150mm。电缆沟顶标高高出场地标高150mm，兼做人行小道，预制舱基础标高高出场地标高150mm。综上所述，项目所在厂区总平面布置分区明确，构筑物布置顺畅，厂区道路布局合理，构筑物设计及布置充分考虑节能要求，厂房内工序分区及设备布置符合物料流转及工艺流程要求。因此，总平面布置对项目能源输送、储存、分配、消费等环节的节能降耗有积极影响，有利于方便作业，提高生产效率，减少能耗。第三节主要用能工艺节能分析评价一、项目主要用能工艺项目主要为储能电站的充放电过程，采用经多年实践调整得到的成熟技术和国内外先进的生产设备，主要消耗能源为电力，主要消耗耗能工质为新水，符合行业特征。表3-11项目主要耗能工序能源消费情况表序号用能环节电（万 kWh）综合能源消费量当量值（tce）比例一储能舱337.92415.3022.29%二PCS+升压变舱17.7821.851.17%三35kV 配电装置舱3.264.010.22%四主变系统（升压站电气一次）1.081.330.07%五主控制舱（升压站电气二次）6.327.770.42%六附属设施4.35.280.28%七系统损耗1145.451407.7675.55%合计1516.111863.30100.00%由上表可知，项目耗能主要集中在储能系统的损耗，约占总能耗的75.55%；主要消耗能源为电力，占生产系统综合能耗当量值的100%。二、主要用能工艺节能分析（一）电池技术节能分析7.1.电池技术选型原则1.配置灵活，安装建设方便储能电池容易实现多方式组合，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。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。2.循环寿命长，高安全性、可靠性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。储能系统的目的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.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。7.2.电池技术对比储能技术经济性来看，锂离子电池综合性能较好，应用较为广泛，有较强的竞争力。钠硫电池和钒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，钒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。铅炭电池成针对电力系统中主流锂电池、铅酸电池、液流电池、镍氢电池等进行综合对比，详细见下表。从本较低，但不宜深充深放，循环寿命较低表3-11电池主要类型表电池种类铅酸电池铅碳电池锂电池钠硫电池液流电池镍氢电池应用等级几 MW～ 几十 MW几MW～ 几十MW几 MW～ 几十 MW几 MW～几十MW几MW～几十 MW几 MW能量比（Wh·kg-1）30-5040-60130-200150-24080-13080-90功率比（MW·kg-1）150-350300～400200-31590-23050-140160-230充放电效率（%）60-757090-9580-9065-7555-65常温循环寿命（次）5-15 年，500-10005-15 年约 40005-15 年，2000～600012-20 年，1500-250015-20年，＞1600012-20 年，2500自放电（%/月2-51-21-20025-35单位成本（元/kWh）700-1200800～13001500～20001500-25003500～80001300-2500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安全环保性毒性物质毒性物质无无无无，，））由上表可见，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。虽然铅碳电池对环境无特殊要求，充放电性能好，价格相对较低，但循环寿命相比锂电池较短。全钒液流电池优势在于成本相对前者较低，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。随着锂离子电池成本的不断降低，锂离子电池在电网侧、新能源接入，用户侧储能领域的优势凸显，国内外得到了爆发式的发展，综合考虑电网大规模储能对电池在循环寿命、响应速度、安全性等方面的要求，适合电网大规模储能的电池只有锂电池和液流电池。规模化应用电网侧储能电池有两种主流锂离子：磷酸铁锂电池及三元锂电池。研究表明，磷酸铁锂具有成本低、循环寿命长、耐高温、安全性高、无污染的特点，另一方面，三元电池尽管能量密度高、低温性能好，但循环寿命一般且存在安全性问题，采用电池管理系统解决三元锂电池的安全问题在实际应用中并没有取得令人满意的结果。磷酸铁锂电池存在一般锂电池可能的安全风险，但是磷酸铁锂材料在温度达到250℃以上才会出现放热现象，因此其以较高的热失控温度相对其他锂电池更安全，不容易出现热失控或火灾爆炸。同时，为了防备任何安全风险发生的可能性，许多厂家已经具有电芯、模组、电池簇到系统的四级安全保障设计，配备可燃气体探测/主动排气装置/被动防爆泄压装置/拉弧检测等装置，预防风险的发生。在能量密度方面：三元锂电池最高、磷酸铁锂电池次之，钛酸锂电池最低；在充放电倍率方面：钛酸锂电池快充快放能力强，充放电倍率高，目前钛酸锂电池充放电倍率可达10C甚至20C；在温度适应性方面：钛酸锂电池耐宽温性能好，尤其是耐低温特性突出，而其他锂电池在温度低于-20°C时，能量开始衰减，在严寒天气下无法正常工作；在安全性方面：钛酸锂电池的电势比其他金属锂电池电势高，不易产生锂枝晶，而且电解液不易发生分解，电池安全性能最好；在循环寿命方面：钛酸锂电池100%DOD循环次数可达10000次，高于其他锂电池，此外钛酸锂电池过充能力强；在技术成熟度方面：国内磷酸铁锂电池厂家众多，技术成熟、三元锂电池在国外的日韩等国应用较为广泛，国内从事三元锂电池开发的主要厂商目前主要是阳光三星储能电源有限公司，国内从事钛酸锂电池开发的主要厂商目前只有珠海银隆新能源有限公司，其产品主要应用于汽车动力电池领域，还未应用于储能领域；在价格上：钛酸锂电池价格最高，三元锂次之，磷酸铁锂电池最低。表3-12三种电池工程示范风险对比电池类型国内示范经验国内厂家示范风险钛酸锂电池少珠海银隆新能源有限公司高三元锂电池多阳光三星储能电源有限公司中磷酸铁锂电池多宁德时代新能源有限公司比亚迪新能源有限公司惠州亿纬锂能股份有限公司深圳拓邦新能源有限公司低表3-13三种电池工程示范风险对比电池类型设备价格工程可实现风险安全性国内储能电站示范经验综合指标钛酸锂电池高高高无低三元锂电池中中低少中磷酸铁锂电池低低中多高本项目对储能电池技术路线进行比选，磷酸铁锂作为政府重点推广的电池类型，是将来储能电池的主流技术路线，具备安全可靠、放电深度和充放电倍率高等优势。磷酸铁锂电池相对于其他电池类型来说具有相对较好的安全性。故本项目采用磷酸铁锂电池。（二）最大直流电压节能分析储能电池簇最大直流电压主要有1000V、1500V，推荐1500V。1500V储能系统在电池系统、电池能量管理系统、储能变流器、升压变和电缆等设备成本更低，占地面积更少，土地和施工成本更低，初始投资成本可降低10%以上，是目前的主流方案。汇集升压式电化学储能系统主要包括电池、汇流柜、储能变流器、升压变压器以及其他辅助系统三级管路示意图(3.4)(3.6)(3.7)(3.8) (3.9)
投标 / 标书制作要点（原创）
本节能报告评审 电池储能系统 直流母线电池组管理模块 电池组管理模块涉及「中标结果公示」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含中标结果公示或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。
标书制作联系冯经理：17551026086
