80MW／160MWh共享储能示范项目技术方案

本储能电站总规划容量80MW/160MWh(交流测)，定位为电网侧储能。

一、项目背景

能源是人类文明进步的重要物质基础和动力，攸关国计民生和国家安全.....

经过多年发展，世界能源转型已由起步蓄力期转向全面加速期，正在推动全球能源和工业体系加快演变重构。我国能源革命方兴未艾，能源结构持续优化，形成了多轮驱动的供应体系，核电和可再生能源发展处于世界前列，具备加快能源转型发展的基础和优势；但发展不平衡不充分问题仍然突出，供应链安全和产业链现代化水平有待提升。

随着新型电力系统的构建，高比例新能源的大量接入，对电网的稳定性造成了极大的挑战。储能，尤其是电化学储能与可再生能源之间互相耦合，可以极大的解决新能源随机性、波动性及不可预测性的缺点，是构建新型电力系统的重要组成部分。

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二、电网侧储能应用模式

电力系统的供需需要实时保持同步，储能系统的介入为电力系统提供了柔性调节的技术机制。随着电池储能技术的发展，这类技术与电力系统发、输、配、用各个断面的结合可以引导多种高性能、高可靠的落地应用场景。在电网侧应用模式主要有：

1）电网调峰模式。电网侧的调峰模式收益，取决于所在地区储能电站的购销电价和容量电价政策，投资可行性取决于购销价差和容量电价补贴额度。随着《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》等政策的推动，有待浙江省内政策的落地。

2）电网侧的调频服务模式。截至目前，电化学储能尚没有作为一种独立的电力资源参与我国的辅助服务市场的案例。在现有中国市场条件下，与辅助服务规则范围内的发电厂联合运营，提供调频辅助服务是储能最有可能参与该市场的方式。电网调频电站系统，或可建设于电厂内部并与电站构建联合调频系统，或独立建设并与关联电厂构建虚拟联合调频系统，主要通过提升电厂的AGC指令秒级响应能力获取额外的AGC服务补偿费用。（以2016年为例，浙江省正常运行方式下的调频容量需求约为最高负荷的正负0.7%即80万千瓦左右，其中95%以上的系统频率偏差在3转以内即50Hz正负1/20Hz。）目前浙江省内采用华东细则标准对系统进行补偿，补偿水平低于华北细则，但华东细则目前正在进行修订，利好于电池调频系统。另一方面，浙江省电力市场建设正在推进，待辅助服务市场建立或电力市场现货规则启动后，调频系统收益可直接来源于电力市场辅助服务对象。（2019年浙江省将启动现货交易试点，2020年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。）

电网级大功率电池调频具有抽水蓄能等其它调频方式所不具有的响应迅速的独特优势，调频服务方、电网、参与调频的煤机电厂均能从中受益。

3）售电公司的电量偏差对冲服务。电力现货市场启动后，售电公司的电量批发和零售将由于负荷预测偏差的考核产生较大运营风险，而日前或实时偏差可通过自建储能系统或采购储能服务对电量偏差进行对冲，网侧储能系统可以以此获取收益。

三、项目定位和建设规模

本项目为XXXXXX80MW/160MWh共享储能示范项目（以下简称XX共享储能项目），本质上是一种可调可控的电能量载体，独立接受电网调度指令，主要为电网提供快速灵活调峰服务，同时可以提供调频、调相、备用、需求响应等多种电力辅助服务。

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。国家发展改革委、国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》提出要注重系统性谋划储能技术创新、强化示范引领带动产业发展、以规模化发展支撑新型电力系统建设、强调以体制机制促进市场化发展、着力健全新型储能管理体系。拓展新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用，聚焦系统价值、挖掘商业价值，创新投资运营模式，引导社会资本积极投资建设新型储能项目。

全社会负荷典型日曲线

四、电气主接线

储能电站项目规划建设规模为交流测80MW/160MWh，考虑损耗可研阶段直流侧暂按照88MW/176MWh考虑，接入电网电压为35kV。储能系统包含储能电池系统（内含BMS）、变流升压一体机及EMS。在此需求下，本方案采用储能专用磷酸铁锂电池。

本方案构建2个装机规模为20MW/40.128MWh的储能子系统、1个装机规模为25MW/50.16MWh的储能子系统和1个23MW/45.98MWh的储能子系统，通过4回35kV电缆线路接入储能电站升压站的35kV母线。方案直流侧总初始率及总初始容量为88MW/176MWh。

本工程新建110kV升压站，设置1台100MVA主变压器，110kV采用线变组接线方式，35kV采用单母线接线方式。35kV母线分别接入4回磷酸铁锂储能子系统、1回站用变压器、1回接地变、1回SVG、1回无功补偿电容器。

本工程电气主接线图见附图33-QZ12201K-A01-03。

20MW/40.128MWh储能子系统包含4个储能单元，每个储能单元的装机规模为5.1MW/10.032MWh（十二簇)。每个储能单元由1个5MW的变流一体机和2个20呎电池舱组成。

25MW/50.16MWh储能子系统包含5个储能单元，每个储能单元的装机规模为5.1MW/10.032MWh（十二簇)。每个储能单元由1个5MW的变流一体机和2个20呎电池舱组成。

22.95MW/45.98MWh储能子系统包含5个储能单元，每个储能单元的装机规模为4.59MW/9.196MWh（十一簇)。每个储能单元由1个4.6W的变流一体机和2个20呎电池舱组成。

每个储能子系统中的储能单元35kV侧采用手拉手接线，通过1回35kV电缆线路接入升压站的35kV间隔。

五、储能电池容量选择

目前国内生产磷酸铁锂电池的厂家众多、技术相对成熟。国内磷酸铁锂电池产品以电池以0.5C（充放电2小时）和1C(充放电1小时)产品为主。对于储能专用电池而言，大容量电芯具有度电成本更低、BMS管理精度更高、装配简化程度更高等显著优势，成为各大企业优先选择的产品。目前，各电池厂商均已推出300Ah+大容量的电芯产品，且参与者仍在持续增加。市场上的产品也呈现出各种容量：314Ah、315Ah、320Ah、325Ah、560Ah、580Ah，种类繁多，尺寸不一。

本工程80MW/160MWh储能电站选用大容量电芯成组，首先电芯容量越大，其重量能量密度和体积能量密度越大，相同规模下电站能量密度高、占地面积小，例如采用314Ah电芯的20尺电池舱容量相比于采用与280Ah电芯相比，从3.354MWh提升到了5.0MWh，相同容量储能预制舱的占地面积节约20%以上，施工工程量减少15%，调试运维成本下降10%。其次，采用大容量电芯可减少电池簇并联数量，降低簇间环流及电池管理系统用量，并且减少木桶效应带来的容量衰减问题。

本工程在大容量电芯中选择314Ah，首先，第一，该电芯容量为各主流厂商的主流容量，第二，314Ah恰好组成5MWh电池子阵，超配量最少，降低了初始投资成本；第三，314Ah、314Ah+、甚至320Ah+，容量下限一致，国标36276要求Pack和Rack层级的充放电量必须大于等于额定电量。但是，从电池到成组损耗约为5%，标称314Ah能满足国标要求。

综上，本工程依据“主流厂商主流产品”和“技术先进”原则，推荐选用容量在为314Ah的电芯产品。

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六、功率控制系统

电化学储能电站的功率控制应具备定有功功率控制、定无功功率控制、定交流电压运行控制、定功率因素控制等功能，能够按照调度机构下发的功率曲线或调度指令运行。电化学储能电站与主站通信中断时应具备按照调度机构下发的调度曲线继续执行的能力。

1）有功功率控制(一次调频)

储能电站一次调频功能由协调控制器实现，实时监测并网点的频率，当电网侧频率超出调频死区范围时，主动实施一次调频控制，协调控制器应在电化学储能电站可调容量允许的范围内实施调频。在电网侧频率在49.92Hz至50.2Hz范围内时，电化学储能电站一次调频功能宜通过设定频率与有功功率折线函数实现。

本站一次调频功能需满足《TCEC370-2020电化学储能电站调频与调峰技术规范》要求。

本工程储能电站应能实现有功功率的连续平滑调节，具备惯量支撑、阻尼控制和自主参与电力系统快速调频的能力，功能满足《DL/T_2246.7-2021电化学储能电站并网运行与控制技术规范第7部分:惯量支撑与阻尼控制》。

2）有功功率控制(AGC)

储能电站应具备自动发电控制（AGC）功能。电站通过数据通信网关机接收调度主站的调节指令，并通过储能EMS控制储能电站各PCS的有功功率，参与电网频率和电压调节，其调节方式、响应速率应满足电网调度机构的要求。

3）自动电压控制(AVC)

电站储能电站应具备自动电压控制（AVC）功能。电站通过数据通信网关机接收调度主站的调节指令，并通过储能EMS控制储能电站各PCS的无功功率，参与电网频率和电压调节，其调节方式、响应速率应满足电网调度机构的要求。

4）电能质量在线监测装置

根据《浙江电网电化学储能电站并网技术要求》，“10(6)kV及以上电压等级并网的电化学储能电站应在并网点装设满足GB/T19862要求的A级电能质量在线监测装置”。

本期在储能电站增加1台在线式电能质量监测装置，实时检测谐波、负序、电压波动与闪变等电能质量参数，并将数据传送到省电科院主站。

本期220kV士元变同步新增1台电能质量在线监测装置，实时检测谐波、负序、电压波动与闪变等电能质量参数，并将数据传送到电科院主站。

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