清洁能源接入与储能投资建设项目可行性研究报告.docx
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清洁能源接入与储能投资建设项目可行性研究报告
附件：
附件1国网公司科智〔2012〕125号《国家电网公司科技部关于安徽合肥滨湖新区智能电网综合建设工程建设方案的批复》
附件2安徽省公司科信〔2012〕144号《合肥滨湖新区综合建设工程建设方案审查会会议纪要》
附件3合肥供电公司勘测设计项目委托书
1总的部分
1.1项目背景
（1）为促进太阳能光伏产业可持续发展，工业和信息化部制定了《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》。
《规划》提出，“十二五”期间要形成1家年销售收入过千亿元的光伏企业，3-5家年销售收入过500亿元的光伏企业;3-4家年销售收入过10亿元的光伏专用设备企业 规划》将十大领域列为“十二五”期间的发展重点：
高纯多晶硅、硅碇/硅片、晶硅电池、薄膜电池、高效聚光太阳能电池、BIPV组件、光伏生产专用设备等。
2012年11月30日，合肥市政府正式公布《合肥市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（修订）》，修订后的规划，将成为合肥打造“大湖名城、创新高地”，实现“新跨越、进十强”奋斗目标的行动纲领。
新规划对合肥产业发展和布局作出了修订。
“十二五”期间将重点发展光伏及新能源、新型平板显示及电子信息、家电、汽车、装备制造、食品及农产品加工6个千亿元级产业。
战略性新兴产业成为未来发展的重要方向，新能源产业增加“促进光伏发电分布式应用，打造全国光伏应用第一城”等内容。
目前，合肥、铜陵、芜湖、黄山、六安、池州6市，利辛、南陵、芜湖三县和滁州市汊河镇成功入选国家可再生能源建筑应用示范城市（县、镇），全省的示范点数达到了10个，累计争取国家资金支持超过4.5亿元，入选示范点数和争取资金数均名列全国前茅，累计建设示范建筑面积达3643万平方米，折合示范应用面积2192万平方米。
其中，合肥市、铜陵市、南陵县的示范工作受到住房和城乡建设部与财政部的联合通报表扬。
（2）安徽综合示范工程依据国网公司发展智能电网政策，继续建设太阳能发电系统及储能系统并开展示范应用，并落实国家关于新能源相关政策，调动企业以及社会用户共同参与新能源建设中，使用户能够切实感受到分布式新能源发电带来的影响，对新能源产业推广具有深远意义。
国家电网公司在光伏发电的并网、输送和收购等方面承担着重要的职责，坚强智能电网，构建风能、太阳能等新能源开发利用和高效配置的平台，支撑各类大型可再生能源发电基地的集约化开发，支撑分布式电源、微电网建设，为我国新能源加快发展奠定坚实的基础。
（3）总体来说，合肥新能源项目将以分布式电源为主，多点开花，兼有少量的规模型电源。
规模型电源并网和大量分布式电源的接入电网，对电网的电能质量和安全运行产生的影响有较大不同。
众多新能源发电项目的快速建设，尤其是大规模接入电力系统后，必然会对电网调度、无功、电压、电能质量、潮流、短路水平等方面产生影响。
前不久，公司也上报“新能源项目并网管理的关键技术研究”项目，将重点针对合肥地区光伏发电、秸秆发电、垃圾发电等几种新能源类型，从分布式和规模型电源的技术和管理两个方面为新能源项目接入电网管理“出谋划策”。
1.2编制依据
（1）合肥供电公司勘测设计委托书。
（2）合肥市人民政府《合肥市滨湖新区总体规划（2003-2020）》。
（3）合肥市人民政府《合肥市战略性新兴产业发展规划》。
（4）国家电网公司《智能电网综合建设工程功能定位研究报告》
（5）国家电网公司科智〔2012〕9号《智能电网综合建设工程建设指导意见》
（6）安徽省电力公司《安徽电网智能化规划报告》
（7）安徽省电力公司《安徽“十二五”电网发展规划》
（8）国家及囯网公司颁布的相关规程规范。
（9）国网公司科智〔2012〕125号《国家电网公司科技部关于安徽合肥滨湖新区智能电网综合建设工程建设方案的批复》
（10）安徽省公司科信〔2012〕144号《合肥滨湖新区综合建设工程建设方案审查会会议纪要》
（11）《关于印发<城市区域智能电网典型配置方案（试行）>的通知》（智能一【2010】67号
（12）《坚强智能电网综合研究报告》
（13）《坚强智能电网发展规划纲要》
（14）《网省电网智能化规划编制规范》
（15）分布式电源接入电网技术规定（Q/GDW480-2010）
（16）光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/Z19965-2005）
（17）地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（GB/T18479）
（18）混合储能系统接入配电网技术规定（Q/GDW564-2010）
（19）基于通用网络通信平台的变电站自动化系统（IEC61850）
（20）电力系统设计技术规程（SDJ161-1985）
（21）电能质量电压波动和闪变（GB/T12326-2008）
（22）公共信息模型及通用接口定义（IEC61970）
（23）《国家电网智能化规划编制工作大纲》
（24）《坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案综合报告》
1.3建设必要性
当前，欧美对中国光伏产业实行反倾销反补贴制裁，在光伏制造业产能过剩的背景下，中国政府决定全面开启国内光伏市场，近期相继出台多项对光伏能源的补贴政策，推进新的能源发展战略，加快可再生能源利用。
国家电网公司响应政策号召，于2012年11月1日启动分布式光伏发电支持政策，首次提出度电补贴政策，对光伏上网电能按照规定全部回购，扫清了光伏并网遇到的难题。
然而，光伏发电系统具有间歇性，功率波动大等特性，难以保证输出稳定可靠电能，在光伏发电系统规模达到一定程度是会对电网产生严重冲击，不仅对电网安全造成影响，同时也制约了光伏产业的健康发展。
本项目建设的必要性如下：
（1）清洁能源的接入能降低用电负荷对电网的依赖性，转变负荷的供电方式，提高负荷用电可靠性。
其中储能系统保证光伏系统在电网故障情况下依然能够正常发电，提高光伏发电利用效，提供负荷稳定电能同时起到稳定直流母线电压的作用，防止电压过高而损坏设备。
（2）分布式光伏系统具有间歇性、发电功率波动大、不可控等特点，随着光伏系统接入公网比例的增长，会给电网运行带来潜在安全隐患。
解决的最有效途径就是建设配套的储能系统，实现区域统一调度，平抑区域内各个分布式光伏发电系统接入电网侧造成的波动影响，其中混合型储能系统具有大功率和高能量密度等特点，在平抑光伏波动上具有明显作用，。
（3）“储能光伏电站”将断断续续的太阳能转变成电能存储起来，清洁能源利用趋于稳定，让清洁的“绿电”随着电动车用电实际需求的变化适时、适量地输出，与传统电网的配合，展示储能光伏电站与新能源汽车的结合方式。
（4）面对日益剧增的分布式发电接入需求，分布式发电接入点分散，不易控制等情况，建立区域一体化监控平台，实现区域内所有的光伏发电系统的统一监控、管理与用户信息交互，有利于光伏发电长期、科学、有序的发展，提高分布式光伏并网的安全性、可靠性，促进分布式光伏发电的发展，提高区域智能电网接纳新能源的能力。
综上所述，在充换电站建设分布式光伏储能系统，展示多种清洁能源接入技术；配电网与光储微网互补供电技术，保证重要负荷稳定供电，微网运行控制策略及高级功能应用；实现锂电储能系统与超级电容储能系统的高效协同运行，能源高效应用，具有平抑光伏波动，削峰填谷作用。
区域一体化监控平台为国内分布式发电产业提供有力的技术保障，确保新能源产业得到健康发展。
1.4工程概况
合肥滨湖新区智能电网综合建设工程是国家电网公司2012年17个智能电网综合建设工程之一，而合肥滨湖新区清洁能源接入与储能系统建设工程作为合肥滨湖新区智能电网综合建设工程的一个重要子项。
实现充换电站微网系统与主网的互动功能；混合储能系统采用锂电池与超级电容混合模式，起到削峰填谷，平抑光伏波动保证重要负荷在电网故障下用电可靠性，为大规模分布式光伏系统接入配电网扫清障碍，确保电网系统安全稳定运行；微网系统实现用户侧的能量管理和微电网充电辅助技术，展示分布式新能源发电技术与电动汽车充换电站的高度结合，实现绿色能源的高效利用。
本项目依托始信路电动汽车充换电站现有场地条件，建设一套光伏发电及储能系统。
储能系统一方面接入微网系统，稳定微网母线，平抑充电站光伏波动，实现微网并离网运行等作用；一方面通过升压变0.4/10kV，接入10kV配电侧，提供10kV电网侧调度接口及区域一体化监控平台接口，平台对区域内各个光伏站运行情况统一监控，集中管理，合理调节储能系统运行方式，实现平抑区域的光伏站波动，减少光伏站大规模接入对电网造成的影响。
本工程预计2014年1月开工建设，2014年11月建成运行。
1.5主要设计原则
（1）立足安徽合肥滨湖新区经济和电网的发展规划，满足“服务经济发展、服务节能减排、服务民生建设”的原则。
（2）满足“三个参与”：
政府参与、社会参与、电力公司参与的原则。
（3）遵守国家的技术、产业政策、执行有关的设计规程和规定，符合国情、技术先进，并合理控制工程造价。
1.6计算依据
微网负荷取1台双向交流充电桩及站用照明负荷作为微网的负荷，最大负荷为40kW。
1.7设计范围
本可研包括清洁能源接入与储能系统建设工程的建设必要性论证、初步实施方案（包括微网系统的低压电气、光伏发电、混合储能系统和微网能量管理系统）确定以及上述工程项目的投资估算。
1.8设计目标
（1）实现太阳能光伏、混合储能系统的友好接入，展示混合储能系统在平抑光伏并网发电功率波动方面的特点和优势。
（2）微网内分布式电源向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等方面应满足相关的国家标准。
（3）微网具备与调度系统之间进行数据通信的能力，能够将采集到的微网电气运行工况上传至调度系统，同时具备接受电网运行部门的控制调节指令，完成充电站微网系统与电网的互动。
（4）集成BMS、PCS和能量管理系统，统一管理光伏电源、储能电池和双向充电桩充放电的微网内部能量流动，降低光伏发电量波动对系统扰动，并向插电式电动车提供快充服务。
（5）混合储能系统接收地方电网调度指令，具备平抑区域光伏波动的能力，储能系统可用二次电池或者充换电站废旧电池升级容量，实现电池梯次利用，满足光伏系统大量接入对于储能系统的要求。
（6）建立一体化监控平台，满足电网调度系统对光伏电站监控要求，建立分布式光伏并网、信息通信、监控一体化平台，实现区域所有的光伏发电系统的统一监控、管理与用户信息交互。
（7）微网内光伏等信息模型符合IEC 61850-7-420，整体通信控制系统符合智能电网61850标准，并提供外部调度接口。
1.9工程投资
本工程静态投资约813万元，动态投资约834万元。
2站址
本项目依托始信路电动汽车充换电站现有场地条件，建设一套光伏发电及储能系统。
始信路电动汽车充换电站位于合肥市始信路与云谷路交汇处。
本地属亚热带季风湿润气候区，气候温和，四季分明。
年平均气温15.5℃，年平均降雨量985.4毫米，相对湿度78%，风向以东南风为主，风速月季变化不大。
地质：
开发区土地承载力为2.5-2.8公斤/cm2，地下基岩埋深10-15米，为第三系红砂岩，无明显地下河道，无地质断层。
电动汽车充换电站
图2-1充换电站在地图上的位置
3电气主接线及设计方案
3.1总体设计方案
主网配电采用10kV直配形式，10kV侧开关设备采用户外高压负荷开关，配电变压器及低压配电设备安装在箱变内，箱变置于负荷中心，主网为供电主体。
微网为0.4kV低压并网型系统，微网母线通过并网开关接入10kV直配变压器低压侧母线，支持并网/离网运行。
光伏发电系统通过光伏逆变器接入0.4kV微网母线，混合储能系统通过双极式逆变器，转换成交流电压，经过含有互锁功能的双路机电装置形成2条回路，一路接入0.4kV微网母线，一路通过0.4/10KV变压器接入10KV配电线路，微网系统共有设置两个并网点，其中微网母线通过一个快速开关与箱变低压母线连接，另一个为储能系统双向开关通过箱变0.4/10KV低压侧接入10KV配电网，并预留上级电网调度接口，实现区域内平抑光伏波动的作用。
日照充分情况下，光伏发电系统为电动汽车充电桩和站用负荷供电，同时为电池储能，多余电力送入交流电网。
日照不足时，光伏、混合储能系统作为辅助电源配合市电共同为电动汽车充电站和站用负荷供电。
夜晚，主电网为电动汽车充电站和站用负荷供电。
混合储能系统在微网系统控制下可实现削峰填谷，平抑光伏波动等功能。
当交流电网发生故障时，微网系统切换设备自动使光伏系统并网开关和负荷开关自动断开，光伏接入触点闭合，由光伏发电系统和蓄电池混合储能系统组成的微网系统转换为独立运行方式，维持电动汽车充电桩和站用负荷的电力供应，而且能够控制充电桩的充放状态实现充电电池与电网能量的双向交互。
3.2本期规模及接线
（1）建设规模
充换电站微网
光伏发电
78.4kWp
储能容量
锂电池：
147.456kWh
超级电容：
30kW×1s（2kw50s）
负荷
40KW
（2）电气主接线
微网系统出线6回，其中光储系统3回，负荷出线2回，备用支路1回，采用单母线接线方式，通过快速开关连接至箱变低压母线；储能系统通过升压变0.4/10KV接入10KV配电网，预留调度接口，满足上级电网及一体化监控平台的调度要求。
图3-1系统电气主接线示意图
4微网系统设计方案及设备选型
4.1光伏发电系统
4.1.1光伏发电系统方案架构
本项目在电动汽车充换电站办公楼屋顶铺设光伏太阳能板，其中办公楼屋顶面积约1200m2，考虑房屋支架结构、屋顶载荷、光伏板尺寸及摆放角度等因素，并去除维修通道、屋顶通风管道等面积，可用面积约1000m2，预计铺设80kWp光伏板；配置1台100kW并网逆变器接入站用低压配电网络，实现并网发电。
100kW逆变器并网发电示意图如下。
图4-1光伏发电系统方案架构图
4.1.2太阳能电池选型
光伏组件采用280Wp多晶硅太阳能电池组件，组件具体的技术参数如下：
（1）型式：
多晶硅；
（2）尺寸结构：
1956×992×50mm
（3）在AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃的电池温度下的峰值参数：
a、标准功率：
280W；
b、峰值电压：
34.96V；
c、峰值电流：
8.01A
d、短路电流：
8.58A；
e、开路电压：
44.21V
f、系统最大电压：
1000V（max）；
（4）温度范围：
-50℃～+85℃；
（5）功率误差范围±3%；
（6）承受冰雹：
25mm（按照IEC61215标准测试）；
（7）接线盒类型：
防水快速直插式；
（8）接线盒防护等级：
IP65；
（9）接线盒连接线长度：
正极1m，负极1m；
（10）框架结构使用材料：
铝合金；
（11）重量：
24.075kg
4.1.3光伏阵列
光伏并网系统由太阳能电池方阵、光伏接线箱、直流配电柜和并网逆变器组成。
并网系统光伏组件通过串联、并联组成并网发电单元，通过并网逆变器接入0.4kV交流电网，实现并网发电功能。
屋面拟安装块多晶硅高性能太阳能电池组件，办公楼屋顶按照每14个组件串联为1串，每20串为一路接入汇流箱，直接接入100KW光伏并网逆变器，装机容量78.4kWp，需要1台100kW并网逆变器接入充电站市电配电系统，共计280块光伏组件，合计装机容量为78.4kWp。
4.1.4汇流箱
采用20进1出汇流箱一个，其防护等级不小于IP65，接线示意简图如下：
图4-2汇流箱接线示意图
4.1.5光伏并网逆变器
光伏并网逆变电源是光伏并网发电系统的核心组成部分，它将太阳能电池阵列发出的直流电能转化为交流电能馈入微网配电母线。
光伏逆变器：
采用额定功率为100kW，效率达到97%的逆变器2台，组成AC400V光伏发电电源。
光伏逆变器能与微网控制系统进行快速的信息交互。
在运行时，光伏逆变器能够将目前的重要运行信息上送集中控制器，并能接收集中控制器的有功和无功调节命令并正确执行，以保证在孤岛运行时，集中控制器能够对所有的发电设备和负荷进行统一分析和调度，完成孤岛运行时微网内部的功率平衡。
光伏逆变器通过以太网后接入微网集中控制器，微网集中控制器通过控制逆变器内断路器来实现投入或切除光伏逆变器。
逆变器可设置0～100%有功功率降额功能并在功率因数范围超前0.9至滞后0.9范围内无功功率可调，支持网络对时。
表4-1100kW逆变器设备参数
隔离方式
工频变压器隔离
额定功率（KW）
100
允许最大电池方阵功率（KW）
110
最大输入电压（Vdc）
900
最大输入电流（A）
250
最大输出功率（KW）
110
MPPT范围（Vdc）
440～850
额定交流输出功率（KW）
100
电网额定电压（Vac）
400
允许电网电压范围（Vac）
310～450
额定电网频率（Hz）
50
最大效率
97.20%
欧洲效率
96.50%
显示方式
触摸屏
额定功率下总谐波电流
<3%
功率因数
≥0.99（额定功率）
MPPT精度
99%
通讯接口
RS485
电磁兼容性
IEC61000-6-2/-4
电网干扰
IEC61000-3-2/-3
电网检测
符合VDE0126-1-1：
2010
过载运行
自动调整运行峰值
设备夜间自消耗电能
<50（W）
直流电压纹波
Vpp<10%
防护等级
IP20（室内）
孤岛效应保护
Vac；Fac
冷却方式
强制风冷
使用环境温度
—20℃～55℃（>50℃降额）
使用环境湿度
0～95%（不结露）
海拔高度
6000m，>3000m时，开始降额
参考尺寸mm（深×宽×高）
800×1000×2100
参考重量（kg）
1022.5
4.1.6系统防雷接地
为了保证光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外界因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。
4.1.6.1接地线
接地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择接地扁钢，添加石墨降阻剂并引出地线，引出线采用4*35mm2铜芯，接地电阻应小于4欧姆。
4.1.6.2直流侧防雷措施
电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。
4.1.6.3交流侧防雷措施
每台逆变器的交流输出经交流柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。
4.1.6.4综合防雷
全微网采用优质浪涌保护器综合防雷。
4.1.7支架
本项目所有支架均采用铝合金材料制成，可满足25年抗腐蚀要求，并按当地基本风压，考虑风压高度变化系数、体型系数、阵风系数等参数进行支架抗风设计。
组件采用铝合金压块固定在支架上，支架倾角为40o。
4.1.8环境监测系统
配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。
该系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。
可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通信接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。
系统参数如下表所示。
表4-2环境监测仪设备参数
通信接口
连接到数据采集器
通过RS-485/以太网口连接
传感器
太阳辐射
精度：
±8%
范围：
0~1500W/㎡
组件温度
精度：
±0.1℃
范围：
-50~85℃
环境温度
精度：
±0.1℃
范围：
-50~85℃
风速
精度：
±（0.3+0.03V）m/s
范围：
0~75m/s
风向
精度：
±3°
范围：
0~360°
电源
外接适配器
5±0.3V/3W
防护等级
IP65
4.2混合储能系统
4.2.1混合储能系统架构
混合储能系统主要由锂电池系统和超级电容器、双极式逆变器、储能电池管理系统（BMS）组成，混合储能系统架构如图4-3所示，微网控制器通过网线对双向逆变器监测控制及并离网运行控制，实现对混合储能电池充放电操作；电池管理系统保证混合储能电池成组后，单体电池、模块间电池能够均衡充放电，延长电池使用寿命，节省运维成本；储能电池在选型时选择充换电站内同类型电池，利于电池梯次利用，使动力电池利用率最大化。
储能系统（由锂电池和超级电容器构成）用于实现并网功率平抑控制，以及电网故障时存储光伏阵列发出的能量。
储能系统预留上级电网调度接口接收地方调度，预留一体化监控平台接口，实现平抑区域光伏波动影响。
图4-3混合储能系统架构图
4.2.2锂离子电池
4.2.2.1锂离子电池配置
储能系统中的锂离子电池由站内电动汽车备用电池提供，站内电池箱分为两种：
一种为大箱电池容量（24串24并）：
76.8V-240Ah；一种为小箱电池容量（12串24并）：
38.4V-240Ah；锂离子电池配置见表4.3，单体电压为3.2V，容量为10Ah，本方案采用8个大箱电池串联组建储能系统，储能系统电池组容量为：
614.4V×240Ah=147.456kWh。
表4.3锂离子电池配置
名称
序号
项目
指标
备注
单
体
电
池
1
单体蓄电池型号
2
单体电池额定电压（V）
3.20
3
单体电池充电截止电压（V）
3.7V
4
单体电池放电截止电压（V）
2.5V
5
单体电池额定容量（Ah）
10Ah
6
一致性
容量、开路电压、内阻5%
根据内控标准
7
充放电效率
95%
8
单体电池月自放电率（%）
3～5%
9
单体电池内阻（mΩ）
6-7
10
外壳材料
铝壳
11
单体电池壳、盖阻燃等级
VO
12
单体电池外型尺寸（mm）
18*65*140
13
单体电池重量（Kg）
0.325
单
箱
电
池
模
块
1
电池箱额定电压（V）
小：
38.4
大：
76.8
小箱：
12块锂电池模块串联
大箱：
24块锂电池模块串联
2
电池箱额定容量（Ah）
240
10块单体锂电池并联
3
一致性
---
按照内控标准
4
充放电效率
>93%
5
蓄电池模块工况运行点（充放电电流、充放电深度）
≤300A，5%-95%
6
电池箱充电截止电压
根据储能系统充放电设备要求设置电池箱充放电截止电压
7
电池箱放电截止电压
8
电池箱内部连接方式（螺栓、焊接或其他）
螺栓（铜排）
10
外壳材料
工程塑料
11
电池箱外型尺寸（mm）
小：
498×828×328
大：
809×828×328
4.2.2.2电池系统布局
图4-4电池系统布局示意图
电池系统布局见图4-4，系统采用二层控制结构，第一层为单体电池控制结构，第二层为电池模块控制结构。
配置电池架2台，分别放置磷酸铁锂电池和超级电容，根据系统容量设计电池架尺寸，每个电池架设计为3层，每层可摆放4组电池，占地约高×长×宽=4×5×5m3，为储能系统扩容提供空间，储能电池可选用站内二
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