发电机组AGC储能辅助调频系统可行性研究报告.docx

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发电机组AGC储能辅助调频系统可行性研究报告

发电机组AGC储能辅助调频系统

可行性研究报告

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1概述

1.1项目背景

1.1.1我国电力资源和区域经济分布不均衡，电网负荷波动大，调峰调频资源稀缺，供热机组比重加大，火电机组深度调峰危及自身和电网安全。

我国能源资源布局不均衡，全国电网以火电为主，但是不同区域电源构成有较大差异，西南水电较丰富，“三北”地区风能资源较好，东南沿海一带核电配置较多。

电力资源主要集中在经济不甚发达的西部地区，用电负荷主要集中在经济比较发达而能源短缺的东部地区，能源分布与电力需求市场呈逆向分布，可再生资源集约化发展给电网调峰和电网运行调控带来了一系列问题。

截至2015年底，全国发电装机容量150673万千瓦，其中火电99021万千瓦（包括：

煤电88419万千瓦、气电6637万千瓦），占总装机容量65.7%；非化石能源51642万千瓦（包括：

水电31937万千瓦（其中抽水蓄能2271万千瓦），核电2717万千瓦，并网风电12830万千瓦，并网太阳能发电4158万千瓦），占总装机容量比重34.3%。

2015年中国电力装机结构示意图

目前国内建设抽水蓄能电站是解决电网调峰和电网运行调控的主要手段，但是抽水蓄能电站选址受到地理位置、水头、地形地质等方面影响，大多数电网调峰资源极其短缺，基本上依靠火力发电机组进行调峰甚至深度调峰，600MW的大型机组深夜谷电期负荷甚至只有250MW。

大型化、高参数机组参与调峰会造成机组金属疲劳，损害机组寿命，长时间低负荷运行其能效将会降低、经济性会变差、安全性也会降低，环保效能也会受到危害，而且受制于火电机组本身局限性，其短时间内适应负荷变化难度较大，调峰效果差。

比如，国内一般煤电机组负荷率低于50%的时候，脱硫系统吸收塔入口烟气流量下降，引风机会降速运行，可能导致发生塌床；负荷率低于35%左右的时候，脱硫系统停运。

煤电机组长时间低负荷运行会导致进入脱硝系统的烟温过低，脱硝催化剂效果受影响，大大影响脱硝效率，导致氮氧化合物排放增加。

随着火电机组大面积供热改造，供热机组在电网中的比例越来越高，为了保证冬季供暖需求，供热机组必须维持在一定的负荷运行，这就更加大了电网调峰难度，威胁电网自身安全运行。

其他调峰机组为了适应电网负荷需求变化，需要频繁升降负荷，长时间在特殊工况下运行，造成汽轮机调门频繁摆动，锅炉及其他辅助设备长期承受剧烈的温度变化和交变应力，严重损害设备使用寿命，不仅导致检修频率增加，维护成本上升，更可怕的是导致机组非计划停运次数增多，严重威胁机组、电网和运行人员人身安全。

根据现有AGC调节办法，虽然参加调峰调频机组可以获得一定的经济补助，但是非计划停运会导致机组来年发电小时数考核，两者矛盾不可调和，电厂参与调峰调频积极性不高。

1.1.2可再生能源大规模并网对电网安全和稳定造成冲击

（1）我国可再生能源现状

根据国家电网发布《国家电网公司促进新能源发展白皮书（2016）》显示，截至2015年，我国风电、太阳能发电累计装机容量1.7亿千瓦，超过全球的四分之一。

国家电网调度范围风电、太阳能发电累计装机容量分别达到11664万千瓦、3973万千瓦，国家电网是全球范围内接入新能源规模最大的电网。

根据国家电网“十三五”电网发展规划，预计到2020年，全国新能源发电装机容量达4.1亿千瓦，其中风电2.4亿千瓦，太阳能发电1.5亿千瓦。

风电开发仍集中在“三北”地区，占全国的75%。

太阳能发电开发集中式与分布式相结合，其中集中式光伏电站达8000万千瓦，主要集中在青海、甘肃、新疆、蒙西等西部地区；分布式光伏达7000万千瓦，主要集中在浙江、江苏等东中部地区。

（2）我国可再生能源发电的特点

我国风电发展整体呈现大规模开发、远距离传输、高电压等级集中接入为主，分散接入、就地消纳为辅的特点。

我国光伏发电接入电网呈现出大规模集中接入与分布式接入并举的特点，我国可再生能源发电的运行特点主要如下：

1）装机容量较小。

如小水电的装机容量为50MW及以下：

目前国际上研制的超大型风力发电机单机容量也仅为6000kW．而国内目前主力机型是600kW，750kW，1200kW；目前中国最大的太阳能光伏发电项目装机容量刚突破千瓦级；江苏兴化市中科生物质能发电有限公司装机容量5000kW．已是国内最大的生物质能发电项目：

最大的地热电站西藏羊八井地热电站装机容量约为25MW：

1980年5月建成的浙江省温岭县江厦潮汐试验电站装机容量为3200kW。

已成为中国最大的潮汐电站。

2）发电稳定性较差。

如小水电的发电能力随雨量变化而变化，各地还各有其特点，不但丰水年、枯水年不同，全年也有季节性变化，即便一日之间，其可用的来水量，也有很大的不确定性．由于库容不大，下级径流电站几乎无调节性：

风能发电的稳定性较小水电更差，需要电网来支持；太阳能只能白天发电，照射量的强度和角度一日间也有变化，云层移动和厚薄的变化等，都会影响其发电功率，不满足工业用电的稳定需求。

3）调频调压能力有限。

常规能源发电机组对电网调频和调压有着重要的作用，而目前可再生能源机组由于容量较小。

很多小电站无人值守，所以无法参与系统调整，即便参与调节，其调节能力也极为有限。

至于风电机组，当系统运行参数超过一定范围时会自动停机，如果运行条件进一步恶化。

还可能造成电网稳定雪崩效应。

（3）可再生能源对电网运行调度的影响将日益明显。

1）电网调峰能力不足。

风电出力具有随机性、间歇性，大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，即反调节特性明显，增加了系统调峰难度。

我国风电发展较为集中的三北地区电源结构都是以火电为主，基本没有燃油、燃气机组，调节能力不强。

东北、华北火电占80%以上，且供热机组较多，西北地区水电较多，但主要集中在没有风电的青海，且受防凌、防汛等多种因素的限制，调节能力不强。

我国快速调节电源只占17%。

相比之下，美国2007年快速调节电源约占50%，德国快速调节电源约占25%。

2）电压控制难度加大。

风电出力变化范围大，且具有随机性，在风电场不能参与电压控制的情况下，显著增加了电网电压控制的难度。

3）调频难度加大。

风电机组输出的有功功率主要随风能变化而调整，随机性强，可预测性差，而我国现有运行风电机组均不参与系统频率调整，所以，电网频率调整必须由传统电厂分担。

在大规模风电接入电网的情况下，随着风电装机容量在电网中比重增加，参与电网调频电源容量的比例显著下降，需同步配套相应容量的调频电源。

4）并网过程对电网的冲击问题。

部分可再生能源发电机组由于容量小，常常采用异步发电机。

由于没有独立的励磁装置，并网前发电机本身没有电压。

因此并网时必然伴随一个过渡过程，会出现5—6倍额定电流的冲击电流。

对小容量的电网而言，大量异步电机同时并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其它电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。

目前可以通过装设软起动装置和风机非同期并网来削弱冲击电流，但可能给电网带来一定的谐波污染。

5）对电能质量的影响问题。

随机性较强的可再生能源发电机组对电能质量的影响主要表现为频率波动、电压波动、电压闪变、电压跌落及谐波等。

当并网的可再生能源发电机组启停或输出功率波动时，将导致电网频率波动、电压波动，引起电压闪变和跌落等问题。

谐波问题主要出现在风电上，主要有两种方式：

一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振。

6）对发电计划与调度的影响问题。

传统的发电计划基于电源的可靠性以及负荷的可预测性，但部分可再生能源电站出力的不可控性和随机性使得对其既不能进行可靠的负荷预测，也不可能制定和实施正确的发电计划。

随着这类随机电源容量比例的增加，必将给电网调度带来不少压力。

7）对保护设备的影响。

可再生能源在发电过程中常需借助异步发电机，而异步发电机在提供高效检测数据的同时，会对发电机组造成频繁性的摩擦而对设备造成破坏性影响。

1.1.3弃光、弃风、弃水现象突出，可再生资源浪费严重

“十二五”以来，我国可再生能源发展迅猛。

风电方面，2010年年底，我国并网风电4182.7万千瓦，超过美国、居全球第一。

截至2015年第三季度，我国风电装机10885万千瓦，短短5年翻了一番还多。

2014年，国家电网经营区域新增风电装机容量2319.6万千瓦，同比增长竟达44.2%。

光伏发电方面，2010年年底，我国光伏装机89.3万千瓦，而到2015年9月底，这个数字已经变成3795万千瓦，5年翻了六番还多。

仅2015年前三季度，全国新增光伏发电装机就达990万千瓦。

同时，全国范围内弃风、弃光、弃水现象日益恶化。

数据显示，2015年国家电网调度范围内累计弃光电量为46.5亿千瓦时，弃光率12.62%，其中甘肃弃光率达到30.7%，新疆为22%。

2015年上半年弃风率也攀升至15.2%，下半年极端限电比例已达到79%。

而云南这几年弃水达到370亿千瓦时，去年152亿千瓦时，行业亏损面达到31%。

导致大量可再生能源被废弃的原因，除了就地消纳能力有限、可再生发电资源的时间和电网电力送出困难以外，一个共同的原因就是电源调峰能力受限。

我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组又占有较大比重，冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限。

目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响，且新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。

1.2项目建设的必要性

1.2.1国家政策支持

国家宏观能源战略已多次强调储能产业是国家“十二五”产业发展的重点方向，《中国的能源政策2012年》白皮书中明确提出：

“围绕能源发展方式的转变和产业转型升级，在储能、智能电网等领域实施重大科技示范工程，加大资金、技术、政策支持力度，建设重大示范工程，推动科技成果向现实生产力转化。

”国家发改委《“十二五”战略性新兴产业发展规划》和国家能源局《能源发展“十二五”规划》也强调了新能源并网及储能系统的核心技术研发及示范项目建设，是现阶段我国新能源发展的重要任务。

按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神和《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》（国能监管〔2016〕39号），《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》等的有关政策，开展电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点，挖掘“三北”地区电力系统接纳可再生能源的潜力。

在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。

本项目在保障电力系统安全运行的前提下，结合相关政策和电储能的技术优势，提高火电机组负载率，满足电网快速响应调度的需求。

1.2.2电网能源结构的迫切需求

截止到2016年上半年山西全省发电装机7218.90万千瓦。

其中火电6016.23万千瓦，占比83.34%；风电704.73万千瓦，占比9.76%；水电243.88万千瓦，占比3.38%；太阳能发电254.05万千瓦，占比3.52%。

全省发电量201.48亿千瓦时，同比增长1.92%。

其中火电189.76亿千瓦时，同比增长1.81%；风电8.21亿千瓦时，同比降低6.50%；水电1.70亿千瓦时，同比降低10.91%；太阳能发电1.80亿千瓦时，同比增长202.13%。

今年1-6月份，全省发电量完成1177.88亿千瓦时，同比降低2.52%。

其中，火电1080.89亿千瓦时，同比降低4.71%；风电70.67亿千瓦时，同比增长31.66%；水电17.85亿千瓦时，同比增长6.23%；太阳能发电8.47亿千瓦时,同比增长144.80%。

风电、太阳能等新能源发电占比增加导致，大量的火电机组长期承担繁重的AGC调节任务，造成了发电煤耗增高、设备磨损严重等一系列负面影响。

现有电力调频资源已不能满足可再生能源入网需求。

在电力生产运营层面，电网以大型燃煤火电机组做为主要调频资源，而储能的AGC调频效果远好于火电机组，引入相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，本项目将对电网的AGC调频运行预计将产生明显影响，改善电网运行的可靠性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。

同时，当大量的火电机组从长期的AGC调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率将很好地改善机组燃煤效率，缓解由于频繁AGC调节造成的火电机组的设备疲劳和磨损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排。

1.2.3社会效益和经济效益

目前山西电网区域内，火电机组调频采用按照机组AGC性能指标情况来分配AGC补偿分摊，而目前同达热电在AGC的指标多数时间内KP值接近1.0，也就是只分摊无收益。

此种情况如果引入辅助调频系统，该系统投入后能够大幅度提升AGC调节性能，该机组将成为区域电网内性能指标最高的机组之一，具备长期投入ACE模式的基础。

由于目前同达热电循环流化床锅炉等客观原因，机组AGC调节能力有限，获得辅助服务AGC补偿较少，机组基本处于考核状态。

储能系统投运后，电厂可以通过对储能系统收取电费和分享AGC补偿获得收益。

除经济收益以外，本项目对于山西电网公司构建坚强型电网也具有重要示范意义。

该项目将大型储能系统作为高性能调频资源加入电网，能有效提高发电侧的节能减排水平，并显著改善电网对可再生能源的接纳能力。

本项目产生的社会效益和经济效益符合国家产业政策和经济政策，项目技术优势明显，对同煤集团乃至整个区域电力系统具有重要的示范意义。

此外储能辅助调频系统的投运，可以减少汽机DEH系统阀门调节的频次，降低其发生故障几率；还可以减少锅炉燃烧系统的扰动，平缓主汽压力温度的变化；稳定燃烧系统，降低脱销反应器入口氮氧化物的突变，减少其调整频次和喷氨量、降低煤耗等一系列的运行维护益处。

1.3项目概况

同煤集团同达热电有限公司位于大同市内泉运路南侧，本项目属于技术改造类项目，拟在在同达热电发电机组侧安装建设基于锂电池技术的10MW/5MWh电网级储能系统设施，该系统将联合火电机组开展电网AGC调频业务，系统调频时按10MW/2C输出。

本项目预算总投资约为3600万元，拟采用BOT管理模式，由中安创盈能源科技产业有限公司负责筹备项目全部投入资金并负责后期系统运维工作。

该系统投运后，能够大幅度提高同达热电厂发电机组AGC调频水平，使其成为电网最优质的调频电源之一。

1.4项目实施单位

中安创盈能源科技产业有限公司注册资本金5000万元，主要从事储能系统、智慧能源管理、微电网系统及可再生能源技术的开发、推广和产业化。

公司核心成员大学本科以上学历，在电力系统从业时间都超过10年，涵盖电力系统主要专业，包括电气自动化、热控自动化、远动通信、调度管理、电力设备营销等，熟悉目前电力系统专业和工作流程，有着丰富的一线专业能力和管理经验。

目前公司已经与美国普瑞莫斯、科陆电子、阳光三星等国内外知名电池供应厂商达成战略合作协议，积极拓展在变频节能、风电太阳能并网、规模储能、合同能源管理等核心业务的发展，致力于储能系统在电力系统的开发利用，提高电厂调节品质，优化电网潮流分配，削峰填谷，提高电网安全经济性，为实现电力能源绿色高效发展做贡献。

1.5项目责任单位和责任人

单位

项目对接

参与人员

备注

同达热电

中安能源

1.6项目收益的分享

1.6.1收益分享

本着互惠互利的原则，项目拟采取能源合同管理模式，系统建设资金由中安能源负责筹措，中安能源负责整个系统的运维，同达热电积极配合。

本项目回收周期以6年计算，自投运之日第1年-6年（投资方投资回收期），同达热电和中安能源双方按照15%和85%的比例分享收益；项目回收投资之后5年，即投运第7年-11年（投资方收益期）同达热电和中安能源双方按照30%和70%的比例分享收益。

从第12年开始，双方另行协商运维方式和分成比例。

1.6.2项目收益的支付

本项目中同达热电每月获得电网补偿收益后5个工作日内，以书面形式通知中安能源，中安能源以书面形式进行确认。

同达热电得到中安能源开具的技术服务费发票后的60个自然日内，向中安能源支付月度技术服务费用；若发生电网公司结算推迟的情况，则同达热电根据上述原则顺延支付中安能源技术服务费用。

2储能调频系统概述

2.1储能技术的特征

在电力系统运行中，自动发电控制（AGC）主要通过实时调节电网中的调频电源的有功出力，实现对电网频率及联络线功率进行控制，解决秒或分钟级短时间尺度的区域电网内的具有随机特性的有功不平衡问题，其对AGC电源性能提出了调节速率快、调节精度高、频繁转换功率调节方向等较高要求。

通常电网AGC调频功能主要由包括以水电、燃气机组以及火电机组的常规电源提供。

由于这些电源均为具有旋转惯性的机械器件组成，将一次能源转换成电能将经历一系列复杂过程，特别是火电机组的AGC调频性能与电网的调节期望比较尚有差距，具体表现为调节的延迟、偏差（超调和欠调）等现象。

图中显示一台火电机组的实际跟踪电网AGC指令进行功率调节的过程。

火电机组跟踪电网AGC指令的响应过程

对成熟的储能系统而言，在额定功率范围内，都可以在1秒钟内、以99%以上的精度完成指定功率的输出，其综合响应能力完全满足在AGC调频时间尺度内的功率变换需求。

根据美国西北太平洋国家实验室（PacificNorthwestNationalLaboratory,PNNL）的2008年研究报告显示，平均来看，储能系统的调频效果是水电机组的1.4倍，是天然气机组的2.3倍，是燃煤机组的20倍以上。

10MW的储能系统从+10MW到-10MW只需要2秒钟，即对于一个10MW的AGC指令，如果采用储能技术，可在2秒内完成。

如下图所示，储能的AGC跟踪曲线几乎与AGC指令曲线重合，即调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。

储能的综合AGC调节性能要远好于火电机组。

储能系统跟踪电网AGC调频响应过程

2.2储能系统的成效

最近十年在全球范围内各种新型储能技术快速发展，储能系统在使用寿命、功率和容量的规模化、运行可靠性、投资成本等方面获得了突破，具体包括：

●系统规模大：

模块化设计，通过并联可实现20MW以上级别系统规模；

●响应速度快：

毫秒级时间尺度内实现额定功率范围内的有功无功的输入和输出；

●能精确控制：

能够在可调范围内的任何功率点保持稳定输出；

●双向调节能力：

充电为用电负荷，放电为发电电源，额定功率双倍的调节能力；

●系统寿命长：

管理良好的储能系统的循环寿命可以达到百万次以上。

最近几年来，在经过长期的技术论证和项目运行测试后，美国各电力市场已经开始大量采用各种新兴的储能系统开展电网AGC调频服务。

截至2013年年底，美国各地应用于电网AGC调频的储能系统总计达到100MW的规模，储能技术已经实现了在电网的规模化商用。

系统普遍达到了97%以上的可用率，并且实现无人值守自动运行，系统安全性和可靠性方面已经具备参与电力正常生产的条件。

20MW锂离子电池储能系统8MW锂离子电池储能系统

在PJM电力市场提供AGC服务在纽约电力市场提供AGC服务

32MW锂离子电池储能系统20MW飞轮储能系统

在PJM电力市场提供AGC服务在纽约电力市场提供AGC服务

3工程设计方案

3.1总平面布置

本工程拟在同煤集团同达热电有限公司发电机组侧安装建设基于锂电池技术的10MW/5MWh电网级储能系统设施，该系统具备谐波抑制、有功/无功实时可调度、低电压穿越、计划充放电和电网调频调幅等功能，该设施将联合火电机组开展电网AGC调频业务，系统调频时按10MW/2C输出。

AGC储能辅助调频系统拟安装在空冷平台东侧及汽机房东侧的两块空地上。

本系统10MW/5MWh电网级储能系统采用长寿命磷酸铁锂电池，分为10个单元装在10个30尺标准集装箱内，每个集装箱集成1MWh电池，并配备完善的电池管理系统、温控系统、照明系统、消防系统、保护系统等。

3.2电气部分

3.2.1概述

本工程使用二拖一方式，两台机组共用一套储能装置，该储能装置通过双向功率变换装置PCS、升压变压器分别接至电厂1、2#机10kV母线段，通过电厂1、2#主变送出。

本设计主要包括高低压配电、过电压保护及接地、照明检修以及电缆敷设和防火，其中AGC储能辅助调频系统主接线详见图F8261K-D-02。

3.2.2改造原则

（1）方案不影响电厂火电机组的安全稳定运行；

系统接入点为机组厂用系统，需要核对厂用变压器富裕容量能够满足储能系统充电功率，所有接入系统配备合适的保护，即使下部外挂系统出现故障，厂用下开关及时切除该套系统不会影响到整个机组的运行安全。

同时该系统每个集装箱内均配备独立的自动火灾报警和气体灭火装置，保证系统的运行安全。

（2）按照储能系统增加后不影响厂级工控系统安全；

设计原则所有与厂内系统相连的信号线均使用硬接线方式，不与DCS和RTU产生信息交换。

RTU的功率和输出均使用硬接线方式。

（3）方案设计保证厂用电系统运行的安全可靠性、灵活性，利于运行维护管理。

选择成熟可靠、符合电厂实际的设备。

要充分考虑尽可能减少对企业正常生产运行影响。

在考虑安全可靠基础上，充分利用现有系统和设备；选用高效节能设备材料；装置设备服务寿命与现有设施相适应；尽可能利用现有配电设施及场地，尽量减小对原有设施的改动，降低工程造价。

对因增容需要更换的现有设备的一次电缆在条件许可的情况下尽可能考虑利旧。

但因现阶段条件不落实，更换设备电缆暂按更换考虑。

3.2.3设计方案

110kV系统

AGC储能辅助调频系统接入10kV厂用电高压回路，根据厂家资料，调频系统高压负荷为9MW，高压电源可分别接入主厂房10kV厂用电1A段备用真空断路器柜10BBA10和2A段的20BBA10。

本次改造前后高厂变负荷统计表分别见附表1和附表2，据理论估算63/40-40MVA高厂变容量不满足改造需要。

但实际运行中，满负荷运行的概率是非常小的，实际运行负荷往往小于计算负荷，故在实际运行中变压器分支绕组计算负荷略有超出其额定容量的情况下，一般不会出现变压器过负荷情况，是否合适，请电厂进一步考虑核实。

2380/220V系统

AGC储能辅助调频系统内低压侧辅助系统包括照明系统、消防系统、空调系统、电池簇散热系统、BMS系统，储能系统辅助用电由电厂380V厂用电和储能电池提供，厂用电分别由1#机保安PC段10BMA07的7B备用抽屉和20BMA07的7B备用抽屉各引接一路电源。

考虑到辅助调频系统中含有逆变设备，可能会对电网造成谐波影响，故对该辅助调频系统谐波量进行了分析，根据中安创盈公司提供的谐波和波形畸变报告，100%功率情况下，相关标准要求谐波总量＜5.0%，实测A、B、C三相含有率分别为1.15%、1.127%和1.132%；50%功率情况下，相关标准要求谐波总量＜5.0%，实测A、B、C三相含有率分别为1.943%、1.952%和1.954%；30%功率情况下，相关标准要求谐波总量＜5.0%，实测A、B、C三相含有率分别为2.640%、2.649%和2.690%，以上3重种情况实测2-36次谐波量均满足标准要求。

3.2.4电气设备布置

该储能系统有5个单元储能系统组成，共有5台储能电池集装箱和5台配电集装箱，详见图F8261K-D-03。

本系统采用集装箱方案，电池模组和电池架均使用标准模块化设计，易于安装、运输、维护和进行系统扩容，其信号接入拓扑图如下图所示。

图1储能系统信号接入拓扑图

储能电池集装箱配备完善的电池管理系统、温控系统、照明系统、消防系统、保护系统等。

储能电池集装箱采用30