集控技术在大型电池储能电站中的应用
光伏远程集控系统解决方案
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监控系统—客户端
Web前端产品， 它从用户视角呈 现电站各维度的 数据。
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光伏远程集控系统方案
目录
CONTENTS
监控系统 应用场景 大屏集控平台 储能监控
01 监控系统
监控系统框架
益邦光伏远程监控系 统，由设备适配层、数据 采集层，服务器层和客户 端层组成，它具备前瞻性 强，组网灵活，功能强大， 用户体验好等特点，可广 泛适用于各类分布式光伏 电站。
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监控系统框架—设备适配层 目前益邦监控已兼容国内各大知名逆变器品牌厂家设备，其
GPRS
RS-232 内置
GPRS Plug
RS-485/RS-232 外置
GPRS RTU
GPRS GPRS GPRS
CloudServe r
ShineMonit or
SmartClient
RS-485/RS-232
外置
SmartBo x
（带GPRS）
SmartLA N
MagicBo x
•可使用串口/USB/RS-232/RS-485与设备通讯 •采用运营商网络，直接连接服务器 •适用于偏远山区、农场等无有线网络环境 •可稳定成熟应用于光伏扶贫项目
可支持所有逆变器品牌（其中包括华为、古瑞瓦特、阳光、三晶、 首航、科仕达、美克、泽众、固德威、特变电工、欧姆尼克、环境检 测仪、汇流箱等设备及一拖多等监控方式。
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对电力系统中电网调控技术应用的探讨
对电力系统中电网调控技术应用的探讨摘要：当前，我国加大了对电网调控一体化运行管理模式的实施，随着电网调控一体化运行管理模式的推广，调控一体化技术支持系统成为该运作模式的基础支撑平台，技术支持系统功能的实用化是调控一体化的关键。
本文作者结合实践对该系统的功能和标准进行探讨，可供大家参考。
关键词：电力系统；电网调控；一体化1、调控一体化含义所谓电网调控一体化即电网调度监控中心+运维操作站的管理模式。
电网调度监控中心履行电网调度工作职责，负责电网与省调的所有调度工作，并负责监视局属110kv及以上电压等级变电站的监视控制，参与变电站监控系统信号的定义、分类工作，确保监控信号意义明确，分类清晰。
运维操作站的主要职责是接受电网调控中心及相关配调的调度管辖；负责所辖变电站倒闸操作、运行维护、设备巡视、工作许可、事故处理。
2、调控一体化技术支持系统功能构成根据电网调控合一运行管理模式，按照一体化的设计思路，在ems系统上扩展监控功能，包括二次设备建模、信息分层分流、智能事项分类、动态责任区划分、统一的权限管理、调控一体化展示人机界面。
系统在建设中应重点解决的关键技术包括：数据采集信息的分流、告警信息分类、信息的分层、合并和分类、系统备份和安全、人机信息的分层展示。
系统应采用先进的跨平台和混合平台技术和系统模型，建设一个统一的基础数据平台，集成现有调度自动化各应用系统(或功能)。
系统体系结构应该能灵活配置，可以支持各种调度管理模式。
各功能模块设计相对独立，某一模块的增加和修改不应该影响到其它模块的正常运行。
系统应具备数据采集与监控(scada)、集中监控、电网高层应用(网络拓扑、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、负荷预测等)、自动电压控制(avc)、调度员仿真培训(dts)等功能。
为顺应智能电网调度监控的需求，系统还应完善二次设备在线监控、综合智能告警、综合故障分析判断等功能。
3、调控一体化技术支持系统的实施3.1 关于调控一体化技术支持系统框架关于调控一体化技术支持系统是在ems系统的基础上进行完善升级来实现的。
独立储能电站安全技术与评价精选全文完整版
1.锂电储能事故统计：电动自行车事故频
发
➢ A 锂离子电池自行车事故频发
市场渗透率
铅酸等 76.5% 锂电池 23.5%
2021年1月到7月，全国发生的电动自行车火灾事故已达 6462起，平均每个月事故超过900起。80％的电动自行车火 灾发生在充电环节，绝大部分事故由于锂电池燃爆引起。 当下全国电动自行车保有量为3.2亿辆。 经统计21年：18000余起、亡57人。
一、新型储能技术发展现状
1.新型储能发展规模及趋势
➢ 锂电储能仍然占据主导地位 ，规模化和分散式应用广泛
电化学储能产业 发展迅猛
超级电容器 0.20%
液流电池 0.70%
铅蓄电池 10.20%
其它 0.10%
中国新型储能市场累计装机规模（2000-2021）
锂离子电池 88.80%
截至2021年底全国累计电化学储能电站 装机规模占比（单位：%）
锂离子电池 3.3～3.7 130～260
2500～5000 1600～2500
钠离子电池 2.8～3.5 80～200
2000～4000 1200～2200
全钒 1.5
液流电池 锌溴
1.82
20～30
70～80
8000～10000
4000～5000
4500～6000
2000～3500
钠硫电池 1.8～2
电 池 采 集 /均 衡 模 块 ESBMM
能量管理系统 EMS
L AN
本地能量管理系统 LEMS
LAN/ RS485
动环监控系统
水浸检测 门禁检测 温度检测 湿度检测
空调
CAN0
电电池池采组集控/ 均制衡模模块块 EESSBGMUM
电化学储能电站火灾、爆炸事故预防措施及管控要求
电化学储能电站火灾、爆炸事故预防措施及管控要求发布时间：2021-08-23T11:18:36.967Z 来源：《当代电力文化》2021年12期作者：郝国庆林广明[导读] 近年来，为解决新能源行业弃风弃光问题，充分挖掘源、网、荷侧的灵活调节潜力，加快构建新型电力系统，推动绿色电力发展的可持续性，与之配套的储能电站建设步入快车道郝国庆林广明上海电气集团股份有限公司电站分公司上海市 20110 摘要：近年来，为解决新能源行业弃风弃光问题，充分挖掘源、网、荷侧的灵活调节潜力，加快构建新型电力系统，推动绿色电力发展的可持续性，与之配套的储能电站建设步入快车道。
国内储能电站以锂电池为代表的电化学储能为主，电化学储能电站一旦发生火灾、爆炸事故，将给储能电站带来毁灭性的损失，同时也对电网安全带来较为严重的挑战。
分析电化学储能电站火灾、爆炸事故原因，研究火灾、爆炸事故预防措施及管控要求，促进储能电站行业安全、稳定发展，使其成为国内新能源产业发展的助推剂。
关键词：储能电站；火灾、爆炸；原因；预防措施；管控引言 2021年4月16日，北京市丰台区南四环永外大红门西马厂甲14号院内储能电站发生火灾事故，消防队调派47辆消防车235名消防员到场处置。
在对发生火灾的电站南区进行处置过程中，电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸，导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤，电站内1名员工失联。
目前事故原因正在调查之中，该事故是我国首次造成重大人员伤亡的电化学储能电站火灾、爆炸事故，此次事故将储能电站消防安全问题推上风口浪尖。
1电化学储能电站火灾爆炸常见原因分析国内电化学储能电站以锂离子电池储能为主，包括涉事储能电站。
以下以锂离子电池储能为例分析，电化学储能电站火灾事故的原因一般源于三个方面。
1.1人的因素储能电站属于新兴行业，从业人员多数来自传统电力行业，人员专业知识和技能存在一定的局限性，短时间内无法全面掌握储能电站安装、调试、运行、维护、检修的所有环节。
储能调频电站高效运维研究与应用
储能调频电站高效运维研究与应用摘要：结合广东某电厂储能调频项目进行分析并通过调整K值，解决空调出力，更换电芯，远程监控，规范消缺等方式，有效改善了储能调频电站运维情况。
关键词：储能调频；综合调频性能指标K1研究背景及意义1.1立项背景储能调频系统，能够提高机组调频性能，迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，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。
2018年12月份广东某电厂储能调频项目投入试运行，至今已服役两年，取得了较好的经济效益。
作为南方电网火电厂侧首个储能调频项目，先行先试，摸着石头过河，走出了储能调频电站建设、调试、运营高质量发展的新路子，由“先行先试”稳健走向“先行示范”。
作为南方电网火电厂侧首个储能调频电站，先行先试，无现成的经验可以借鉴，在检修管理及运行值班管理方面也在不断摸索，旨在简化工作流程，提高工作效率，形成成熟规范的工作模式。
广东某电厂储能调频系统采用二拖一的模式，两台机组共享一套储能系统，即两台机组同时运行时只能一台机带储能系统参与调频市场；单机运行时，运行机组带储能系统。
所以当带储能这台机组将要停运前，需要把储能系统退出，再投入到另一台机组运行。
原机组退运储能后，如果不及时调整调频市场报价，其会继续中标，但由于没有储能电站的参与，其K值会下降，直至K值低到不满足中标条件为止。
若该机组下次带储能电站运行，第1天需先将储能切换至该机组运行，做8小时的K值测试，此K值要第3天才能参与辅助调频市场竞标，既第1天和第2天储能将没有收益。
为减少储能切换的收益损失，提高盈利能力，可通过优化储能系统切换机组运行方式，提前谋划，保持储能的持续竞争力，提高储能收益的稳定性。
2019年储能系统也出现了储能系统K值及收益下降的问题，随着其他储能调频电站的陆续投运，储能调频市场的竞争愈加激烈。
为保持广东某电厂储能调频电站的持续高效运营、保持竞争优势，厂召开专题分析会，并制定了整改计划，经2020年全年的摸索和实践，成功探索出一条成熟高效的储能电站运维模式。
集控中心雷击特性分析及其雷电防护策略
２００８年第ｌ２期 《贵州电力技术》 （总第ｌ１４期） 集控中心雷击特性分析及其雷电防护策略 遵义供电局王燕［５６３０００］ 摘要集控中心自动化系统是控制、管理电网的重要技术支撑平台，是管理和控制电网安全、稳定运行重要的工 具和手段，随着无人值班变电站的投运越来越多，其影响范围也逐步扩大。 本文就雷电危害及入侵途径、雷电的防护、集控中心自动化设备综合解决防雷防护提出自己的观点，并提出基 于集控中心自动化系统的雷电防护策略。 关键词集控中心雷电防护策略
１ 前言 随着科学技术的进步和电力体制改革的不断深 化，变电自动化技术得到越来越快的发展，从电磁型 保护到晶体管保护，再发展到微机型保护，以及变电 综合自动化装置大多数实现了微机自动控制。它们 以通信网络技术为基础，把各种继电保护装置、自动 装置、站端ＲＴＵ和调度自动化主端连接起来，使变 电站实现高质量、高速度、高灵活性和低成本的生产 管理。随着无人值守变电站管理模式的推广，变电 站巡检制度的建立，在集控中心等相关部门通过现 有的电力通信网对所属变电站实现远程调控，但由 于变电站的特殊环境，如强电磁场、雷电等众多因素 的影响，使变电站的自动化系统受到各种各样的干 扰，为提高其运行的安全和工作的可靠性，应根据不 同的干扰源，采取相应的防雷及抗干扰策略。贵州 遵义地区所在地年雷暴日平均值为５３．３天，属于多 雷区，探讨并制定集控中心机房及其自动化系统设 备防雷策略，是在类似遵义这样一个多雷地区集控 中心自动化系统设备健康稳定运行的保证。 ２雷电危害及入侵途径 ２．１ 雷电危害 几十年来的通讯设备是从电子管、晶体管向集 成电路过渡的。由于电子管、晶体管的耐冲击能力 较强，因此二次雷击效应对电子管、晶体管通讯设备 没有造成太大损害。集成化度较高的微电子设备， 其耐冲击能力差受雷击更易使微电子设备受到损 坏。众所周知，当电流在导体上流动时，会产生磁场 储存能量，电流越大，导线越长，储能越多，所以当大 负载（特别是电感性大负载）电器设备开关时，便会 产生瞬时过电压。 雷击主要有两种形式：直接雷击和感应雷击。 直接雷击：雷击直接击在物体上，产生电效应、热效 应和机械力，称之为直接雷击；感应雷击：雷电放电 时，在附近导体上产生的静电效应和电磁感应，可能 使金属部件之间产生火花，称之为感应雷击。雷击 对电力系统的危害是非常巨大的，直击雷可以造成 线路跳闸、开关、ＰＴ、ＣＴ及其它一次设备故障、爆 炸。感应雷主要危害变电站的通信设备、集控中心 自动化系统、继保系统及监控设备。这些设备对雷 电等电磁脉冲和过电压过电流的耐受能力很低，而 且由于电力系统二次防雷工作滞后，这些设备遭受 雷击损坏极高，贵州遵义地区所处地年雷暴日平均 值为５３．３天，属于多雷区，雷击集控中心自动化设 备将严重威胁电网的安全运行。 通过对部分雷击事故的分析，雷电时浪涌过电 压的一种，操作过电压同样是浪涌过电压的一种形 式，发现许多雷击事故都是在避雷针接地完好的情 况下发生的，分析其原因主要是二次感应雷击效应 造成的。 浪涌过电压所造成的后果是及其严重的，对变 电站集控中心机房所造成的后果归纳为以下四个 方面： １、设备损坏，工作人员伤亡。 ２、设备或元器件寿命降低。 ３、传输或储存的信号或数据（模拟或数字）受 到干扰或丢失，甚至使变电站集控中心自动化系统 产生误动作或暂时瘫痪，整个系统停顿，如遥测、遥 控、数据图象传输暂停，局域网乃至广域网遭到破 坏，间接损失或社会影响远远大于直接经济损失。 ２．２雷电入侵途径 ２．２．１ 低压供电系统引入的雷电过电压 雷电波通常是通过变电站在低压供电系统产生
储能电站技术方案
储能电站总体技术方案2011-12-20目录1.概述大容量电池储能系统在电力系统中的应用已有20多年的历史,早期主要用于孤立电网的调频、热备用、调压和备份等;电池储能系统在新能源并网中的应用,国外也已开展了一定的研究;上世纪90年代末德国在Herne 1MW的光伏电站和Bocholt 2MW的风电场分别配置了容量为的电池储能系统,提供削峰、不中断供电和改善电能质量功能;从2003年开始, 日本在Hokkaido 风电场安装了6MW /6MWh 的全钒液流电池VRB储能系统,用于平抑输出功率波动;2009年英国EDF电网将600kW/200kWh锂离子电池储能系统配置在东部一个11KV 配电网STATCOM中,用于潮流和电压控制,有功和无功控制;总体来说,储能电站系统在电网中的应用目的主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用;比如：削峰填谷,改善电网运行曲线,通俗一点解释,储能电站就像一个储电银行,可以把用电低谷期富余的电储存起来,在用电高峰的时候再拿出来用,这样就减少了电能的浪费；此外储能电站还能减少线损,增加线路和设备使用寿命；优化系统电源布局,改善电能质量;而储能电站的绿色优势则主要体现在：科学安全,建设周期短；绿色环保,促进环境友好；集约用地,减少资源消耗等方面;2.设计标准GB 21966-2008 锂原电池和蓄电池在运输中的安全要求GJB 4477-2002 锂离子蓄电池组通用规范QC/T 743-2006 电动汽车用锂离子蓄电池GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/T 13384-2008 机电产品包装通用技术条件GB/T 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB/T 量度继电器和保护装置第27部分：产品安全要求DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB/T 191-2008 包装储运图示标志GB/T 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温GB/T 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温GB/T 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cab：恒定湿热试验GB/T 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Ed：自由跌落GB/T 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Fc：振动正弦GB 4208-2008 外壳防护等级IP代码GB/T 17626 -2006 电磁兼容试验和测量技术GB 低压开关设备和控制设备第1部分：总则GB 7947-2006 人机界面标志标识的基本和安全规则导体的颜色或数字标识GB 8702-88 电磁辐射防护规定DL/T 5429-2009 电力系统设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997 交流电气装置的接地GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范蓄电池名词术语IEC 61427-2005 光伏系统PVES用二次电池和蓄电池组一般要求和试验方法Q/GDW 564-2010 储能系统接入配电网技术规定QC/T 743-2006 电动汽车用锂离子蓄电池GB/T 18479-2001 地面用光伏PV发电系统概述和导则GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 20046-2006 光伏PV系统电网接口特性GB 2894 安全标志neq ISO 3864：1984GB 16179 安全标志使用导则GB/T 17883 和级静止式交流有功电度表DL/T 448 能计量装置技术管理规定DL/T 614 多功能电能表DL/T 645 多功能电能表通信协议DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程SJ/T 11127 光伏PV发电系统过电压保护——导则IEC 61000-4-30 电磁兼容第 4-30 部分试验和测量技术——电能质量IEC 60364-7-712 建筑物电气装置第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求太阳光伏PV发电系统3.储能电站配合光伏并网发电方案系统架构在本方案中,储能电站系统主要配合光伏并网发电应用,因此,整个系统是包括光伏组件阵列、光伏控制器、电池组、电池管理系统BMS、逆变器以及相应的储能电站联合控制调度系统等在内的发电系统;系统架构图如下：储能电站配合光伏并网发电应用架构图1、光伏组件阵列利用太阳能电池板的光伏效应将光能转换为电能,然后对锂电池组充电,通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；2、智能控制器根据日照强度及负载的变化,不断对蓄电池组的工作状态进行切换和调节：一方面把调整后的电能直接送往直流或交流负载;另一方面把多余的电能送往蓄电池组存储;发电量不能满足负载需要时,控制器把蓄电池的电能送往负载,保证了整个系统工作的连续性和稳定性；4、并网逆变系统由几台逆变器组成,把蓄电池中的直流电变成标准的380V市电接入用户侧低压电网或经升压变压器送入高压电网;5、锂电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用;它将光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来,以备供电不足时使用;光伏发电子系统略;储能子系统3.3.1储能电池组1电池选型原则作为配合光伏发电接入,实现削峰填谷、负荷补偿,提高电能质量应用的储能电站,储能电池是非常重要的一个部件,必须满足以下要求：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；电池容量和性能的可检测和可诊断,使控制系统可在预知电池容量和性能的情况下实现对电站负荷的调度控制；高安全性、可靠性：在正常使用情况下,电池正常使用寿命不低于15年；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；具有良好的快速响应和大倍率充放电能力,一般要求5-10倍的充放电能力；较高的充放电转换效率；易于安装和维护；具有较好的环境适应性,较宽的工作温度范围；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 主要电池类型比较表1、几种电池性能比较3建议方案从初始投资成本来看,锂离子电池有较强的竞争力,钠硫电池和全钒液流电池未形成产业化,供应渠道受限,较昂贵;从运营和维护成本来看,钠硫需要持续供热,全钒液流电池需要泵进行流体控制,增加了运营成本,而锂电池几乎不需要维护;根据国内外储能电站应用现状和电池特点,建议储能电站电池选型主要为磷酸铁锂电池;3.3.2 电池管理系统BMS1电池管理系统的要求在储能电站中,储能电池往往由几十串甚至几百串以上的电池组构成;由于电池在生产过程和使用过程中,会造成电池内阻、电压、容量等参数的不一致;这种差异表现为电池组充满或放完时串联电芯之间的电压不相同,或能量的不相同;这种情况会导致部分过充,而在放电过程中电压过低的电芯有可能被过放,从而使电池组的离散性明显增加,使用时更容易发生过充和过放现象,整体容量急剧下降,整个电池组表现出来的容量为电池组中性能最差的电池芯的容量,最终导致电池组提前失效;因此,对于磷酸铁锂电池电池组而言,均衡保护电路是必须的;当然,锂电池的电池管理系统不仅仅是电池的均衡保护,还有更多的要求以保证锂电池储能系统稳定可靠的运行;2电池管理系统BMS的具体功能基本保护功能单体电池电压均衡功能此功能是为了修正串联电池组中由于电池单体自身工艺差异引起的电压、或能量的离散性,避免个别单体电池因过充或过放而导致电池性能变差甚至损坏情况的发生,使得所有个体电池电压差异都在一定的合理范围内;要求各节电池之间误差小于±30mv;电池组保护功能单体电池过压、欠压、过温报警,电池组过充、过放、过流报警保护,切断等;数据采集功能采集的数据主要有：单体电池电压、单体电池温度实际为每个电池模组的温度、组端电压、充放电电流,计算得到蓄电池内阻;通讯接口：采用数字化通讯协议IEC61850;在储能电站系统中,需要和调度监控系统进行通讯,上送数据和执行指令;诊断功能BMS应具有电池性能的分析诊断功能,能根据实时测量蓄电池模块电压、充放电电流、温度和单体电池端电压、计算得到的电池内阻等参数,通过分析诊断模型,得出单体电池当前容量或剩余容量SOC的诊断,单体电池健康状态SOH的诊断、电池组状态评估,以及在放电时当前状态下可持续放电时间的估算;根据电动汽车相关标准的要求锂离子蓄电池总成通用要求目前储能电站无相关标准,对剩余容量SOC的诊断精度为5%,对健康状态SOH的诊断精度为8%;热管理锂电池模块在充电过程中,将产生大量的热能,使整个电池模块的温度上升,因而,BMS 应具有热管理的功能;故障诊断和容错若遇异常,BMS应给出故障诊断告警信号,通过监控网络发送给上层控制系统;对储能电池组每串电池进行实时监控,通过电压、电流等参数的监测分析,计算内阻及电压的变化率,以及参考相对温升等综合办法,即时检查电池组中是否有某些已坏不能再用的或可能很快会坏的电池,判断故障电池及定位,给出告警信号,并对这些电池采取适当处理措施;当故障积累到一定程度,而可能出现或开始出现恶性事故时,给出重要告警信号输出、并切断充放电回路母线或者支路电池堆,从而避免恶性事故发生;采用储能电池的容错技术,如电池旁路或能量转移等技术,当某一单体电池发生故障时,以避免对整组电池运行产生影响;管理系统对系统自身软硬件具有自检功能,即使器件损坏,也不会影响电池安全;确保不会因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;建议方案均衡保护技术建议能量转移法储能均衡;其它保护技术对于电池的过压、欠压、过流等故障情况,采取了切断回路的方式进行保护;对瞬间的短路的过流状态,过流保护的延时时间一般至少要几百微秒至毫秒,而短路保护的延时时间是微秒级的,几乎是短路的瞬间就切断了回路,可以避免短路对电池带来的巨大损伤;在母线回路中一般采用快速熔断器,在各个电池模块中,采用高速功率电子器件实现快速切断;蓄电池在线容量评估SOC在测量动态内阻和真值电压等基础上,利用充电特性与放电特性的对应关系,采用多种模式分段处理办法,建立数学分析诊断模型,来测量剩余电量SOC;分析锂电池的放电特性,基于积分法采用动态更新电池电量的方法,考虑电池自放电现象,对电池的在线电流、电压、放电时间进行测量；预测和计算电池在不同放电情况下的剩余电量,并根据电池的使用时间和环境温度对电量预测进行校正,给出剩余电量SOC的预测值;为了解决电池电量变化对测量的影响,可采用动态更新电池电量的方法,即使用上一次所放出的电量作为本次放电的基准电量,这样随着电池的使用,电池电量减小体现为基准电量的减小；同时基准电量还需要根据外界环境温度变化进行相应修正;蓄电池健康状态评估SOH对锂电池整个寿命运行曲线充放电特性的对应关系分析,进行曲线拟合和比对,得出蓄电池健康状态评估值SOH,同时根据运行环境对评估值进行修正;蓄电池组的热管理在电池选型和结构设计中应充分考虑热管理的设计;圆柱形电芯在排布中的透气孔设计及铝壳封装能帮助电芯更好的散热,可有效防鼓,保证稳定;BMS含有温度检测,对电池的温度进行监控,如果温度高于保护值将开启风机强制冷却,若温度达到危险值,该电池堆能自动退出运行;并网控制子系统本子系统包括储能电站内将直流电变换成交流电的设备;用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备;最大功率跟踪控制器、逆变器和控制器均可属于本子系统的一部分;1大功率PCS拓扑设计原则符合大容量电池组电压等级和功率等级；结构简单、可靠稳定,功率损耗低；能够灵活进行整流逆变双向切换运行；采用常规功率开关器件,设计模块化、标准化；并网谐波含量低,滤波简单；发展现状低压等级2kV以下电池组的PCS系统早期一般是采用基于多重化技术的多脉波变换器,功率管采用晶闸管或GTO;随着新型电池技术的出现、功率器件和拓扑技术的发展,较高电压等级5kV~6kV的电池组的PCS系统一般采用多电平技术,功率管采用IGCT或IGBT串联;另外一种方案是采用DC/DC+DC/AC两级变换结构,通过DC/DC先将电池组输出升压,再通过DC/AC逆变;适合大功率电池应用的DC/DC变换器拓扑主要采用非隔离型双向Buck/Boost电路,多模块交错并联实现扩容；DC/AC部分主要包括多重化、多电平、交错并联等大功率变流技术,以降低并网谐波,简化并网接口;建议方案大容量电池储能系统可采用电压源型PCS,并联接入电网,PCS设计成四象限运行,能独立的进行有功、无功控制;目前电池组电压等级一般低于2kV,大容量电池储能系统具有低压大电流特点;考虑两级变换结构损耗大,建议采用单级DC/AC变换结构,通过升压变接入电网;利用多变流器单元并联技术进行扩容,采用移相载波调制和环流抑制实现单元间的功率均分;结构简单、易控制、模块化、容错性好和效率高;2 PCS控制策略控制要求高效安全电池充放电；满足电网相关并网导则；进行有功、无功独立调节；能够适应电网故障运行;研究现状国内外对分布式发电中并网变流器控制策略已经展开了广泛研究,常采用双闭环控制,外环根据控制目标的不同,提出了PQ控制、下垂控制、虚拟同步机控制等,内环一般采用电流环,提出了自然坐标系、静止坐标系和同步坐标系下的控制策略;电池储能系统PCS控制除了满足常规的并网变流器要求,更重要的要满足电池充放电要求,尤其是电网故障情况下的控制;建议方案采用多目标的变流器控制策略,一方面精确控制充放电过程中的电压、电流,确保电池组高效、安全充放电；另一方面根据调度指令,进行有功、无功控制;低电压穿越能力强,逆变器对电网电压应始终工作在恒流工作模式,输出端压跟随市电,可以在很低电压下运行,甚至在输出端短路时仍可输出,此时逆变器保持额定的输出电流不变;实现电网故障状态下电池储能系统紧急控制,以及电网恢复后电池储能系统的重新同步控制;储能电站联合控制调度子系统常规的储能电站控制系统使用的产品来自于不同的供应商;几乎每个产品供应商都具有一套自己的标准,整个储能电站里运行的规约就可能达到好几种;于是当一个储能电站需要将不同厂商的产品集成到一个系统时,就不得不花很大的代价做通信协议转换装置,这样做一方面增加了系统的复杂性降低了可靠性,另一方面增加了系统成本和维护的复杂性;因此本方案建议采用基于IEC61850的系统方案;IEC61850是关于变电站自动化系统的通讯网络和系统的国际标准;制定IEC61850主要目的就是使不同制造厂商的产品具有互操作性,使它们可以方便地集成到一个系统中去,能够在各种自动化系统内部准确、快速地交换数据,实现无缝集成和互操作;由于联合发电智能监控系统采用IEC61850协议,所以在储能电站也采用基于IEC61850的控制系统有利于处理并传送从储能电站控制系统到联合发电智能监控系统各种实时信息;储能电站控制系统采用模块化、功能集成的设计思想,分为系统层和设备层两层结构,全站监控双网采用100M光纤以太网作为通信网络,采用星型网络结构;系统层配置：系统层主要实现实时数据采集、与联合发电智能监控系统通信等功能;实时数据采集通过子系统的智能组件从功率调节系统、电池系统、配电系统获取数据,这些数据包括电池容量、线路状态、电流、有功功率、无功功率、功率系数和平均值;与联合发电智能监控系统通信：在储能电站和变电站之间铺设光纤,将储能电站的实时数据、故障信息等上传到联合发电智能监控系统；同时接受联合发电智能监控系统下发的控制命令;设备层配置设备层由电池管理系统BMS及其智能组件、能量管理系统PCS及其智能组件、配电系统保护测控装置等;电池管理系统BMS及其智能组件：电池管理系统BMS对整个储能系统的安全运行、储能系统控制策略的选择、充电模式的选择以及运营成本都有很大的影响;电池管理系统无论是在电池的充电过程还是放电过程,都要可靠的完成电池状态的实时监控和故障诊断;并通过智能组件将相关信息转化为IEC61850协议通过光以太网上送到监控系统,以便采用更加合理的控制策略,达到有效且高效使用电池的目的;能量管理系统PCS及其智能组件：能量管理系统PCS实现对电池充放电的控制,满足储能系统并网要求;研究多目标的变流器控制策略,一方面精确控制充放电过程中的电压、电流,确保电池组高效充放电；另一方面根据调度指令,进行双向平滑切换运行,实现有功、无功独立控制;另外,在电网故障条件下,研究多储能PCS单元的协调控制,实现对局部电网的安全运行;智能组件将PCS需要上传的开关量、模拟量、非电量、运行信息等转换为IEC61850协议通过以太网上传给监控系统,同时将监控系统下发的模式切换命令及定值设定转发给PCS;配电系统保护测控装置：采用数字化保护测控一体化装置,采用直接对常规互感器采样的方式完成电压、电流的测量；断路器、刀闸位置等开关量信息通过硬接点直接采集；断路器的跳合闸通过硬接点直接控制方式完成;具备IEC61850协议的以太网通信方式与监控系统相连;4.储能电站系统整体发展前景全球能源紧缺,新兴能源产业的发展势在必行,但风能、太阳能等清洁能源受环境影响较大,功率不稳定,致使传统电网无法承载,大量能量被浪费;主要原因之一就是：储能技术落后,现有储能电站无法实现功率补偿,无法满足功率平滑的需求;可以说,储能电站的发展已成为新能源开发的核心之一;除光伏发电系统外,储能电站也广泛适用于如下场合：1、负荷波动大的工厂、企业、商务中心等；2、需要具备“黑启动”功能的发电站；3、发电质量有波动的风能和潮汐能发电站；4、需要夜间储存能量以供白天使用的核能、风能等发电设施；5、因环保原因限制小型火力调峰发电站或其它高污染发电站发展的区域；6、户外临时大型负荷中心;采用磷酸铁锂电池这一储能技术为核心的储能电站,相比于抽水蓄能、压缩空气储能等现有储能技术,具有明显的成本和运行寿命优势,经济效益突出,需求巨大,应用前景广阔;随着全球电力需求逐年增长,用电高峰和低谷的负荷差距越来越大,磷酸铁锂电池储能电站系统作为一项新兴技术,将给电网储能领域带来革命性的技术更新,具有巨大的社会效应和经济效应;。
大型综采工作面远距离供电系统的设计及应用
引言煤矿综采工作面设备数量多、功率大，如何对机电设备进行可靠供电至关重要。
当前，我国各大矿区常用的工作面供电方式主要分为两种，一是近距离设备列车供电，将移动式设备列车布置在距工作面150～300m 的巷道中，随工作面推进，不断向外迁移设备列车，对工作面设备进行供电，适用于设备功率不大、矿压显现较轻、推进速度较慢的常规综采工作面；另一种是远距离固定配电点供电，将配电点设置在工作面回采扰动范围以外、有足够空间且围岩状况较好的固定区域，适用于快速推进高产高效工作面、冲击地压工作面、煤与瓦斯突出工作面等，目前已在国内多个矿区推广应用，最大供电距离超过2000m ，但远距离固定配电点供电的最大难题在于供电距离较远，电压损失率高，且设备远距离启停控制难度大[1-3]。
本文针对某矿1601工作面的远距离供电技术展开研究，对供电压降损失进行优化并设计一套远距离供电方案，从而保障工作面的高产高效和安全生产。
1工程概况1601工作面主采6号煤层，煤层平均厚度达到20m ，设计使用大采高放顶煤回采工艺，一次采全高，工作面倾斜长度260m ，走向长度2300m ，设计生产能力1000万t/年，属标准高产高效工作面。
工作面配备液压支架、采煤机、前部刮板输送机、后部刮板输送机、转载机、破碎机、乳化液泵站（四泵两箱）、喷雾泵站（三泵两箱）等主要设备，如果采用传统的移动式设备列车供电，设备列车拖挂车辆将超过50辆，总质量超过400t ，设备列车数量多、质量大、列车长，且由于工作面推进速度较快，频繁迁移难度大，同时，设备列车占用巷道空间，减小通风断面，增大通风阻力，缩小行人安全空间，降低了生产安全系数。
基于以上因素，设计对1601工作面采用远距离固定配电点供电模式，最大限度优化缺陷并规避不利因素。
2远距离供电难点远距离供电压降损失对采用工频电机的设备影响较大，比如采煤机、破碎机，对设备的启动和控制、负荷承载力等影响较大。
根据行业规定，工作面供电的压降损失应控制在额定电压的7%～10%，如果设备接近满负荷运行时，压降损失应控制在7%以内，因此，有必要对远距离供电的压降损失进行计算，从而对供电距离进行合理控制。
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集控技术在大型电池储能电站中
的应用
集控技术在大型电池储能电站中的应用
随着可再生能源的快速发展和电力需求的增加，大型电池储能电站作为一种有效的能源储存和应对能源波动的手段越来越受到关注。
集控技术在大型电池储能电站中的应用起着至关重要的作用。
下面将通过逐步思考的方式，探讨集控技术在大型电池储能电站中的应用。
首先，在大型电池储能电站中，集控技术可以用于实现对电池组的监测和管理。
通过安装传感器和监测设备，可以实时监测电池组的电压、电流、温度等参数。
集控系统可以将这些数据传输到控制中心，从而实现对电池组运行状态的远程监控。
通过集控技术，运维人员可以随时了解电池组的运行情况，及时发现并解决潜在的问题，提高电池组的运行效率和可靠性。
其次，集控技术在大型电池储能电站中还可以实现对电池组的优化控制。
通过集成算法和模型预测，集控系统可以根据电网需求和电池组的特性，智能地调整电池组的充放电策略。
例如，在电网需求高峰期，集控系统可以将电池组调整为快速充电状态，以应对高负荷需求；而在电网需求低谷期，集控系统可以将
电池组调整为放电状态，实现对电网的支撑。
通过集控技术的优化控制，可以最大程度地利用电池组的储能能力，提高电站的经济效益。
此外，集控技术还可以实现大型电池储能电站与电网的高效互联。
通过集成通信设备和协议，集控系统可以与电网实现实时的数据传输和信息交换。
这样，电池储能电站可以根据电网的需求进行自主运行，并实现与电网的协同运行。
当电网出现故障或需要调度时，集控系统可以及时响应并调整电池组的运行状态，为电网提供备用容量和调峰填谷的支持。
最后，集控技术还可以实现对大型电池储能电站的远程管理和维护。
通过集成远程监控和诊断功能，集控系统可以实现对电池组的故障诊断和远程维护。
当电池组出现故障时，集控系统可以通过远程监控设备获取故障信息，并根据预设的故障处理流程进行相应的维修和保养。
这样可以减少人工巡检和维护的工作量，提高电池组的可靠性和运行效率。
综上所述，集控技术在大型电池储能电站中的应用非常广泛且重要。
通过集控技术，可以实现对电池组的监测和管理、优化控制、与电网的互联和远程管理。
这些应用可以提高电池储能电站的运行效率、可
靠性和经济性，为可再生能源的发展和电力需求的满足提供有力支持。