桑给巴尔
太阳能光伏发电厂和电池储能系统 （BESS） 的设计、采购支持和监督咨询服务
项目编号TZ-ZECO-239045-CS-QCBS
可行性报告
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www.zeco.co.tz | |
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图表列表
图 21：坦桑尼亚 Unguja 南部地区光伏电站的位置
图 22：光伏电站位置近看
图 23：项目网站布局
图 24：访问 ROAD MAP，Kijini （Makunduchi）
图 25：光伏电站地面和植被图片
图 26：（a） 珊瑚石采石场，（b） 淡水钻孔管道
图 31：近年来全球太阳能光伏增长
图 32：全球每年的光伏装机量
图 33：公用事业 – 按国家/地区划分的规模光伏安装量，2022-2023 年
图 34：2022 年按国家/地区划分的公用事业规模光伏安装成本
图 35：光伏总装机成本、装机容量系数和平准化度电成本的全球加权平均值
图 36：各种技术的电池效率比较
图 37：薄膜、多晶和单晶 PV 组件的全球产量变化
图3 8：单面和双面组件
图 39：固定双面与固定单面，度平准度电成本差异
图 310：双面与单面单面单轴跟踪，LCOE 差异
图 311： 集中式和组串式逆变器的配置.
图 312 ： Solar 轨迹和倾斜角的确定
图 313：晶科能源 JKM610N-78HL4-V
图 314：逆变器 - R1415 TL
图 315：简化的电气配置图
图 316：双面硅单晶光伏组件的 E 样本
图 317：固定安装结构示例
图 318 ： 电力变压器示例
图 319：户外电站
图 320：简化的 LV 沟槽横截面
图 321： 简化的 MV 沟槽横截面
图 322：光伏电站布局
图 323：来自不同数据库的气象数据比较
图3 24：太阳能资源图 （P50）
图 325：太阳能资源图 （P75）
图3 26：太阳能资源图 （P90）
图 327.. Horizon 配置文件
图 328：光伏监控系统的一般设置
图 329：电流探头
图 330：多触点安装扳手
图 331：螺丝刀
图3 32：扳手组
图3 33：压接工具和 MC4 压接插件
图 334：剥线钳
Figure 335：安全带和头盔
图 336：天空缆车
图 41：研究过程和活动概述
图 42：Unguja 岛配电系统的地理表示 - 1
图 43：Unguja 岛配电系统的地理表示 - 2
图 44：Unguja 岛主配电系统单线图
图 45：Makunduchi PV 和 Mtoni BESS 的概念连接图
图 46：2026 年计划的典型夏季周 （MW） 的 ZECO 每小时负荷曲线
图 47：2030 年计划的典型夏季周 （MW） 的 ZECO 每小时负荷剖面
图 48：功率平衡 – ZECO 2026
图 49：功率平衡 – ZECO 2030
图 49：峰值负载 – 2026 年情景
图 410：太阳高峰 – 2026 年情景
图 411：峰值负载 – 2030 年情景
图 412：太阳峰值 – 2030 年情景
图 413：PV/BESS 电站连接前后的三相故障级别 - 2026 年
图 414：PV/BESS 电站连接前后的线对地故障水平 – 2026 年
图 415：PV/BESS 电站连接前后的三相故障级别 - 2030 年
图 416：PV/BESS 电站连接前后的线对地故障水平 – 2030 年
图 51 储能系统的分类
图 52 储能技术（功率与放电时间）和用途2
图 53 选择电池时的重要注意事项 6
图 54 按储能技术和年份划分的年化成本和 LCOE，10 MW，2 小时 14
图 55 按储能技术和年份划分的年化成本和 LCOE，10 MW，4 小时 15
图 56 箱线图：同时 BESS 应用程序的数量
图 57 提供特定服务的 BESS 数量
图 58 EMS 系统架构图
图 59 电芯外观
图 510 模块内部 view
图 511 一般 view 电池模块
图 512 电池模组单线电气图
图 513 电池模块中电池的 Tonneau 效应
图 514 模组组装图
图 515 电池塔的组成
图 516 电池塔的电气单线图和电池塔的模拟
图 517 接线盒外观
图 518 电池组的外观
图 519 电池组单线电气图 1
图 520 电池组电气单线图 2
图 521 电池盒外观
图 522 电池容器模拟
图 523 电池容器之间的连接模拟
图 524 储能单元接线图
图 525 PCS 1 的容器方面
图 526 PCS 容器的模拟
图 527 升压变压器的物理产品图
图 528 BMS 通信拓扑图（单台 BMS 三级框架）
图 529 BMS 照片（单台 BMS 的三层框架）
图 530 BMU 1 的照片 1（模块内部）
图 531 BMU 照片 2（模块内部）
图 532 BMU 单线图（模块内部）
图 533 BCU 照片（安装在接线盒内）
图 534 BCU 的模拟（安装在接线盒内部，用于从 9 个 BMU 获取数据）
图 535 BCU 的照片（安装在接线盒内）
图 536 BCU 图（安装在接线盒内）
图 537 BMU 接线图
图 538 BCU 接线图
图 539 BAU 接线图
图 540 裸金属服务器系统架构图
图 541 PCS、BMS、CCS 和 EMS 之间的通信图
图 542：超大与扩大策略20
图 543 电池箱内消防系统控制流程图
图 544 检查电池盒内气体检测系统的流程图
图 545 电池箱内消防系统示意图
表格列表
表 21：网站基本信息
表 31：光伏电池的最佳实验室效率
表 32：考虑的概念变体，Makunduchi
表 33：关键变量参数
表 34：预期单位成本
表 35：P50，变体模拟的结果
表 36：光伏组件特性
表 37：主要特征
表 38：逆变器特性
表 39：逆变器参数
表 310：主字符串箱特性
表 311：根据 AC 配置的发电站
表 312：按直流场划分的发电站
表 313：电气配置全局
表 314：电气配置特征
表 315：电缆设计
表 316：土木工程
表 317：按区域划分的道路
表 318：沟槽截面
表 319：站点详细信息
表 320：TMY 比较
表 321：TMY 来源于 Solargis
表 322：TMY 月辐照度和温度 （P50）
表 323：TMY 月辐照度和温度 （P75）
表 324：TMY 月辐照度和温度 （P90）
表 325： 发电量 – 第一年
表 326：正面太阳辐照度结果
表 327：背面太阳辐照度结果
表 328：第一年的收益率和损失。
表 329：25 年期间的结果
表 330：正面太阳辐照度 （P90）
表 331：背面太阳辐照度结果 （P90）
表 332：第一年的收益率和损失。
表 333：25 年期间的成果
表 334：推荐备件清单
表 335：不同清洗方法总结
表 41：坦桑尼亚电网规范的技术要求
表 42：互连变压器参数总结
表 43：Unguja 岛 33 kV 配电系统分布及负荷需求
表 44：用于 PV 和 BESS 电站互连的设备总结
表 45：BESS 应用程序功能摘要
表 46：PV/BESS 互连前后的故障等级
表 51：用于 10 MW、4 h8,9 固定应用的 SSE 技术特性
表 52：按充电和放电速率划分的可用能量12
表 53：中压电源电压变化范围
表 54：低压电源电压变化范围
表 55：项目蓄电特性参数
表 56：电池单元特性和额定值
表 57：特性和标称数据
表 58：电池塔的技术数据
表 59：电池组的技术规格
表 510：电池箱的技术数据
表 511：电池容器配置
表 512：需要缓解的风险
表 513：2 小时系统的锂离子 LFP 和 NMC 成本估算
表 514：4 小时系统的锂离子 LFP 和 NMC 成本估算
表 515：退化因素和与项目融资的相关性
表 516：电池性能记分卡的预期和实际结果
表 517：经济分析中考虑的电池容量和功率大小
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摘要
世界银行批准了有史以来第一次参与
桑给巴尔的能源部门。拟议的项目通过支持旨在利用可再生能源 （RE） 资源的硬基础设施和软基础设施投资来解决桑给巴尔电力行业的关键优先事项，包括公共资助的 BESS 和公共资助的太阳能光伏试点发电厂;（ii） 通过投资加强/扩建输配电网络和最后一公里住户连接，解决现有电力网络的供电质量和可靠性差以及电力接入率低的问题;（iii） 通过提供技术援助和能力建设支持来加强部门治理和运营效率，从而应对部门能力挑战。
可行性报告概述了整合并网电池储能系统 （BESS） 和太阳能光伏 （PV） 发电厂的综合可行性研究和选址过程。
桑给巴尔拥有广阔的太阳能资源，平均全球水平辐照 （GHI） 为 2100 kWh/m²/yr，被认为有利于光伏应用。凭借类似的 GHI，桑给巴尔正在开发大量的太阳能投资管道。该项目将为拟议的 18 MWp 绿地太阳能光伏发电厂的设计、建设和初始运营提供资金，该发电厂位于 RGoZ 确定和拥有的可再生能源开发地点。位于 Unguja 岛 Makunduchi 的光伏电站面积为 41.4 公顷，距离桑给巴尔的 ZECO 办公室约 60 公里，可通过 Jozani 森林到达。该项目还将支持集中式公有 BESS 的设计、安装和初始运营。BESS 将连接到现有 Mtoni 132kV 变电站的 ZECO 电网。
本研究的主要目标是根据对项目启动和实施规划阶段收集的数据的评估，分析和验证拟议的太阳能光伏发电厂和 BESS 的可行性和最佳位置。
对于太阳能光伏发电厂，我们评估并验证了光伏发电厂的技术方面。根据在启动阶段收集到的信息，顾问在拟议地点对光伏电站进行了必要的详细技术规划，在可行性研究完成后，根据本报告中详述的职责范围，使项目符合招标资格。
目前，这两个岛屿根据购电协议 （PPA） 通过两条独立的海底电缆从 TANESCO 获得大部分电力供应。Unguja 通过 132 kV 海底电缆接收 100 MW，而 Pemba 通过 33 kV 海底电缆接收约 20 MW。顾问进行了详细的电网整合研究，以评估对 Unguja 输配电系统的影响。DIgSILENT PowerFactory 软件包用于稳态和动态（瞬态）分析。
此外，顾问还分析和验证了拟议 BESS 的技术方面。根据在启动阶段收集的信息，在这项活动中，顾问进行了必要的研究，以确定 BESS 的最佳位置，包括在选定地点对 BESS 进行技术规划，并提供必要的详细程度，在可行性研究完成后使项目有资格进行招标。
考虑到地形、地质、地震和水文方面，该项目在技术上是可行的。
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项目要求
项目描述
常规
桑给巴尔革命政府通过桑给巴尔电力公司-ZECO（客户）正在寻求在 Unguja 岛上开发电池储能系统 （BESS） 和太阳能光伏发电厂 （PV）。范围包括施工的可行性研究和 O&M 监督。这些资产由桑给巴尔能源部门转型和准入项目 （ZESTA） 提供资金，该项目由国际开发协会 （IDA） 和清洁技术基金 （CTF） 资助。
桑给巴尔的两个主要岛屿依赖于通过海底电缆从大陆-坦桑尼亚进口的电力。Unguja 通过两条海底电缆从 TANESCO 进口电力，该海底电缆通过一条 39 公里、132kV 的海底电缆（最大容量为 100MW）于 2013 年 3 月投入使用，另一条最大容量为 45MW 的充油电缆于 1980 年投入使用。 2013 年的第 2 条电缆的建造是为了满足 Unguja 不断增长的电力需求，并协助旧电缆在容量和经济寿命方面接近极限。对于彭巴岛，坦桑尼亚大陆的坦噶132/33kV变电站有一条长60公里的33kV海底电缆，最大容量为20MW。
桑给巴尔拥有前景广阔的太阳能资源，但尚未得到开发。对 RGoZ 确定的五个太阳能发电厂地点（Micheweni、Muwambe、Matemwe、Bambi、Makunduchi）的初步可行性研究显示，全球平均水平辐照 （GHI） 为 2100 kWh/m²/yr，这被认为有利于光伏应用。凭借类似的 GHI，桑给巴尔正在开发大量的太阳能投资管道。
在此背景下，世界银行批准了一个新项目，这是桑给巴尔能源领域的首次参与。拟议的项目将解决桑给巴尔电力部门的关键优先事项。这些措施包括 （i） 通过支持旨在利用可再生能源 （RE） 资源的硬性和软性基础设施投资，包括公共资助的 BESS 和公共资助的太阳能光伏试点发电厂，从坦桑尼亚大陆进口的电力即将受到限制;（ii） 通过投资加强/扩建输配电网络和最后一公里住户连接，解决现有电力网络的供电质量和可靠性差以及电力接入率低的问题;（iii） 通过提供技术援助和能力建设支持来加强部门治理和运营效率，从而应对部门能力挑战。
项目详情
桑给巴尔是一个与世隔绝的半自治国家，距离坦桑尼亚主要海岸 25-50 公里，总面积为 2,462 平方公里，拥有许多小岛和 2 个大型主岛，Unguja 和 Pemba。气候属热带湿润气候，炎热季节平均最高气温约为 31°C，凉爽季节平均最低气温为 22°C。
在政府促进旅游业以及服务业、工业部门和农业部门近期增长的支持下，桑给巴尔的 GDP 大幅增长至约 37.5 亿美元（2020 年估计），人均 GDP 为 2500 美元，而 2013 年为 667 美元。
该项目将支持 RGoZ 开发岛上第一个电网规模的可再生能源发电厂和电池存储基础设施。公有太阳能光伏电站将有助于在短期内满足不断增长的电力需求，同时为未来的可再生能源规模化铺平道路，包括通过私营部门的参与。此外，该项目还将支持安装电池储能系统 （BESS），以缩短夜间需求高峰，并将未来的 VRE 并入电网。
电池储能系统 （BESS）：
该项目将支持集中式公有 BESS 的设计、安装和初始运营。BESS 将在现有和规划的 132kV 变电站之一连接到 ZECO 电网。一项分析Unguja最佳VRE集成和电网优化的技术研究确定了约40MWh电池储能的可行性，作为最低成本供应扩张计划的一部分。BESS 的最终容量将在分析后最终确定。详细的规格、尺寸、位置和 O&M 合同结构将在项目实施期间最终确定。BESS 将为桑给巴尔电网提供多种好处，减少夜间高峰需求，管理太阳能光伏的可变性，并允许未来更好地整合 VRE。BESS 将有两个主要用例：（i） 帮助储存太阳能光伏发电在白天产生的电力，并在夜间高峰时段向电网供电，以及 （ii） 补偿太阳能发电固有的波动。这将允许推迟输电投资（例如从大陆增加一条海底电缆），并需要运行柴油发电机来满足夜间高峰需求。BESS 还将减少太阳能光伏发电厂可变发电对 TANESCO 系统的影响，因为如果没有 BESS，TANESCO 将需要通过海底电缆提供平衡支持。独立的 BESS 将允许更灵活地使用该系统：它可用于管理太阳能变化、存储来自大陆电缆的能量或为电网提供辅助支持（电压和频率）。
太阳能光伏电站：
该项目将为拟议的绿地太阳能光伏发电厂的设计、建设和初步运营提供资金。发电厂的额定容量将在 18 MWp 之间，并将在 Makunduchi 建造，位于 RGoZ 已经确定并拥有的三个可再生能源开发地点之一。该项目还将支持相关的土木工程（土地整备、通道和将太阳能发电厂连接到电网的短互连线）。已确定的地点已经有良好的道路通道，根据该项目，互连点（变电站）将在该地点附近建造。
项目现场
光伏电站选址位于拟议的太阳能光伏电站计划在坦桑尼亚桑给巴尔 Unguja 南部地区南区 Kijini （Makunduchi） Shehia 的 Busheshe 地区开发。它距离 Unguja 镇中心约 70 公里，可通过连接 Unguja 镇和桑给巴尔 Unguja 南部地区的 Makunduchi 公路进入。该场地占地约 41 公顷 （ha），属于 ZECO。
错误！找不到引用源。显示了项目位置，图 22 显示了该地区的近景。以下航拍图片是在现场的无人机调查中拍摄的，该调查也是在现场访问期间进行的。
图 21：坦桑尼亚 Unguja 南部地区光伏电站的位置
图 22：光伏电站位置近看
该场地是 ZECO 的财产，布局如图 23 所示，北接 Makunduchi 主干道（柏油碎石）道路、ZAWA 供水管道和 ZECO 电力线，东接社区通道和石灰石采石活动，西面和南面是自然植被和农田的混合体。
图 23：项目网站布局
网站基本信息
情节的细节在 Error！找不到引用源。。 该项目将包括光伏组件安装、直流到交流设备、工厂监控系统、气象站、电缆沟、环网柜、施工阶段的工人住宿、工厂运营阶段带卫生间的办公室、包括 SCADA 和 CCTV 系统的运维大楼、施工和运维的内部通道、排水系统、供水系统、 警卫室和安全、备件存储空间、作为交汇点的内部储备区的调节、保护周边安全和景观美化等。该工厂将与 Makunduchi 变电站和 132kV 架空输电线路同步，该变电站也将在 ZESTA 项目下开发和运营。
表 21：有关站点的基本信息
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访问
该地点位于一个非常方便的交通环境中，与 Makunduchi 主干道（柏油路）接壤。该地点位于 Unguja 镇中心东南约 70 公里的行驶距离处，可通过连接 Unguja 镇和桑给巴尔 Unguja 南部地区的 Makunduchi 公路进入。该场地占地约 42 公顷 （ha），属于 ZECO。
图 24：访问 ROAD MAP，Kijini （Makunduchi）
拟建地点距离国际机场（坦桑尼亚桑给巴尔 Abeid Amani Karume 国际机场）和桑给巴尔港约 60 公里。
气候
一般来说，Unguja 岛全年温暖到炎热。平均气温在 25°C 至 30°C 之间，最热的月份是 12 月至 2 月，气温偶尔会超过 35°C。 该岛有两个主要季节：雨季（通常从 3 月到 5 月，4 月降雨量最大）和从 6 月到 10 月的旱季。该岛的年平均降雨量约为 1,000 至 2,000 毫米。
实地考察
2023 年 8 月 10 日对拟议项目进行了实地考察。评估了以下主要方面，以对项目进行初步技术、财务和一般评估。
陆地地形和结构设计的约束
目前的土地用途和土地整备要求
现有电网/变电站和电网连接点
影响光伏电站性能的环境参数
项目实施期间的通信设施和附加要求
进入现场以运输设备和人员
支持项目顺利实施的地区的社会经济背景
图 25：光伏电站地面和植被图片
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图 26：（a） 珊瑚石采石场，（b） 淡水钻孔管道
在现场访问期间观察到的有关现场的一些具体详细信息如下：
项目地点地形相对不平坦，有低空涌浪
观察到项目现场旁边的珊瑚石采石活动，这将给光伏装置带来相当大的灰尘问题。
如前所述，淡水钻孔的输水管道将对光伏发电厂的布局产生影响。
不平坦的地形使其不适合跟踪系统
地面平整需要大量的土方工程
前往该地点相对容易，因为它与 Makunduchi 主干道（柏油路）接壤。这适用于设备和人员的运输。
该项目场地目前被二级灌木丛覆盖，并在一些地区有一些当地农业。剩余的大部分是贫瘠的土地。
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E
可行性研究 – 太阳能光伏
光伏技术评估
近年来，世界见证了太阳能光伏技术在性能、价格、质量、效率、耐用性等方面的快速进步。 如今，太阳能光伏系统设计人员在开发太阳能发电厂设计的组件和架构层面上有多种选择。尽管这是一个很大的优势，但设计人员的决策点数量也大大增加，例如系统电压、每个组件的工作原理、机架结构类型、控制类型等。每个决策都会直接影响成本、性能和可维护性，因此在得出最终系统设计之前，必须根据站点的特性分析可用的选择。本节涵盖了光伏行业最先进技术的全球总体统计数据，并比较了不同的替代方案。
统计数据 - 全球和非洲地区
去年全球可再生能源新增产能显示出能源转型的空前势头。尽管 COVID-19 导致经济放缓，但 2022 年全球新增可再生能源超过 292 吉瓦 （GW），其中 190 吉瓦是太阳能发电。这些统计数据来自全球运动，旨在最有效地重建我们的经济，同时追求可持续发展目标和《巴黎协定》的中长期目标。能源是安全未来的关键，可再生能源的部署水平应加快，使能源系统与符合 1.5 °C 的《巴黎协定》的未来保持一致。错误！找不到引用源。显示了全球和非洲地区太阳能光伏装机容量的增长1。全球太阳能光伏安装的变化显示在 Error！找不到引用源。阿拉伯数字
图 31：近年来全球太阳能光伏增长
| 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| 137,475 | 176,177 | 224,215 | 296,336 | 391,280 | 486,763 | 589429 | 721,546 | 866,027 | 1,055,030 |
| 616 | 1,510 | 1,887 | 3,001 | 4,648 | 7,110 | 8,403 | 9,748 | 10,543 | 11,415 |
图 32：全球每年的光伏装机量
市场趋势
能源行业正在加速转型，清洁技术市场以前所未有的速度增长，成本下降。在这个关键的十年行动中，越来越多的国家和政府正在投资于清洁技术。光伏市场趋势主要通过分析过去一年市场上的组件、逆变器和LCOE变化以及未来几个月的预测需求来观察。
全球太阳能光伏组件产量的增长是光伏市场发展和向可再生能源快速过渡的有力指标。在这十年中，年产量增加了 7 倍。对农村电气化的需求、技术进步、政府支持的增加、对可再生能源的投资增加、化石燃料成本的增加等，都促成了这一市场趋势。第 0 节显示了市场上流行的不同光伏电池技术的总体份额。高达 610 W 的光伏组件现已可用于大规模商用，更强大的 660W+ 正在开发中。全球组件价格再创历史新低，6月底至10月初下跌21%，至0.14美元/WDC3。2023 年上半年，中国 （153%）、德国 （102%） 和美国 （34%） 的光伏装机量大幅增长。澳大利亚和印度在 2023 年上半年的首次光伏装机量略有萎缩。图 3 3 也可以反映出安装量的显著增加，表明主要市场的安装成本趋同。
2023 年可再生能源容量统计 - IRENA
2021 年上半年太阳能行业动态 - NREL
2023 年上半年太阳能行业动态 - NREL
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图 3 3：公用事业 – 按国家/地区划分的规模光伏安装量，2022-2023 年
图 34：2022 年按国家/地区划分的公用事业规模光伏安装成本
光伏逆变器市场
太阳能逆变器是下一个主要组件，其市场趋势表明全球技术进步和全球太阳能发电经济状况。全球太阳能光伏逆变器市场在 2015 年至 2020 年期间呈现适度增长。专家预测，从 2021 年到 2026 年，全球太阳能光伏逆变器市场将以 6% 左右的复合年增长率 （CAGR） 增长。过去几年全球对太阳能逆变器的需求增长推动了更多的研发和批量生产，使太阳能成为更经济的能源。因此，近年来太阳能逆变器的价格也有所下降，使普通民众更能负担得起。
最先进品牌产品的逆变器效率为 98% 或更高。逆变器技术的最新趋势包括数字化、再供电、新的电网稳定功能、自用优化、创新半导体的储存和利用。据 NREL 报告，组串式逆变器的市场份额估计为 64%。这些逆变器主要用于住宅、中小型商业应用，功率高达 150 kWp 的光伏系统，以及几个中型太阳能发电厂。集中式逆变器的市场份额约为 34%，主要应用于大型商业和公用事业规模的系统。一小部分市场 （约 1%） 属于微型逆变器 （用于组件级别）。DC/DC 转换器（也称为“功率优化器”）的市场份额估计占整个逆变器市场的 5%1.
平准化度电成本
平准化度电成本 （LCOE） 是一种经济衡量标准，用于比较各种发电技术的生命周期发电成本。从 2010 年到 2013 年，Fraunhofer ISE、IEA 等国际机构对 LCOE 的变化做出了各种预测。然而，由于技术进步和全球连通性，平准化度电成本 （LCOE） 的下降速度比预期的要快得多。根据 IRENA 的报告，该值不到预测值的一半。2022 年和 2023 年期间的竞争性招标多次打破全球最便宜的太阳能光伏上网电价记录。
2010 年至 2022 年期间，公用事业规模光伏 （PV） 电站的全球加权平均平准化度电成本 （LCOE） 下降了 89%，从 0.445 美元/千瓦时 （kWh） 下降到 0.049 美元/kWh。2022 年，同比下降 3%2.
图 35：光伏总装机成本、装机容量系数和平准化度电成本的全球加权平均值
技术进步和分析
根据光伏电池技术、光伏组件类型、逆变器和安装结构进行全面分析和比较研究，以得出拟议项目的系统架构最佳解决方案。在考虑了直接影响该地区系统性能的所有技术和财务方面后，最终确定了特定解决方案的选择。详细分析以下几个方面：
目前可用的技术及其可行性
各种解决方案的优缺点
特定于站点的约束
对项目的财务影响
根据现场条件提供长期性能
光伏电池技术
近年来，由于改进材料的发明和加工光伏电池效率的发明，电池技术取得了显着进步，其效率在 15 % - 25 % 之间，是减少光伏电站所需材料和面积的主要障碍，这方面正在进行深入研究。迄今为止开发的主要光伏电池类型通常可分为：
晶体硅电池
薄膜电池 /
多液接池
单结 GaAs 电池
新兴技术（有机细胞和量子点细胞。
显示了 NREL 对几种类型的细胞进行的研究结果，这些结果在全球范围内被接受和认可。3
图 36：各种技术的电池效率比较
晶体和薄膜模块
尽管一些先进的发展，如多结电池，显示出高达 47% 的电池效率，但由于原材料成本、工艺复杂性和运输要求，此类解决方案的商业大规模使用在经济上是不可行的。考虑到这些限制，单晶、多晶和薄膜技术对于公用事业规模的发电厂最为可行。根据最新的 Fraunhofer PhotoVoltaic 商业可行解决方案报告，创纪录的实验室电池效率如表 2、1、4 所示
表 31：光伏电池的最佳实验室效率
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| 26.7 % |
| 24.4 % |
| 23.4 % |
| 21.0 % |
| 23.7 % |
需要注意的是，随着时间的推移，根据现场条件和其他退化因素，效率将进一步降低。在过去 10 年中，基于硅片的商用硅组件的平均效率从约 15% 提高到 20%。同时，薄膜 CdTe 组件的效率从 9% 提高到 19%。创纪录的效率表明，生产层面的效率有可能进一步提高。 错误！找不到引用源。显示了单晶、多晶和薄膜组件的全球生产变化，这表明近年来单晶技术的使用有所增加。2020 年，88% 的光伏出货量是单晶硅技术，而 2015 年为 35%（多晶硅达到峰值 58%）。5
图 37：薄膜、多晶和单晶 PV 组件的全球产量变化
多晶太阳能电池板是市场上最便宜的，因为它的制造过程相对容易。然而，它们的效率低于单晶面板，并且耐热性较差。多晶组件的平均年降解率为 0.8%，单晶组件为 0.5%，薄膜组件的年降解率约为 1%。
尽管单晶太阳能电池板更昂贵，但它们在市售选项中具有最高的效率。它们更耐用，对环境危害更小，对天气变化的容忍度更高。
近年来，单晶组件的价格大幅下降，并继续呈下降趋势，这体现在市场份额的增加上，如《错误！找不到引用源。，由于制造技术的先天优势和进步。
薄膜通常更便宜且灵活。它们在间接光和高温下表现良好。然而，相对较低的效率需要两倍于晶体组件的空间。它们降解的速度也更快
考虑到上述方面，最适合非洲地区公用事业规模发电厂的光伏组件是单晶。与多晶组件相比，额外的费用是合理的，因为在恶劣条件下的效率和长期性能是合理的
硅电池技术也通过以下技术不断发展以提高效率：
PERC - 钝化发射极和背面触点
PERL - 钝化发射极，后部局部扩散
PERT - 钝化发射极 后部 完全扩散
由于效率比传统电池高一个百分点，与传统光伏电池的结构相当相似，以及能够重复使用现有设备进行制造，因此市场上大多数最好的组件都是采用PERC技术。
光伏组件的最低技术要求
光伏组件应在性能和操作方面具有良好的记录。为光伏项目供应的所有光伏组件应为相同类型，并由单一制造商提供。
光伏组件应符合以下最低要求：
由 1 级 PV 制造商制造
符合适用的当地和国际标准（例如：IEC 61215 晶体硅地面光伏组件 - 设计资格认证和型式认可、IEC 61730 光伏组件安全资格认证、IEC 61701 光伏组件盐雾腐蚀测试）
带有 RFID 标签的高瓦数单晶或升级技术
在标准测试条件下，组件效率最低为 20 % 及以上
模块接线盒中的保护性旁路二极管
防护等级为 IP65 或更高的模块和接线盒密封
模块应在高达 95% 的相对湿度和 0 °C 至 85 °C（模块温度）范围内的温度下表现出令人满意的性能
至少 10 年的制造缺陷保修
性能 光伏组件的输出功率峰值瓦数保修不低于 10 年结束时初始额定值的 90%，不低于 25 年结束时初始值的 80%
光伏组件类型
光伏组件由 36 至 144 个电池连接并密封在一个防风雨封装中制造，旨在优化光吸收和耐温性等特性。光伏组件是光伏发电厂的基本组成部分，因为单个电池很脆弱，只能产生低输出。光伏组件的性能取决于多种因素，例如光伏电池技术、电池互连、光学参数和质量控制。
一个。单面和双面光伏组件
大多数工业太阳能电池的正面有负接触，太阳能电池的背面有正接触。对于从一开始就使用的单面太阳能电池板，背面是不透明的，不发电。另一方面，双面组件近年来越来越受欢迎，其中背面也会生成带有透明盖板的表面。背面将从地面反射的太阳辐射转换为电能，如图 38 所示。使用背面产生反射能量可将总增益提高多达 25%，具体取决于反射系数 （Albedo）、倾斜角度、跟踪等。对于小型发电厂，采取了一些增加地板反射率的措施，这对于公用事业规模的发电厂来说是不切实际的。
图 3 8：单面和双面组件
由于双面组件的一些优势，如提高效率和太阳能发电，双面组件市场正在迅速增长。双面组件增长背后的驱动力因地区而异，但一个统一的因素是双面组件的可负担性不断提高。根据 NREL 在 2019 年进行的研究，双面系统的平准化度电成本与单面系统相比具有竞争力，即使初始成本为 0.05 – 0.06 美元/Wp。从那时起，双面组件成本降低，从而改善了平准化度电成本。在本研究中，我们在估计的模块 CAPEX 中增加了 0.02 美元/Wp。
主要制造商目前提供更大份额的双面组件，因为制造双面组件的额外成本微乎其微。这可能会导致未来几年双面组件价格下跌。
LCOE 的优势因站点的地理位置而异，因为发电量受纬度和倾斜角度的显著影响。 错误！找不到引用源。和 Error！找不到引用源。显示了固定式和漏痕型设计的单面和双面单晶组件的 LCOE 变化。6
图 39：固定双面与固定单面，度平准度电成本差异
图 310：双面与单面单面单轴跟踪，LCOE 差异
数据显示，双面组件的度电成本值优于单面组件。此外，双面组件的成本呈下降趋势，使其成为该项目的可能解决方案。最近的一些研究预测，双面组件的市场份额将快速增长，这主要是由于日益增长的可负担性。据估计，双面技术的实施预计将从 2019 年的 12% 增长到 2029 年占全球总装机量的近 60%。7
逆 变 器
太阳能逆变器的基本功能是将太阳能光伏组件的直流电 （AC） 转换为负载或电网的交流电 （AC），这是光伏电站的基本要素之一。太阳能光伏逆变器可以被视为系统的大脑，它控制功率输出，并根据日照和负载的变化进行优化，并确保符合电网馈电的要求。逆变器还监控所有参数并实施优化算法，以从光伏电站获得最佳输出。逆变器的选择是影响发电厂整体性能和成本的关键因素。用于公用事业规模发电厂的太阳能逆变器大致可分为集中式逆变器和组串式逆变器。第三类称为微型逆变器，仅用于阵列中模块输出差异很大的小规模应用。
集中式逆变器和组串式逆变器
集中式和组串式逆变器的基本配置如图 311 所示。组串式逆变器在单个组串上运行，而集中式逆变器在多个组串的组合输出上运行。直到最近，集中式逆变器还被认为是公用事业规模项目的明显选择，因为在相同的总容量下，组串式逆变器的标准化价格要高得多。然而，随着制造技术的进步，这种价格差异已经缩小，需要仔细的技术分析来决定考虑到总成本的最佳替代方案。
图 311： 集中式和组串式逆变器的配置.
根据研究和顾问在类似项目中的经验，支持该决定的重要要点如下：
虽然集中式逆变器的初始硬件成本可能较低，但相关基础设施（如汇流箱和长直流布线）的复杂性和成本可能会增加。此外，专业的高压设备和专业知识提高了安装和维护成本。至于组串式逆变器，由于其模块化特性，它们在大规模上安装和维护成本较低。单独管理组串的能力简化了故障检测和更换，从而减少了停机时间和运营成本。
集中式逆变器的优势在于减少逆变器的数量并使其成为一种集中式方法;因此，当没有不匹配或部分着色问题时，它们被认为更容易管理。然而，组串式逆变器的故障只会影响它所服务的组串，这与集中式逆变器不同，如果它发生故障，可能会使整个太阳能电池阵列瘫痪。
组串逆变器具有优势，在阴影不均匀和地形不平坦的情况下提供最佳结果，因为它们对每个组串执行最大功率点跟踪并优化输出。
组串式逆变器对于交通不便和缺乏熟练服务团队的地区也很有利，因为它们非常模块化，使用的空间最小，复杂性较低，并且可以在即插即用模式下运行。由于设计紧凑，调试、操作和维护可以由 2 个人轻松进行，以操作一台逆变器。
组串式逆变器提供更好的冗余，并且由于一台机组停电造成的发电损失将低于集中式逆变器。这在偏远地区提供了更大的优势 - 发生故障时对生产的影响很小。
组串式逆变器为公用事业规模的光伏项目提供了显著的优势，特别是那些与拟议项目地点类似的具有挑战性的安装环境的项目（有可能进一步扩大）。设计灵活、在各种条件下提高发电量、降低操作风险和易于维护使组串式逆变器成为有吸引力的选择，尽管在大规模安装中传统上偏爱集中式逆变器。它们适应最新技术进步的能力也使组串式逆变器成为更具前瞻性的选择，与公用事业规模太阳能项目不断变化的需求保持一致。对于拟议的位置和项目规模，在选择组串式逆变器时，利大于弊。
有关各种模块和安装结构的组串式逆变器的性能和产量研究的详细信息，请参见第 3.3 章错误！找不到引用源。本报告的。在任何情况下，设备的选择都应留给投标人，投标人应负责提出优化的解决方案。
逆变器的最低技术要求
逆变器应在性能和操作方面具有经过验证的成就记录。逆变器应符合以下最低要求：
逆变器最小容量：每个组串逆变器 100 kWac。
逆变器应采用最新技术，效率高于 98%，THD 小于 3%。
应在整个工厂部署相同类型的逆变器模型单元，以简化维护并允许保守的备件方法。
逆变器制造商应在过去五 （5） 年内生产太阳能逆变器。
选定的逆变器应符合适用于该地区的电网同步标准和法规。
逆变器的最大直流电压为 1,500 V。
逆变器的工作温度范围（无降额）为 0 °C 至 +60 °C。
逆变器应根据当地的气候和环境条件进行选择（防护等级：室外型 IP 65）
逆变器应配备通信模块，以监测和控制发电厂的运行。云监控是远程访问和控制的首选。
逆变器应具有足够的 LVRT、HVRT 和无功功率控制能力。
逆变器应根据所有适用的性能标准进行测试和认证。
逆变器的产品保修期应至少为 10 年，并有可能购买延长保修。
逆变器通常需要以下标准：
逆变器需要以下标准：
保护标准：
串故障检测
直流过压保护
防护类型 IP 65 （EN 60529）
公用电网光伏逆变器的孤岛预防措施测试程序
需要遵守国家和地区电网规范
EMC 辐射 （IEC 61000-6-3/4）
EMC 抗扰度 （IEC 61000-6-1/2）
用于光伏发电系统的电源转换器的安全性 （IEC 62109）
用于电力装置的电子设备 （IEC 62103）
CE 符合性声明。
UL 1741：用于分布式能源的逆变器、转换器、控制器和互连系统设备的安全标准
IEEE 1547：分布式资源与电力系统互连标准
安装结构
光伏组件接收太阳辐射的角度是决定光伏电站性能的关键因素，当组件表面垂直于太阳辐射时，可以获得最佳效果。在地球上的任何地方，太阳辐射的方向都取决于位置的纬度、一年中的时间和一天中的时间。对于北半球的地方，太阳将位于南半球，反之亦然，在一天内从东到西的过渡。因此，倾斜角度是从给定区域获得最大输出的重要参数，如图 312 所示
图 312 ： Solar 轨迹和倾斜角的确定
固定的倾斜和跟踪结构
传统上，光伏组件一直以最佳倾斜度安装，因为在阳光窗口和一年中的大部分时间可以捕获最大辐射。Makunduchi 的最佳倾斜角度为 8.0°，这已通过屈服研究得到验证。 另一种方法是根据太阳的冬季和夏季方向每年更改两次固定倾斜度。由于可以从太阳的路径进行评估，当太阳能电池板表面始终垂直于太阳辐射时，就可以最大限度地利用特定区域。这可以使用跟踪系统单轴或双轴来实现，如下图所示
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尽管使用单轴和双轴跟踪的产量大幅增加，但这不能被视为决定该技术的唯一依据。
地基设计对于跟踪系统来说变得复杂，并且对于不平坦的地形非常不利。
当地块形状规则时，跟踪器控制更可行，并且单个货架系统控制多个机架。对于具有挑战性的现场条件，最好的解决方案是固定倾斜系统，因为它可以很容易地适应不同的倾斜度和狭窄空间。
跟踪系统观察到的其他一些问题包括面板表面不平整导致机器人清洁过程出现问题、极端天气下性能不可靠、该地区解决方案和专家的可用性、运动部件的定期维护要求以及使用寿命较短。
使用跟踪器系统发电的优势伴随着成本的大幅增加。最佳设计是通过考虑项目的成本、运营目标和独特要求来获得最高的能源输出。从理论分析来看，发电的改进证明了结构和跟踪系统的额外成本是合理的。与固定安装相比，跟踪器安装将 IRR 提高了 2-3%。但是，这在很大程度上取决于站点的位置。考虑到最佳倾斜角度、阳光窗和季节变化，发现固定倾斜对项目区域更有利。在该地区选择跟踪系统时，可用性也是一个主要限制因素。
当地块的形状和地形不规则时，无法使用一个跟踪器系统控制多个光伏组件表。 与固定倾斜货架结构不同，单轴跟踪器系统具有更严格的西北 3 % （2°） 和东西 8 % （5°） 的坡度公差。 有一些技术解决方案专为更高的斜坡而设计。但是，这会增加成本和设计要求。
考虑到上述因素，固定倾斜安装最适合 Makunduchi 场地，因为该地块形状不规则，地形不平坦。
双轴跟踪系统不用于大型光伏发电厂。这主要是因为 CAPEX 较高，运维困难
安装结构的最低技术要求
近年来，根据面板类型和安装区域，已经实施了许多创新的结构设计。但是，该结构应满足以下规定的最低技术要求：
固定安装
结构设计可承受模块的静载荷和根据该地区的风荷载
结构设计具有精确的夹具张力，可在极端条件下将模块固定到位而不会损坏
无腐蚀性材料/涂层，确保 25 年运行的结构强度
地基设计，通过适当的打桩（打桩、连续螺旋桩、螺旋桩和压载现浇地基等）来适应地表下的潜在障碍物。
简化的成本效益分析（概念变体分析）
如上一节所述，太阳能发电厂的主要组件存在多种技术选择。每种技术选项都有自己的优点和缺点;因此，应根据太阳能发电厂所在地点的具体情况来选择最合适的技术。应特别注意场地的气候和地形。
为了确定最合适的技术组合，已经实现了对不同概念变体的比较研究。这些变体在 PV 模块技术、逆变器类型和安装结构方面有所不同。固定倾斜安装和组串式逆变器考虑了以下技术选项：单面与双面光伏组件。
表 32：考虑的概念变体，Makunduchi
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1 |
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2 |
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已经使用 PVdesign 软件为每个变体开发和模拟了初步概念设计。然后，可以根据面积和土方工程要求、产量、性能比、资本支出、运营支出和平准化度电成本 （LCOE） 选择最佳变体。
我们注意到安装结构没有轴跟踪变体。正如 3.1.8 章所讨论的，考虑到绘图的特性和额外的设计要求，这种变体被认为是不合适的。与拟议场地的固定倾斜结构相比，就所需的投资而言，预计产量收益非常低。
模拟假设
为了进行仿真并计算与每种变体相对应的发电厂的发电量，需要对光伏组件、逆变器和安装结构进行一些假设。本节将概述在构思变体期间所采取的假设。以下有关所选光伏组件和逆变器的所有信息均直接取自制造商发布的产品数据表。
光伏组件
我们选择了 610 Wp 的 1,500 V 级标准 PV 组件来比较各种型号。这些标准模块描述得非常好，并且被广泛使用。这两款光伏组件分别是晶科能源Tiger Neo产品线的JKM610N-78HL4-BDV（双面）和JKM610N-78HL4-V（双面）。8 阿特斯阳光电力是一家一级制造商，提供 25 年的线性性能保修，第一年后每年退化率接近 -0.4%。
图 313：晶科能源 JKM610N-78HL4-V
虽然单面光伏组件的效率为 21.6 %，但双面光伏组件的效率取决于到达其背面的光量，范围为 22.1 % 至 26.4 %，双面系数为 80 %（组件背面和正面之间的效率比）。这两个模块都具有良好的 -0.30 %/°C 温度系数（25 °C 以上每度的效率损失），这使得它们适用于炎热的气候。最后，两个光伏组件都具有 156 个半电池配置和相似的尺寸。
太阳能逆变器
为模拟选择的逆变器是 FIMER 的 R1415 TL（组串式逆变器）。9 组串式逆变器要小得多，标称功率为 110 kVA。该逆变器的最大效率为 98.4%，与高达 1,500 V 的高压直流系统兼容。这些逆变器经过 IP65 认证，适用于室内和室外安装。
图 314：逆变器 - R1415 TL
太阳能发电厂的一个重要设计参数是 DC/AC 比率，它对应于 PV 组件产生的理论峰值直流功率与逆变器可以产生的最大交流功率之间的超尺寸比率。通常，纯粹的财务分析会倾向于更高的 DC/AC 比率，最高可达 1.5，因为这样可以节省大量投资成本。然而，在峰值发电期间，高 DC/AC 比率会给逆变器带来很大的负载，并且由于工作温度高，可能会损害其耐用性。
安装结构
如前所述，在发电厂概念设计的变体中仅考虑固定倾斜机架结构。选择这些结构的设计参数是为了最大限度地提高发电厂的产量，满足清洁和维护的运营要求，并减少太阳能场的占地面积。
所选的固定倾斜货架结构具有 8° 的倾斜度，可容纳 2 个纵向配置模块。间距或两排模块的相同两点之间的距离为 7.5 m，这导致最小的自阴影损失并留下 2.6m 的间隙。这个间隙足以让配备半自动模块清洁臂的大型卡车循环。在这种配置中，地面覆盖率为 65 %。这种结构可以容纳高达 20 % （11°） 的相对较高的坡度，使其适用于轻度丘陵地形，而无需昂贵的土方工程。
总结
表 33 总结了拟议光伏电站考虑的变体的详细参数.
表 33：关键变量参数
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| 40 MWp | |
| 30 MW | |
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| 15° | |
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JKM610N-78HL4-BDV
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R1415 TL | |
平准化度电成本 （LCOE） 模拟
通过以下公式计算平准化度电成本 （LCOE） 来评估变体：
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I O&M E i n |
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将成本的现值除以电力生产的现值得出平准化度电成本 （LCOE）。该值显示了太阳能光伏发电厂在上网点生产的预期单位电力成本。它有助于将新项目产生的电力与其他形式的发电（例如火力发电厂、柴油发电机）或进口发电进行成本比较。
错误！找不到引用源。列出用于计算 LCOE 的投资和 O&M 的预期单位成本，以比较 Error！ 中列出的变体找不到引用源。。此处使用的成本类似于 Economic and Financial Analysis 中使用的成本。然而，这种分析要深入得多，其结果没有可比性。
LCOE 比较的贴现率 （i） 设置为 10 %，所有变体的年数 （n） 为 25。
2021 年光伏报告 - Fraunhofer ISE
2022 年可再生能源发电成本 -IRENA
最佳研究细胞效率图表 （nrel.gov）https://www.nrel.gov/pv/cell-efficiency.html
2021 年光伏报告 - Fraunhofer ISE
双面和漏电跟踪光伏系统的全球技术经济性能- Joule CellPress 2020
国际光伏技术路线图 （ITRPV）
来源：晶科能源
来源 ： FIMER
表 34：预期单位成本
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1 |
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1.1 |
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1.1.1 |
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| 195 | 200 | ||
1.1.2 |
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| 80 | |||
1.2 |
| |||||
1.2.1 |
|
| 70 | |||
1.2.2 |
|
| 15,000 | |||
1.2.3 |
|
| 60 | |||
1.2.4 |
|
| 300,000 | |||
1.2.8 |
|
| 150,000 | |||
2 |
| |||||
2.1 | INSTALLATION |
| ||||
2.1.1 |
|
| 50.00 | |||
2.1.2 |
|
| 40.00 | |||
2.1.3 |
|
| 200,000 | |||
2.2 |
|
| ||||
2.2.1 |
|
| 100.00 | |||
2.2.3 |
|
| 250,00 | |||
3 |
|
| ||||
3.1 |
|
| 15,000 | 15,000 | ||
适用技术建议
变体分析的结果总结在表 35 中.
表 35：P50，变体模拟的结果
如上所述，在这样一个丘陵、起伏的地区，固定安装光伏组件是唯一的选择。因此，安装在单轴跟踪系统上已被排除在外，并且在 LCOE 分析中未进行研究。考虑到 O&M 风险最小，建议使用已安装的系统。此外，这种变体历来是大型太阳能发电厂最受欢迎的，并且仍然是丘陵或偏远地区太阳能发电厂最便宜、最可靠的选择。
使用双面组件的变体显示出约 30.764 GWh 的能量输出，而单面变体的能量输出为 30.041 GWh。此外，双面组件的平准化度电成本低于使用单面组件的系统（39.92 欧元/MWh 对 40.86 美元/MWh）。
在使用固定倾斜安装系统的两种型号之间，组串式逆变器和双面光伏组件在光伏电站生产和LCOE方面具有优势。因此，顾问建议 Makunduchi 发电厂将固定倾斜安装结构、双面光伏组件和组串式逆变器（变体 2，参见错误！未找到参考来源。
概念设计
用于将太阳能转化为电能的主要设备是：
将太阳辐射转换为直流电的光伏模块。
固定安装结构支撑 PV 模块。
汇流箱在到达逆变器之前整合光伏组件组串的输出。
集中式逆变器将太阳能场的直流电转换为交流电。
电力变压器将电压电平从低电平提高到中电平。
发电站拥有将直流电转换为交流电的必要设备。
光伏电站的一般电气配置如图 3所示 15
图 315：简化的电气配置图
光伏组件
所选光伏组件为晶科能源制造的 JKM610N-78HL4-BDV 双面模型。它的峰值功率为 610.0 W，电池技术为硅单晶。
光伏组件的特点如表 36 所示.
该模块的双面系数为 80.00 %。
图 316：双面硅单晶光伏组件的 E 样本
下表说明了所选光伏组件的主要特性
表 36：光伏组件特性
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| JKM610N-78HL4-BDV |
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| 21.85% |
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| -0.300 %/°C |
| -0.278 %/°C |
| 0.046 %/°C |
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固定结构
模块将安装在固定结构上。该结构将确定模块的方向和倾斜度，以及行之间的分隔。该结构将由以下元素组成：
由不同类型的金属型材形成的安装结构。
用于将结构锚固到地面的基础元素。
用于组装结构并将模块安装在结构上的夹紧元件和螺钉。
结构加固元件。
安装结构应得到充分保护，防止腐蚀和损坏。
固定安装结构的示例如图 317 所示。固定安装结构的主要特点如表 37 所示.
图 317：固定安装结构示例
表 37 说明了拟议 PV 结构的关键特征：
表 37：主要特征
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| 2V |
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组串式逆变器
逆变器将光伏组件产生的直流电转换为交流电。它由以下元素组成：
一个或多个 DC-AC 电源转换级，每个级都配备最大功率点跟踪系统 （MPPT）。MPPT 将改变直流阵列的电压，以根据操作条件最大限度地提高产量。
保护元件免受高工作温度、过压或欠压、过频或欠频、最小工作电流、变压器电源故障、防孤岛保护、电压间隙保护等。除了保护工作人员的安全外。
下表说明了拟议的 PV 结构的主要特征：
表 38：逆变器特性
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| STRING |
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| 98.39 % |
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表 39：逆变器参数
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| 67 |
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| 1.322 |
| 58 |
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| 1.057 |
电力变压器
电力变压器提高逆变器交流输出的电压，以在光伏发电厂的电力线中实现更高效的传输。电力变压器的示例显示在
图 318 ： 电力变压器示例
发电站
发电站或变电站是户外平台。从太阳能场收集的能量的电压被提高到更高的水平，以促进产生的能量的疏散。
电力变压器将安装在发电站内。
室外发电站的示例如图 3所示 19
图 319：户外电站
电站应配备中压开关柜，包括变压器保护装置1个、直接进线馈线装置1个、直接出线馈线装置1个和电气板。特别是，不会在每条 MV 线路的第一个发电站安装直接进线装置。
电站的共同特点如表 3 所示10：主串箱特性
表 310：主字符串箱特性
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| 0.55/33.0kV |
| ONAN |
| 2.5%, 5%, 7.5%, 10% |
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不同发电站根据其交流配置的特性如表 3所示 11
表 311：根据 AC 配置的发电站
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1 | 5 |
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| 0.080 |
根据与之相关的直流场，不同类型的发电站如表 3所示 12
表 312：按直流场划分的发电站
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1 | 2 | 25 |
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| 1.205 |
2 | 1 | 25 |
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| 1.195 |
3 | 1 | 25 |
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| 1.195 |
4 | 1 | 25 |
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| 1.195 |
光伏电站选型
电气配置
光伏发电机阵列由以串行和并联方式连接的模块组成。组件和逆变器的技术特性、电力系统要求以及坦桑尼亚特定位置的气象条件定义了这种配置。
用于定义电气配置的方法包括确定模块串、电气接线盒（如果有）、布线和逆变器的尺寸，以找到满足 DC/AC 比率目标的电气配置。考虑的一些设计标准是：
达到可能的最大直流电压，保持在光伏模块的最大额定电压 1500 V 以下。这样做是为了最大限度地减少直流电力传输损耗。
光伏发电机阵列（直流场）相对于交流系统的额定功率来说尺寸过大，以最大限度地提高发电量。
表 313 和表 314 分别显示了全局和按区域划分的电气配置的主要特征。
表 313：电气配置全局
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| 1.20 |
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表 314：电气配置特征
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| 1.20 |
连接发电站和变电站的中压网络以 33.0 kV 的电压运行。它由 1 个中压支路组成。
电气布线设计
计算电线特性时的目标是最小化电缆长度和截面。这些部分是根据 IEC 60364-5-52 和 IEC 60502-2 标准选择的。
在选择电缆横截面时，要考虑载流能力、电压降和短路电流。中压网络直流侧的最大允许电压降为 1.5%，交流电缆的最大允许电压降为 0.5%。
低压和中压沟槽使用 35 mm2 接地电缆，而发电站使用 50 mm2 接地电缆。
表 315 中显示了所选电缆截面及其安装方法的摘要.
表 315：电缆设计
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| PVC |
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| PVC |
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| PVC |
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| XLPE |
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土木工程评估
表 316 显示了建造光伏发电厂所需的土木工程所考虑的一些参数.
表 316：土木工程
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表 317：按区域划分的道路
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对于正在研究的光伏电站的设计，使用了 5.0 m 的道路。这些道路总长 2557.3 m。
用于排水和引水的路沟位于道路的一侧。
总周长为 1716.96 m 的链节围栏环绕着光伏电站的不同区域。围栏至少有 2.0 m 高，柱子之间至少有 3.0 m。围栏每 50.0 m 安装一个 4.0 m 高的灯柱和一个微波屏障系统。每 100.0 m 的围栏安装一个 6.0 m 高的摄像机柱。
从组串式逆变器到发电站的低压电缆必须直接埋在沟槽中。同一沟槽内可能包含多行电缆。低压和中压沟槽是分开的。
低压电缆放置的最小深度为 600.0 毫米。这些电缆水平接触。低压电缆之间的垂直间距为 50.0 mm。
电缆沟
表 38 显示了设计中使用的沟槽截面，以及每种类型的沟槽总长度和体积。
低压沟槽的简化沟槽截面如图 320 所示： 简化的低压沟槽截面.
图 320：简化的 LV 沟槽横截面
放置中压电缆的最小深度为 700.0 mm。这些电缆水平间隔 200.0 毫米。它们之间的垂直间距为 200.0 毫米。
MV 沟槽的简化沟槽截面如图 321 所示.
图 321： 简化的 MV 沟槽横截面
电缆行和沟槽边界之间的偏移水平间距为 50.0 mm。
图 321 显示了设计中使用的沟槽截面，以及每种类型的沟槽总长度和体积。
表 318：沟槽截面
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侵蚀控制和损害
需要规划土方工程，以控制切割和填充的地表和地下排水，并防止侵蚀和沉积。
根据气候数据，特别是降水记录以及场地的配置和地形，有必要根据他的岩土工程研究结果设计和建造一个排水系统，以保护工厂的基础设施免受侵蚀和山洪暴发。该排水工程应位于为所参考项目指定的区域内。
光伏电站变电站是电力项目的关键组成部分，因为它对于将电站连接到国家电网至关重要。因此，保护变电站免受任何潜在的洪水损害至关重要，因为即使是轻微的洪水事件也会对电气设备造成广泛且代价高昂的损坏，从而导致停电和其他问题。
除了洪水可能造成的直接损害外，它还可能导致电气危险，例如短路，这可能是致命的。洪水还会导致电气设备故障，从而中断电网，这对于维持电力供应的连续性至关重要。
因此，防洪措施是必要的，以最大限度地减少潜在洪水对变电站的影响并确保电力供应的连续性。这些措施包括安装防洪屏障，例如沙袋、堤坝和防洪墙，以及将关键电气设备抬高到洪水水位以上。此外，还应定期对变电站进行维护和检查，以确保所有防洪措施正确有效地运行。
分级和排水计划应根据当地法规和许可证要求进行设计和安装。工厂排水所需的所有结构应符合排水设施的当地和国际标准规范。
施工设施和交通
堆垛区、停车区、储存区、办公区、车间和其他临时设施应位于光伏发电厂区域内。临时施工道路和堆放区应在施工完成后完全拆除，并严格按照所有许可要求进行恢复。
现场道路
应在围护线和任何设备之间提供至少 10 米的后退。此后退空间应作为周边道路。
应为建造现场道路提供光伏阵列块之间的适当宽度。该空间应用作内部服务道路，必要时应进行宽度调整。成行的模块和电路块之间的路径可能更少。但是，设计人员应考虑访问所有模块和阵列设备以进行维护和维修所需的程序。
路面应符合当地和/或国际消防和紧急车辆通行要求。
场地访问道路
现场通道是用于进入工厂的场外道路。现场通道的设计使用寿命为三十 （30） 年，以满足制造商的负载要求，并为工厂的运营和维护提供全天候通道。该设计应基于足够的土壤和合格的专业人员进行的地下调查，以确保建造的道路符合其预期目的。
场地通道应按照岩土工程要求设计，并设有适合工厂建设、运营和维护的通道以及紧急通道。现场通道设计应符合当地和/或国际许可要求（包括消防当局），以支持计划交付的最重运输车辆。
路肩应采用压实的原生或工程土壤，以适应重型设备的行驶。在安装结束时，运营和维护不需要的临时路肩将被回收和植被覆盖，这会影响根据当地标准规范的给定通道。
建筑物和围护结构
工厂现场需要控制室、仓库、机电车间等建筑物和其他设施。一般来说，它们的构建方式必须防止 PV 组件上的阴影。
控制楼应为位于工厂内的单层（尺寸约为 20 m x 10 m）建筑。该建筑至少需要为
一间手术室，
1 个服务器机房，
一个办公室
一间会议室和
一间更衣室/紧急室。
此外，还需要厨房、卫生设施（厕所，男女分开，每个厕所都有一个化粪池）和一个储藏室。
车间建筑应容纳工厂顺利运行和维护所需的所有机器、设备、工厂运行备用电源、备件和消耗品。必要时应提供室内和室外存储。建筑物的设计和假设荷载应符合相关的国际标准。应为相关人员和最重的负载提供通道和停车位。
建筑物的最低要求如下：
控制室托管 SCADA 系统设备
备件存储（永久性建筑物或带地基的集装箱）
建筑物、变压器和设备的布置应决定要求。建筑物和设备地基的设计应能够承受根据建筑物和设备载荷、土壤调查和当地地震考虑因素承受地基将承受的载荷。
电气和机电设备的基础，如（但不限于）太阳能电池板、电气柜、变压器和控制开关，应根据制造商的要求进行设计和建造，同时考虑特定的负载规格和保护要求。此外，地基设计和水平应允许雨水排放，而不会影响支撑设备。
除了使用适用的标准和规范外，任何建筑物的设计和建造都应考虑到国际上可接受的可持续和节能建筑的最新策略，以便：
降低能源成本
最大限度地减少温室气体排放
为可持续发展做出贡献
输电线路和电网连接评估
稍后将提供。
准备高级场地规划和布局
光伏电站将建在 1 个可用区域内，总面积为 41.3 公顷。共有 2 个限制区域（道路保护区和水井）被排除在布局之外。最终可用面积为 40.77 公顷。
表 319：站点详细信息
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图 322：光伏电站布局
光伏布局见附件 1。
发电量评估
太阳能资源评估
太阳能资源分析旨在估计光伏电站在任何典型年份将获得的太阳能。太阳能资源通常被赋予一年内辐照度和温度的一系列小时值。这个系列被称为“典型气象年”（TMY）。
顾问从 Solargis 获取了该站点位置的太阳辐照数据。Solargis 被广泛认为是太阳能资源数据和分析的知名可靠资源。Solargis 使用卫星数据、大气建模和地面测量来提供准确且经过验证的太阳辐照度数据。将 Solargis 与工厂所在地的其他两种广泛使用的资源进行了比较，即 PVGIS、Meteonorm 和 NASA 全球能源预测 （POWER）。
PVGIS1包括从 2005 年至今的气象数据（实际使用的时间可能因位置而异），空间分辨率为 4 x 4 公里。卫星衍生的数据是根据来自不同气象站的地面测量值进行验证的。PVGIS 为该站点提供的全球水平辐照 （GHI） 约为每年 2154.26 kWh/m²。
如上所述，对于当前版本的 PVGIS，用于太阳辐射估计的卫星数据来自 METEOSAT 卫星。用于 PVGIS 中存在的基于卫星的太阳辐射数据的算法是与 CMSAF 合作开发的。
NASA POWER2 太阳能和气象数据集包括对多个数据集的基于模型的长期分析。NASA POWER 为该站点提供的 GHI 为每年 1,975 kWh/m²。
NASA POWER 太阳能数据基于卫星观测，从中可以推断出表面日照值。气象参数基于 MERRA 同化模型。太阳能参数来自 NASA 的 GEWEX SRB R4-IP 档案、CERES SYN1deg 档案和 NASA 的 CERES FLASHFlux 项目。
Solargis3 对历史和近期数据采用半经验太阳辐射模型，集成先进的卫星算法来识别云属性。这种方法考虑了各种大气衰减过程，并利用物理参数来准确表示真实场景。业务数值天气模型 （NWP） 有助于预报数据，后处理结合业务计算的卫星模型信息，以动态提高预报准确性。Solargis 中的太阳辐射反演过程包括三个步骤：首先，计算晴空辐照度;其次，利用卫星数据量化云衰减效应并反演全天空辐照度;最后，利用直接法向和全局水平辐照度来计算漫反射和全局倾斜辐照度，并考虑周围地形或对象的着色效果。这种全面的方法可确保为各种应用提供精确的太阳辐射数据。
用于评估的 Solargis 数据库中的 TMY 数据包括从 1994 年至今的气象数据（实际使用的时间可能因地点而异），太阳辐照度的空间分辨率为 250 m x 250 m，空气温度的空间分辨率为 1 km x 1 km。Solargis 数据的不确定性在 ±4% 到 ±8% 之间变化，具体取决于位置。
在 TMY 中找到的每小时温度值产生以下聚合：
最低温度：22.6 °C。
最高温度：29.5 °C。
平均气温： 26.1 °C。
3 个资源的 TMY 比较显示在 Error！找不到引用源。。为了更好地表示 Solargis 数据中 GHI 值相对于 PVGIS 和 NASA POWER 的百分比差异。
表 320：TMY 比较
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| PVGIS | NASA |
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| 183.383 | 194.53 | 190.34 | 2.81% |
| 168.162 | 181.7 | 177.24 | 3.57% |
| 177.672 | 182.08 | 183.83 | 2.92% |
| 147.949 | 150.5 | 146.7 | 5.23% |
| 148.778 | 140.9 | 145.08 | 2.46% |
| 145.046 | 150.93 | 144.9 | 2.58% |
| 157.262 | 163.25 | 155.62 | 2.29% |
| 178.166 | 183.82 | 173.91 | 2.52% |
| 193.225 | 200.57 | 189.6 | 2.51% |
| 203.652 | 211.69 | 203.98 | 1.87% |
| 184.233 | 196.72 | 193.2 | 4.23% |
| 186.359 | 197.57 | 193.75 | 3.12% |
| 2073.9 | 2154.26 | 2098.15 | 3.01% |
图 323：来自不同数据库的气象数据比较
如图 323Error！未找到参考源，则 solarGIS 值与 PVGIS 和 NASA 值密切相关，表明不同来源之间的一致性和可靠性。SolarGIS 以其全面的覆盖范围和细致的验证流程而闻名，确保了其数据的准确性和质量。如前所述，其方法整合了地面测量、卫星观测和先进的建模技术，从而产生高度精确和可靠的太阳辐射数据。此外，SolarGIS 提供精确到单个位置的空间分辨率，有助于针对特定项目站点进行精确分析。
与 PVGIS 和 NASA 相比，SolarGIS 的 GHI 值略低，因此选择保守的发电量分析也具有某些明显的优势。选择保守值可以降低高估太阳能产量的风险。这反映了符合行业标准的审慎决策，在发电量分析中优先考虑可靠性和风险管理。
鉴于其准确性、可靠性、空间精度和略微保守的值，SolarGIS 成为进行太阳能发电量计算的最佳选择。
TMY 的完整电子版本（来源于 Solargis）应提供给 ZECO 作为参考。它包括表 321Error！ 中列出的值找不到引用源。
表 321 来自 Solargis 的 TMY
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| GHI |
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| DNI |
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| DFI |
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| SE |
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| TEMP | deg_C |
| WS | % |
| WD |
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| WG |
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| RH | % |
| AP |
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| PWAT |
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| PREC |
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TMY 进一步列出了表 322、表 323 和表 324 中分别总结的 P50、P75 和 P90 的月度值。图 324、图 325 和 图 326 中提供了显示这些表格数据的图表.
表 322：TMY 月辐照度和温度 （P50）
| GHI [kWh/m2] | DHI[kWh/m2] |
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1 | 183.383 | 86.739 | 27.3 |
2 | 168.162 | 79.968 | 27.7 |
3 | 177.672 | 74.504 | 27.1 |
4 | 147.949 | 62.001 | 26.4 |
5 | 148.778 | 63.752 | 26.1 |
6 | 145.046 | 59.768 | 25.5 |
7 | 157.262 | 68.909 | 24.1 |
8 | 178.166 | 70.178 | 24.8 |
9 | 193.225 | 73.201 | 25.2 |
10 | 203.652 | 74.17 | 25.5 |
11 | 184.233 | 76.182 | 26.4 |
12 | 186.359 | 83.511 | 27.2 |
| 2073.887 | 872.883 | 26.1 |
图 3 24：太阳能资源图 （P50）
表 323：TMY 月辐照度和温度 （P75）
| GHI | DHI |
|
1 | 173.661 | 84.853 | 27.7 |
2 | 159.771 | 75.104 | 27.6 |
3 | 173.718 | 78.49 | 27.5 |
4 | 141.911 | 63.182 | 26.7 |
5 | 139.208 | 61.823 | 25.8 |
6 | 142.125 | 61.714 | 25.7 |
7 | 150.772 | 67.13 | 24.5 |
8 | 171.414 | 68.007 | 24.4 |
9 | 186.414 | 72.644 | 24.9 |
10 | 198.309 | 78.382 | 25.7 |
11 | 176.782 | 74.554 | 26.3 |
12 | 174.65 | 81.514 | 27.3 |
| 1988.735 | 867.397 | 26.2 |
图 325：太阳能资源图 （P75）
表 324：TMY 月辐照度和温度 （P90）
| GHI | DHI |
|
1 | 168.155 | 86.935 | 27.7 |
2 | 152.621 | 75.736 | 27.7 |
3 | 163.407 | 74.63 | 27.5 |
4 | 136.799 | 64.554 | 26.8 |
5 | 135.179 | 63.699 | 25.7 |
6 | 135.127 | 62.334 | 25.4 |
7 | 145.778 | 69.361 | 24.5 |
8 | 165.868 | 71.484 | 24.2 |
9 | 180.401 | 74.367 | 24.6 |
10 | 190.392 | 79.155 | 25.6 |
11 | 170.86 | 75.794 | 26.3 |
12 | 174.65 | 81.514 | 27.3 |
| 1919.237 | 879.563 | 26.1 |
图 3 26：太阳能资源图 （P90）
不确定性分析
太阳辐射年际变化引起的不确定性
随机的天气周期变化。自然地，每年的年太阳辐射量可能会在一定百分比范围内偏离长期平均值。如果只考虑一年，GHI 和 DNI 预测的不确定性最高。当较长时间的平均值时，天气振荡会趋于平稳并接近长期平均值。
年际变率可以根据 GHI 和 DNI 的无偏标准差 stdev 计算得出。
哪里：
n 是年数，
习 是任何特定年份的辐照度，
x̅ 是辐照度的长期年平均值
需要强调的是，对未来电力生产的预测是基于对近期历史数据的分析。未来的天气变化可能包括人为引起的气候变化或火山喷发等自然事件，这些事件可能会影响这一预测。
由于天气变化引起的不确定性随时间推移而减小，其平方根为年数。
超标估计的概率
P50 值表示最佳估计值或“中值”。通过对年度和月度太阳辐照量摘要进行一定程度的简化，可以认为 P50 值接近平均值（超过该值的概率为 50 %）。更保守的估计值是 P90 值，假设超标的概率为 90 %（概率为 90 %，应超过该值）。45
为了准确评估场地的太阳能资源或能源发电潜力，使用最佳可用信息和方法对太阳能资源/能源产量进行建模。得到的估计值就是 P50 估计值，或者换句话说，就是“最佳估计值”。该结果预计在 50% 的时间内，预测的能量产量（P50 估计）未实现。对于某些投资者来说，这可能风险太大。因此，可以考虑其他超标值，例如 P90（该值超过 90% 的时间）。SolarGIS 用于估算全球水平辐照度 （GHI） 和直接法向辐照度 （DNI） 的 P 值的方法符合太阳能行业的既定标准，包括太阳辐射和气象参数的地理代表性和一致性。这种方法确保了 P50、P90 和其他百分位数案例的稳健表示。
在连续运行期间，会发生进一步的损失。这主要是由于：
模块和系统组件的长期退化，以及
工厂意外的技术不可用。
在项目生命周期内的生产计算中，必须考虑项目生命周期内的这些运营损失。该分析基于代表多年历史的数据以及相关天气变化的专家推断。
计算方法
该方法考虑了以下输入：
典型的气象年份。
要使用的电气设备的参数。
光伏发电厂的电气配置。
仿真参数，例如损失或计算设置。
根据这些输入，将按顺序执行以下步骤以计算能量产量的最终值：
辐射分量到倾斜平面的转置。
使用库计算太阳的位置。
太阳跟踪算法用于单轴跟踪器 （回溯）。
计算阴影对倾斜平面接收到的辐照度的影响。
被照射的光伏模块的发电及其相关损耗。
估计部分着色对模块字符串的影响。
逆变器的性能和操作窗口。
公用事业规模光伏发电厂的电力损耗。
产量估算和损失
GHI 到阵列平面的转置
阵列平面看到的辐照度是通过全局水平辐照度到倾斜平面的转置来计算的。由于倾斜角度的原因，转置会导致相对于水平面接收到的辐照度增加。如果安装结构是太阳跟踪的，则此增益会更大。
转置到正面阵列平面的增益为 +0.74 %。
在背面，地面反射辐照度被转移到阵列的倾斜平面。倾斜的平面还可以感知漫反射和光束辐照度。
换调导致增益 +2.57 %。
远距离着色
地平线中的障碍物（例如山丘或建筑物）将对到达光伏组件的辐照度产生负面影响。这将发生在一天中太阳海拔较低的时间。如果障碍物的阴影大小比光伏发电厂的大小大十倍以上，则通常认为障碍物是地平线剖面的一部分。
远阴影损失是针对没有水平线障碍物的假设植物计算的。在图 327 中，显示了光伏电站的水平剖面图。
图 327.. Horizon 配置文件
这种水平剖面导致正面辐照度损失 -0.02 %。
近底纹
每当太阳高度较低时，连续的光伏组件行将阻挡附近行的阳光。这些阴影将对光伏组件接收到的辐照度产生负面影响。
由于正面近阴影造成的年损失为 -0.47 %。这是由于从一个结构投射到另一个结构的阴影造成的。
背面近阴影损失是由结构本身阻挡的地面反射辐照度引起的。其值为 -2.80 %。
弄 脏
污垢和灰尘沉积在模块表面会导致辐照度的直接损失，称为污垢损失。斜太阳光线的这种影响大于垂直光线。
通过定期清洁光伏模块，很容易将污垢损失降至最低。每当大气条件导致从其表面去除污垢（通过雨或风）时，它也会减少。然而，在高污染的瞬态条件下，损失可能高达 8%，例如，在清洁操作之间。影响污垢损失的其他条件是道路的接近程度、地形特性和模块的倾斜角度。
污垢损失被建模为全年的平均值常数，值为 -4.00 %。
IAM 效应
除了余弦效应外，由于太阳光线在阵列平面上的非零入射角也会导致损耗。到达组件表面的光中有一小部分被保护它们的玻璃盖反射。此损失是使用入射角修饰符 （IAM） 系数计算的，该系数是所用玻璃的函数。
根据制造商的规格，使用 PAN 文件中的自定义 IAM 配置文件对前面板玻璃进行建模。
使用普通玻璃的空气玻璃模型对背面玻璃进行建模，折射率为 1.526（n 参数）。
由于正面玻璃引起的 IAM 效应造成的损失为 -0.47 %，背面玻璃造成的损失为 -8.60 %。
光伏组件退化
组件性能的初始退化发生在暴露在阳光下的最初几个小时内，称为光致衰减损失 （LID）。
但是，在这种初始降级之后，会发生一个更长期的过程，从而导致每年的性能损失。
这种退化是由于导体的腐蚀和模块背板密封的逐渐失效而发生的。高温波动、雨水、环境湿度和盐度等大气条件可能会加速腐蚀。
考虑的年退化值在运营的第一年为 -1.00%，随后几年为 -0.40%。
辐照度级别
辐照度水平造成的损失是指当辐照度低于 1000 W/m2（STC 条件）时，光伏组件的产量较低。
辐照度水平损失为 +0.34 %。
温度损失
光伏电池的生产受到高温的负面影响。损耗是光伏组件特性的结果。电池温度始终高于环境温度。
29.00 W/m2/K 的值被认为是传热系数常数分量。
由于组件电池温度引起的年损失为 -5.11 %。
光诱导的衰减是由于组件质量色散
光诱导的降解发生在光伏组件暴露在阳光下的最初几个小时内。在这些初始小时之后，退化开始出现，并且在模块的剩余使用寿命内保持不变。这种影响通常不会反映在组件数据表中。
LID 损失值为 -2.00 %。
光诱导降解
双面失配是由背面的异质照明引起的。在 1V 单轴跟踪器中更为明显，其中扭矩束在背面投下阴影，光伏电池位于阴影区域。
考虑了 3.00% 的双面失配值。该值不会直接转化为最终的损失结果，因为它与前后辐照度比成比例地应用。
由此产生的双面失配损失为 -0.11 %。
电气失配
失配损耗是由于阵列中串联的光伏模块之间的电气特性变化而发生的。这意味着模块不能总是在其最大功率工作点运行。
损失的价值在全年都是恒定的
DC 电缆损耗
由于直流电源的电气传输中产生的欧姆效应而存在损耗。这种损耗发生在将光伏组件组串连接到组串盒和逆变器的电缆中（如果工厂使用直流母线系统设计，则直接连接到逆变器）。
传输损耗的值取决于电缆横截面和电缆长度，通常通过在 STC 条件下指定电压降值来计算。
直流电缆的平均每小时损耗为 -0.99 %。
逆变器损耗
逆变器发生的主要损耗是直流电到交流电的转换，通常称为效率损失。如果直流阵列相对于逆变器额定功率的尺寸不是最佳选择，则可能会发生额外的损失（逆变器操作窗口损失）。
逆变器的综合损耗为 -2.55 %（包括效率损失、操作窗口损失和辅助消耗损失）。
从逆变器到变压器的交流电缆损耗
由于欧姆效应，交流电缆中产生的损耗取决于电缆横截面和长度。损耗通常指定为 STC 条件下电压降的百分比。由于将逆变器连接到变压器的电缆长度较短，因此这种损耗通常很低。
电站变压器损耗
交流电 电力变压器损耗分为两部分：恒定损耗值，称为铁或铁芯损耗，以及转换后的功率相关损耗，称为铜或绕组损耗。虽然这些损耗通常非常低，但必须考虑它们，因为变压器具有非常高的效率。
铁和铜成分的损耗分别为 -0.21 % 和 -0.67 %。
电站变压器的年平均损耗为 -0.88 %。
中压网络损耗（MV 电缆）
由于欧姆效应，MV 网络中产生的损耗取决于电缆横截面和长度。损耗通常指定为 STC 条件下电压降的百分比。
中压网络由一系列连接电站变压器和变电站开关装置的线路组成。网络中的功率损耗为 -0.32 %。
光伏电站辅助消耗
光伏发电厂将消耗其产生的部分电力来为自己的系统供电，例如安全设备、清洁设备或夜间照明。这些消耗也可能在夜间出现。
光伏电站辅助消耗导致损失 -0.29%。
变电站变压器
变电站电力变压器提高发电厂的交流输出电压以匹配电网电压。
铁和铜组分的损耗分别为 -0.22 % 和 -0.66 %。
变电站变压器损耗为 -0.87 %。
植物不可用
光伏发电厂的不可用率估计为 -2.00 %。不可用是由于计划的维护操作而发生的，这可能导致工厂无法生产，以及由于不可预见的情况而导致的计划外停机。损失值取决于工厂位置。
发电量结果
表 325 显示了第一年的结果摘要
表 325： 发电量 – 第一年
|
|
|
| 30.76 | GWh |
| 81.89 % | - |
| 1710.5 |
|
| 2.83 % | - |
第一年的能源产量和损失 （P50）
正面辐照度结果如表 326 所示，背面结果如表 327 所示。第一年转换为电能后的损耗如表 328 所示。
表 326：正面太阳辐照度结果
|
|
|
|
| |||
| 2073.3 |
| |
| 2088.7 |
| +0.74 % |
| 2088.3 |
| -0.02 % |
| 2078.6 |
| -0.47 % |
| 1995.5 |
| -4.00 % |
| 1986.1 |
| -0.47 % |
| 1986.1 |
|
表 327：背面太阳辐照度结果
|
|
|
|
| |||
| 2073.3 |
| |
| 414.7 |
| -80.00 % |
| 425.3 |
| +2.57 % |
| 81.6 |
| -80.81 % |
| 81.6 |
| 0.00 % |
| 79.4 |
| -2.80 % |
| 79.4 |
| 0.00 % |
| 72.5 |
| -8.60 % |
| 72.5 |
|
表 328：第一年的收益率和损失。
|
|
|
|
| |||
| 1986.1 |
| |
| 72.5 |
| |
| 2058.6 |
| |
| |||
| 82417 |
| |
| 169.7 | GWh | |
| 168.5 | GWh | -0.70 % |
| 21.85 | % | |
| 36.81 | GWh | |
| |||
| 36.44 | GWh | -1.00 % |
| 36.57 | GWh | +0.34 % |
| 34.7 | GWh | -5.11 % |
| 34.7 | GWh | 0.00 % |
| 34.94 | GWh | +0.70 % |
| 34.24 | GWh | -2.00 % |
| 34.21 | GWh | -0.11 % |
| 33.78 | GWh | -1.25 % |
| 33.78 | GWh | 0.00 % |
| 33.45 | GWh | -0.99 % |
| 33.45 | GWh | |
| |||
| 33.45 | GWh | 0.00 % |
| 33.45 | GWh | 0.00 % |
| 33.44 | GWh | -0.03 % |
| 33.23 | GWh | -0.61 % |
| 33.23 | GWh | 0.00 % |
| 32.59 | GVAh | -1.92 % |
| 32.59 | GWh | |
| |||
| 32.15 | GWh | -1.37 % |
| 32.08 | GWh | -0.21 % |
| 31.86 | GWh | -0.67 % |
| 31.76 | GWh | -0.32 % |
| 31.76 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 | ||
| |||
| 31.67 | GWh | -0.29 % |
| 31.6 | GWh | -0.22 % |
| 31.39 | GWh | -0.66 % |
| 31.39 | GWh | 0.00 % |
| 31.39 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 | ||
| |||
| 31.39 | GWh | 0.00 % |
| 30.76 | GWh | -2.00 % |
| 30.76 | GWh | 0.00 % |
| 30.76 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 |
25 年发电量 （P50）
光伏电站的发电量计算了 25 年。表 329 显示了每年的发电量、单位产量和性能比率。
表 329：25 年期间的结果
|
|
|
|
1 | 30.8 | 1710.5 | 81.89 |
2 | 30.7 | 1704.4 | 81.60 |
3 | 30.5 | 1698.1 | 81.30 |
4 | 30.4 | 1691.6 | 80.99 |
5 | 30.3 | 1685.1 | 80.68 |
6 | 30.2 | 1678.6 | 80.37 |
7 | 30.1 | 1672.0 | 80.05 |
8 | 30.0 | 1665.5 | 79.74 |
9 | 29.8 | 1658.8 | 79.42 |
10 | 29.7 | 1652.2 | 79.10 |
11 | 29.6 | 1645.5 | 78.78 |
12 | 29.5 | 1638.9 | 78.46 |
13 | 29.4 | 1632.2 | 78.14 |
14 | 29.2 | 1625.4 | 77.82 |
15 | 29.1 | 1618.7 | 77.50 |
16 | 29.0 | 1611.9 | 77.17 |
17 | 28.9 | 1605.1 | 76.85 |
18 | 28.7 | 1598.3 | 76.52 |
19 | 28.6 | 1591.5 | 76.20 |
20 | 28.5 | 1584.7 | 75.87 |
21 | 28.4 | 1577.8 | 75.54 |
22 | 28.3 | 1570.9 | 75.21 |
23 | 28.1 | 1564.0 | 74.88 |
24 | 28.0 | 1557.1 | 74.55 |
25 | 27.9 | 1550.2 | 74.22 |
| 733.6 | 1631.6 | 78.1 |
第一年的能源产量和损失 （P90）
正面辐照度结果如表 330 所示，背面结果如表 331 所示
表 330：正面太阳辐照度 （P90）
|
|
|
|
| |||
| 1912.7 |
| |
| 1927.3 |
| +0.77 % |
| 1926.9 |
| -0.02 % |
| 1917.3 |
| -0.50 % |
| 1840.6 |
| -4.00 % |
| 1831.7 |
| -0.48 % |
| 1831.7 |
|
表 331：背面太阳辐照度结果 （P90）
|
|
|
|
| |||
| 1912.7 |
| |
| 382.5 |
| -80.00 % |
| 392.2 |
| +2.51 % |
| 76.1 |
| -80.58 % |
| 76.1 |
| 0.00 % |
| 73.9 |
| -2.94 % |
| 73.9 |
| 0.00 % |
| 67.5 |
| -8.70 % |
| 67.5 |
|
表 332：第一年的收益率和损失。
|
|
|
|
| |||
| 1831.7 |
| |
| 67.5 |
| |
| 1899.2 |
| |
| |||
| 82417 |
| |
| 156.5 | GWh | |
| 155.4 | GWh | -0.71 % |
| 21.85 | % | |
| 33.96 | GWh | |
| |||
| 33.62 | GWh | -1.00 % |
| 33.72 | GWh | +0.30 % |
| 32.05 | GWh | -4.94 % |
| 32.05 | GWh | 0.00 % |
| 32.28 | GWh | +0.70 % |
| 31.63 | GWh | -2.00 % |
| 31.6 | GWh | -0.11 % |
| 31.2 | GWh | -1.25 % |
| 31.2 | GWh | 0.00 % |
| 30.91 | GWh | -0.95 % |
| 30.91 | GWh | |
| |||
| 30.91 | GWh | 0.00 % |
| 30.91 | GWh | 0.00 % |
| 30.89 | GWh | -0.03 % |
| 30.71 | GWh | -0.59 % |
| 30.71 | GWh | 0.00 % |
| 30.12 | GVAh | -1.93 % |
| 30.12 | GWh | |
| |||
| 29.72 | GWh | -1.33 % |
| 29.65 | GWh | -0.23 % |
| 29.46 | GWh | -0.65 % |
| 29.37 | GWh | -0.31 % |
| 29.37 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 | ||
| |||
| 29.28 | GWh | -0.30 % |
| 29.21 | GWh | -0.23 % |
| 29.03 | GWh | -0.64 % |
| 29.03 | GWh | 0.00 % |
| 29.03 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 | ||
| |||
| 29.03 | GWh | 0.00 % |
| 28.45 | GWh | -2.00 % |
| 28.45 | GWh | 0.00 % |
| 28.45 | GWh | |
| 0.0 | GVArh | |
| 1.000 |
25 岁 （P90）
光伏电站的发电量计算时间为 25 年。表 333 显示了每年的能源产量、单位产量和性能比率.
表 333：25 年期间的成果
|
|
|
|
1 | 28.4 | 1581.6 | 82.06 |
2 | 28.3 | 1575.9 | 81.77 |
3 | 28.2 | 1570.1 | 81.46 |
4 | 28.1 | 1564.1 | 81.15 |
5 | 28.0 | 1558.0 | 80.84 |
6 | 27.9 | 1552.0 | 80.52 |
7 | 27.8 | 1545.9 | 80.21 |
8 | 27.7 | 1539.8 | 79.89 |
9 | 27.6 | 1533.7 | 79.57 |
10 | 27.5 | 1527.5 | 79.26 |
11 | 27.4 | 1521.3 | 78.93 |
12 | 27.3 | 1515.1 | 78.61 |
13 | 27.1 | 1508.9 | 78.29 |
14 | 27.0 | 1502.7 | 77.97 |
15 | 26.9 | 1496.4 | 77.64 |
16 | 26.8 | 1490.1 | 77.31 |
17 | 26.7 | 1483.7 | 76.98 |
18 | 26.6 | 1477.4 | 76.65 |
19 | 26.5 | 1471.0 | 76.32 |
20 | 26.3 | 1464.6 | 75.99 |
21 | 26.2 | 1458.2 | 75.66 |
22 | 26.1 | 1451.8 | 75.33 |
23 | 26.0 | 1445.4 | 74.99 |
24 | 25.9 | 1439.0 | 74.66 |
25 | 25.8 | 1432.5 | 74.32 |
| 678.2 | 1508.3 | 78.3 |
经济和金融分析
确定拟议的 O&M 结构
合适的运维策略
一旦业主接管工厂，O&M 服务就应该开始。尽管 O&M 和 EPC 合同在法律上是独立的，但强烈建议 EPC 承包商也执行 O&M 服务。EPC 承包商通常对工厂的特点和特点有更深入的了解，并且希望备件问题得到更有效的处理。
O&M 合同的关键要素包括以下关键主题：
预防性维护（定期服务）：预防性维护（普通维护）涵盖定期服务，以确保工厂的运行。这包括远程监控/检查/控制工厂状态、辐照和生产能源，发送 O&M 报告或清洁辐照测量仪器（气象站）。
纠正性维护（不定期维修服务）：纠正性维护（特殊维护）涵盖保持工厂运行所需的维修服务。
合同价格和报酬： 合同价格设定为年度一次性付款，涵盖所有服务和维修材料，但昂贵的维修和更换昂贵的备件除外。
担保和违约金： 担保和违约金适用于运营和维护合同。根据协议，保证参数基本上有两种选择：可用性保证或 PR 保证。
备件：O&M 合同中应包含备件清单，并包含那些需要快速更换以减少故障后工厂停机时间的组件（逆变器和断路器）。应根据库存中的功能和数量选择组件。通常，模块、逆变器和中压设备由业主提供，而运维承包商提供较小的零件和消耗品。
工厂安全：需要确保施工期间的工厂安全。通常，承包商或工厂所有者会聘请工厂保安公司，该公司的费用包含在 O&M 服务合同中。O&M 承包商应与保安公司建立适当的沟通程序，以防发生入侵事件或其他安全问题。
保险问题：应为业主购买建筑商风险保险和商业一般责任保险。承包商应有包括（公共/产品责任、雇主责任/工人赔偿、承包商工厂和设备、汽车、电机和移动设备以及进一步问题（盗窃和故意破坏）的专业赔偿。
监控系统
专用的监测和控制系统应无缝集成到光伏电站中。该系统应在自动化和远程控制之间牢固地相互作用。它应配备基于国际标准的开放接口，并通过简单的即插即用功能支持无限迁移和维护。
PV Plant Control 应提供以下功能：
有功功率控制
斜坡控制（MPP 模式）
有功功率控制
与频率相关的有功功率控制
无功功率控制
无功功率控制（Q 绝对值）
功率因数控制 （cos φ）
电网电压相关无功功率控制
电压控制
可用的工厂启动模式
由逆变器启动工厂
由光伏电站控制启动的自动启动和关闭序列
电网稳定性支持功能
有功弃电
根据电网频率自动增加/减少有功功率，功率储备可调
工厂重启后协调的斜坡控制有功功率输出
SCADA 功能
实时工厂数据
完整的存档和报告功能
警报和事件监控
带有优化逆变器输出视图的工厂概览
带有地理显示的设备概览，用于检测逆变器位置
来自外部提供商的天气数据接口
通信
Modbus 等标准通信协议
TCP、IEC61850、IEC 60870-5-101、IEC 60870-5-104
硬件选项
冗余控制器（2 个独立控制器，带独立电源）
冗余 SCADA 服务器（2 个独立的服务器）
图 328 显示了光伏监测和控制系统的一般设置，来源：Siemens SICAM6
图 328：光伏监控系统的一般设置
推荐的备件和工具
承包商应提交一份拟议电站的推荐备件和专用工具清单，涵盖光伏电站生命周期内的缺陷后责任期。该清单应包括任何当地法律或法规以及良好实践规定的备件要求。
该清单至少应包括以下物品的建议数量和保质期（期限）：
建议的现场备用模块数量
备用熔断器、断路器和隔离开关的数量
识别逆变器、变压器和其他电力调节系统设备的更换零件
其他推荐的备件和专用工具
备件
承包商应说明备件的推荐数量是如何制定的，以及工厂的预期可用性以及建议的备件库存。对于计划内和计划外的更换，应标明预期的年使用情况。
应提供推荐的备件。在合同谈判期间，雇主可自行决定将任何数量的备件纳入供应范围。
这主要包括逆变器、变压器和各自制造商推荐的所有其他组件，以及光伏电站在设计寿命内成功运行的适用备件和消耗品，详见
表 334：推荐备件清单
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A |
|
| |
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
C |
|
| |
| |
| |
| |
| |
D |
|
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
7 |
|
E |
|
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
7 |
|
F |
|
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
7 |
|
运营和维护期间的工具
这些工具只能由接受过更换操作培训的合格维修人员使用。有关何时何地使用哪种工具的更多信息，请参阅以下部分：
更换 PV 面板
更换保险丝
更换穿刺连接器
更换线束
穿戴适当的个人防护装备
图 329电流探头
使用电流探头，您可以在更换面板、熔断器、穿刺连接器和线束时测量工厂的电流。
图 330多触点安装扳手
使用多触点安装扳手，您可以在更换面板时打开 MC4 连接。
图 331螺丝刀
使用螺丝刀，您可以在更换面板时拆卸/更换中间和末端锚固件。
图 332扳手组
使用扳手，您可以在更换穿刺连接器时打开/关闭穿孔连接。
图 333压接工具和 MC4 压接插件
使用压接工具和压接插件，您可以在更换熔断器时创建新的 MC4 连接。
图 334剥线钳
使用剥线钳，您可以在更换保险丝时移除电缆隔离。
Figure 335安全带和头盔
图 336天空缆车
清洁模块选项
组件清洁是光伏系统正常运行的关键考虑因素。清洁不足会导致高达 20% 的年能源生产损失，具体取决于模块安装系统、位置和气候。以下章节提供了有关 PV 发电厂适当清洁方法和频率的建议。这些建议是根据现场的气候条件量身定制的。
光伏组件的污染
组件脏污取决于几个气候因素，包括风速、空气污染（例如灰尘）、降水和相对湿度。由于这些因素全年都在变化，因此可以针对每个季节调整最佳的组件清洁策略：
在旱季，低湿度、无降水和高浓度的大气灰尘会导致组件快速污染。在这些情况下，应首选高频干洗。建议每 15 天干洗一次。7
在过渡季节，由于湿度增加和降水水平仍然很低，光伏组件最容易受到灰尘在其表面的粘附的影响。中等频率的湿式清洁会更有效，并避免组件磨损。建议每 20 天用渗透水清洁一次。8
在雨季，非常高的降雨量完成了大部分清洁工作;因此，可以放宽清洁频率。但是，应始终首选湿式清洁，以去除雨水中所含污染物留在组件表面的任何残留物。根据降雨量，每 45 到 60 天用渗透水清洁就足够了。
清洁方法和耗水量
市场上有几种清洁解决方案，其中主要有三种选择：
手动清洁 ;
半自动清洁
完全自清洁。
每个选项都有优点和缺点，在选择首选方法时需要考虑这些优点和缺点。顾问明白用水是一个重要因素。
应该注意的是，手动清洁的耗水量涵盖广泛的值，因为它取决于清洁团队的确切设备和培训。这与这种方法由于其固有的手工方面而产生的清洁质量的不均匀性是一致的。下表简要描述了每种清洁选项的优点、缺点和耗水量。
对于 Makunduchi，清洁方法必须足够灵活，以适应不同的季节，并允许干洗和湿洗。因此，由于缺乏湿洗，不会考虑独立选项。
手动清洁的特定用水需求可达 65 m3 /MWp/年，而半自动清洁的比水需求为 11 m3 /MWp/年。如果采用统一的清洁计划（每 15 天），则耗水量将增加大约一倍，这表明优化清洁频率的重要性。
手动清洁足够灵活，可以进行干洗和湿洗。然而，由于工厂规模大，需要许多工人，这增加了事故和模块损坏的风险，并加剧了水浪费。因此，尽管半自动清洁对拖拉机和电动臂来说具有较高的初始投资和额外的维护成本，但额外的速度、改进的清洁质量和均匀性，特别是较低的耗水量使其成为最佳选择。
表 335不同清洗方法总结
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PV 性能期结束
影响光伏电站性能期结束时替代方案的决策通常受到有关许可和土地使用规划的地方法规以及有关废物处理和处置的州或联邦法规的限制。
关于系统最终处置的决策通常要早得多——首先在制定有关工厂建设的合同、许可证和协议时。由于光伏市场的主要驱动力是关注环境可持续性，因此光伏行业的每个人——从光伏组件制造商到项目开发商，到项目所有者和融资方，到设计师和规范制定者，再到运营和维护提供商——都需要确保避免危险材料等责任，并确保在履约期结束时做出的规定能够获得最大的经济价值，并尽可能减少对环境的影响，或者至少遵守所有环境法规。
在许多情况下，现场控制、公用设施互连和土木工程改进（如通道和排水系统）将具有很高的价值，并且可以证明使用新的光伏组件和逆变器为现有电站重新供电是合理的。预期业绩期结束时的备选方案包括
延长履行期，
翻新系统，
重新为系统供电，或
停用和删除系统。
延长性能周期不需要资本投资，但会受到性能下降和老化设备高昂的运维成本的影响。翻新可以修复检查中发现的任何问题，并可能弥补一部分性能不佳的情况，但它仍然具有很高的运营和维护成本。使用新的光伏模块和逆变器重新供电可以恢复甚至提高原始性能，并通过新设备和保修降低运维成本。停用需要花费大量费用来正确移除所有设备并恢复站点以供其他用途。
这些替代方案中最好的通常是特定于站点的，具体取决于该情况的详细信息，例如翻新或重新供电的估计成本以及持续运营的预计收入。
税务影响可以推动决策。合同的结构通常使项目有资格获得税收抵免和折旧。两个关键的税收考虑因素是：（1） 所有权必须以公平市场价值转让才有资格获得联邦投资税收抵免 （ITC），以及 （2） 在重新供电时，重新供电的工厂至少 80% 的价值必须是新的才有资格获得 ITC。
其他建议包括：
避免使用有害物质。
使用可回收/可回收的材料。
回收光伏组件和其他可回收材料。
在合同期限的后期包括有关疏忽运营和维护的合同条款。
在合同结束时就系统的处置协商合同条款
为承包商倒闭或忽视项目时的应急措施做好准备。
在任何情况下，都必须遵守地方、州和联邦法规。有关土地使用计划的法规可能要求在初始许可过程中确定停用计划和完成停用的财务资源。必须遵守联邦和州的运输、储存和废物处理法规。在光伏系统设备和材料的性能期结束时回收和处置可以为业主提供经济利益，并可以维护可持续发展目标。12
https://joint-research-centre.ec.europa.eu/pvgis-photovoltaic-geographical-information-system/getting-started-pvgis/pvgis-data-sources-calculation-methods_en
https://power.larc.nasa.gov/docs/methodology/#:~:text=The%20data%2Fparameters%20in%20POWER,for%20the%20meteorological%20data%20set秒https://solargis.com/docs/methodology/solar-radiation-modeling
当假设正态分布 （Gauss） 时，P90 值是 80% 发生概率的下限。https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610215005019
光伏电站控制 - 西凯姆 （SICAM） 的一个应用 |微电网 |西门子全球
沙阿，AH（2020 年）。光伏组件清洁频率对沙漠气候下功率损耗的影响。MDPI. https://www.mdpi.com/2071-1050/12/22/9750
江，Y.，卢，L.和卢，H.（2016）。 一种估计沙漠环境中肮脏的太阳能光伏 （PV） 组件清洁频率的新模型。 太阳能， 140， 236-240。https://doi.org/10.1016/j.solener.2016.11.016
照片 1 顾问，照片 2，BP Metalmecanicca，照片 3 Ecoppia
光伏组件清洁 - 市场概述和基础知识，PI Berlin
Consultant， enquête （centrale électrique de Zagtouli en Guinée）， recoupé sur rapports de Bridge to India et ECOPPIA
光伏系统性能期结束时的最佳实践 （nrel.gov）
电网影响研究
研究目标
本研究的目的是对桑给巴尔 Ugguja 的光伏 （PV） 和电池储能系统 （BESS） 工厂进行电网影响评估。重点在于确定 BESS 的合适位置并评估其性能。以下组件被视为独立系统的一部分：
位于 Makunduchi 的 15 MWac （18 MWp） 光伏系统。
位于 Mtoni 变电站的 20 MVA（兆伏安）/40 MWh（兆瓦时）BESS 系统。
对 Makunduchi 和 Mtoni 变电站的项目以及电网的其他区域进行了单独分析。特别强调了解 PV 发电和过剩 PV 发电的储存。
Makunduchi 光伏电站和 Mtoni BESS 系统在 33 kV（千伏）母线上互连，并与位于 Mtoni 的拟建 132/33kV kV 变电站相连。
这两个项目都根据一套技术标准进行审查，主要包括基本的稳态分析，如负载流、应急分析和短路计算，以及一般的技术可行性评估。
这些分析的结果将在后续章节中详细说明。该研究包括以下部分：
第 1 部分：输入数据审查和假设： 本节概述了在数据收集和验证过程中顾问可用的输入数据以及从 ZECO 接收的输入数据。它还讨论了执行研究所需的假设。
第 2 部分：方法：本节描述了我们执行研究的方法，重点是稳态研究。
第 3 部分：稳态研究：这里介绍了潮流、应急和短路电流研究的结果。提供了有关 Makunduchi PV 和 Mtoni BESS 系统的每个潜在互连选项的结果并进行了交叉比较。同样，提出了 PV 和 BESS 电站的首选互连选项。
第 4 部分：结论： 本节总结了从前几节中得出的结论。
进行电网影响研究考虑了以下技术要求：所有负载高于 100% 的元件都被视为过载，而在分析中，正常电压运行范围在标称电压的 ±5% 以内。
表 41：坦桑尼亚电网规范的技术要求
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学习活动
研究过程从数据收集开始，在此期间，顾问主要依赖 ZECO 提供的现有记录和文件。收集到的输入与 ZECO 共享，并对输入进行验证。这已记录在案，保存在公共工作簿中。一旦确定了足够的输入信息水平，顾问就开始构建 Unguja 的电力系统网络软件模型。在连接 PV/BESS 系统之前和之后，对它们中的每一个进行了研究。结果经过评估并在报告中清晰呈现，而最重要的发现摘要则在报告的结论和执行摘要中给出。图 41错误！找不到引用源。.
图 41：研究过程和活动概述
输入数据和假设
网络建模
概念图
桑给巴尔 Makunduchi PV 和 Mtoni BESS 互连的网络分析基于软件模型，该模型是根据 ZECO 开发和交叉检查的整体单线图 （SLD） 和其他配电数据开发的。
下面的图 43 给出了 Unguja 岛配电系统的整体信息，该系统由从 Mtoni 变电站开始的六个不同的 33 kV 馈线覆盖。下图展示了 Unguja 岛的地理区域。
大部分电力通过 100 MW 132 kV 海底电缆进口。此外，Mtoni 变电站有 25 MW 的备用柴油发电机 （DG） 机组，由于燃料和备件运行成本高昂，这些机组未投入运行。Unguja 的传输系统包括：
Mtoni 变电站 2 台容量为 60 MVA 的 132/33 kV 降压变压器
Mtoni 变电站的 2 x 33/11 kV 降压变压器，容量为 25 MVA
Welezo 变电站 2 x 33/11 kV 降压变压器，容量为 5 MVA
Mwanyanya 变电站的 2 x 33/11 kV 降压变压器，容量为 5 MVA
Mpendae 变电站 2 x 33/11 kV 降压变压器，容量为 5 MVA
图 44 给出了 Mtoni 变电站的详细单线图.
图 42：Unguja 岛配电系统的地理表示 - 1
图 43：Unguja 岛配电系统的地理表示 - 2
图 44：Unguja 岛主配电系统单线图
网络设备参数
ZECO 网格的软件模型是使用参考文件中提供的信息从头开始构建的，这些信息是在数据收集、验证和确认过程中与 ZECO 一起呈现并与 ZECO 商定的。Makunduchi 光伏和 Mtoni BESS 发电厂通过 20 MVA 和 25 MVA 132/33 kV 变压器与网络的其余部分互连。互连设备电气参数的适度变化不会对研究结果产生太大影响，也不会改变研究结论。
表 42：互连变压器参数总结
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| 132/33 | 132/33 |
| 12.5 | 12.5 |
| 45 | 25 |
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| -5 / +5 | -5/+5 |
| 2.5% | 2.5% |
Unguja 岛的 33 kV 网络主要分为 6 个馈线，如表 43 所示。这些 33 kV 馈线用于为该岛南北端供电的输配电线路。这些馈线主要通过三种电缆满足需求：一根 100 mm² 的 ACSR 电缆、一根 150 mm² 的 ACSR 电缆和一根 150 mm² 的 ABC 电缆（架空捆绑导体）。
表 43：Unguja 岛 33 kV 配电系统分布及负荷需求
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1 |
| 33 |
| 240 | 139.29 |
2 |
| 33 |
| 350 | 15.90 |
33 |
| 350 | 4.40 | ||
33 |
| 240 | 84.67 | ||
3 |
| 33 |
| 240 | 104.69 |
4 |
| 33 |
| 350 | 17.70 |
33 |
| 350 | 4.30 | ||
33 |
| 240 | 167.14 | ||
5 |
| 33 |
| 240 | 15.12 |
33 |
| 160 | 23.67 | ||
6 |
| 33 |
| 350 | 4.80 |
33 |
| 350 | 4.40 | ||
33 |
| 240 | 22.30 | ||
| - | - | - | - | 608.38 |
PV/BESS 电站互连
考虑到 ZECO 的具体规划发展，只有一种可能性可以连接 Makunduchi 光伏电站，利用 Makunduchi 132/33 kV 变电站的 33 kV 连接。同样，BESS 将连接到 132/33 kV Mtoni 变电站。
可能的互连方案包括在光伏边界内安装一台 20 MVA 的电力变压器，以及一条 132 kV 输电线路连接，目前正在规划中，预计将于 2025 年之前投入使用。对于 BESS，已计划在 Mtoni 变电站内增加一台 25 MVA 电力变压器。这种设置需要在 Mtoni 变电站增加一个 132 kV 的间隔。互连选项如下图 4 所示。表 44 中提供了此互连选项所需设备的摘要.
表 44：用于 PV 和 BESS 电站互连的设备摘要
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| 2 |
| 1 |
| 1 |
此配置考虑到 20 MVA、132/33 kV 变压器位于 PV/BESS 工厂边界内。PV 和 BESS 情况下的接口都是 visa 132 kV 主干系统。
图 45：Makunduchi PV 和 Mtoni BESS 的概念连接图
电力需求和平衡
峰值负载通常发生在晚上，此时光伏发电量减少，因此，一旦每日负载最小且光伏发电量最大，了解中午的系统性能非常重要。此外，BESS 系统在中午充电，在负载高峰（晚上）放电。与 ZECO 就 2026 年和 2030 年的两个目标年达成了峰值负荷。峰值和中午负载的摘要如图 46 和图 47 所示.
为了了解电压曲线（可能会增加到其上限以上）和观察 BESS 系统充电，中午操作也很重要。顾问使用桑给巴尔的典型每日负荷曲线，来确定晚上 8 点左右出现的每日峰值与中午（中午）之间的比率。研究发现，日高峰和中午负荷之间的比率可以设置为 0.65。图 46 和图 47 分别描绘了 2026 年和 2030 年预测的夏季周的典型 ZECO 小时载荷剖面。
图 46：2026 年计划的典型夏季周 （MW） 的 ZECO 每小时负荷曲线
图 47：2030 年计划的典型夏季周 （MW） 的 ZECO 每小时负荷剖面
因此，所有分析都针对：
每日（最大）负荷峰值/无光伏发电 – BESS 放电
中午（最小）负载/最大光伏发电量 – BESS 充电
使用最大连接负载数据进行系统分析会给出最繁重的电压降和设备负载曲线，因此可以被认为是最关键的场景。中午（最小）负载会导致电压上升超过 ±5% 的允许限值。
PV/BESS 系统集成后 Makunduchi 和 Mtoni 地区的整体功率平衡分别如图 48 和图 49 所示。即使没有 PV/BESS 系统，由于与大陆的连接，也有充足的发电量来满足 2023/24 年的峰值需求。然而，在 2026 年和 2030 年，由于来自大陆的电缆的热限制，满足晚高峰需求将具有挑战性，2026 年和 2030 年可能分别上升到 130 MW 和 190 MW。光伏系统连接后，它们用于为 BESS 充电并将电力分配到网络，从而有效地抵消现有的传统发电。
图 48：功率平衡 – ZECO 2026
图 49：功率平衡 – ZECO 2030
BESS 选型和功能
本节讨论 BESS 大小调整和典型的 BESS 功能。这些功能包括：
动态频率调节
电压调节/无功功率支持
加载跟随
峰值调优
可再生能源产能稳步增长
可再生能源时移
BESS 尺码
BESS 选型过程是根据网络发电和负载均衡以及负载流计算提出的，并确保 BESS 具有足够的额定值以允许光伏系统不间断地撤离电力。
考虑到具有挑战性的时间表，顾问主要从稳态的角度解决了 BESS 评级。然而，BESS 容量选择过程需要涉及其他方面（充电、放电循环、系统负载曲线等），这不属于这些分析的一部分。强烈建议在后期重复这些分析。
后续部分将介绍 BESS 的功能和推荐的应用程序。
BESS 功能
动态频率调节
BESS 可以提供频率调节服务，即它在欠频/超频期间测量频率并注入/吸收有功功率。此应用程序通常是自学习的，使用过去对频率变化趋势的输入，这是每个间隔（时隙）的动态频带的指导因素，其中时隙数量在一天中是固定的。每个插槽通过电池的能量充电/放电支持是预先固定的，因此每天的总充电/放电受到限制，以优化电池寿命。此外，该应用程序能够在高频率变化率 （df/dt） 期间提供压倒性的应急支持（就更高能量的充电/放电而言）。这些响应通常超出动态频带。
动态频率响应应作为调节储备在辅助服务领域有电网应用，比传统电源具有快速响应和更好的里程能力。
电压调节/无功功率支持
此应用程序考虑了逆变器的无功功率输出控制。BESS 对提供相对于测量电压的自动无功功率支持的响应通常记录每个子系统。该应用需要考虑进行修改，以最大限度地利用电池的电压和无功功率能力。
加载跟随
负载跟踪被设想为一种本地化服务，用于补偿小时内和/或小时间净负载的可变性和不确定性。此服务的响应时间比法规服务所需的响应时间慢。BESS 可以通过充当发电源或汇来提供负载跟踪。
负载跟踪通常适用于较大的用户，例如工业或商业用户，这些用户是开放访问的，并承担对其净负载的预测和调度责任。在电池容量的限制下，应为自动化负载跟随应用实现控制逻辑，其中还应包括本地馈线负载感应。
峰值调优
调峰应用根据馈线上的负载感应将馈线的峰值需求限制在预设值，从而启用电池的发电运行模式。调峰将用于过载的配电变电站的现场应用，允许推迟升级。对于变电站扩建空间受限但可以采用垂直堆叠设计容纳电池的区域，它特别有价值，从而节省空间。
可再生能源产能确认
可再生能源容量确认应用程序通过在指定时间范围内对电池进行受控充电/放电，最大限度地减少实际和计划可再生能源发电之间的偏差。
可再生能源时移
RE time Shift 应用程序支持对电池充电/放电，以存储/放电剩余/不足 RE 生成，并提供斜坡上升/下降支持。
有关 BESS 大小和功能的建议
表 45 总结了上述函数的结论.
表 45：BESS 应用程序功能摘要
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根据 ZECO 2026 年和 2030 年的可用数据、负荷和发电平衡，顾问提出了 20 MVA/40 MWh BESS。顾问提出了 VRE 时移应用程序，即拟议评级的旋转储备功能。
方法论
进行负载流研究以评估 PV/BESS 电站连接前后 ZECO 电力系统的稳态性能（电压条件和热额定值）。这些研究用于确定从 PV/BESS 电站到 ZECO 网络其余部分的电力疏散模式，以及潜在的拥塞点。
载荷流研究
稳态性能根据坦桑尼亚电网规范的要求进行评估。在电压曲线分析中，正常系统条件下的电压限值为 ±5%，应急系统条件下的电压限值为 ±10%，而所有网络元件都应在其连续最大额定值 （CMR） 以下运行。
完成了第 3.4 节中介绍的两种载荷场景的稳态研究。考虑了光伏电站的满负荷输出。此外，还分析了 BESS 系统的完全放电和充电。已完成的分析突出显示了选定情况下的功率流、元件负载和系统损耗的变化。根据坦桑尼亚电网规范中的定义，比较了 ZECO 电力系统内的不同无功功率交换，以单位功率因数和 0.85 过励磁（滞后）和 0.95 欠励磁（超前）运行。
短路电流研究
短路电流计算的目的是显示计算出的故障水平是否在允许的断路器承受能力范围内。分析了三相和线对地故障。使用 IEC 60909 计算程序进行短路计算。使用 IEC 60909 计算过程计算的短路电流值处于“安全侧”，因为在计算中应用了安全系数，这意味着仿真结果可能给出的结果高于物理系统中遇到的结果。鉴于 IBR（基于逆变器的资源）的产生不会给系统带来高故障水平贡献（与同步发电机相比），预计在 PV/BESS 系统连接后，短路电流不会显着增加 ZECO 系统的故障水平。
网络连接合规性
典型的网络连接程序表明，需要按照电网规范规定进行。根据坦桑尼亚电网规范，考虑了以下因素：
132 kV、33 kV 和 11 kV 网络的网络工作电压范围在正常运行时为 ±5%，在应急运行期间为 ±10%。
0.95 可再生能源的领先和滞后功率因数。
正常运行期间，线路和变压器的负载分别为 100%。
在 N-1 应急期间，线路和变压器的负载分别为 110% 和 120%。
稳态研究
2026 年载荷流计算
如第 4.3.3 节所述，对高峰和中午负载场景进行了流量计算。光伏系统在傍晚和 BESS 放电时保持关闭状态，而在中午时分，光伏发电产生最大功率，BESS 充电。可以得出以下结论：
峰值负载2026 - 在此期间，对于正常的系统条件，电网建模部分的电压曲线保持在 ±5% 的限制内，如电网规范中所定义。在此期间，BESS 系统设置为为系统提供有功功率。考虑到预期的发电和负荷水平，BESS 安装的目的是 VRE 时移以安装 20 MVA / 40 MWh BESS，以支持斜坡上升/下降功能，这将补充 Makunduchi 的 15 MW 光伏电站和 Kibele 光伏电站的运行。在夜间高峰负荷期间，除了 BESS 外，与大陆（坦桑尼亚）的互连保持服务，这将提供剩余需求。PV/BESS 电站电气附近的网络元件负载保持在电网规范中定义的限制范围内，但几条 33 kV 线路的负载可能高达 170%。即使 PV/BESS 系统没有投入使用，它也会过载;因此，这不能用于 PV/BESS 电站连接。尽管如此，安装 PV 和 BESS 改善了这种情况。
2026 年中午运行 – 在此期间，对于正常系统条件，电网建模部分的电压曲线保持在电网规范中定义的 ±5% 限制内。设备负载在 PV/BESS 互连前后的限制范围内。负载最高的线路是南部馈线 Hasnu Makame 学校的 33 kV （127%）。与高峰期相比，线路负载的减少是由于中午电力需求的整体减少。在此期间，15 MW 光伏和 20 MVA BESS 投入使用。
图 410：峰值负载 – 2026 年情景
图 411：太阳高峰 – 2026 年情景
2030 年载荷流计算
如第 4.4.3 节所述，对高峰和中午负载场景进行了流量计算。光伏系统在傍晚和 BESS 放电时保持关闭状态，而在中午时分，光伏发电产生最大功率，BESS 充电。可以得出以下结论：
2030 年峰值负载 - 在此期间，对于正常的系统条件，电网建模部分的电压曲线保持在 ±5% 的限制内，如电网规范中所定义。在此期间，BESS 系统设置为为系统提供有功功率。考虑到预期的发电和负荷水平，BESS 安装的目的是 VRE 时移以安装 20 MVA / 40 MWh BESS，以支持斜坡上升/下降功能，这将补充 Makunduchi 的 15 MW 光伏电站和 Kibele 光伏电站的运行。在夜间高峰负荷期间，除了 BESS 外，与大陆（坦桑尼亚）的互连保持服务，这将提供剩余需求。PV/BESS 发电厂电气附近的网络元件负载保持在电网规范中定义的限制范围内，但许多 33 kV 线路的负载可能高达 180%。很明显，到 2030 年，该系统在负载增长和其他几个光伏项目并网方面将更加发达。因此，顾问建议进行全电网研究，以正确规划 2030 年。即使 PV/BESS 系统没有投入使用，它也会过载;因此，这不能用于 PV/BESS 电站连接。尽管如此，安装 PV 和 BESS 改善了这种情况。
2030 年中午运行 – 在此期间，对于正常系统条件，电网建模部分的电压曲线保持在电网规范中定义的 ±5% 限制内。设备负载在 PV/BESS 互连前后的限制范围内。南部支线中的几条线路的负载高达 135%。据观察，与高峰运行相比，线路负载的减少是由于中午电力需求的整体减少。在此期间，15 MW 光伏和 20 MVA BESS 投入使用。
图 412：峰值负载 – 2030 年情景
图 413：太阳峰值 – 2030 年情景
短路电流计算
PV/BESS 系统
短路电流计算的结果表明，在连接 PV/BESS 系统之前，PV/BESS 系统对故障水平的影响最小。PV/BESS 互连点电气附近的变电站的三相短路电流结果摘要显示在 2026 年的图 414 和图 15 中，而 2026 年的线对地故障水平的表示形式相同，图 415 和 2030 年的图 17 给出了相同的表示。
表 4 6 显示了每个研究的 PV/BESS 电站的完整短路电流计算结果。PV/BESS 电站的短路贡献很小，并且受逆变器容量的限制。因此，不需要任何额外的缓解措施来限制 PV/BESS 电站故障贡献。
图片 414： PV/BESS电站连接前后的三相故障级别 - 2026
图 415：PV/BESS 电站连接前后的线对地故障水平 – 2026 年
图 416：PV/BESS 电站连接前后的三相故障级别 - 2030 年
图 417：PV/BESS 电站连接前后的线对地故障水平 – 2030 年
表 46：PV/BESS 互连前后的故障等级
2026 | 2030 | ||||||||
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| 132 | 18,00 | 20,50 | 18,00 | 20,51 | 18,50 | 20,70 | 18,79 | 20,75 |
| 132 | 16,15 | 18,14 | 16,15 | 18,15 | 16,30 | 18,17 | 16,17 | 18,17 |
| 132 | 13,81 | 15,18 | 13,81 | 15,18 | 13,95 | 15,19 | 13,85 | 15,19 |
| 132 | 13,21 | 14,34 | 13,21 | 14,34 | 13,40 | 14,47 | 13,24 | 14,49 |
| 33 | 9,05 | 10,15 | 9,34 | 10,15 | 9,15 | 10,17 | 9,44 | 10,16 |
| 161 | 8,93 | 8,88 | 9,30 | 8,90 | 9,15 | 8,90 | 9,33 | 8,90 |
| 161 | 8,93 | 8,88 | 9,05 | 8,90 | 9,15 | 8,90 | 9,15 | 8,90 |
Welezo | 161 | 9,30 | 8,88 | 9,05 | 8,90 | 9,15 | 8,90 | 9,15 | 8,90 |
结论
完成的分析包括 PV/BESS 的互连评估。最重要的结论可以总结如下：
拟议的光伏和 BESS 互连方案在 PV 和 BESS 电站投产时（即 2026 年）似乎不会对电网构成任何挑战。引入系统的变化不会危及 2026 年电压曲线、系统负载、功率因数或故障等级的系统运行。然而，2030 年的情况需要单独分析，因为许多线路和变压器都显示过载，主要是由于需求增长和其他并入电网的项目。尽管如此，这些问题都不是由 PV 或 BESS 的整合引起的。光伏和 BESS 确实缓解了并网之前存在的一些拥塞。但是，必须注意的是，PV 和 BESS 无法缓解所有拥塞，尤其是与整体网络升级相关的拥塞，这需要单独研究。
BESS 系统的额定值为 20 MVA，其主要功能是 VRE 时移。但是，PV/BESS 电站互连的集成不需要其他缓解措施或更改网络。
假定长度
可行性研究 – BESS
介绍
背景和背景
在该项目范围内，将实施太阳能光伏和 BESS 发电厂。尽管 BESS 发电厂的主要作用尚未事先确定，但 BESS 旨在为电网提供能源和辅助服务。
根据上述和可用预算，该项目估计可提供 20 MW 和 40 MWh。尽管如此，出于灵活性考虑，该项目在提供扩展辅助服务的情况下可以提供高达 40 MW 的电力。
该 SSEB 将位于 Mtoni 现有变电站的现场。
可行性研究的目标和范围
本可行性研究旨在验证源站存储系统的技术方面，以及存储系统的经济方面和技术规格的描述。
该研究的具体目标是提供：
不同类型电池的比较分析;
电池储能系统 （BES） 和连接设备（开关设备和连接）的单线图;（ 未完待续 ）
ESS 和连接设备的技术规格;
SSE 和连接设备的设备安装计划;
集成到电网监控系统中的规范和要求，特别是调度（SCADA：EMS、DMS）;
管理电池储能系统的培训要求。
集成到电网的一般建议
项目概况
BESS 的描述
BESS 技术概述
电网在满足需求方面面临着重大的输配电挑战，而这些需求在日常和季节性变化方面部分是不可预测的。电能存储系统 （ESS） 技术被认为具有应对这些挑战的巨大潜力，因为能量根据所使用的技术以某种状态储存，并在需要时转化为电能。
有许多不同的技术，具有不同的能力和不同的成熟度。一般来说，储能设备可以根据其技术进行分类：电气、机械、化学、电化学或热。
图 51 储能系统的分类
此外，ESS 可以具有电力系统运行和负载均衡的多种功能，例如：（i） 帮助满足峰值电力负载需求，（ii） 提供时移能源管理，（iii） 缓解可再生能源发电的间歇性，（iv） 提高电能质量和可靠性，（v） 满足偏远地区和车辆的负载要求，（vi） 支持智能电网的部署， （vii） 帮助管理分布式/备用发电，（viii） 在需求高峰期减少电能进口。
尽管为电力系统运行安装 ESS 的潜在好处已得到广泛认可，但部署这些系统仍存在重大挑战。这些挑战包括选择合适的 ESS 技术来满足电力系统的应用要求，并知道如何准确评估已部署的 ESS 装置的真正价值，包括技术和经济效益。
关于第一个挑战，通常根据功率与放电时间对 SSE 进行定性分类，以确定它们是否适合不同的应用（图 2），这些应用也根据能源系统的级别（发电、输配电网络、最终用户）及其电力和能源需求进行分组：
能源管理，涉及无论发电时间如何向负载供应能源，包括负载均衡、旋转储备、能量传输（调峰/填谷）、应急服务和区域控制等应用;
过渡电源，确保一段时间内电力供应的连续性
包括调峰、投资递延、负载跟踪、需求管理、减少损失、紧急服务、黑启动和区域控制;
短期的能源质量和快速循环的能源需求，以便
将电压和电流保持在所需的范围内，包括间歇性缓解、最终用途应用和冷启动。
如图 52 所示，频率控制和调节应用可以由多个 SISE 提供，包括电化学技术 （SSE），它们具有广泛的功率和能量范围。但是，该图表没有考虑各种技术的成熟度，这也是选择适当选项时要考虑的关键因素。
图 52 储能技术（功率与放电时间）和用途2
根据我们的经验以及 [3] 和 [4] 的更新，已经评估了公用事业 EES 应用程序的技术成熟度水平。EES 可分为五类：1） 开发中（AA CAES，多硫化物液流电池）;2） 示范（ZnBr、超级电容器、SMES）;3） 早期商业化（小型航空 CAES、燃料电池、飞轮）;4） 商业化（锂离子、BRV、NaS、镍镉、镍氢、电容器）;5） 成熟度（PHS、常规 CAES 和铅酸）。
基于此参数，我们将分析重点放在成熟的市场技术上。 下一节将对 SES 适用性进行更详细的分析。
选择技术 SSE 时的注意事项
如前所述，电化学储能技术有很多，如铅酸电池、锂离子 （Li-Ion） 电池、氧化还原钒 （BRV） 电池或钠硫 （NaS） 电池，它们在技术能力、成熟度和成本方面各不相同。但是，它们都不适合所有网格支持服务，因为不同应用程序的要求可能非常不同。因此，根据目标应用，某些 ESS 技术比其他技术更合适。
图 53 选择电池时的重要注意事项 6
HSE 应用示例包括：
可再生能源的整合：蓄电池可以储存在高峰时段产生的多余能量，并在需求较高时将其返回电网。这稳定了电网并确保了可再生电力的可靠供应.
电网支持：电池还可用于在需求高峰期提供能源来支持电网。这有助于避免停电并减少电网拥堵。
配套服务： 电池还可以为电网提供辅助服务，例如频率和电压调节。这有助于提高电网的效率和稳定性。例如，在发生突发事件时，可能会发生较大的频率偏差。SSE 应能够通过充当发电机（欠频）以避免减载，或者在无法减少发电量的情况下充当负载（超频）来支持电网，例如，可再生能源在生产组合中占有很大份额。
技术选择 SSE
要为给定应用选择合适的技术，我们首先需要确定服务在功率、能源和预期运行概况方面的主要技术要求，同时考虑潜在的限制（操作、环境等）。
假设满足相应应用的技术规格，那么在选择最合适的 SSE 技术时要考虑的其他主要方面是成本和使用寿命。但是，在评估中还应考虑其他方面，例如效率、可靠性、商业可用性、成熟度等。
根据成熟度，提出了 SSE 技术的预选。本研究的重点是锂离子 （Li-ion） 电池、氧化还原钒 （BRV） 电池、钠硫 （NaS） 电池和铅酸 （PbAcid） 电池。
下面对技术进行了简要说明，表 51 总结了入围固定应用的 SSE 技术的主要特征.
这些技术在效率和耐用性方面有所不同。一般来说，对于固定应用，能量密度不是一个主要障碍，因此它不是本研究的决定性参数。
公用事业还有其他重要方面，例如可靠性和/或可用性，但这些方面很难评估，因为对于大多数技术，操作经验有限，并且尚不可用性能数据。
就响应时间而言，所有电化学技术都可以在几毫秒内提供能量，但它们受到 ECS（能量转换系统）及其通信响应时间的限制，其值为 1 到 4 秒。
表 51：用于 10 MW、4 h8,9 固定应用的 SSE 技术特性
参数
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| BRV |
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| 86 | 86 | 68 | 75 | 79 |
| 1-4 | 1-4 | 1-4 | 1-4 | 1-4 |
|
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| 740 |
| 10 | 10 | 15 | 13.5 | 12 |
| 3,46 | 5,77 | 15 | 11,53 | 2,13 |
铅电池
这是 SES 技术中最成熟和应用最广泛的，特别是要归功于在汽车行业数十年的使用经验。阴极由 PbO2 制成，阳极由 Pb 制成，硫酸用作电解质。铅酸电池的每日自放电率低（每天 <0.3%），循环效率相对较高 （75-85%） 和较低的资本成本（100 - 200 美元/千瓦时）。缺点是在低温下性能不佳，这意味着通常需要热管理系统、耐用性差（年和周期）以及由于使用铅而导致的环境问题。
锂离子电池
锂离子电池已广泛应用于小家电市场，但自 2010 年以来，由于我们在开发电动和混合动力汽车电池方面的丰富经验，它们在固定应用中的使用已大幅增加。
锂离子电池通常由石墨阳极、金属氧化物阴极和锂盐电解质凝胶组成。对于固定应用，它们通常包装在扁平袋中或像（棱柱形）凝胶卷一样卷起。电池单元集成到电池模块中，这些电池模块安装在标准的 19 英寸宽机架中，类似于用于电信设备的机架。然后将机架安装在专门准备的建筑物或运输集装箱中，以用作集成电池系统。
锂离子电池由一系列尺寸、形状和化学成分不同的技术组成。目前使用的主要化学品是镍锰钴氧化物 （NMC）、氧化锰 （LMO）、磷酸铁锂 （LFP） 和钛酸锂氧化物 （LTO）。
这些电池具有非常高的效率 （75-90%） 和可靠性、良好的能量密度 （120-250Wh/kg） 和缓慢的自放电速率 （<1%/day）。然而，DOD（放电深度）周期会影响锂离子电池的寿命，并且电池组通常需要车载计算机来管理其运行，这增加了其总体成本。它们的缺点之一是与安全考虑有关，因为如果电池温度控制不当，则存在热失控的风险。此外，处置后回收的问题尚未完全解决。
锂离子电池被认为是响应时间、小尺寸和/或设备重量很重要的应用的理想选择。由于其在功率和能量方面的高度可扩展性和灵活性，锂离子电池被广泛用于各种应用：
就不同的锂离子技术而言，LFP 似乎正在电网规模应用中重新获得领先地位，近年来已经输给了 NMC。原则上，LFP 技术占用的占地面积更大，自放电率更高，但就热失控风险而言，它被认为是更安全的选择。它在电力驱动应用中也受到青睐。
钒氧化还原电池
钒氧化还原电池 （BRV） 是最先进的液流电池系统之一。BRV 使用钒氧化还原对（V /V2+3+ 和 V /V4+5+）在两个外部电解质储液器中储存能量。BRV 在这四种氧化态中使用钒，因此液流电池在阳极液和阴极液中只有一个活性元素。在充电/放电循环期间，H+ 离子在离子选择性膜上交换。系统的能量容量由电解液储液槽的大小决定，而系统的功率由电池的大小决定，从而允许独立扩展功率和能量容量。
氧化还原液流电池 （RFB） 已成为中大型储能的主要候选者，尤其是在电网规模上。RFB 行业正更多地转向容器中的预包装系统，以与锂离子系统竞争。
氧化还原液流电池 （RFB） 在克服锂离子电池固有的缺点方面也具有巨大潜力，锂离子电池在全球存储市场中占据主导地位。不使用时，使用易燃有机电解质会引起火灾。电流流电池使用不易燃的水性电解质，确保电池安全运行。它们的使用寿命远远超过铅酸和锂离子/聚合物电池。
BFR 具有快速响应、对称的充电和放电功率、快速循环反转，并且可以运行超过 13,000 次循环。可以通过更换电解液和膜来延长使用寿命。它们的平均往返效率低于锂离子技术，其中一个原因是泵在待机运行期间的稳定消耗。它们的卸料能力通常为 4 至 8 小时。然而，电解质的低稳定性和溶解度导致质量能量密度低，这是一个缺点，所用一些材料的毒性和相对较高的运营成本也是如此。
溴化阻燃剂的能量密度为 ~25 Wh/L。铅酸和锂离子/聚合物等传统存储技术很容易超过此值。因此，液流电池所需的空间相当大，以便在整体能量容量方面具有竞争力。系统成本相对较高，氧化还原材料占成本的很大一部分。因此，限制溴化阻燃技术市场渗透的主要技术障碍是，与基于锂离子电池的竞争对手（>200 Wh/升）相比，大多数溴化阻燃系统的能量密度（<50 Wh/l）通常较低。
钠硫电池
NaS 是一种高温电池，以熔融钠和硫为两个电极，采用β氧化铝作为固体电解质。工作温度约为 300ºC，因此电极处于液态，因此具有高反应性。
其优点包括充放电之间的快速可逆性、高效运行、相对较高的能量密度 （100-120 Wh/kg）、每天几乎为零的自放电、更高的标称容量 （>250 MWh） 和高脉冲功率容量、低维护、相当长的使用寿命和良好的大规模生产潜力。此外，电池使用低成本、无毒的材料，使其高度可回收 （~99%）。然而，它必须保持较高的工作温度，这会间接放电，导致每年的高运营成本（80 美元/kW/年），并且需要一个额外的系统来保证其工作温度。此外，还报道了一些可能影响其可靠性的腐蚀问题。
在锂离子电池上市之前，NaS 是电网规模应用的主要 ESS 技术。这是一项成熟的技术，但预计不会显著降低成本。
钠基电池的主要供应商是 NGK Insulators。NGK 表示，该系统的寿命为 4,500 次循环。与锂离子电池一样，电池寿命因预期用途而异。NaS 效率会有所不同，具体取决于占空比。这是由于将电池保持在 330°C 的较高工作温度的“寄生”电荷。 该系统在高温下运行，通常对环境条件不敏感。它们通常设计为 5 至 6 小时的放电时间。
在设计这些系统时，应注意系统具有不同的充电和放电速率。最大充电电流约为最大放电电流的 92%。
技术和经济考虑
在评估 HSE 项目的可行性时，需要考虑许多技术和经济因素。决策过程中需要考虑的主要方面及其对项目可行性的影响如下所述。
循环时间
SSE 的充电/放电周期取决于应用。例如，在频率控制的情况下，SSE 需要在一天内通过许多微循环快速充放电。另一方面，在时移可再生能源的情况下，SSE 会经历一次充放电循环，但用于充放电的能量很大，通常需要 4~8 小时的长期能源支持。然后，根据充电/放电周期，应用可分为短、中和长持续时间应用。放电时间是一个关键参数，对于频率控制，它应该在几分钟到一个小时之间，具体取决于网络代码的要求。
根据所选的 ESS 技术，微循环对生命周期总数的影响不同。特别是，对于 PbAcid、Li 和 NaS 电池，与完全放电循环相比，放电总和导致完全放电的微循环次数对 ESS 老化的影响更大。在 RedOx 技术的情况下，这种现象要明显得多。
可用能量取决于充电和放电速率
一般来说，SSE 中存储的有用能量取决于充电和放电的速率。目的是获得电池的全部额定容量，但在高放电率下，由于内阻的影响，可用能量会减少。表 52 显示了不同技术和不同持续时间的可用能量占存储能量的百分比。
表 52：按充电和放电速率划分的可用能量12
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| 60 - 80% | 85 - 90% | >90% |
| 75 - 95% | >95% | >95% |
| <20% | 50% | 65% |
| <40% | 60% | >70% |
* BRV 应该以 4 小时的速率运行超过 60% 的电解液浓度范围。
该参数表示可用作放电时间函数的能量，也表示在各种工作模式下满足目标网络的服务要求所需的 SSE 的超大尺寸。
因此，如果预期应用是短期的，那么锂离子技术比其他技术更高效、更合适。或者，其他技术在功率方面可能过大，成本也会相应增加。
平准化电力/能源成本 （LCOES）
显然，在选择和确定任何 ESS，尤其是任何电池 EES 时，必须考虑资本和运营成本。评估成本影响的方法多种多样，但最常见的是平准化能源（或电力）成本，它评估项目生命周期内的 $/kWh（或 $/kW）。当然，LCOES（平准化储能成本）取决于与网络应用相关的占空比和技术的往返效率。
根据 [13] 中开发的研究，对于 5 至 60 分钟的短期应用，例如频率控制，锂离子技术显示出最低的 LCOES（图 3）。如图所示，OTL（钛酸锂-氧化锂）将是 30 分钟以下的首选选项，而 NMC 和 LFP 将是 30 到 60 分钟之间的选择。
与此同时，根据图 4，在存在 LCOES 的情况下，对于 10 MW、4 小时的 SSE 来说，钒液流电池将是首选，但与锂离子电池成本相差不远。然而，市场上 BRV 电池（钒氧化还原电池）的可用性与锂离子技术相去甚远，这可能会强烈影响要做出的决定。
LFP = 磷酸铁锂，UC = 超级电容器，FLOW = 液流电池）。来源：（Chua-Liang Su & Venkataraman，2018）
图 54 按储能技术和年份划分的年化成本和 LCOE，10 MW，2 小时 14
图 55 按储能技术和年份划分的年化成本和 LCOE，10 MW，4 小时 15
通过考虑这些方面，这也取决于技术的某些技术特性，可以选择合适的 SSE。
建议
如前所述，在为特定目的选择和确定 ESS 的大小时，需要考虑各个方面。以多哥电气化项目为例，为晚高峰提供坚实的容量已被确定为 SSE 在电网支持方面最有利的应用。此应用程序将由 SSE 覆盖，其放电时间相当于全功率下 1 小时。实际出院时间需要调整，以最好地满足晚高峰期的需求。
在市售的 SSE 中，考虑到电池技术的特点和上述参数，考虑到放电时间从 30 分钟到 4 小时，锂离子电池是最适合提供此类服务的技术。在后一个值为 4 小时的情况下，也应考虑将钒氧化还原电池作为一种选择，包括具有电网规模应用经验的制造商。然而，氧化还原液流电池的大规模经验有限。
无论如何，放电时间为 1 小时的 ESS 最推荐的储能技术是锂离子电池。
原则上，我们可以说 LFP 技术具有更长的生命周期并且安全性略高，而 NMC 电池占用的空间略少，自放电率较低。
归根结底，制造商和集成商对一种或另一种技术的来来去去取决于钴的价格和可用性、要构建的电池类型（袖珍、棱柱形、圆柱形）、电动汽车市场的过剩等因素，因此近年来发生了变化。
性能指标
从技术和应用的角度来看，ESS 的性能可以被视为一个黑匣子，但需要考虑一些特定于技术的特性除外。应该注意的是，性能指标可能是特定于应用程序的，即不直接适用于其他应用程序16 。
对于 LFP 储能系统，至少应规定在系统连续额定功率下系统在 0% SOC 和 100% SOC 之间的往返效率。
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ESS 在全球范围内的使用
美国能源部的数据库
美国能源部 （DOE） - 储能系统计划。
DOE 维护着一个每月更新的主要储能项目的数据库。根据 DOE 的说法，所有数据都通过第三方验证流程进行验证，这提高了其可靠性。
该数据库可通过以下 URL 获取：https：www.sandia.gov/ess-ssl/global-energy- storage-database-home/
根据 DOE 提供的信息，可以得出关于储能系统在工业中的应用的几个结论。重点将放在已经投入使用且额定容量至少为 1 MW 的大型电化学储能系统上。数据涵盖几十年;但是，仅考虑 2004 年之后投入使用的系统。该数据库包含 257 个符合上述标准的 SSE。
1.同步服务与收益积累
储能系统可以提供各种服务，从能量传输应用（如发电和用电中的调峰）到以功率为导向的应用（如频率调节和无功功率供应）。然而，由于储能系统的成本仍然很高，因此单一服务通常无法产生足够的收入来证明投资的合理性。尽管如此，储能系统能够同时从多种服务中积累收入。
图 56 显示了一个框，其中显示了大规模 ESS 同时提供的应用程序数量。由于同时申请的中位数为 3 个，大多数委托的 SES 都从多项服务中累积了收入。
图 56 箱线图：同时 BESS 应用程序的数量
图 57 显示了 SHE 提供的不同服务。最常见的应用是频率调节，其次是可再生能源容量整合、调峰和无功功率供应。请注意，根据国家/地区的法规，每个应用程序的名称可能不同或细分为不同的服务。例如，频率控制可以指初级响应、次级响应、快速频率响应或同时指所有三个。（每个应用程序的确切定义可以在数据库词汇表中找到：https://www.sandia.gov/ess-ssl/download/4433/）
图 57 提供特定服务的 BESS 数量
电网分析
介绍
本节总结了网络研究的结果，以分析引入电池对每个国家电网的影响。（即将推出）
标准
高压网络（90 kV 及以上）
对于高压网络（90 kV 及以上），正常工作条件下母线排和节点的电压水平不得超过标称电压的 ±5% 的限制。在应急条件下，可容忍高达标称电压 ±10% 的电压变化，最长可承受 15 分钟。
MV 和 LV 网络
相当新的EN 50160标准规定了电网电压变化的允许限值。 为了规划研究的目的，本标准定义了一种称为“声明电压”（Uc17）的参考电压，并规定在 95% 的时间内，网络电压的变化范围必须保持在 Uc 值的 ± 10% 以内。网络电压值是 10 分钟内测得的值的平均值。
然而，电网中电压变化的允许范围尚未统一。它可能因国家或网络特许权而异，从一种网络类型到另一种类型（输电、配电、中压分配和 LV 分配），以及从一种运行条件到另一种运行条件（正常或干扰运行）。18
下面给出了两个例子:
在比利时，在正常工作条件下，在低压配电网络上，电压可以在标称电压的 -10% 到 +6% 范围内变化（通常至少在 95% 的时间内），在受干扰的情况下，可以在 -15% 到 +10% 的范围内变化（通常不超过 5% 的时间）。
在法国，在正常运行条件下，高压网络的变化范围在 ± 8% 以内 ，中压网络为 ±7%，农村地区低压网络为 ±10%，城市地区为 ±5%19。
要确定电压变化的适当限值，至少需要考虑三个方面：
符合 LV 用户接收器的工作电压限制:
低压接收器通常可以在比其额定电压低 10% 甚至 15% 的电压下工作，而不会造成重大中断。有些设备甚至接受较低的电压。但是，还必须注意不要超过最大允许电压。
网络运营商的投资有限:
电压变化范围窄意味着必须更频繁地进行加固工作，因此需要更大的投资。
限制损失:
对于某些类型的接收器，电压的降低会导致吸收的电流减少，从而减少损耗，但也会导致其性能显着降低。另一方面，对于其他所谓的“恒功率”接收器，电源电压的降低会导致吸收的电流增加，从而导致损耗增加。对于整个消费者来说，电压的长期降低，即半小时或更长时间的降低，会导致电流的整体增加，从而增加损耗。
除了严格遵守接收器允许的电压变化范围外，从网络运营商的角度来看，还必须在最小化投资成本和最小化与损失相关的成本之间找到折衷方案。
为确保符合标准 EN 50160 并且 LV 电压不低于电压 U c 的 90% 阈值，考虑到 LV 馈线上的电压降 约为 5%，MV 电压不得低于 U c 的 95% 阈值.这是因为 MV/LV 配电变压器具有固定的变比，因为它们没有负载稳压器。建议将受干扰条件下 MV 网络上的最大电压降设置为 10%。
下表总结了建议的 MV 电压变化范围。
表 53：中压电源电压变化范围
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| 106 % | 95 % |
| 110 % | 90 % |
下表总结了建议的 LV 电压变化范围。
表 54：低压电源电压变化范围
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| 106 % | 90 % |
| 110 % | 85 % |
网络结构的加载标准HTB系列
在正常运行条件下，线路和变压器上的负载不得超过其额定容量的 100%。在发生事故时，线路的运行速度不得超过其额定容量的 110%。对于变压器，在应急条件下可以承受高达其额定容量 120% 的负载率。
标准频率
在正常运行条件下，网络频率必须保持在 50±0.1 Hz。在紧急情况下（在进口情况下丢失发电机组或互连线路）：
指示器后 30 秒的频率变化不得超过 ±0.2 Hz;
瞬态频率偏差在任何时候都不得超过 0.5 Hz。
稳定性标准动态
可能导致网络动态稳定性丧失的最关键运行条件是负载最重的链路上的三相短路。事故发生后，所有发电机组必须保持运行并保持其同步性。为此，关键故障清除时间不得小于 ：
150 ms（7.5 个周期），电压水平为 90 kV、132 kV 和 150 kV;
100 ms（5 个周期），电压水平为 225 KV 及以上。
小信号的稳定性标准
事故（设备丢失）后，机器的角度、速度和功率的振荡必须在 20 秒内充分阻尼到最大偏差的 15% 以下。
关于外观设计的一般信息
地理位置
待更新
自然条件
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Climate |
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变电站的电气数据：（即将推出）
该变电站包括：
室外变电站 .....kV 包括：
一个。。。kV 变压器舱 ...MVA ;
一个。。。。。千伏。。。。MVA 变压器托架;
这。。。。kV -边界线跨度;
这。。。。。kV - Laboa 线跨度;
这。。。。。。kV 母线测量跨度;
刚性母线.....千伏;
容纳室内变电站.......的控制大楼千伏。
室内变电站 .....kV 包括：
一个。。。。。。。来自 ..... 的 kV 馈线MVA ;
启程前往 Tieme
蒂恩科的出发;
A 单元测量母线排;
启程前往 ......... ;
2 次 reserve 出发。
室内变电站 .......kV 包括：
传入............ 的 kVMVA;
两个进料器 .......千伏;
A 单元测量母线排;
储备出发（能源疏散工作？
设计原则
所有保护系统都选择了基于微处理器的保护器件。
继电保护和自动安全系统必须满足可靠性、选择性、灵敏度和作用速度的要求。
继电保护配置
待更新
调度和工作站自动化
在适用电网调度管理规则时：并本着统一调度、分级管理的原则，Blitta变电站本期储电槽的调度由CEB控制。
CEB 要求的职位信息如下：
测量范围：变压器.......kV，线路 ......kV，母线.....kV（电压、电流、有功功率、无功功率、频率等）。
监控范围：断路器、电动隔离开关、接地叶片、变压器、AC/DC 变电站电源及其辅助设备、保护信号和各种设备状态信号。
控制范围：断路器、电动隔离器、电力变压器上的调压开关等。
具有远程控制功能的监控系统：Blitta 变电站的 SCADA 系统和对相关 SCADA 系统数据的访问必须通过原始调度渠道上传到 CEB。
EMS 系统的调度和自动化
Blitta 变电站的能源管理系统 （EMS） 包将设计为接受来自电网的调度，并从 AGC（自动发电控制）和 AVC（自动电压控制）的控制模块给出相应的控制指令。
由于电能存储单元的电池、电能存储单元的 PCS（过程控制系统）和其他设备将众多，并且会有重要的信息数据，因此后台的处理和分配任务对于 EMS（能源管理系统）来说将非常繁重。
为了满足项目服务可靠性、一次频率调制、AGV（自动电压控制）/AGC（自动发电控制）运行和响应以及调度和运营要求的需求，MMS（制造消息系统）网络级数据应由 EMS 系统处理，EMS 系统控制指令的执行和分发将由项目协调控制系统执行。
图 58 EMS 系统架构图
SSE 电池技术
正如技术的比较分析所表明的那样，有许多技术在技术和经济特性方面脱颖而出。在这些首选选项中，最终必须选择在确定为安装目标的应用中提供最佳运行性能的技术。
为此，被视为 SSE 装置设计值的卸料时间是最相关的参数。在这种情况下，考虑到放电时间值为 1 小时，可以丢弃在时间较短的应用中表现出色的技术，例如锂 OTL（钛酸锂氧化物）电池，以及在时间较长的应用中表现出色的技术，例如液流电池。因此，当前一期的电能存储项目采用了磷酸铁锂电池。
存储系统的特性
电芯
磷酸铁锂电池容器由大量电池单元组成。这些单元格排列在容器中。电池型号 LFP48173170E-120Ah 的具体参数如下。
表 55：项目蓄电特性参数
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图 59 电芯外观
图 59 显示了电池单元的铝制主体，它由蓝色 PET（聚对苯二甲酸乙二醇酯）绝缘膜包裹和保护。电池单元的顶部由 PC（聚碳酸酯）的黑色绝缘膜保护。左侧是电池单元的正极，右侧是负极。两极之间的电压为标称 3.2 Vdc.
作为一项安全措施，在热失控的情况下提供防爆安全阀，这可能是由短路电流或撞击引起的压缩引起的。然后，阀门自动打开以抽空单元的内部压力，以避免爆炸风险。
二维码用于识别产品并记录电池单元的生产日期。每个代码都是单元格的唯一标识代码。它会在电池单元出厂前被记录下来。稍后可以通过二维码验证电芯的生产以及与电芯出厂状态相对应的时间批次状态。QR 码激光雕刻在铝制外壳的表面。表 8 显示了该项目的特性和标称数据：
表 56：电池单元特性和额定值
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Item |
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1.1 |
| - |
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1.2 |
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1.3 |
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| 120 | |
1.4 |
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| 2,5~3,65 |
1.5 |
| °C |
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1.6 |
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| ±0,5 |
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1.7 |
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| ≤2,86 | |
1.8 |
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| 384 | |
1.9 |
| - | ≥90% | |
1.10 |
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1.11 |
| - |
IEC62619 -2017 | |
另一方面，推荐用于 SSE 的最低特征如下:
一小时内满放电
一小时内充满电
使用寿命：额定功率 （C1） 和 80% DoD 下 6,000 次循环
保证年度可用性：98%。
CA-CC-CA 系统在 MV 级别的效率：80%，包括 HVAC 系统，
功率因数：四象限容量
根据功率设定点的精度：参考目标功率的 ±5%（10 分钟移动平均值）
响应时间：1 秒。响应时间是 SSE 检测到响应需求（命令或网络事件）与在公共耦合点 （PCC） 测得的功率达到该水平之间的时间间隔。这包括系统组件的所有中间响应时间。
电池必须在输出端提供 800 V 至 1500 V 的标称直流电压。
电池容器还必须包含以下功能：
电池管理系统 （EMS）
所有相关的测量和控制系统
电池过流保护
火灾探测和保护系统
供暖、通风和空调 （HVAC） 系统
参考环境条件：工作温度 0°C 至 +55°C，相对湿度 0 至 95%，无冷凝。
电池模块的组成
电池单元是电池模块的一个组件，电池单元是电池系统的最小单元，也是模块的构建块。
一个模块有 24 个电池单元连接到同一电路，用于充电和放电，或单独放电。当电芯达到充电或放电停止电压（电芯先到，电芯先停）时，整个模块处于充电或放电结束时。
图 510 模块内部 view
电池模块由 24 个串联的电池芯组成，组串代码为 1P24S。
电池模块使用激光焊接将电池模块中的 24 个串联电池单元连接起来。
电池模块根据结构要求分为模块 A 和模块 B。
例：
模块类型 参考 ： HJFSLFP-76120（HigeeLFP-C009）
模块规格：1P24S /76。8V/120Ah，
电能：9,216 kWh。
图 511 一般 view 电池模块
图 512 电池模组单线电气图
下表显示了该项目的特点和标称数据：
表 57：特性和标称数据
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1.1 |
| - | 1P24S | |
1.2 |
| Vdc | 76,8 | |
1.3 |
| Vdc | 67,2~85,2 | |
1.4 |
| °C |
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1.5 |
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| ±2 |
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1.6 |
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| ±3 | 85 |
1.7 |
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| 9,216 | |
1.8 |
| - |
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1.9 |
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1.10 |
| - | 1:1 | |
1.11 |
| - |
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电池单元的寿命比模块的寿命长，因为它的运行不考虑电池中其他电池单元的充电或放电。另一方面，模块的寿命比电池单元的寿命短，因为它考虑了构成模块的 24 个电池单元的充电或放电，这会产生桶状效应（参见图 513）。
换句话说，单个电池的寿命仅受其内部因素的影响，但是当电池组合在一个模块中时，该模块的寿命受该模块中每个电池的特性的影响，例如它们的电阻、它们的内阻、它们的温差、它们的电流和电池自然寿命的退化。
图 513 电池模块中电池的 Tonneau 效应
该模块由几层材料组成，包括铝、塑料和铜，以及风扇（图 514）。
图 514 模组组装图
炮台塔的设计
一个电池塔由 9 个电池模块和一个接线盒组成（图 515），所有电池塔都安装在一个电池盒中（见图 516 和图 517）
一个电池塔由 216 个串联的电池单元组成。
电池塔型号：1P216S /691。2V，
能源：82,944kWh
图 515 电池塔的组成
图 516 电池塔的电气单线图和电池塔的模拟
图 517 接线盒外观
下表显示了此项目所需的特征：
表 58：电池塔的技术数据
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1.1 |
| - | 1P216S | |
1.2 |
| Vdc | 691,2 | |
1.3 |
| Vdc | 604,8~766,8 | |
1.4 |
| °C |
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1.5 |
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| ±2 |
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1.6 |
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1.7 |
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| 82,944 | |
1.8 |
| - |
| |
1.9 |
| Ω/V | ≥1000 | |
1.10 |
| - | HJPDU-1000V | |
1.11 |
| - |
| |
电池组设计
电池组由以下部分组成：8 个电池塔，所有电池组都安装在电池箱中;还配置了一个接线盒，以便将它们集成到一个组件中。
电池组由 8 个电池塔组成，包含 1,728 个电池单元。
电池组型号：8*1P216S /691.2V
能源：663,552kWh
图 518 电池组的外观
图 519 电池组单线电气图 1
图 520 电池组电气单线图 2
下表显示了此项目所需的特征：
表 59：电池组的技术规格
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1.1 |
| - |
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1.2 |
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| 691,2 | |
1.3 |
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| 604,8~766,8 | |
1.4 |
| °C |
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1.5 |
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| ±2 |
D) |
1.6 |
|
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| |
1.7 |
|
| 663,552 | |
1.8 |
| - |
| |
1.9 |
| Ω/V | ≥1000 | |
1.10 |
| - | HJPDU-1000V | |
1.11 |
| - |
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电池容器设计
一个电池箱由 4 个电池组组成，所有电池组都集中在一个电池箱中;还配置了一个接线盒（分为四个断路器来管理每个电池组）。
一个电池箱由 4 个电池组组成，总共有 6912 个电池单元。
电池箱型号：4*8P216S /691.2V （ 32P216S ）
能源 4* 663.552kWh = 2,654.208 kWh
图 521 电池盒外观
图 522 电池容器模拟
下表显示了此项目所需的特征：
表 510：电池箱的技术数据
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1.1 |
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1.2 |
| - | IP55 |
1.3 |
| - | C5-M |
1.4 |
| - |
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1.5 |
| - | ≤60% |
1.6 |
| - |
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1.7 |
| - |
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1.8 |
| - | HFC-227ea |
1.9 |
| - |
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1.10 |
| - |
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1.11 |
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表 511：电池容器配置
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| HJLFP481731 70E- |
| 384 | 6912 | 173.9*483*170 | 2.86 |
| HJFSLFP-76120 | 1P24S | 9216 | 288 | 527*677* 202 | 85±3 |
| 1P216S | 1P216S | 82944 | 32 | 551*662* 2222 | 1000 |
| 8P216S | 8P216S | 663552 | 4 | 4374*662 *2222 | 8000 |
| 32P216S | 32P216S | 2654208 | 1 | 12196*2438*2896 | 32 |
单个电池箱的额定功率为 2.654MWh。
电池箱由 4 个长凳组成，每个长凳包括 8 个塔。
每个电池组支持 9 个电池模块的并联。
提供 120Ah 电池芯和 1P24S 模块。也就是说，一个模块中包含 24 个电池单元。S=120Ah*3,2V*24（蜂窝）*9（组件）*8（巡回）*4（电池组）=2654208Wh=2.654MWh
电池电能存储系统由多个储能子单元组成。每个储能子单元包括 1 个 PCS 容器和 1 个电池容器。
该项目中单个电池容器的额定功率为 2.654 MWh，相当于一个带有风冷系统的磷酸铁锂电池。
每个集装箱有机地集成了电池、电源模块、环境监测器、通信设备等设备，并拥有自己独立的温控系统、保温系统、防火系统、火灾报警系统、安全疏散系统、应急系统、消防系统，以及自动控制系统和安保系统。
图 523 电池容器之间的连接模拟
图 524 储能单元接线图
PCS 容器简介
PCS 集装箱由一个升压变压器和 4 个额定功率为 630kW 的整流逆变器 （PCS） 组成.
图 525 PCS 1 的容器方面
图 526 PCS 容器的模拟
该项目的单个 PCS 集装箱包括四个 630 kW 的 PCS 和一个 2750 kVA 的原位升压变压器。
1） 升压变压器主要参数：
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1 |
| SCB13-2750/33kV |
2 | Model |
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3 |
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4 |
| 34.65±2x2.5%/0.4kV |
5 |
| Ud=6.5 |
6 |
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7 |
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8 |
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9 |
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10 |
| 45.8A |
11 |
| 3969.3A |
12 |
| 3700W |
13 |
| 22500W |
14 |
（IRP） | 99.336% |
15 |
| 170kV |
16 |
| 70kV |
17 |
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18 |
| 50°C |
19 |
| H |
图 527 升压变压器的物理产品图
2） 储能转换器 （PCS） 的主要参数：
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1 |
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2 |
| 580-900V |
3 |
| 400V |
4 |
| 98,5% |
5 |
| >0.995 |
6 |
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7 |
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8 |
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9 |
| -30°Cꞏ+55°C |
电池管理系统 （BMS）
BMS 系统介绍
电池管理系统（以下简称BMS）是电池储能系统的主要子系统之一，负责监测电能存储单元中电池的使用状况，以确保电能存储单元安全可靠地运行。
BMS 系统能够实时监控、采集储能电池状态参数（包括但不限于电池电压、电池极温度、电池电路电流、电池组件端电压、电池系统绝缘电阻等），根据具体的保护和控制策略对储能电池结构进行有效控制，确保整个电池储能单元安全可靠运行。 根据具体的保护和控制策略，对储能电池结构进行有效控制，确保整个电池储能单元安全可靠运行。
每个储能电池组的 BMS 系统包括三个级别的架构：BMU 电池管理单元、BCU 电池控制单元和 BAU 电池单元阵列（参见图 528 和图 529）。
一组 BMS 由一个 BAU、8 个 BCU、72 BMU.in 电池容器组成，有四组 BMS，包括 4 个 BAU、32 个 BCU、288 个 BMU。
图 528 BMS 通信拓扑图（单台 BMS 三级框架）
图 529 BMS 照片（单台 BMS 的三层框架）
BMU 简介
BMU 位于电池模块中。BMU 专用于从构成模块的 24 个电池单元中获取信息，例如电压、电池单元温度、模块总电压等。每个 BMU 从 1 个模块获取所有信息和数据。BMU 可以通过通信总线将数据下载到 BCU。
图 530 BMU 1 的照片 1（模块内部）
图 531 BMU 照片 2（模块内部）
图 532 BMU 单线图（模块内部）
BCU 简介
BCU 位于电池塔的下部 HT 箱中。BCU 负责管理电池塔（包括 9 个模块）。BCU 接收到从构成电池塔的 9 个模块的 BMU 下载的数据并获取塔的总电压和总电流后，能够计算和校正电池的充电状态 （SOC）、电池的健康状态 （SOH），控制塔内预充和预放电的管理， 均衡电池塔之间的电压，并通过 CAN 总线将数据下载到 BAU。一个 BCU 负责管理一个电池塔。
图 533 BCU 照片（安装在接线盒内）
图 534 BCU 的模拟（安装在接线盒内部，用于从 9 个 BMU 获取数据）
BAU 简介
BAU 单元安装在电池盒中。BAU 负责管理所有电池组（包括 8 个信号塔）的运行，接收从 BCU 下载的电池组中 8 个信号塔的数据，执行分析和处理，计算电池 SOC 和 SOH，并提供功率预测。
BAU 单元允许通过 I/O 点与其他外围设备进行远程交互。BAU 通过以太网连接到电池单元中的 HMI（其 HMI 安装在电池盒中，负责显示来自电池组中所有 BAU 的数据，并在本地显示与电池盒中电池组相关的数据和信息），以显示来自所有电池组的数据和信息。使用以太网通信，BAU 可以将数据和信息从电池组下载到中央控制室的 EMS 系统。
图 535 BCU 的照片（安装在接线盒内）
图 536 BCU 图（安装在接线盒内）
本项目中的电池箱由 4 个电池组组成（交流侧并联）。每个电池组由 8 个塔组成（几个模块并联后形成一个塔）。每个塔由 9 个模块组成（电池电芯并联串联后形成一个模块）。每个模块包含 24 个电池单元。
1 每个对应的电池组都配置了 BMS 系统包，并具有上述完整的三层架构。
BMS 的采样和通信
BMU 位于模块中。BMU 负责收集组件中所有 24 个电池的信息，包括电池电压、电池温度和组件总电压。每个 BMU 从模块收集所有数据信息，BMU 将数据下载到 BCU ：
图 537 BMU 接线图
BCU 位于 HV 箱中电池塔的底部。BCU 负责管理电池组（由 9 个模块组成）。它接收来自电池组内 9 个模块的 BMU 的下载数据，收集电池组的总电压和总电流，计算和校正 SOC 和 SOH，控制电池组的内部预充和充放电管理，并调整电池组之间的电压，其数据通过 CAN BUS 传输到 BAU：
图 538 BCU 接线图
BAU 安装在电池盒的接线盒中。BAU 负责整个塔的运营和管理。它接收 BCU 从内部的 8 个塔下载的数据进行分析和处理，并计算电池的 SOC 和 SOH。BMU 通过导体连接到电池，以获取电池电压和温度：
图 539 BAU 接线图
BMU 通过 CAN 线路连接到 BCU，BCU 通过 CAN 线路连接到 BAU，而 BAU 通过 RS485 线路连接到 HMI：
图 540 裸金属服务器系统架构图
电池管理系统 （SGB/BMS） 的要求
电池管理系统的设计应允许电池存储系统自动和无人值守运行。它还应提供必要的监测和控制，以保护电池/模块/电池组免受超出公差或危险环境操作条件的影响。BMS 自动控制单个电池/模块的充放电，平衡电池/模块以优化能耗和运行时间，监控电池/模块的状况并提供关键备份以保护电池免受损坏。BMS 还需要支持未来智能更换模块和/或机柜，而无需将整个系列更改为最大功率点跟踪器 （MPPT） 或交流级别。BMS 将监控电池系统参数，如电池芯、电池串、模块、机柜和容器温度、电压和电流，以计算电池充电状态 （SoC）、健康状态 （SoH）、剩余使用寿命 （RUL）、累积循环次数、放电深度 （DoD） 和电池单元/模块的关键运行参数。这些措施还有助于延长电池寿命并满足需求要求。
BMS 必须具有以下功能：监控、保护、负载和放电管理、诊断和数据管理。
监督：SGB 应主要关注监测电压、电流、电池单元电压、温度、绝缘和联锁。
保护： SGB 必须针对与电池系统相关的所有风险提供保护。
管理：SGB 必须定义有效的充电和放电程序。此外，SGB 必须维护适当的 SoC 以最大限度地延长电池寿命。为确保此领域的管理，SGB 必须执行以下任务：监控充电器电流、激活/停用电池组和负载/充电器之间的有源开关、执行预充电序列、定义动态功率限制以及执行有源和无源平衡.
诊断：SGB 必须检测故障和热偏差，并将故障影响的后果降至最低。
通信：BMS 和 SCADA 之间的通信对于优化电池系统的性能至关重要。BMS 必须预测未来的电池状态并相应地通知 SCADA 系统。
此外，它还必须能够提供以下功能：
高精度监控和重置模拟电池值
包括实时塔压传感、塔筒充放电电流感应、单个电池端电压感应、多点温度感应、塔筒绝缘监测。
服务报警、本地显示和电池系统报警复位功能
包括过压报警、欠压报警、过流报警、高温报警、低温报警、系统漏电报警、电池管理系统异常通讯报警、电池管理系统内部异常情况报警。
电池系统保护功能
当电池系统中的电压、电流、温度等模拟值超过安全保护阈值时，电池管理系统可以隔离故障并停用有问题的塔，将保护信息重置到下一个级别，并实现本地显示。
自我诊断功能
目前的电池管理系统将具有自诊断功能，允许在电池管理系统的内部或外部通信出现中断故障时重置通信中断警报。此外，它还将能够对模拟值异常采集等异常情况执行故障自诊断、本地显示、本地复位等功能。
均衡功能
目前的电池管理系统将采用被动均衡策略，在被动平衡启动条件下，可以保持电池组的良好均衡
平衡启动电压：3.30V
平衡启动电压差：30mV
平衡停止电压差：15mV
用于定义服务参数的函数
电池管理系统必须允许在本地修改电池管理系统的所有参数。参数元素涉及以下几点：
1）单个电池的最大充电电压
2）单个电池的最小放电电压
3）最高电池工作温度
4）最低电池工作温度
5）塔过流阈值
（7）本电池管理系统应能够在本地显示所有电池系统服务状态，包括：
1）系统运行状态显示
2）查询和显示单个电池的电压或温度
3）查询和显示电池组电压或温度
4）杆塔电流/SOC/SOH 查询和显示
5）告警信息显示
6）其他异常信息显示
关于 BMS 的拓扑和组件以及软件架构，重点是系统在正常运行和紧急情况下的安全性和可靠性。 消防安全是固定式 BMS 最重要的安全问题。电池组需要设计额外的 SGB 安装，以确保最大的安全性。BMS 硬件和软件架构和设计的安全要求包含在 BMS 硬件组件、其架构和软件模块设计的明确指南中。IEC 标准涉及信息技术 （IT） 硬件（例如电路和电子设备）设计和架构，以降低以下风险：电击、能源危害、火灾、热危害、机械危害、辐射和化学危害。
因此，BMS 采用的架构，无论是集中式、分布式还是模块化，都必须考虑上述风险并最大限度地提高 ESS 的可用性。
电源转换系统 （PCS） 要求
PCU 电源转换系统是直流电池系统和交流系统之间的接口，负责将能量从直流转换为交流，从交流转换为直流，以便对电池进行充电和放电。它可以由一个或多个并联的单元组成。功率调节系统由固态电子开关设备以及相关的控制和保护、过滤、测量和数据记录设备组成。功率转换系统是具有四象限运行的双向逆变器。功率转换系统必须能够根据电网条件调整输出电压和频率。
能源转换系统与控制系统相结合，必须能够全自动和无人值守运行，包括自我保护、与电网同步和并联以及断开连接。
直流输入电压范围取决于电池容器模块的串并联设计。典型值为 600 V 或 1500 V 标称值，尽管电压随电池充电状态的变化而变化，分别在 800-1000 V 或 1300-1500 V 左右。
逆变器必须配备 LV/MV 变压器，以提供与交流网络的电流隔离。
SSE 系统必须在灵活的主从配置中使用并联逆变器，以最大限度地提高系统可用性。本地控制必须以任何逆变器都可以在能源管理系统的引导下控制系统内的能量流的方式工作。
能源管理系统 （EMS） 和运行模式要求
能源管理系统 （EMS） 将包括监控、数据采集和控制，以提供关键运行参数的连续显示，以及所有测量参数的永久存档。将安装传感器和换能器以进行监测和控制。系统将所有操作参数的值记录在固定且可移动的非易失性存储器中。它将能够通过分布式网络协议 （DNP3） 通信接口提供所有监控的数据和事件，并允许查看当前值和最近的历史趋势（例如过去 24 小时）。
EMS 将在所需的操作模式下提供可靠和高效的运行以及 ESS 的优化性能。SCADA 系统将成为 EMS 的一部分，旨在与公用事业公司现有的 SCADA 系统连接。关键运行参数的现场状态可以传送到公用设施中央控制站，包括来自该中央控制站的系统控制功能。此外，该公用事业公司还必须设置一个本地控制站，以便从工业计算机/PC 本地监控和控制系统的运行。
EMS 功能根据控制功能的优先级和所需的响应速度进行分类。一些控件需要非常快才能响应突然的变化，而另一些控件可能更慢，并且与几个小时内的系统设备编程更相关。因此，EMS 需要能够预测不同时间范围（>1 秒、> 1 分钟、> 1 小时）的需求。根据 ESS 的大小、它与所服务负载的相对大小、提供给网络的服务、网络的惯性和能源结构，EMS 将不得不使用不同类型的算法并利用不同类型的数据，包括 ESS 系统内部和外部， 为了预测 ESS 的负载并通过最大限度地延长其使用寿命和最小化其运营成本来优化其运行。
同样重要的是，所使用的 EMS 在炎热、潮湿、嘈杂和肮脏的环境中表现良好，并且具有经过验证的使用寿命，不会出现间歇性故障或停机。
设想的主要操作模式如下:
手动模式
SSE 操作员应能够通过 SSE SCADA 人机界面 （HMI） 向 EMS 控制器提供网络功率设定值。SSE SCADA 系统还应能够从调度中心接收网络功率设定值，并将其提供给 EMS 控制器进行操作。EMS 必须确保 SSE 向电网的输出（注入电网的功率）遵循参考目标功率，并且始终在参考目标功率的 ±5% 以内，以便顺利注入电网。此模式下的参考目标功率应为 SCADA HMI 定义的手动网络功率设定值或从调度中心接收的设定点信号。
VAR 支持模式
SSE 应为网络提供电压调节的 VAR 支持。SSE 操作员应能够 通过 SSE SCADA 向 EMS（或转换器）控制器提供无功功率和功率因数设定值。SCADA 还应能够从调度中心接收无功功率设定值，并将其提供给 EMS（或转换器）控制器以进行进一步操作。EMS 的 VAR 输出可以根据提供实际功率输出后的剩余容量进行限制。
频率控制
当网络频率非常低或非常高时，SSE 必须能够通过向网络供电或吸收电力来支持网络。功率支持应 基于 预定义频率死区之外的压降特性（例如 49.5 至 50.5）。当 SSE 处于另一种模式时，应通过检测到低或高电源频率来启动此模式下的操作。在将电源频率标准化到正常工作范围后，SSE 应恢复到频率控制模式开始时的运行模式。在死区频率范围内，SSE 不必参与频率控制操作。
网络运营商采用不同的方法来自动化 ESS 的运行。有时，他们选择在自己的控制中心做出所有编程和激活决策 ，只需向存储单元发出命令（手动模式）。其他经理仅在希望覆盖将驻留在能源管理系统 （EMS） 中的自动操作模式时才计划使用此命令。
也可以设想同时激活可用的操作模式。但是，需要详细考虑每种操作模式的优先级。另一种选择是在某种操作模式下运行多个可用的 HSE 单元（或容器），而其他单元保持不同的运行模式。
外部沟通技巧
SCADA 系统将配备带 Web 访问的操作员控制面板。它将允许从 SSE 的数据可靠地传输到所有者指定的服务器或通过任何类型的远程网络传输到云。HSE SCADA 服务器应配备能够运行 SCADA 和监控软件的工业级硬件，数据存储（完整的工厂数据）1-2 年。SCADA 系统应提供必要的接口，以便根据网络代码与调度中心集成，以发送所有指定的参数。
图 541 PCS、BMS、CCS 和 EMS 之间的通信图
本地监测和控制服务器和操作工作站将安装在当地变电站控制室，将基于最先进的工作站和服务器以及适用于工业应用和发电厂环境的技术。
能源管理策略将由当地变电站控制室的 SCADA 传达（SCADA 和 EMS 通常集成到一个系统中;SCADA 处理通信功能，EMS 本身就是智能）。EMS 必须支持必要的功能和操作模式，才能启用所需的操作模式。所有系统控制功能和操作模式应尽可能符合以下标准中记录的智能分布式资源的标准功能，以便可以通过外部通信轻松配置它们：
IEC 61850-7-420 ：本标准定义了用于与分布式能源 （DER） 进行信息交换的 IEC 61850 信息模型，分布式能源 （DER） 包括分散的发电设备和分散的存储设备，包括往复式发动机、燃料电池、微型涡轮机、光伏、热电联产和储能。
IEC 61850-90-7 标准。本标准描述了能源系统的功能
（DER） 系统，专注于直流到交流和交流到交流的转换，包括电池存储系统。它定义了 IEC 61850 信息模型，用于这些基于功率转换器的 DER 系统与公用事业、能源服务提供商或负责管理这些基于功率转换器的系统的电压、VAR 和瓦特容量的其他实体之间的信息交换。
IEC 61850-90-9 的。本标准描述了电能存储系统 （EESS） 的 IEC 61850 信息模型。因此，本文档仅重点介绍存储功能，以便在 DER 单元级别将此类系统集成到网络中。
IEEE 1815-2012 电力通信标准 - 分布式网络协议 （DNP3）。 现有的 DNP3 标准应用程序配置文件支持大多数控制功能。明确支持直接影响存储系统输出或负载的功能，包括配电、功率因数调整、网络连接/断开和自动 VAR 支持。
主中压配电盘断路器也将由该 SCADA /EMS 通过布线和 24V 耦合继电器控制，或通过位于主配电盘中的数字继电器直接由软信号控制。SSE 供应商还需要提供必要的控制和通信电缆、耦合继电器、以太网交换机等，如详细工程设计阶段所指定。为此，IP-22 级控制柜将位于主配电盘附近。
对于电池中心的电缆沟，应按照 IEC 标准首先在沟槽中铺设电力电缆。在沟槽部分回填后，数据电缆应铺设在单独的管道中，以确保沿沟槽的电力电缆和通信电缆之间至少间隔 50 厘米。配电盘控制柜和 SCADA 面板之间的 IO 电缆必须铺设在单独的电缆桥架中，与承载交流电源电缆的桥架至少保持 50 cm 的距离。
工厂验收测试建议
HSE 供应商必须通过设备作为一个系统或单独对设备进行工厂验收测试 （FAT），以验证新制造的设备是否适合使用。FAT 将验证设备的运行情况，并确保满足规格和所有其他要求。
第一阶段是规划。供应商提供的 FAT 的初始范围是在报价阶段向客户确定的。该计划将包括所有适用的规范、标准和图纸。FAT 的范围将确定所提供设备的可接受性和可信度。此范围将在一开始就传达给客户，以便满足所有期望和要求。
在 FAT 测试之前，将组装一套完整的参考文件。这些文件将包括但不限于以下内容：
客户范围和规格
图纸（土木工程、电气工程等）
数据表
检查和测试 计划
适用代码/参考
特定于 FAT 的清单和程序
合同要求的校准和认证
除上述文件外，供应商还审查其他制造文件，以验证所提供的设备是否符合 FAT 之前的设计图纸和客户要求。在测试之前，客户将检查测试期间用于记录数据的所有仪器是否符合供应商或客户规格要求的校准日期。
现场调试和验收建议
SSE 供应商必须提供与变电站中压开关设备互连的全面运行解决方案。需要考虑的主要设备和部件清单如下：
电池系统（包括 SGB）
直流电缆，包括护套
能量转换系统 （SVE）
低压连接设备（如果需要）
能源管理系统 （EMS） 和 SCADA
仪表和通信电缆
符合法律要求的网络接口，包括与调度中心通信所需的所有硬件。
火灾探测和保护系统
ESS 供应商将要求提供调试程序和/或检查表，并在现场工作开始前几个月收到。
现场验收测试
ESS 供应商必须向审批机构提交现场验收测试的综合计划以供批准。测试计划应包括测试系统对规范中描述的系统干扰和操作场景的正确响应的程序。
测试必须至少包括以下过程:
检查和测量 LV 和 MV 电缆
检查和测量接地
检查传感器、计量和警报
验证所有控制功能，包括自动、本地和远程控制。
演示所有计划的应用程序
网络接口保护与控制系统演示
检查电能质量参数
性能标准验证。根据技术规范，供应商必须进行性能保证测试，包括以下要素：
HSE 有效性测试：HSE 体系有效性测试必须根据双方商定的程序在几天内进行。
SSE 容量测试：为了证明网络互连点所需的 SSE 容量，必须根据双方商定的程序进行此测试。
应对容量减少的规模调整策略
由于基于 ESS 的发电厂项目的使用寿命通常超过十年，因此锂离子电池在项目的规划期内经常会出现严重的容量消耗。为了最好地使系统设计适应预期的应用，从而保证所需的使用寿命，ESS 供应商通常会要求买方发送尽可能详细的使用配置文件。
有几种方法可以调整 ESS 的大小。超大尺寸是处理电池退化的传统方法，最初安装容量高于所需容量的电池，以便在其使用寿命结束时能够提供预期的能量。
另一种方法是电池增强，随着时间的推移将新电池添加到 ESS 中。电池增强增加了基本系统的存储容量，以在项目的整个规划范围内保持 ESS 的容量。 电池增强计划通过推迟电池的初始成本并相应地增加总收入来提高项目的盈利能力。在这种情况下，可以考虑主变压器和/或单个变压器的尺寸可能过大，以便整个工厂 可以从由于增加电池而产生的电力扩展中受益，以恢复减少的容量。
如果选择此策略，EMS 必须考虑每个电池的累积循环，以便相应地分配功率和能量流。
图 542：超大与扩大策略20
在这个项目的背景下，电池在确保网络稳定性方面并不起关键作用，推荐（和资助）的尺寸对应于电池的初始容量。但是，顾问将要求 EMS 能够在以后处理电池的增加，以便在不需要更改管理系统或 SCADA 的情况下增加容量。
备件
供应商应准备两份文件:
2 年期的备件和消耗品及其更换计划的详尽清单
循环维护计划的主要备件清单
项目寿命
为期 2 年的备件和消耗品及其更换计划的详尽清单必须涵盖系统的所有组件，特别是：
HSE 模块
SGB 上证
EMS SSE
SCADA SSE
SSE 电气柜
HSE 暖通空调
SSE 灭火系统
HSE 监控系统
SSE 传感器系统
配电盘
布线
变换 器
变形金刚
备件的数量必须根据每个组件在 2 年内的故障率及其在系统中的数量来确定。
项目生命周期维护计划的主要备件清单应包括以下组成部分：
HSE 模块
更换模块和程序的数量
HSE 暖通空调
维护产品和计划
SSE 灭火系统
维护产品和计划
HSE 监控系统
更换设备和计划
SSE 传感器系统
更换设备和计划
变换 器
更换转换器的数量和计划
拆除
操作和维护文档中必须包含带有预算的拆除/处置计划。拆除计划必须证明能够 回收、再利用或安全处置 ESS 的所有部分。拆卸/处置计划和运输必须考虑当前和未来可能的地方法规和立法。
请记住，作为可能退役的一部分，要考虑的选项不断发展，该计划必须能够适应新信息以利用新出现的机会。
旧电池拆卸和运出现场后，将被运送到翻新、回收或处置设施。如果仍在运行的电池短路或容器损坏，移动中的锂离子电池可能会存在火灾危险。电池的运输，无论是新的还是二手的，都受法规的约束，这些法规将电池视为危险材料，并规定了材料的包装和容器，以降低电池在运输过程中意外启动或反应的风险。所有电池必须包装在坚固的外包装中，以防止短路或意外启动，防止任何有害物质的释放，确保无泄漏并抑制任何燃烧。损坏的电池需要遵守其他包装和贴标要求。因此，必须详细说明运输程序以及管理运输程序的法规和立法。
连接 SSE 的技术要求
数据采集
进行研究所需的数据 可分为三个子部分
以前的研究报告
多哥 2025 年和 2030 年网络模型
制定连接存储系统的技术规范所需的变电站的技术数据
必须收集变电站的技术数据，但 必须在现场收集难以远程访问的数据。一旦确定了连接解决方案，就必须组织现场检查，以确保收到的计划确实符合实际情况。
应该注意的是，由变电站和现场访问划定的空间应该可以确定未来电池的位置。
BESS 操作的技术安全要求
大型电能存储系统 （ESS） 存在许多危险。锂离子电池是 ESS 中最常用的电池类型，如果损坏或误用，很容易起火和爆炸。这可能在以下情况下发生：
超载
分泌物过多
短路
物理损伤
暴露在极端温度下
锂离子电池火灾可能很难扑灭，会释放有毒气体，并可能将碎片抛出很远的距离，造成重大损失。
锂离子电池还含有危险化学物质，如果释放，可能对人类健康和环境有害。如果电池着火、爆炸或泄漏，可能会发生这种情况。
另一方面，SSE 储存了大量电力，如果系统设计和维护不当，可能会带来触电风险。
可以采取许多安全措施来降低与 HSE 相关的风险，包括：
设计和建造符合适当安全标准的系统
使用电池管理系统来监测和控制电池
安装适当的灭火系统
员工对电池的安全处理和维护进行培训
实施物理和网络安全措施以保护系统
遵守这些安全措施将有助于降低 HSE 事故风险。
除了上述危害外，考虑 SBS 对环境的影响也很重要。锂离子电池的制造和处置会对环境产生负面影响。此外，如果 SBS 泄漏或处理不当，可能会导致空气和水污染。
（HSE） 中风险缓解的技术要求
除了上述一般安全要求外，还可以实施许多特定的技术要求来降低 ESS 中的风险：
系统设计
使用来自知名制造商的优质锂离子电池。
设计具有足够冗余的电池系统，以避免在组件发生故障时发生故障。
使用先进的电池管理系统 （BMS） 来监测和控制电池。
设计适当的通风系统以去除电池中的有害气体。
将电池存放在干燥、通风、温度受控的地方。
防火和防爆
安装适当的火警探测及灭火系统。
在系统构造中使用防火材料。
将电池彼此隔离以限制火势蔓延。
发生火灾时，请将电池中的有害气体排空到安全的地方。
防止化学风险
将电池存放在防漏容器中，以防止泄漏。
在电池泄漏的情况下实施适当的溢出和清理程序。
培训员工安全处理和处置危险化学品。
防止电气风险
使用适当的电气安全设备。
将所有系统组件正确接地。
安装断路器和其他过载保护装置。
定期进行电气检查和测试。
物理和网络安全
实施物理安全措施，以防止未经授权访问系统。
实施网络安全措施以保护系统免受网络攻击。
定期进行安全评估和审计。
除了这些技术要求之外，为 ESS 制定适当的操作和维护程序也很重要。这些程序应涵盖系统运行和维护的所有方面，包括：
定期检查和维护电池和其他系统组件。
对员工进行系统安全处理和维护的培训。
应急响应程序。
遵守这些技术和操作要求将降低事故风险并确保安全、可靠的运行。
火灾探测系统
设计元素
容器应设计有消防系统，包括火灾报警系统、C3HF7 或 CF3CF2C（O）CF（CF3）2（十二氟-2-甲基戊烷-3-酮）气体灭火系统和燃料检测系统。
防爆烟雾探测器、防爆温度探测器和防爆燃料探测器必须放置在箱体顶部。
集装箱的主要入口和出口必须配备紧急气体关闭按钮，其下边缘必须距离地面 1.3 米;
除了集装箱的主要入口和出口外，声音和发光警报以及气体释放指示器将放置在距离地面 2.2 米的高度;
火灾报警控制器（具有气体释放功能）将安装在墙上，屏幕距离地板 1.5 米.
火灾报警器的主电源应由一根 1.5 mm2 的耐火电缆单独提供。信号电缆、控制电缆和 24 V 直流电源应由 1.0 mm2 电缆在热浸镀锌线槽或金属线槽中提供，不得与非消防设备混放在同一线槽中。
消防系统的电源必须由电气室中的 ASI 设备提供，与电源分开。并且火灾报警控制器必须有自己的电池，并满足 3 小时的报警容量。
火灾报警系统的工作原理
消防系统在普通天气下一般处于自动模式。自动模式下的作用原理如下：
借助集装箱探测器，在任何时刻进行检测和报警时，火灾报警控制器会发出警报信号并指定报警装置的位置，而箱子的内部警报会邀请集装箱内部或附近的人员干预火灾。一旦出现报警信号的第一个点，控制器就会接收到来自第二个点的报警信号（电箱内的烟雾传感器不参与喷涂），并自动进入 30 秒的延时阶段。延迟结束时，控制器启动七氟烷灭火器。同时，外部防爆声光警报和吹扫指示器被激活，以指示驾驶室内“气体释放期间禁止进入”。驾驶室中的气体被淹没并喷洒在整个容器中。
在第二个点收到警报信号后，警报控制器立即发送信号连接门禁系统，以打开门、关闭内部照明、关闭通风和空调系统并切断电池塔的电源（如果存在上述系统）。
一旦检测到火灾，工作人员可以使用门上的紧急启动装置手动启动 30 秒延迟，并在延迟结束时启动气体灭火器。
所有与警报、故障等相关的信息都记录在本地警报控制器中，并通过控制器网络同时发送到监控中心的中央单元。维护人员或工人在进入集装箱之前，必须将火警系统设置为手动模式，以避免在使用过程中因释放气体而造成事故。在手动模式下，任何火灾探测器都只会发出声音警报，不会自动连接和触发以灭火。在这种情况下，可以使用本地控制器面板上的紧急启动按钮手动启动气体灭火器（按住 2 秒钟）。在人员完成维护工作离开集装箱之前，必须及时将系统切换到自动模式。
消防系统的主要控制程序如下图所示：
图 543 电池箱内消防系统控制流程图
图 544 检查电池盒内气体检测系统的流程图
火灾探测器、消防警报器、喇叭和灯等通过使用 RS485 协议的 RVS 通信线路连接到火灾报警控制器。
图 545 电池箱内消防系统示意图
蓄电池起火时的热失控和应急响应
当电池芯温度达到 55°C（出厂 BMS 设置）并触发 BMS 三级警报时，应认为电池系统已进入热失控状态，应将电池系统视为热失控和起火。当电池和容器之间发生热失控时，通常遵循以下程序。
1、自动热失控过程
电池箱停止工作并断开集装箱处储能转换器的断路器和电池塔处的继电器。
当电池脱离热控制时，会释放出易燃气体。当检测到易燃气体并达到规定浓度时，必须启动通风系统进行通风。
解锁门禁系统
2、热包装和人工管理程序
确认电池管理系统按照既定的消防策略运行
通过电池管理系统在发生热失控时确认电池模块的位置
打开相应的管理系统，监控视频、温度、燃气浓度等。
向能源分配、运营和维护单位负责人报告
运维人员赶赴现场，将员工从故障集装箱中疏散，并采取安全隔离措施。
如果热失控现象消失，则必须使用人工通风来排空有毒气体。一旦操作和维护人员检测到有毒气体的浓度，容器内的温度达到安全值，就必须穿戴防护用具进行故障后处理。
如果热失控进一步加剧并引起火灾，请实施以下灭火计划。
当电池盒中的电池和其他电气设备发生火灾时，通常遵循以下程序：
1、自动化流程：
消防系统根据自动过程监控并启动喷水灭火系统，用气体抑制剂灭火;
2、手动流程：
运营人员发现了火灾，打电话给消防队，并向配电和运维部门负责人报告;
如果固定式自动灭火系统没有自动启动，应采取安全隔离措施，并向消防救援队负责人报告火情和安全预防措施。
警告运维人员赶赴现场，采取安全隔离措施并向消防救援队长报告火情和安全注意事项。
消防队不断组织和使用大量水来控制和扑灭火灾。
明火熄灭后，应喷水至少 2 小时以冷却，以防止再次点燃;如果可能，应向容器中喷洒细水雾以使其冷却。
灭火 12 小时后，穿戴必要防护装备的人员将首先打开港口，通风并排空有毒气体，检测有毒气体的浓度，只有当集装箱内的温度达到安全值时，人员才能穿戴防护装备并进入进一步分析操作。
施工时间表
关键阶段是获得所有工作许可证，这需要各个客户的支持，以确保工作尽快开始，以及由承包商起草技术执行计划并由顾问进行验证。这也是项目中必须尽快完成的关键阶段，因为它决定了生产的开始和主要设备的订购。
例如，从下订单开始，高压变压器可能需要 6 到 18 个月才能准备好发货。内部布线，即中压电缆的布线，以及中压变电站可以在高压变压器和电池箱交付之前进行，因为中压电缆和电池的交货时间比电池箱和高压变压器的交货时间短。该时间表假设 4 次电池集装箱和 4 次高压变压器交付，尽可能分组，承包商可以根据批次分配进行调整。
主要风险分析项目
与任何项目一样，存储系统项目也涉及风险。下表列出了需要缓解的风险，以便为项目提供最大的成功机会。根据风险发生的概率水平和对项目的影响程度来评估风险。对于确定的每种主要风险，表 512 中都提出了缓解建议.
表 512：需要缓解的风险
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培训需求分析网络运营商
西非的大型电池项目仍然很少。为了给项目在运营阶段提供最大的成功机会，已经确定了运营团队的培训需求，并描述如下：
在太阳能发电厂高渗透率的情况下，需要组织一场关于白天网络稳定性的真正辩论。其目的是让电网运营商了解与太阳能发电厂相关的额外储备要求。这将需要研究太阳能发电厂的预期产量变化，以及使用气象预报系统（例如 24 小时到 30 分钟）缓解这些变化的可能性。接下来，一项研究必须详细说明如何集成现有的网络管理系统：
预测系统 /
使用电池提供（至少部分）必要的储备。
然后，运营商需要接受培训，以将电池有效地集成到他们的网络管理系统中。例如，创建一个自动例程来决定应该为电池选择哪些日常服务。
操作员需要接受电池存储系统各种可能用途的培训：应优先考虑哪些服务，哪些服务可以同时提供，以及电池的任何特定用途将对其老化产生什么影响。通过这种方式，将提供一个模型来指导网络管理员最佳使用存储系统。该模型将使网络管理员能够熟悉要考虑的重要参数，以便充分利用他们未来的电池（每天的循环次数、放电深度、充电和放电速度等）。该模型需要更新，以考虑最终的电池技术和网络的具体特性。
这种培训对于确保正确使用电池仍然至关重要，无论是在技术上还是从财务角度来看，都是最合适的使用选择。
电池存储系统的估计投资和运营成本
锂离子电池的成本
投资成本
这些储能系统 （ESS） 的经济分析需要考虑不同的功率水平和能量功率比 （E/P），以确定它们是否足以代表可能需要解决的规模范围。对于锂离子电池储能系统 （ESS），研究中包括的功率水平为 10 和 100 兆瓦 （MW），持续时间为 2 和 4 小时。
重要的是要注意系统集成商的作用，他们接收存储模块，将它们组装到集装箱中，安装 HVAC 和灭火系统，并将它们与能源转换系统集成以提供交钥匙系统。电池制造商通常提供集装箱式解决方案，自行处理这一系列任务。ESS 的安装和与网络的互连是通过 EPC 合同进行的.
据估计，锂离子系统的 SBOS（存储 - 系统平衡）约为文献中区块存储成本的 23-30%。由于机架成本已包含在 SB 价格中，因此带有电缆、接触器、HVAC 和灭火系统的集装箱的价格估计为 23%，其他成本已包含在系统集成中。
SBOS 的成本取决于系统的能量和功率容量。对于具有较高功率能量比的系统，与较高功率水平相关的较高电流需要更粗的电缆和具有更高额定电流的承包商/熔断器，而具有较高 E/P（能量/功率）比的系统需要更多的机架/容器以及相关的机架到机架布线。供暖、通风和空调系统的尺寸 与能量流有关，而灭火和安全更多地取决于总能量含量，在一定程度上取决于能量流。此外，最近的安全事件引发了与增加 EESS 更多安全要求相关的重大行动（例如 UL 9540A：评估电池储能系统中热失控火势传播的测试方法标准），这可能会对其总体成本产生影响。
对于电气设备，锂离子 ECS（能量转换系统）的估计成本显然遵循太阳能光伏 （PV） 逆变器的成本趋势。然而，光伏太阳能逆变器的成本通常比 ECS 的成本低 20% 左右（电池需要具有额外功能的双向转换器才能提供无功功率或其他服务）。一般来说，SCE 成本不包括额外的设备，例如安全断开装置，因为这些设备取决于现场。
C&C（控制和通信）包括能源管理系统软件和数据管道建立的非经常性工程成本，以及计算机、控制、传感器、监控和数据采集 （SCADA） 以及数据存储的相关硬件成本。尽管很难量化非经常性工程成本，但可以假设，随着项目的 MW 容量增加一个数量级，工程和设计人员时间的投资将略有增加，以确保资产得到最佳利用。美国能源部的 ESGC（储能大挑战）23 假设 MW 容量每增加 10 倍，人力就会增加一倍。
鉴于电池管理系统 （BMS） 将详细的直流参数传输到中央或主 BMS 计算机，并且安全硬件已纳入 SBOS（存储 - 系统平衡）成本，因此假设能源管理系统与主 BMS 通信所需的计算机具有很大的余量，零件数量会随着缩放而减少。同样，与 SCADA 相关的硬件传输相同数量的参数，例如市场价格和网络条件，而与数据传输相关的硬件具有几乎固定的成本，与系统的 MW 容量相关的边际增加。因此，假设这些 SCADA 成本每 MW 增加 10 倍，这些 SCADA 成本就会增加一倍。此外，由于部件数量不与系统容量成比例增加，因此假设容量从 1 MW 增加到 10 MW 每增加 10 倍，集成成本仅增加 50%，从 10 MW 增加到 100 MW，集成成本仅增加 33%。
电网集成包括变压器、母线、安全断路器、仪表以及这些组件的安装/集成。变压器的功率对应于所需的标称功率，而对于母线和安全断路器，成本随着功率容量的增加而略有增加。如果我们分配所需的名义工作时间，我们可以看到安装占总成本的 3% 到 7%，并且随着功率的增加而增加。
系统集成商为存储块硬件、SBOS（存储 - 系统平衡）和转换系统分配加价，并将估计的利润率应用于总SSE成本，包括C&C（控制和通信）。EPC 承包商对所有成本（包括系统集成）进行加价和利润，而项目开发商对所有成本（包括 EPC）进行加价和利润。综合利润率估计在 20% 到 30% 之间。
虽然 LiFePO4 电池通常被认为用于高功率应用（C > 1），但它们也可用于寿命更长的电池（C < 1）。
表 513 和表 514 显示了 10 MW 和 100 MW 锂离子电池储能系统（具有 2 小时和 4 小时容量）的投资成本估算。最可能的值范围比显示的值高 15-20%。
表 513：2 小时系统的锂离子 LFP 和 NMC 成本估算
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| 10 MW /
| 100MW /
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| 176 | 168 |
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| 43 | 41 | |||
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| 73 | 63 | |||
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| 8 | 1.5 | |||
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| 52 | 48 | |||
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| 62 | 58 | |||
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| 75 | 70 | |||
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| 25 | 20 | |||
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| 922 | 854 | |||
| 461 | 427 | ||||
表 514：4 小时系统的锂离子 LFP 和 NMC 成本估算
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| 10 MW /
| 100MW /
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| 174 | 165 |
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| 40 | 38 | |||
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| 73 | 63 | |||
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| 8 | 1.5 | |||
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| 47 | 44 | |||
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| 56 | 53 | |||
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| 67 | 63 | |||
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| 25 | 20 | |||
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| 1643 | 1541 | |||
| 411 | 385 | ||||
运营和维修成本
特定于每种技术的实际价值将取决于资本成本;因此，报告的固定 O&M 将随功率容量和市盈率而变化。请注意，虽然劳动力成本预计不会随着工作周期而变化，但深度维修和翻新成本可能取决于 HSE 的运作方式。
尽管关于电池技术（包括锂离子电池）固定运维细节的数据很少，但 ESGC29 的温度范围为 3.5-4.5 美元/千瓦年。固定的运维学习率（累计产量翻倍后如何降低运维）估计在 2% 到 6% 之间。
对于基本可变运维，根据占空比，能量吞吐量会有所不同，从而影响基本可变运维的总成本。这可以设定在 0.3 美元至 1 美元/MWh 交付量左右。
根据一些消息来源，虽然锂离子电池系统的典型使用寿命约为 10 年，但它们通常需要每 5 到 8 年对电池系统进行一次重大维护才能保持运行。
同样重要的是要注意，往返效率 （RTE） 在 ESS 的使用寿命内会下降，从最初的 86% 下降到 5 年后的 81%。
生命预期
尽管锂离子技术被认为是一种成熟的 SSE 技术，但将继续进行改进，以提高其使用寿命、能量密度和能够提供的循环次数。
美国能源部收集的经验估计，LFP 锂离子电池通常可以在 2,000% DOD（放电深度）下提供 80 次循环。同一研究团队在几年前提供了 3,500 次循环的参考，因此似乎并不容易获得适合所有锂离子电池技术和制造商的可靠值。
通常认为 SSE 只能提供额定容量的 80% 时，即使用寿命结束。在文献中可以找到高达 6,000 或 8,000 的 70% 寿命终止容量的值，但更推荐将上述较低的保守值作为参考。
锂离子电池的能量输出随 DOD 的变化不如铅酸电池31 大，因此它们可以在高 DOD 下使用。然而，为了确保在整个预期使用寿命内以额定功率获得所需的能量，锂离子电池通常以 <80% DOD 循环以允许降解，并在 <100% SOC（充电状态）下充电，以避免正极（分层）电极过早退化并最大限度地减少与锂相关的容量损失。
或者，当订购 SSE 时，在一定周期数内保持 100% 的标称容量时，供应商可以加大系统尺寸以考虑退化。
当电池系统或子系统（例如模块和/或电池）不再适合其特定应用时，它们可以用于规格不太严格的二次寿命应用。事实上，所谓的二次电池有一个活跃的市场，因此在对这种系统的经济研究中也可以考虑它们在项目后的剩余价值。
另一个重要方面是，电池的总能量输出，直到达到使用寿命终止 （EOL），随着循环深度的降低而增加;即，如果电池可以在 100% DOD 下提供 1000 次循环直到 EOL，那么它可以提供超过 5000 次循环，循环深度为 20%。
使用寿命通常为 10 年，但最长 20 年的值可以在规格表中找到。然而，文献估计使用寿命年限较低，并表明需要进行重大维护和更换电池以保持系统运行。
平均充电状态对日历老化也有相当大的影响。对于锂离子电池，较低的 SOC 意味着更长的日历寿命。如果大多数锂离子电池的 SOC 保持在 50% 左右（确切的百分比取决于技术和化学成分），它们的老化会更少。为了限制电池的老化，可以在有限的 SOC 窗口（例如 20% - 80%）（也称为可用容量）内使用电池。通常，系统集成商可以通过设置略低于最大值和略高于最小值的电压限制来保守地控制 DOD 变量。
例如，在不使用时，锂离子电池应以其容量的 50% 左右存储。电池在存放过程中会有一定程度的自放电，具体取决于充电状态和储存温度。在某些情况下，由于电池内部的退化导致内阻增加，SSE 功率也会有所降额。[DNV GL].
在确定 ESS 的尺寸时，电池系统集成商必须选择相关的性能参数，并确定每个参数的加权因子。通过监控和分析这些数据，可以建立系统组件的更换/翻新计划、给定应用中的估计使用寿命以及系统使用寿命对操作选择的敏感性的描述。寿命计算通常涉及复杂的系统模型，这些模型特定于技术甚至模型。
如果不考虑特定的化学、环境和占空比考虑因素，就不可能列出从大到小的降解因子，但在电池规格表上规定的保守限制内，通常假设降解因子（从最大到最小）如下：
温度 > DOD > C-Rates
然而，所有这些因素都是相互关联的，因此根据电池的占空比会产生累积效应。以下是从电池数据表中获取的有关工作温度范围的一些信息：
江森自控：0°C 至 +40°C（如果温度低于 +19°C 或高于 +27°C，系统将被降级）
瓦锡兰：-19°C ~ 50°C（室外，环境温度），18°C ~ 28°C（容器内）
然而，DNV-GL32 的最新记分卡报告对这一主题提出了不同的结论。根据他们的说法，有四个主要类别控制电池退化行为。了解它们对退化的影响，可以提供有关项目财务模型中更换间隔的信息，从而提供更换成本的信息（见表 5、15）。
表 515：退化因素和与项目融资的相关性
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BMS |
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电池系统的内部架构，即串联并联配置的电池模块数量，定义了系统电压和电流与在电池中观察到的实际电压和电流值之间的相关性。该架构决定了电池电压与电池系统的充电状态之间的关系。因此，从在标称电压和充电状态极限下测试的电池中获得的实验室信息 将仅提供具有一些未知设计参数的电池系统的有限信息。
一般来说，由于 ESS 的能源管理系统对电池进行上级和下级循环，因此电池的总可用 SOC 不会直接转化为组件的总可用 SOC。因此，系统 SOC 和电池 SOC 是两个不同的东西
表 516：电池性能记分卡的预期和实际结果
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分析
输入数据（成本）
模型的输入数据 列在以下章节中。
电池技术选择
选择的电池技术是锂离子 LFP.
各种电池组件的成本如下:
存储块
存储（系统 BoS 余额）
存储系统
能源设备
控制和通信 （C&C）
系统集成
设计、采购和施工
项目开发
网络集成
其他
所考虑的各种电池组件的使用寿命为每个组件 10 年，请记住，10 年的使用寿命取决于电池的适度使用（~每两天 1 个循环）。
连接成本
每个站点的连接成本都经过估算，区分了技术设备和所需的建筑物数量。
操作和维护成本
电池的可变成本估计如下:
固定运维费用：3.0 USD/kW/年
与 电池使用相关的可变运营成本：交付 0.7 美元/MWh
电池尺寸（能量和功率）
电池的大小（以 MWh 为单位）和功率在职权范围内给出。然而，顾问希望检查这种选择在 功率/能量比方面的相关性，从而检查电池在 1C 放电率下的使用寿命。
充电或放电功率与电池容量（能量）之间的比率称为 Cratio。比率为 1 意味着 1MWh 的电池容量以 1MW 的功率放电。2C 相当于同一电池的 2MW 充电（或放电）。
经济研究的敏感性分析表明，Cratio 为 1（一）是最好的经济选择（见第 10 章）。经济分析中考虑的规模如下:
表 517：经济分析中考虑的电池容量和功率大小
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计算 LCOES
待更新
关于将 ESS 集成到网络中的建议
电池存储系统是一项新兴技术，与投资传统发电机相比，它给投资者带来的风险更大。这些风险包括电池存储系统的技术方面，利益相关者可能不太了解这些方面，并且比其他技术发展得更快，以及可能影响电池部署激励措施的潜在政策变化。
在配电层整合可再生能源 （RES）
在大多数国家/地区，监管框架要求运营商根据峰值需求确定网络规模。但是，这些投资的成本主要（如果不是全部）通过系统用户费用从消费者那里收回。
SSE 还可以促进配电网中的电能质量管理。传统上，变电站的电源电压保持在接近电压容忍上限，以便为电源沿线的所有用电设备提供足够的电压降（当消耗能源时）。 然而，随着分布式发电的贡献增加，电网运营商必须对太阳能生产高峰时段或太阳能供应超过电力消耗的周末的电压尖峰保持警惕。
以下建议旨在解决网络分发问题:
电网拥堵。在可再生能源发电高峰时段超出网络容量时，ESS 可以存储多余的能量，并在可再生能源发电减少时将其反馈到网络中。
能源质量。SSE 可以吸收过剩的可再生能源生产并保持能源效率。
卷tage 在授权限制内，无论是来自网络还是消费者安装。
要求生产商/消费者安装储能系统 （ESS） 以增加自身消耗或延迟供电，直到他们被告知电压增加不再是问题。
RES 在传输中的集成
对于输电系统运营商来说，可再生能源整合带来的主要担忧之一是生产可变性和间歇性的影响。使用 ESS 可以解决几个问题：
预测误差。尽管可再生能源发电预测在过去十年中有所改善，但总会有差距需要纠正。为了限制这可能带来的风险，TSO 有义务增加其运营储备。在这些情况下，ESS 可以减少进入网络的能源转移，从而减少其影响。
电网拥堵。大量可再生能源生产有时会导致网络拥塞。然后，由于网络上特定点的约束，TSO 被迫重新调度。与配电网络一样，ESS 可以在网络拥塞期间储存能源，从而减少减少可再生能源发电或重新分配能源的需求。
晚高峰时段对坡道的需求增加。在太阳能发电渗透率高的网络中，日落期间可再生能源发电量急剧减少。为了满足这些增加的需求，ESS 可以在可再生能源产量高的时期储存能量，并在低产量时段将其释放到电网。
以下建议旨在解决网络传输问题:
创建政策框架，鼓励使用 RES 来推迟电网扩展并减少对消费者的相关费用。相反，储能成本可以由 RES 资产的所有者承担.
当能源生产明显偏离预测时，对并网的可再生能源所有者进行重罚。这将鼓励 RES 所有者安装储能系统以减少预测误差。另一种选择是施加斜坡速度限制以消除 RES 功率输出的变化。
鼓励通过容量市场或其他方式（例如市场机制）在夜间用电高峰时段更换昂贵的“高峰”发电厂 的储能系统。
储能解决方案应纳入长期产能扩张计划.
适用于存储的标准
适用于存储的标准如下所述:
EN50549-1 和 -2
适用于 LV 和 MV 连接
基于发电机要求 （RfG） （+基于 DSO（配电系统运营商）连接需求的其他要求）
包含存储 （SSE）、隐式适用于存储的同步和非同步类别
IEC 62933：电能存储系统 （EES）
它定义了连接存储设备的要求（目前正在准备中;IEC 62933 / 62786 之间的链接）
IEC 62786：将分布式能源连接到电网
附件
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