电池储能系统技术方案 2 1 概述 本项目采用预装式结构，0.5MW/1MWh 储能系统，包括 1 套能量管理系统（EMS） 和 1 套 0.5MW/1MWh 储能子单元；每套储能子单元包含 1 套 0.5MW/1MWh 储能电池 系统（直流侧），1 套逆变变压电气系统。其中逆变升压主电气设备及辅助设备 与储能电池系统（直流侧）一起集成在集装箱内部，采用物理墙的形式隔开。 锂电池储能 5MW/1MWh 储能系统，通过隔 离变压器、STS 连接到 0.4kV 交流母线。 EMS 能量管理系统：根据储能情况及负载情况实现并离网切换控制，并 网点电气参数监控，实现系统负载远程投切控制及电源能量均衡控制及系 统的经济运行。 2 储能系统总体方案 2.1 储能系统总体设计 0.5MW/1MWh 储能系统，包含 1 套能量管理系统（EMS）和 1 套 0.5MW/1MWh 储能单元，每套 储能单元，每套 0.5MW/1MWh 储能单元包含 1 套 0.5MW/0.5MVA 逆变隔离升压系统 和 1 套 0.5MW/1MWh 储能电池系统（直流侧），本项目配置一个集装箱储能系统， 其中包括 1 套逆变隔离升压系统和 1 套储能电池系统及相关设备。 磷酸铁锂电池通过合理串并联组成电池簇，输出一定电压范围直流通过储能 变流器逆变成 380V 交流，储能子系统通过隔离变压器、STS 连接到

可采用低电压等级接入 ，但不应低于微电 网 内最高电压等级。 微电网接入配电网要求 80kW 光伏； 500kW/1MWh 储 能 24*60kW 直流桩； 0.4kV 并网。 微电网接入配电网 要求 0.4kV 电气主接线图 ( 交流微网方 80kW 光伏； 500kW/1MWh 储 能 24*60kW 直流桩； 0.4kV 并网。 微电网接入配电网 要求 0.4kV 电气主接线图

1-10 月已并网用户侧储能项目的应用场景分布 数据来源：寻熵研究院统计分析。 在 2025 年 1-10 月已并网的超 1600 个用户侧储能项目中，单体规模在 1~5MWh 和<1MWh 的项目是当前用户侧储能项目布局数量最多的规模区间。 但从装机规模来看，单体规模在 10~50MWh 的项目对于市场装机规模的贡献最 大，占到已并网项目总规模的 36%。 2025 年以来，单体 两部制电价。相同时间下现有电价为基础，结合政策中新的峰谷时序、 - 17 - 新的浮动比例和浮动项，以通过模拟得出新政/征求意见稿下的电价。储能充放电经济性基 于 0.5MW/1MWh 系统的 12 个月连续充放电进行优化测算，假设循环效率为 85%，DOD 为 95%，起始 SOC 为 20%，充放发生的最低电价条件为 0.2 元/kWh，不考虑项目初投资 和实际运行条件的影响。

所示。分为能源层、运行管理层 和云端交易层。在原有厂房设备上增加光伏装机容 量 400 kW，共计 1 194 片光伏组件，占用屋顶面积 6 000 m2，年发电量 42 万 kWh，300 kW / 1MWh 储能 及 3 台 7 kW 交流充电桩和 2 台 60 kW 直流充电桩等 设施，通过 ABB 智慧能源管理系统在园区管理层面 统筹协调，实现工厂级、车间级、重点能耗设备级三 级能源管理，并上传到合作伙伴的云端管理平台进行

源互联网的区域智慧能源系统主要包括 综合能源储能系统和区域综合能源智能优化与控制平台；其中，储能系统包括：2 套 250kW/250kWh 储能系、125kW/250kWh 光充储一体化电站、1MWh 储能虚拟同 步机、1MW/250kWh 光储虚拟同步机、负荷虚拟同步机。多能互补联合供能系统包 括 400kW 天然气冷热电三联供系统、588kW 地源 / 空气源热泵、680kW 蓄冷 / 冷热负荷需求； 2 套 250kWh/250kW 储能系统满足华大基因 500kW 重要负荷独立供电 1h 要求； 1.78MW 光伏发电系统为项目提供部分用电电源，提高工程可再生能源利用率；1MWh 储能虚拟同步机提供系统离网时负荷支撑能力； 1MW/250kWh 光储虚拟同步机及 10 套 30kW/30kWh 负荷虚拟同步机用于平抑新能源发电及充电桩充放电频率波动、4 车 位光储

)*(P 实时 -P 日 前 ) = 多 1 0MWh 申 报 量 *¥5 0 0 实 时 差 价 =¥5 0 0 0 2 、 实时调节收益 ( 实时出现高电 价 ) 储 能放电 or 压负荷： 1MWh*¥1000 ( 实时出现低电 价 ) 储 能充电 ( 低成本充电 )or 填谷需求 ( 限制光伏发电 ) ceN-TECH 2025.ALFkhbPgsarvBc