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1、系统架构
1.1城区公交站
城区公交站规划建设光储充示范性微电网，计划安装光伏KW，储能1MW/4.09MWh，KW充电桩30台，60KW充电桩30台，生活办公用电负荷约KW。系统采用共交流母线组网方式，当电网出现异常或断电时，系统可离网运行，保障办公用电。系统架构如下：
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1.2乡镇公交站
九个乡镇公交站规划建设储充示范站，计划安装储能KW/0.MWh，各乡镇站点充电桩布置数量如下表：
系统采用共交流母线组网方式，储能系统并网运行，系统架构如下：
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2、储能系统设计方案
储能系统主要由电池组、电池管理系统、储能变流器PCS、能量管理系统EMS等构成，布置方式可采用室内放置或室外集装箱放置，此项目采取集装箱方式放置。
1MW/4.09MWH储能系统由2个KW/2.MWh储能集装箱构成。
KW/2.MWh储能系统将电池组和PCS集成在1个集装箱内，分为电池仓和PCS仓。将电池组、电池管理系统、直流汇流柜、储能变流器、EMS能量管理系统、交流柜、温控、消防等设备有机的集成到1个标准的单元中，该标准单元拥有自己独立的供电系统、温度控制系统、隔热系统、阻燃系统、应急系统、消防系统等自动控制和安全保障系统。
KW/0.MWH储能系统将电池组和PCS集成在1个集装箱内，集装箱分为电池仓和PCS仓。电池仓包含电池组、电池管理系统、温控、消防等设备；PCS仓包含储能变流器、直流汇流柜、EMS能量管理系统、交流柜等。
系统拓扑图如下：
3、锂电池组设计方案
3.1电池组构成图
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3.2电芯参数及设计
3.3电箱参数及设计
模组由6个2S8P模块串联组成12S8P,额定规格为38.4VAh。
3.4电柜参数
每簇电池由19个模组（38.4V/模组）及1个高压箱组成；
4、电池管理系统设计方案
4.1电池管理系统框架
电池管理系统框架如下：以实际项目配置为准。
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4.2电池管理系统功能
电池系统的保护及监测功能由BMS电池管理系统实现，电池系统的BMS系统分三级管理，分别为托盘BMU、MBMS、BAMS，每级BMS主要功能如下：
BMU(模组级，内置在模组内):监测单体电芯的电压、温度和单个托盘的总电压，并通过CAN协议向上级BMS实时传递以上信息，能够控制单体电芯的电压均衡性。MBMS(机架级，内置在高压箱内)：检测整组电池的总电压、总电流，并通过CAN协议向上级BMS实时传递以上信息。能够显示电池充放电时容量、健康状态，对功率的预测、内阻的计算。控制继电开关和盘级单元电压的均衡性。BAMS(系统级)：收集下级MBMS信息，能够实时对电池剩余容量、健康状况进预估，。通过RS-或Modbus-TCP/IP的方式与上位和外部系统进行通信。根据系统复杂程度系统BMS可集成到开关盒内或单独集成。BMS管理系统功能
1、模拟量测量功能：能实时测量电池簇电压，充放电电流、温度和单体电池端电压、温度、漏电监测等参数，并通过计算实时给出单体电池的SOC值及SOH值。确保电池安全、可靠、稳定运行，保证电池使用寿命要求。
均衡：电池管理系统具备均衡功能，保证电池系统使用寿命及可用容量。
3、电池系统运行报警功能：在电池系统运行出现过压、欠压、过流、高温、低温、漏电、通信异常、电池管理系统异常等状态时，能显示并上报告警信息，通知PCS及后台监控系统，以及时改变系统运行策略。
4、电池系统保护功能：在电池系统运行时，如果电池的电压、电流、温度等模拟量出现超过安全保护门限的情况时，电池管理系统能够实现就地故障隔离，将问题电池簇退出运行，同时上报保护信息。
5、自诊断功能：电池管理系统将具备自诊断功能，对电池管理系统与外界通信中断，电池管理系统内部通信异常，模拟量采集异常等故障进行自诊断，能根据实时测量蓄电池模块电压、充放电电流、温度和单体电池端电压、计算得到的电池内阻等参数，通过分析诊断模型，得出单体电池当前容量或剩余容量（SOC）的诊断，单体电池健康状态（SOH）的诊断、电池组状态评估，以及在放电时当前状态下可持续放电时间的估算，并能够上报到监测系统。
6、热管理：锂电池模块在充电过程中，将产生大量的热能，使整个电池模块的温度上升，因而，BMS具有热管理的功能，对电池的温度进行监控，如果温度高于保护值将开启温控设备强制冷却，若温度达到危险值，该电池组能自动退出运行。
7、本地运行状态显示功能：电池管理系统能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示，如系统状态，模拟量信息，报警和保护信息等。
8、事件及历史数据记录功能：电池管理系统能够在本地对电池系统的各项事件及历史数据进行存储。运行参数的修改、电池管理单元告警、保护动作、充电和放电开始/结束时间等均将有记录，事件记录具有掉电保持功能。每个报警记录包含所定义的限值、报警参数，并列明报警时间、日期及报警时段内的峰值。
9、操作权限管理：具有操作权限密码管理功能，任何改变运行方式和运行参数的操作均需要权限确认。
BMS管理系统保护功能
BMS实时监控以下项目，当超出设定的阈值，会启动相应的保护。
主要保护控制策略如下：
1）在回路电流超过告警阈值时，通过CAN总线上报BAMS，在回路电流超保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，
2）在直流端放电电流超过短路电流阈值时进行短路保护，通过控制接触器切断放电回路，同时通过CAN总线上报BAMS
3）当电池组中有任意电池欠压或过压时，当该值超过告警阈值时，通过CAN总线上报MBMS，当该值超保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，同时通过CAN总线上报BAMS
4）当电池总电压超过告警阈值时，通过CAN总线上报BAMS，当总电压超过保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，同时通过CAN总线上报BAMS
5）当电池温度超过告警阈值时，通过CAN总线上报BAMS，当电池温度超过保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，同时通过CAN总线上报BAMS
6）当电池组内温差超告警阈值时，通过CAN总线上报BAMS，当电池组内温差超过保护阈值时，通过控制接触器切断电流回路，同时通过CAN总线上报BAMS
7）一级告警发生时，BAMS通知PCS或EMS停止储能系统运行，若PCS不响应，二级保护发生时，BMS直接切断接触器；
4.3电池均衡说明
电池被动均衡法技术说明：在整组电池系统中，将串联成组的单体电池电压的差异性，通过BMS进行电压采集，以事先预设的充电电压的“上限阈值电压”为基准，任何一只单体电池只要在充电时最先达到“上限阈值电压”并检测出与相邻组内电池差异时，即对组内单体电压最高的那只电池，通过并联在单体电池的能耗电阻进行放电电流，以此类推，一直到电压最低的那只单体电池到达“上限阈值电压”为一个平衡周期。其目的就是通过放电均衡的办法让电池组内的电池电压趋于一致。
被动方式的电芯均衡需要的电路元件的个数少且简单，从维修的方面来说有优势。只是相对于主动方式的电芯均衡来说均衡的速度较慢。但是现在大部分的ESS产品都采用的是被动方式的电芯均衡。原因是：主动均衡方式的情况需要高价BMS，且故障率较高。
4.4防环流控制方案
1）环流问题产生的原因及危害
由于电池簇之间存在压差，各簇直接并联时，簇间可能存在环流问题。压差较小时，环流也较小，较小的环流是平衡电池簇能量是一种有效办法，是有益的。压差较大时，环流也较大，当环流超过功率器件的允许过流值，可能造成功率器件的损坏，当环流值超过电池的正常工作倍率，会损伤电池，可能导致电池容量衰减、鼓胀、漏液，危害电池安全。当环流值达到短路电流时，可能直接导致电池损坏。
2）防止环流产生的方法
BMS可以通过判断电池簇间的电压差，控制每簇的接触器是否闭合，从而决定是否将本簇电池并入直流侧母线中，做到预防环流过大的问题。
为让电压差过大的电池簇并联，需要制定电池簇均压策略。
详细的策略如下：
当电池簇间最大压差大于△Va时，不允许同时闭合所有电池簇的接触器，并在界面出现提示信息，提示需进行均压维护。
设电池簇间最大允许环流值为Ia，则△Va的计算公式如下：
△Va＝Ia*（Rcell/np*2ns+2Rw）
其中：
Rcell表示单体电芯的阻值；
np表示单个电池模块内电池并联的数量；
ns表示单个电池簇内电池串联的数量；
Rw表示单簇的铜排与线缆的累计线阻；
均压维护过程：
监控系统发均压维护执行命令给BAMS启动均压维护；
BAMS闭合最低电压电池簇的接触器并且应答监控系统；
监控系统通知PCS启动A（可设定）小电流恒流充电；
当次低电压电池簇与最低电压电池簇压差＜△Vb（该参数现场可调整）时，闭合未接入直流母线的最低电压电池簇接触器，PCS同时维持50A充电电流；△Vb的公式如下：
△Vb=Ib*（Rcell/np*2ns+2Rw）
其中Ib表示均压维护过程中直接并联两簇的允许电流值；
△Va与△Vb的关系为△Va△Vb；
Ia与Ib的关系为IaIb；
重复4的步骤，直至所有电池簇的接触器闭合；
所有电池簇电池一起充电10分钟（该参数现场可调整），然后上报监控系统维护结束，监控系统通知PCS待机或停机。（该步骤目的是确保足够时间让所有电池簇电池自动调整电压。）
5、储能变流器（PCS）介绍
以下对储能变流器做简单介绍，具体技术参数及功能以实际交付产品为准。
储能逆变器主要特点：
a)双向逆变，储能电池充电和放电功能；
并网模式下接受微电网控制系统有功调节指令，在允许范围内实现有功功率无级调节；并网模式下在允许范围内接受微电网控制系统无功调节指令，实现无功补偿功能；完善的显示和通讯功能。储能逆变器主要功能：
储能逆变器采用先进的功率器件以及先进的数字控制技术，优化控制性能和提高系统的可靠性，适合于不同电池充放电需要，并且在结构上进行模块化设计，方便安装与维护。具备双向逆变，对电池充电和放电功能和完善的显示和通讯功能。
◆接受电网调度，RS通讯方式
◆双向变流控制，对蓄电池充放电
◆恒流充电、恒压限流充电等功能
◆恒流放电、恒压限流放电等功能
◆完善的通讯和保护功能
◆无功补偿、有功功率调节等功能
主要保护功能如下：
储能逆变器装置具有完善的保护功能，包括输出短路保护、直流反接保护、蓄电池过充过放保护、蓄电池过流保护、硬件故障保护、接触器故障保护、过载保护、防雷保护等。
6、EMS能量管理系统设计
以下对EMS能量管理系统做简单介绍，具体实现功能以实际交付产品为准。
6.1通信系统架构
微网监控与能量管理系统采用三层架构：能量管理层、微网监控层、设备层（就地控制层），通过交换机采集各底层设备的实时信息，并上传到监控及后台进行实时控制。
系统采用三层控制架构，实现系统的能量优化管理：
（1）本地信息采集与控制主要完成微电网组成单元（包括开关、模拟线路、光伏系统、储能变流器、BMS管理系统、充电桩、小型气象站及负荷等）的电气量信息、状态信息、报警信息及保护动作信息采集，执行能量监控层下发的遥控、遥调指令。
（2）信息集中层实现就地层所有规约的集中转换，实现与后台的信息快速交互。
（3）能量监控层实现实时信息监测、历史信息存储与分析、系统运行模式控制、高级能量管理及报表统计等功能。
6.2总体功能
（1）数据采集和处理
数据采集能通过现场测保一体化装置及分布式电源控制器采集有关信息，检测出事件，故障，状态，变位信号及模拟量正常，越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量、开关量及环境参数等。
模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量，采用交流采集方式，并实现如下功能∶
定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。
越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息包括报警条文、参数值及报警时间等内容。
状态量（开关量）：包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号、一次设备的告警信号、就地控制器的动作及告警信号、运行监视信号等。
（2）控制操作
监控系统应能根据操作员输入的命令实现并离网切换、断路器控制、运行策略制定等正常操作和其它必要的操作。监控系统可提供必要的操作步骤和足够的监督功能，以确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。操作控制的执行结果会反馈到相关设备图上。其执行情况也应能产生正常（或异常）执行报告。为保证控制操作的安全可靠，整个系统应有权限管理等安全保护措施。
（3）微网基本单元监控功能
在底层设备支持的情况下，可对各设备单元进行监控，具体包括：
a）光伏发电监控
对接入的光伏发电设备的实时运行信息、故障及报警信息进行监测。光伏发电监控至少可以显示下列信息：光伏发电系统当前的功率、日发电量、总发电量等，能够显示实时发电功率曲线及功率预测曲线。
b）储能监控
对储能电池的实时运行信息：单节电池电压、温度、SOC、电池组电压、电流及报警信息进行全面的监测，并对储能进行多方面的统计和分析。
c）储能变流器监控
对储能变流器实时运行信息、保护动作信息及报警信息进行全面的监视。主要监控下列信息：实时显示当前运行模式、功率、功率因数、电流、报警信息及保护信息等。可实现双向变流器的遥控和遥调。
d）负荷监控
对微网内部的负荷进行监测、控制和统计，并为微网功率平衡控制等提供依据。在组建微网时，将所有的负荷进行分类，在运行时，可对这些负荷进行分类监控。
e）充电桩监控
对接入的充电桩设备的运行信息、充放电量、故障及报警信息进行监测。根据充电桩负荷进行能量的协调控制。
f）电能计量
在分布式单元及储能控制器支持的条件下，对微网系统中的发电单元、储能单元进行准确的计量。主要包括：
对分布式电源发电量进行计量，主要是有功功率。结合通过环境参数预测的结果，计算发电效率，节能减排量等数据。对储能系统发电量进行双向计量，包括正向有功、反向有功等，用于对储能系统效率进行分析。对充电桩用电量，充电时间进行统计，预测负荷曲线，调整系统运行逻辑。
6.3城区微网系统控制策略
城区公交站规划建设光储充示范性微电网，计划安装光伏KW，储能1MW/4MWh，KW充电桩30台，60KW充电桩30台，生活办公用电负荷约KW。系统采用共交流母线组网方式，当电网出现异常时，要求系统可离网运行，保障办公用电。
针对此应用要求，本次系统控制策略设计主要包括：削峰填谷控制策略、系统自平衡控制策略、并网/离网切换运行控制策略。可以根据系统运行状态运行不同的策略。
以下针对各控制策略进行详细阐述：
框图名词解释：
（1）净负荷P：由实际负荷（包括充电桩与办公负载）减去可再生能源发电系统功率输出所得的值
（2）电网侧高峰负荷期：在一定周期内大电网出现负荷较高的一段时间；
（3）电网侧低谷负荷期：在一定周期内大电网出现负荷较低的一段时间；
（4）maxPdbat：储能最大放电功率
（5）maxPcbat：储能最大充电功率
（6）SOC_max：储能最大SOC限制值
（7）SOC_min：储能最小SOC限制值
（8）PeakPower：削峰填谷谷值功率设置值；
（9）VallyPower：削峰填谷峰值功率设置值；
（10）PowerSet_SB：自平衡控制策略下微网对外发电功率限制值；
（11）offSOC_max:离网储能最大SOC限制值
（12）offSOC_max:离网储能最小SOC限制值
（13）NetPower：并网点功率值
（14）DemandPower：需量限制设定值
（15）ReversePower：逆功率保护参数限制值
1、削峰填谷控制策略
削峰填谷控制策略旨在缓解电网在高峰负荷时的供电压力。在电网需要向微网输送电能的情况下，当电网在负荷高峰期时，电网、蓄电池、光伏发电共同保障微网内重要负荷供电，其中，蓄电池以最大放电功率运行；当电网在负荷低谷期时，电网与光伏一起向微网内所有负荷提供电力支持，多余光伏给蓄电池充电；当电网在夜间低估期时，电网给所有负荷提供电力，同时给蓄电池充电。
调度流程逻辑：
在填谷时段，如果净负荷小于填谷计划功率值，且电池满足充电条件，储能充电，否则储能待机;在削峰时段，如果净负荷大于削峰计划功率值，且电池满足放电条件，储能放电，否则储能待机； 控制框图：
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2、系统自平衡控制策略
系统自平衡控制策略应用于光伏发电功率较大且功率波动较大的情况。由于光伏发电功率过剩，所以采用“自发自用、余量上网”的原则。当光伏系统功率不足时，储能系统出力满足净负荷需求；当光伏系统功率过剩超出限制时，储能系统吸收过剩功率，当电池SOC超过充电限制值时或过剩功率在0与对外发电功率限制值之间时，储能系统待机，实现“余量上网”。
调度流程逻辑：
（1）当P0时，储能系统满足放电条件时，进行放电操作，否则储能待机
（2）当P0时，且系统过剩功率超过限制值时，且储能系统满足充电电条件时，储能系统吸收过剩功率，否则储能待机；当系统过剩功率在0与对外发电功率限制值之间时，储能系统待机，实现“余量上网”。
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3、并网/离网切换运行控制策略
当电网停电故障发生，微网控制器检测外网电压、频率超限一定时间后，下发指令断开配电柜并网开关；光伏逆变器在检测到微网母线失压后自动待机，储能逆变器在检测到微网母线失压后自动停机；微网控制器检测到内网电压归零后，向负载开关下发断开指令；微网控制器检测到负载开关断开后，向储能逆变器下达离网启动指令；微网控制器确认内部电压频率正常后，向负载开关下闭合指令并确认；微网控制器确认光伏状态，逐个启动光伏逆变器，根据系统状态，下发光伏逆变器运行功率。此时微网系统处于孤网运行状态。
当外网故障恢复时，微网控制器检测到外部电压频率恢复正常并持续一段时间后，向储能逆变器下达停机指令并确认；光伏逆变器检测微网母线电压失压后自动转入待机状态；微网控制器检测到内部电网失压后，下发指令闭合并网开关并确认；微网控制器向储能逆变器下达并网运行指令并确认；光伏逆变器在检测到系统电压频率正常后自动投入运行。至此，实现了孤网转并网的操作。
并网/离网切换采用如下逻辑：
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6.4乡镇储充系统控制策略
乡镇公交站规划建设储充示范站，计划安装KW/1MWh储能系统，采用共交流母线组网方式，储能系统并网运行。
针对此应用要求，本次系统控制策略设计主要包括：削峰填谷控制策略、逆功率保护控制策略、需量限制控制策略。
削峰填谷控制策略旨在缓解电网在高峰负荷时的供电压力。在电网需要向微网输送电能的情况下，当电网在负荷高峰期时，电网、蓄电池共同保障微网内重要负荷供电，其中，蓄电池以最大放电功率运行；当电网在负荷低谷期时，电网向微网内所有负荷提供电力支持；当电网在夜间低估期时，电网给所有负荷提供电力，同时给蓄电池充电。
（1）在填谷时段，按照预先设定谷时计划曲线值，且储能系统满足充电条件，储能充电，否则储能待机；
（2）在削峰时段，实时监测充电桩的用电功率，如果SOC未超过限制值时，储能放电，否则储能待机；
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2、逆功率保护控制策略
逆功率保护可防止储能系统向电网倒送电，并同时具备低频、低压解列储能系统的功能，提高系统运行的安全性。
获取并网点功率值，功率值为正说明电网向公交站送电，功率值为负说明公交站向电网送电；根据设定的逆功率保护限制值，逻辑如下：
1）当并网点功率大于逆功率保护限制值，说明此时不会发生逆功率现象，如果电池SOC达到充电限制条件，则电池保持当前运行状态；
2）当并网点功率小于逆功率保护限制值，说明此时容易发生逆功率现象造成保护动作，则电池需要减少放电功率，如果SOC值达到放电限制值，则电池系统进入待机状态；
程序处理流程如图所示：
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3、需量限制控制策略
根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点，通过帮助用户降低需量电费和电量电费，获取额外的盈利点。
获取并网点功率值，功率值为正说明电网向公交站送电，功率值为负说明公交站向电网送电；根据设置的需量限制设定值，逻辑如下：
当并网点功率值大于需量限制设定值，即并网点功率大于需量功率限制值，若此时电池满足充电限制条件，则电池总充电功率减小。2）当并网点功率值小于需量参数设定值，即并网点功率小于需量功率限制值，说明此时净用电负荷小于需量限制，如果电池SOC满足充放电限制条件限制，则电池保持当前运行状态；
程序处理流程如下图所示：
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6.5集中监控系统
城区和乡镇公交站点采用集中监控方式，同时监控10个站点运行状态信息并进行统计。
Object:word/embeddings/oleObject11.bin
监控功能包括整体系统监控、光伏发电监控、储能监控、充电桩及其他负荷的监控。
（1）系统整体监控
城区光储充一体化系统的整体监控包括光伏系统、储能系统、负载以及充电桩总体的监控；乡镇储充一体化系统的整体监控包括储能系统以及充电桩系统的监控。
（2）光伏发电监控
对光伏发电的实时运行信息、故障及报警信息进行监测，并实现远程的光伏发电系统的启、停、功率调节及相关操作与控制。要求光伏发电监控可以显示下列信息：光伏发电系统当前的功率、日发电量、总发电量、光辐照度、光伏板温度、光伏板直流端电压、电流等，能够显示实时发电功率曲线及功率预测曲线。
（3）储能监控
对双向变流器实时运行信息、保护动作信息及报警信息进行全面的监视。要求双向变流器监控至少可以显示下列信息：可实时显示当前运行模式、功率、功率因数、电流、报警信息及保护信息等。可实现双向变流器的遥控和遥调。
对储能电池的实时运行信息：单节电池电压、内阻、预估性能、SOC及报警信息进行全面的监测，并对储能进行多方面的统计和分析。对电池充放电时间、充放电功率、无功进行遥调。同时可单独对特定支路的电池进行诊断和维护。
7、储能系统集装箱设计
以下对集装箱设计做简单介绍，以实际交付产品为准。
7.11MW/4.09MWh集装箱排布
1MW/4.09MWH储能系统由2个KW/2.MWh储能系统集装箱构成。
KW/2.MWh集装箱系统是由集装箱箱体（含配电），自动消防系统，视频监控系统，温控系统，储能变流器、电池储能系统（含机架，电池组，直流汇流柜）组成。
集装箱箱体：包含箱体及内部辅助功能。包含整体内部机架承重设计，散热设计，风道设计，照明功能，保温隔热功能，具备逃生门，可防尘，防水，防虫鼠符合IP54防护等级，具备门禁功能等，满足整个电池系统在电力储能，及各种复杂环境下的应用。
自动消防系统：采用七氟丙烷为主要材料的自动灭火系统，并安装有自动报警装置，一旦检测到火灾，集装箱内能及时断开与外部设备之间的电气连接，同时启动灭火装置并将告警信息上传至后台监控系统。具备联动功能。
视频监控系统（选配）：包含网络摄像机、数据硬盘等。本地监控操作，通过本地监视器操作完成设置和录像调取。视频记录可存储3个月以上。
温控系统：集装箱采用空调制冷采暖方式，可进行风道设计，对电池进行精确送风，保持整体系统温度一致性。整个箱体采用隔热保温层设计，减少外部热量影响。电池具备热管理模式。
电池储能系统：兆瓦级储能电池系统，从电芯到电池阵列，都采用模块化的集成设计。电池系统采用3级BMS控制架构。电池系统提供高可靠的电池均衡方式、安全管理方式、热管理方式、并提供丰富的监控项目
储能变流器：储能变流器用于对电池系统进行充放电，储能变流器装置对电池具有完善的保护功能，包括输出短路保护、直流反接保护、蓄电池过充过放保护、蓄电池过流保护、硬件故障保护、接触器故障保护、过载保护、防雷保护等。
两个KW/2.MWh储能集装箱平面布置图如下，采用40尺高柜集装箱：
7.2KW/0.MWh集装箱排布
KW/0.MWh储能系统将电池组和PCS集成在1个集装箱内，集装箱分为电池仓和PCS仓。电池仓包含电池组、电池管理系统、温控、消防等设备；PCS仓包含储能变流器、直流汇流柜、EMS能量管理系统、交流柜等。
KW/0.MWh集装箱平面布置图如下，采用20尺高柜集装箱：
7.3集装箱照明系统设计
集装箱内配置照明灯和应急照明灯，一旦系统断电，应急照明灯将立即投入使用，单盏应急照明灯的有效照明时间不小于2小时。
7.4集装箱热设计
以KW/2.MWh电池集装箱进行热设计说明：
电池簇排布集装箱左右各置两排电池系统，每一排电池系统分别含有7个电池簇和6个电池簇具体排布如图1所示。
图1集装箱总成图及电池簇
风道设计该集装箱风道采用两排并联风道设计（图2），在风道的每个电池架的上方位置均设置出风口，引导冷风向下流动（图3）。迫使冷风进入电池箱体内冷却电池。其中两个并排风道均采用变截面处理，保证各风道出风口流量保持均匀。。
图2风道设计
图3进风风道变截面设计
图4集装箱内电池架立面图
发热量计算根据客户的设计需求，集装箱电池系统在工作过程中的最大工作电流约为0.25C充放，根据国轩单体27Ah电芯在绝热状态下的发热量测试，单个电芯0.25C放电时的发热功率为0.46W。整个集装箱共有2*7*20*6*16=只电芯，0.25C充放电的发热功率约为12.4kW的发热量。
空调选型根据发热量我司现在选用英维克公司生产的空调，额定制冷功率为12.5kW，峰值制冷功率为14.0kW，符合0.25C峰值充放电的散热量。
7.5集装箱消防系统设计
集装箱内采用七氟丙烷灭火系统：
1、七氟丙烷灭火剂环保安全性能
七氟丙烷（HFC-ea）是一种新型的洁净气体灭火剂，分子式是CF3CHFCF3。其灭火效率高、灭火速度快、不复燃，是国际消防界率先认可的理想哈龙替代品。七氟丙烷灭火剂的主要特点为：
（1）环保：臭氧耗损潜能值（ODP）为零，不会破坏大气臭氧层。药剂在常温常压下喷放时是透明、洁净的气体，灭火后残渣，对设备无污损。
（2）安全：七氟丙烷的未观察到不良反应浓度NOAEL值为9%，而一般七氟丙烷的灭火设计浓度为10%以下，对人体基本无害
2、七氟丙烷（HFC-ea）灭火剂灭火机理
与卤代烷灭火剂的灭火机理相似，是在全淹没状态下对火产生物理变化及化学反应。主要利用化学抑制的作用来扑灭火灾，对燃烧反应起负催化作用。当空间内七氟丙烷达到一定的浓度时，燃烧反应链不能维持下去，致使燃烧熄灭。3、七氟丙烷（HFC-ea）灭火剂物理性能
沸点：-16.4℃液体密度：1.41g/ml(20℃)冰点：-.1℃臭氧层消耗潜能值（ODP）：0临界温度：.7℃大气层停留时间：36年临界压力：2.91Mpa蒸气压：0.39Mpa蒸气密度：31.2kg/m3(20℃)未观察到不良反应最大浓度（NOAEL）：9%可观察到不良反应最小浓度（LOAEL）：10.5%系统设计灭火浓度：8%-10%
4、七氟丙烷（HFC-ea）灭火剂技术指标见下表
5、柜式七氟丙烷气体灭火装置基本参数工作环境环境温度：0℃～50℃工作环境湿度：≤95%最大充装密度：kg／m3贮存容器：70L、90L、LL灭火剂贮存压力：2.5Mpa（装置）最大工作压力：4.2Mpa（装置）最小工作压力：2.0Mpa（装置）喷射时间：≤10s电磁驱动装置：最小启动电流1.2A最大安全电流mA/5min直流电阻：1-3Ω启动电压：DC24V主电源：ACV50Hz备用电源：DC24V
6、柜式七氟丙烷气体灭火装置的主要特点
1、产品的容器阀采用金属膜片密封，保证了阀体可靠的密封性能，能保证灭火剂长期储存。2、产品选用先进的电磁驱动装置，其体积小，重量轻，结构紧凑，使用安全，无需维护。7、柜式七氟丙烷气体灭火装置简介
柜式七氟丙烷气体灭火系统以“洁净气体”七氟丙烷作为灭火剂，灭火机理是通过惰化火焰中的活性自由基,实现断链灭火。七氟丙烷的特点是：无色无味、清洁、不导电、毒性低、灭火效率高、不污染被保护对象，特别是对大气臭氧层无任何破坏作用。在第一代的哈龙替代物中，七氟丙烷的综合性能最好。
优点：
（1）安装简便：本公司生产的柜式七氟丙烷气体灭火装置是一种无管网灭火设备，具有轻便、可移动、安装灵活的特点，外表美观，不破坏防护区内的整洁。
（2）效率高：灭火剂无管路损失，当火灾发生时，本装置可直接向防护区喷射灭火剂，因此灭火效率高、速度快。
（3）安全性好：柜式七氟丙烷由于没有管网阻力损失，系统工作压力小，为2，5MP，相比有管网七氟丙烷灭火系统4.2MP,压力小,在储瓶最大工作压力相同的情况下,更安全.
(4)防护系数大可靠,:由于柜式七氟丙烷灭火系统在每个防护区都配备灭火装置,在所有防区发生火情都能同时灭火,而有管网灭火系统采用的是组合分配方式灭火,在一个防区中只能同时扑灭其中一个防区的火情,完全忽视了多防区同时发生火情的可能性。
柜式装置工作原理图：
柜式装置工作原理
7.6集装箱接地系统设计
集装箱的螺栓固定点与整个集装箱内的非功能性导电导体可靠联通，同时，集装箱内提供接地铜排，满足电力标准要求。集装箱顶部配置连接可靠的高质量防雷系统，防雷系统通过接地扁钢或接地圆钢连接至接地铜排上，接地系统中导体的有效截面积不小于mm。
7.7集装箱安装固定
7.8储能系统供货范围
1、1MW/4.09MWh储能充电站供货清单如下：
2、KW/0.MWh储能充电站供货清单如下：
3、集中监控系统供货清单如下：
注：
1、乙方仅负责上述供货范围所涉及设备的安装与调试，不再提供上述供货范围的其他任何设备或材料。
2、除上述设备以外的工程设计、土建、电力施工、外部电缆及环境改造费用等均由甲方负责。
