孙雪莹，罗永强，乔晓峣

（中国移动通信集团设计院有限公司，北京 100080）

1 概 述

1.1 储能背景及行业现状

当前，随着国家“碳达峰、碳中和”战略目标的提出，开启了中国以“碳达峰、碳中和”目标驱动能源、经济与科创系统全面向绿色转型的新时代，未来风能、太阳能等可再生能源将成为我国主要能源之一，并逐步成为能源供给的主力，在推动源网荷储的高效融合互动中，储能技术是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，对推动能源绿色转型、保障能源安全、促进能源和电力的高质量发展，促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展，实现“碳达峰、碳中和”都具有重要意义。

储能技术种类繁多，已有的储能技术主要包括机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电气储能（超级电容器储能、超导储能）、电化学储能（铅酸电池、铅碳电池、锂电池、钠硫电池、液流电池等）、热储能（熔融盐储热）、化学储能（制氢、制天然气）五大类，由于工作原理和应用场景不同，各储能技术的技术优势和局限性也各不相同，面临着不同的问题与挑战[1]。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目数据库不完全统计的数据，截止2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模如表1所示，累计装机规模为191.1 GW，其中电气及电化学储能项目累计装机规模约为14 247.3 MW（见图1）。

图1 全球电气及电化学储能项目累计装机规模

表1 全球储能项目累计装机规模

1.2 通信运营商开展电化学储能系统应用的意义

在国家“碳达峰、碳中和”的战略要求、网络提速降费政策性减利等多重因素影响下，通信运营商经营发展正面临着巨大的压力和挑战，探索降本增效、节能降碳的技术手段愈发重要。

目前全国大部分地区均采用分时电价政策，而电化学储能系统通过谷时电价充电、峰时电价放电，可以有效减少数据中心峰时电价阶段的用电量，从而降低电费支出；同时在条件允许的情况下，与西部风能、太阳能发电厂、周边城市或社区以及数据中心组网，通过储备无法及时消耗的绿色能源起到平衡发电与耗电之间的波动的作用，为绿电的充分使用创造条件[2]。以中国移动上海临港国际数据中心为例，其引入的市电电压等级为220 kV，用电性质为一般工商业用电，非夏季峰谷电价差为0.587元/kW·h，夏季峰谷电价差为0.669元/kW·h，价差非常明显，具体如图2所示。

图2 上海市销售电价（2020年11月26日发布版）

因此，本文以中国移动上海国际数据中心电化学储能系统的试点为例进行阐述，通过开展削峰填谷的储能应用，探索电化学储能系统在数据中心规模应用的可行性及先决条件，为电化学储能系统在数据中心的大规模推广应用奠定基础，成为中国移动降本增效、节能降碳的重要技术手段；同时，通过在上海临港国际数据中心建设电化学储能系统，积极响应国家新能源政策，对于电网及用户侧有一定示范作用，发挥中国移动头雁效应并提升公司影响力。

2 案例项目简介

2.1 项目概况

中国移动上海国际数据中心储能试点工程在3号楼建设2套容量0.25 MW/1 MW·h集装箱式电化学储能系统，室外放置于3号楼西侧班车停车位，如图3所示。

图3 储能集装箱外观图

秉承安全、可靠、经济的建设原则，本项目2台0.25 MW/1 MW·h储能集装箱系统的接入点选定为7号变压器P7-7低压柜、8号变压器P8-7低压柜各一台630A/3P塑壳断路器。储能系统在交流供电系统的接入点位置及供电拓扑如图4所示。

2.2 电化学储能系统架构

本次项目采用单套0.25 MW/1 MW·h集装箱储能系统进行削峰填谷的储能应用，集装箱储能系统主要由以下九部分组成：

（1）储能电池：选用中天科技生产的86 A·h磷酸铁锂电池，以12S4P方式设计为一个电池单元箱，20台电池单元箱串联为240S4P的电池簇，单套集装箱系统电池组总容量为1.056 MW·h。

（2）电池管理系统（Battery Management System，BMS）：电池管理系统主要用于对电池组进行实时监控。电池管理系统包括一个主控单元（Main Control Unit，BCU）、多个检测单元（Multiple Detection Units，BMU）以及多个电池检测模块（CCM）。各个检测单元之间通过高速CAN进行互联完成实时数据的传输与控制。CCM负责各小模组单体电池电压检测、电池温度检测、均衡控制；BMU负责单电池PACK内各CCM信息的收集、电池前端数据预处理，必要时可以做单PACK的继电保护控制或热管理，并将电池数据和本单元的实时工作状态通过CAN总线发送给BCU或其他监控设备[3]。BCU负责电池系统的总电压、总电流检测、充放电按时累计、电池系统绝缘状态检测，通过CAN总线收集BMU的数据并在线分析电池组系统的工作状态，根据数据分析结果进行电池组故障报警、电池组最大允许充放电功率预测、电池组SOC、SOH、SOE、SOF估算、电池组热场管理、上下电流程管理及极限情况下的安全保护等。BMS应实现与储能变流器和能量管理系统通讯，可以检测电池单体电压、总电压、总电流、温度等，并实时判断电池的运行状态，通过CAN总线上传电池组状态信息以及报警信息等，必要时切断电池组回路的输出进行保护。

（3）高压箱：高压箱位于电池与储能变流器之间，用于控制每一簇电池的通断、预充以及通讯。电池管理系统的BCU放置于高压箱内。高压箱起到电池组与储能变流器通断的作用，尤其是在电池组出现过压、欠压、过温等故障时，BCU通过切断高压箱内的直流接触器，断开与储能变流器的连接，从而起到保护电池组的作用。高压箱内器件主要包括熔断器、正极接触器、负极接触器、预充接触器、电流传感器、开关电源等。

（4）储能变流器（Pouwer Conversion System，PCS）：本项目每台集装箱PCS的系统功率为250 kW，纯并网运行。选用模块化PCS，单模块容量为62.5 kW，每台集装箱由4个模块并联组成，配置在电网和电池之间，可实现市电和电池之间能量的双向流动管理。储能变流器的供电拓扑如图5所示。

图5 储能双向变流器拓扑图

（5）能量管理系统（Energy Management System，EMS）：储能系统功能的实现需要一套EMS，与储能集装箱内的各个硬件设备进行对接，将设备运行数据采集并显示出来，供运维人员对储能系统进行管理和运维；同时可将部分运维数据通过网络上传给动环监控平台[4]。本项目能量管理系统界面应采用B/S结构，支持手机浏览、操作，界面整洁大方，功能清晰明了，色彩丰富，交互性及体验性好，建议采用H5流式布局结合AJAX异步数据交互，自适应支持各类屏幕手机，图形展现丰富，如饼图、曲线、棒图。同时能量管理系统可实现实时监测双向储能逆变器、电池储能、用配电等相关的各种遥测、遥信、累计量以及其他自动化信息，并向各设备发送各种数据信息和遥控遥调等命令。可显示所有设备的运行、停止、通讯正常、通讯异常、故障等状态，通过图形展示以及事件告警等手段管理整个系统。EMS的应用架构如图6所示。

图6 能量管理系统应用架构

（6）集装箱：本项目储能集装箱选用标准40尺集装箱（12 192 mm（L）×2 438 mm（W）×2 896 mm（H）），通过隔断分为电池仓和控制室。如图7所示，前侧设计有一对双开门和单开门，分别为电池仓入口和控制室入口；右侧设计有双开门，为方便PCS柜搬运及维护，且在与PCS对应侧门上设有百叶窗通风口，保证PCS的通风散热。另一侧设计有显示屏，以供随时查看系统运行状态。

图7 集装箱外观

（7）消防系统：本项目集装箱内的消防系统选用七氟丙烷灭火系统。采用柜式无管网型七氟丙烷气体灭火装置。该装置由灭火剂瓶组、电磁型驱动装置、金属软管、信号反馈装置、喷嘴、柜体等组成。灭火装置系统组成如图8所示。

图8 七氟丙烷灭火装置系统组成

（8）温控系统：为保证集装箱内电池组的安全运行，本项目单台集装箱内配置2台单机制冷量不低于7.5 kW（1主1备）的机房专用空调。

（9）照明系统：本项目集装箱中设计有普通照明和应急照明装置，均采用防爆型灯具。普通照明采用手动控制，工作人员进入集装箱内时，可以通过拨动开关进行正常照明灯开启的控制；应急照明主要作为紧急逃生的照明装置，与监控模块对接，报警及无电压状态下工作。

2.3 储能系统运行方式

本次项目储能系统采用纯并网运行方式，应用场景当前仅限削峰填谷储能模式，结合上海地区峰谷电价情况，采取表2、表3控制策略。同时由于峰平及平谷电价差较小（约0.35元/（kW·h）），因此本项目储能系统每日仅做一次充放电循环。

表2 储能系统运行策略（非夏季）

表3 储能系统运行策略表（夏季）

3 项目运行评价及经济效益分析

3.1 测试评价指标

本次项目储能系统采用GB/T36549—2018《电化学储能电站运行指标及评价》评价标准进行技术及经济性验证，各指标权重如表4所示。

表4 储能系统运行评价指标体系

3.2 试运行数据分析

本项目试运行测试已于2021年5月10日～5月14日完成。5月10日单台储能集装箱50 kW放电，最高250 kW充电情况下，储能集装箱的运行数据如表5、表6所示。5月11日单台储能集装箱最高150 kW放电，最高250 kW充电情况下，储能集装箱的运行数据如表7、表8所示。5月12日单台储能集装箱最高200 kW放电，最高250 kW充电情况下，储能集装箱的运行数据如表9、表10所示。5月13日单台储能集装箱最高100 kW放电，最高250 kW充电情况下，储能集装箱的运行数据如表11、表12所示。5月14日单台储能集装箱最高250 kW放电情况下，储能集装箱的运行数据如表13、表14所示。

表5 储能系统运行模式及运行功率表（5月10日）

表6 储能系统PCS充放电量（5月10日）

表7 储能系统运行模式及运行功率（5月11日）

表8 储能系统PCS充放电量（5月11日）

表9 储能系统运行模式及运行功率（5月12日）

表10 储能系统PCS充放电量（5月12日）

表11 储能系统运行模式及运行功率（5月13日）

表12 储能系统PCS充放电量（5月13日）

表14 储能系统PCS充放电量（5月14日）

基于上述运行数据，对上海国际数据中心一期3号楼电化学储能系统在综合效率及电池转化效率进行分析，分析结果如表15所示。由表15可以看出，该项目储能系统平均综合效率为74.84%左右，电池循环充放电转化效率为91.17%左右[5]。

表15 储能系统综合效率及电池转化效率分析

3.3 技术及经济效益分析与评价

（1）运行评价

按照表4所述测试评价指标体系，经上述计算得出，上海国际数据中心一期3号楼电化学储能系统的运行综合得分为93.6分，按GB/T36549—2018《电化学储能电站运行指标及评价》评级为优秀，见表16。

表16 储能系统运行综合评价分析

（2）经济评价

对本项目财务评价指标重新计算的结果如表17所示，可以看出本项目投资内部收益率为6.45%，稍低于行业基准指标8%。

4 结 论

基于在中国移动上海国际数据中心电化学储能系统的试点应用案例，对电化学储能系统在数据中心规模应用的可行性及先决条件进行了分析，中国移动上海国际数据中心电化学储能系统试点项目由于体量较小，仅通过削峰填谷方式开展储能应用，因此未完全体现出储能项目本身的优势与其广泛适用性。

因此在上述分析的基础上，结合国家“双碳”及“新基建”战略，电化学储能系统要在信息通信行业内形成规模应用，应重点挖掘如下的应用场景及需求：

基于数据中心屋顶光伏资源，借助新能源汽车国家战略东风，发展光储充一体化解决方案，兼顾清洁能源消纳、低碳数据中心建设、数据中心储能与新能源汽车换电站融合性需求；

利用数据中心配电及场地资源，建设电化学储能系统，多数据中心协同工作，形成大容量虚拟电厂，为国网、南网提供调峰、调频等电力辅助服务，获取电力服务收益；

结合数据中心所处电网可用性指标，进一步研究探索电化学储能系统替代传统油机，市电正常时可获取削峰填谷收益，计划性停电时可实现数据中心的应急电源保障。