Modulær industriell og kommersiell energilagringssystem: Det tilpassede energilagringssystemet for foreldet industriell infrastruktur
Ⅰ. Energiutsfordringer og behov for oppgradering i eldre industriområder
- Høye strømpriser
- Signifikant forskjell i priser mellom høy- og lavspenn (f.eks. høy: 1,2 ¥/kWh mot lav: 0,3 ¥/kWh), med høybeløpsforbruk som utgjør over 40 % av totalkostnadene.
- Utilstrekkelig transformatorkapasitet, sammen med forbudsomt høye utvidelseskostnader (over 500 000 ¥ per enhet).
- Romlige og utstyrsmessige begrensninger
- Kompakt oppsett lar ikke noe reservert rom for energilagring, gjør tradisjonelle konteinerbaserte energilagringsystemer ugyldige.
- Eldre utstyr med lav effektivitet og mangel på sanntidsovervåking, som fører til 20%-30% høyere energiforbruk enn i avanserte fabrikker.
- Dårlig strømforsyningssikkerhet
- Uventede strømavbrudd forårsaker produksjonsavbrudd, med årlige tap som overstiger millioner; utilstrekkelig reserveenergilagring.
- Karbonpress og politiske drevkrefter
- Høy avhengighet av tradisjonelle energikilder utløser økte karbonavgiftskostnader (f.eks. årlig utslipp >1 500 tonn risikerer millionbeløpsbot).
- Statlige støtteordninger (f.eks. 0,5 ¥/kWh for energilagring) gir incitament for oppgraderinger.
II. ICESS kjerneløsninger
- Modulær energilagringsløsning: Overvinner romlige begrensninger
- Ultra-slank design: ≤90 cm brede modulære enheter (f.eks. SigenStack) kan plasseres i bygningsmellemrom/utstyrsgap uten grunnleggende endringer.
- Fordelt lastbærende: Enkelenhet veier < 300 kg; topersoners installasjon passer til strukturelle grenser i eldre anlegg.
- Skalbar kapasitet: Fra 100 kW/200 kWh til 10 MW+ (støtter Li-ion, flytende batterier, etc.).
- Integret solcelle-lagring-ladning: Dynamisk energioptimalisering
|
Komponent |
Løsning |
Fordeler |
|
Solcellegenerasjon |
Mono-kristalline paneler (≥22% effektivitet) på tak/bilportaler; AI-styrt opptakprognose; anti-reversbeskyttelse for å unngå nettstraff. |
Årlig produksjon: 2,4 M kWh (2 MW system), dekker 30% av dagtidslasten. |
|
Smart lagring |
Ladning i lavspenn & uttak i høy spenn (prisarbitrase); etterspørselsstyring for å flattne belastningskurver (30% redusert toppbelastning på transformatorer). |
30% høyere ROI per syklus; tilbakebetalingstid < 4 år. |
|
Ladelokasjoner |
7-240 kW full dekning; tidspunktbasert prising + sekvensiell lading (unngår transformatoroverlast). |
60% lavere ladekostnad for gaffelheister; 40% reduksjon for ansattes kjøretøy. |
3.Flertidskalens energilagringskonfigurasjon
|
Lagrings type |
Svar tid |
Anvendelsessituasjon |
Eldre anleggs eksempel |
|
Superkondensatorer |
<1 sekund |
Støttespenning; heisregenerativ absorpsjon. |
Sikrer ubrudt presisjonsinstrumentproduksjon. |
|
Li-ion lagring |
Minutter |
Daglig toppbelastningsnedskjæring (2-4 timer uttak). |
Erstatter dieselgeneratorer for 2 timers nødlagring. |
|
LH₂/Komprimert luft |
Timer+ |
Ukentlig/månedlig regulering; vinteroppvarming. |
Omdanner forlatte rørledninger til energilagring (Xiaoshan eksempel). |
III. AI-drevet smart ledelsesplattform
- Sanntidsovervåking: Integrerer solcelle, lagring og ladelokasjondata for dynamisk "kilde-nett-belastning-lagring"-visualisering.
- AI-styrt planlegging: Prioriterer grønn energiforbruk; automatiserer lagring/nettstrøm under manglende forsyning; justerer ikke-nødvendige produksjonslinjer/ladelokasjonsbelastning.
- Karbonledelse: Genererer automatisk utslippsrapporter i henhold til bransjestandarder; støtter karbonkvotahandel.
- Smart O&M: Proaktiv feilvarsling (>95% nøyaktighet); automatiserte arbeidsorder; 50% høyere vedlikeholds-effektivitet.
IV. Implementeringsveiledning for oppgradering
- Romlig vurdering & design
- Bruk BIM-skanning for å identifisere inaktivt rom (f.eks. gap ≥90 cm kan deployere 1 MWh-systemer).
- Fasebasert implementering
- Fase 1: Modulær lagring + smarte ladelokasjoner (kommissionert innen 3 måneder for grunnleggende toppbelastningsnedskjæring).
- Fase 2: Utvid takbaseret solcelle + langvarig lagring (f.eks. omdanne forlatte hydrogenbeholder for LH₂-lagring).
- Politisk & finansiell koordinering
- Sikre lokale støtteordninger og grønne lån.
V. Fordelanalyse
|
Mål |
Før oppgradering |
Etter oppgradering |
Forbedring |
|
Årlig strømkostnad |
¥24 millioner |
¥19 millioner |
↓20,8% |
|
Transformatorutvidelsesbehov |
30% kapasitetsøkning |
Ingen ny kapasitet |
Besparelse ¥3 millioner |
|
Strømforsyningssikkerhet |
20 timer nedetid/år |
<2 timer nedetid/år |
↑90% |
|
Karbonredusering |
1 500 tonn/år |
Sertifisert nullkarbonpark |
Provinsegrøn Fabrikkpris |
VI. Case Study: Mannheim Energihub Omforming
Pain Point: Et 8 hektar stor forlatte kullkraftverksområde med tett underjordisk rørledning; ingen tilgjengelig land for ny storlagring.
Løsning:
- Maksimalisert eksisterende infrastruktur: Integrasjon av originale nettilgangspunkter for å deployere 50 MW/100 MWh LFP-lagring (ingen ny landbruk).
- Romoptimalisert integrering: 30 ISO-standardiserte konteinerbaserte enheter retrofitet i forlatte anleggsstrukturer.
Fordeler: - Skalering & Kapasitet: Årlig toppbelastningsnedskjæring = 200% av lokal toppbelastning; 100 MWh lagring forsørger kritiske industrier >2 timer.
- Miljømessige & Økonomiske Gevinst:
- Årlig CO₂-redusering: 7 500 tonn (svarende til 3 M liter drivstoffbesparelse eller 85+ hektar reforestering).
- Årlig inntekt >€1,5M via strøm-arbitrase & nettfrekvensregulerings-tjenester.
