淺談Acrel-2000MG微電網(wǎng)能量管理系統在儲能行業(yè)的應用-安科瑞 蔣靜

一、概述:

在新型電力系統中新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電是不穩定的能源，所以要維持電網(wǎng)穩定，促進(jìn)新能源發(fā)電的消納，儲能將成為至關(guān)重要的一環(huán)，是分布式光伏、風(fēng)電等新能源消納以及電網(wǎng)安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的有效手段。 鼓勵支持市場(chǎng)進(jìn)行儲能項目建設，全國多個(gè)省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和限額。國內分時(shí)電價(jià)的調整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個(gè)省份每天可實(shí)現兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能成為熱門(mén)賽道。

今年的1月-4月電化學(xué)儲能投運項目共73個(gè)，裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個(gè)，裝機規模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個(gè)，裝機規模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區域儲能規模分列前三，占總規模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。

從應用場(chǎng)景分布上來(lái)看，“大儲"依舊占據主要地位，電源側和電網(wǎng)側儲能規模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側儲能項目共投運24個(gè)，裝機規模為1542MW/2993MWh，包括7個(gè)集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個(gè)，裝機規模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共19個(gè)，規模占電源側的88%。用戶(hù)側儲能項目，雖然規模體量上不及“大儲"，但各地電價(jià)機制改革后，尖峰電價(jià)提高，峰谷差價(jià)拉大，用電成本提高。用戶(hù)側配儲可以谷時(shí)充電峰時(shí)放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶(hù)側參與電力市場(chǎng)，利用峰谷差價(jià)實(shí)現獲利，儲能的價(jià)值逐漸凸顯。1月-4月份用戶(hù)側項目投運個(gè)數多達20個(gè)，隨著(zhù)投資回報率的提升，用戶(hù)側儲能項目會(huì )越來(lái)越多。

二、儲能電站盈利模式

儲能在不同環(huán)節存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節電力運營(yíng)商以及終端用戶(hù)降本增效；延緩基礎設施投資；通過(guò)峰谷價(jià)差套利、參與虛擬電廠(chǎng)需求響應等輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量租賃、電力現貨市場(chǎng)等方式。

（1）峰谷價(jià)差套利：在電價(jià)谷時(shí)從電網(wǎng)購買(mǎi)低價(jià)電價(jià)給儲能系統充電，在電價(jià)峰時(shí)或尖峰時(shí)利用儲能系統供給負載，降低企業(yè)用電成本；

（2）增加光伏自用比例：光伏發(fā)電與負載消耗存在時(shí)間上的錯配。當光伏發(fā)電超出負載消耗時(shí)；當光伏發(fā)電小于負載消耗時(shí)，工商業(yè)用戶(hù)需要以高價(jià)代理購電。通過(guò)安裝儲能系統，對光伏發(fā)電實(shí)現削峰填谷，在光伏發(fā)電量大時(shí)儲存無(wú)法消耗的電量，在光伏發(fā)電量不足時(shí)釋放儲能系統中的電量供給負載，減少高價(jià)購電成本。

（3）需量管理：我國針對受電變壓器容量在315kVA 及以上的大工業(yè)用電采用兩部制電價(jià)，用戶(hù)繳納的電費中可以選擇容量電費與需量電費。工商業(yè)儲能系統在用電高峰時(shí)供給負載，可以抵消高峰負荷沖擊、減少變壓器出力，降低變壓器容量需求電費；

（4）電力現貨交易：在電力現貨市場(chǎng)上，市場(chǎng)主體開(kāi)展日前、日內和實(shí)時(shí)的電能量交易。工商業(yè)儲能由于容量較小，難以滿(mǎn)足買(mǎi)方的一次性調用需求量，可以通過(guò)虛擬電廠(chǎng)（VPP）方式聚合參與電力現貨交易；

（5）電力輔助服務(wù)：工商業(yè)儲能系統可以根據電網(wǎng)的調度指令，釋放或存儲電能，實(shí)現供需平衡，并提供調峰調頻等電力輔助服務(wù)。這種作用方式允許工商業(yè)儲能系統根據電力市場(chǎng)的價(jià)格信號或電網(wǎng)的需求變化，靈活地調整自己的操作模式，以獲取相應的收益。我們認為收益來(lái)源拓展的核心在于電力現貨市場(chǎng)、虛擬電廠(chǎng)的建設。

三.儲能電站的設計和選型

3.1 儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級要求

GB 51048《電化學(xué)儲能電站設計規范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒(méi)有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學(xué)儲能電站設計標準（征求意見(jiàn)稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》對不同容量的儲能系統并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求，電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：

3.2 8kW及以下儲能系統

8kW及以下的儲能系統一般用于戶(hù)用的光儲系統，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實(shí)現戶(hù)用并、離網(wǎng)模式運行。當不允許向電網(wǎng)輸送電能時(shí)，通過(guò)防逆流裝置可以實(shí)現光伏發(fā)電富余時(shí)自動(dòng)充電，大程度上的消納綠電，配電結構如圖1所示。

8kW及以下戶(hù)用儲能光伏一體化系統結構圖

相關(guān)所需產(chǎn)品如圖所示

3.3 8kW-1000kW儲能系統

一般500kW以下采用380V并網(wǎng)，500kW-1000kW根據接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構可采用0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)，也可以采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)。當然采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)需要增加升壓變壓器、中壓開(kāi)關(guān)柜等設備，會(huì )增加儲能系統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)以減小投資。

比如企業(yè)內部需要安裝大功率充電樁，但是企業(yè)變壓器容量不滿(mǎn)足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統用于擴展用電容量，在盡量不擴展變壓器容量的情況下，可以在0.4kV母線(xiàn)增加儲能系統。在光伏發(fā)電有富余或者負荷較低的谷電時(shí)段充電，需要放電的時(shí)候放電，以小的成本擴展企業(yè)內部用電容量，這種情況典型的場(chǎng)景是城市快速充電站，如圖2所示。通過(guò)多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線(xiàn)，這樣可以把企業(yè)內部配電容量短時(shí)間內擴展1000kW，滿(mǎn)足企業(yè)擴容需要。

在1000kW以?xún)韧ㄟ^(guò)0.4kV并網(wǎng)的儲能系統中，首先，在10kV產(chǎn)權分界點(diǎn)需要增加防孤島保護裝置和電能質(zhì)量分析裝置，如果不需要往電網(wǎng)送電還需要安裝防逆流裝置，在低壓側0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無(wú)功補償裝置等等，微電網(wǎng)數據通過(guò)智能網(wǎng)關(guān)采集后可以上傳至微電網(wǎng)能量管理系統平臺，實(shí)現可靠、有序用電。

3.4 500kW-5000kW儲能系統

500kW-5000kW儲能系統采用6kV-20kV并網(wǎng)，一般采用電氣集裝箱方式，分為電池艙、電氣艙和升壓艙等。

現行分時(shí)電價(jià)政策由于不少地區在冬夏高峰時(shí)段每天會(huì )有2個(gè)尖峰時(shí)段，持續時(shí)間2小時(shí)，工商業(yè)儲能系統大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。

按照GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統接入電網(wǎng)技術(shù)規定》要求，儲能系統交流側匯流后通過(guò)10/0.54kV變壓器升壓至10kV后并入企業(yè)內部配電網(wǎng)10kV母線(xiàn)，儲能系統交流側額定電壓可根據儲能系統功率確定，一般可選擇線(xiàn)電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV、40.5kV等。

儲能系統的微機保護配置要求：儲能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時(shí)應在2s動(dòng)作，將儲能電站與電網(wǎng)斷開(kāi)；通過(guò)10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動(dòng)或方向保護作為主保護。

關(guān)于儲能系統計量點(diǎn)的設置：如果儲能系統采用專(zhuān)線(xiàn)接入公用電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在公共連接點(diǎn)；采用T接方式并入公共電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在儲能系統出線(xiàn)側；如果儲能系統接入企業(yè)內部電網(wǎng)，計量點(diǎn)應設置在并網(wǎng)點(diǎn)，見(jiàn)圖3。

儲能單元應具備絕緣監測功能，當儲能單元絕緣低時(shí)應能發(fā)出報警和/或跳閘信號通知儲能變流器及計算機監控系統。

通過(guò)10（6）kV接入公用電網(wǎng)的儲能系統電能質(zhì)量宜滿(mǎn)足GB/T19862要求的電能質(zhì)量監測裝置，當儲能系統的電能質(zhì)量指標不滿(mǎn)足要求時(shí)，應安裝電能質(zhì)量治理設備。

3.5 5000kW以上儲能系統

根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并網(wǎng)，一般采用2MWh~4MWh左右的儲能單元作為一個(gè)基礎單元，集成安裝在一個(gè)40英尺集裝箱。和儲能單元配套的系統還包括三級電池管理系統(BMS)、消防系統、空調系統、視頻監控系統、環(huán)境監控系統、能量管理系統(EMS)，每個(gè)電池艙還包括電池柜、控制柜(BMS)和匯流柜等。

中大型儲能電站電氣布局示意圖

通過(guò)110kV及以上電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站應配置光纖電流差動(dòng)保護作為主保護；通過(guò)10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuān)線(xiàn)方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動(dòng)或方向保護作為主保護；儲能電站35kV及以上電壓等級的母線(xiàn)宜設置母線(xiàn)保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專(zhuān)用故障記錄裝置。

儲能電站高壓側接線(xiàn)型式可采用單母線(xiàn)、單母線(xiàn)分段等簡(jiǎn)單接線(xiàn)形式。當電化學(xué)儲能電站經(jīng)雙回路接入系統時(shí)，宜采用單母線(xiàn)分段接線(xiàn)，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線(xiàn)變組、單母線(xiàn)接線(xiàn)等；中型儲能電站可采用單母線(xiàn)或單母線(xiàn)分段接線(xiàn)等；大型儲能電站可采用單母線(xiàn)分段接線(xiàn)、雙母線(xiàn)接線(xiàn)等，儲能電站35kV及以上電壓等級的母線(xiàn)宜設置母線(xiàn)保護。

接入公用電網(wǎng)的電化學(xué)儲能站應在并網(wǎng)點(diǎn)配置電能質(zhì)量監測裝置或具備電能質(zhì)量監測功能。10(6)kV及以上電壓等級接入公共電網(wǎng)的電化學(xué)儲能電站宜配置滿(mǎn)足現行國家標準《電能質(zhì)量監測設備通用要求》GB/T 19862要求的電能質(zhì)量監測裝置，當電能質(zhì)量指標不滿(mǎn)足要求時(shí)，應安裝電能質(zhì)量治理設備。

四、微電網(wǎng)能量管理系統

Acrel-2000MG儲能能量管理系統是安科瑞專(zhuān)門(mén)針對工商業(yè)儲能電站研制的本地化能量管理系統，可實(shí)現了儲能電站的數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢(xún)與分析、可視化監控、報警管理、統計報表、策略管理、歷史曲線(xiàn)等功能。其中策略管理，支持多種控制策略選擇，包含計劃曲線(xiàn)、削峰填谷、需量控制、防逆流等。該系統不僅可以實(shí)現下級各儲能單元的統一監控和管理，還可以實(shí)現與上級調度系統和云平臺的數據通訊與交互，既能接受上級調度指令，又可以滿(mǎn)足遠程監控與運維，確保儲能系統安全、穩定、可靠、經(jīng)濟運行。

同時(shí)，系統對電池組性能進(jìn)行實(shí)時(shí)監測及歷史數據分析、根據分析結果采用智能化的分配策略對電池組進(jìn)行充放電控制，優(yōu)化了電池性能，提高電池壽命。系統支持Windows操作系統，數據庫采用SQL Server。適用于當前工商業(yè)小型儲能電站項目的應用。

應用場(chǎng)景：

（1）工廠(chǎng)與商場(chǎng)：工廠(chǎng)與商場(chǎng)用電習慣明顯，安裝儲能以進(jìn)行削峰填谷、需量管理，能夠降低用電成本，并充當后備電源應急；

（2）光儲充電站：光伏自發(fā)自用、供給電動(dòng)車(chē)充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網(wǎng)的沖擊；

（3）微電網(wǎng)：微電網(wǎng)具備可并網(wǎng)或離網(wǎng)運行的靈活性，以工業(yè)園區微網(wǎng)、海島微網(wǎng)、偏遠地區微網(wǎng)為主，儲能起到平衡發(fā)電供應與用電負荷的作用；

（4）新型應用場(chǎng)景：工商業(yè)儲能積極探索融合發(fā)展新場(chǎng)景，已出現在數據中心、5G 基站、換電重卡、港口岸電等眾多應用場(chǎng)景。

微電網(wǎng)能量管理系統網(wǎng)絡(luò )架構

4.1 數據采集及處理

系統通過(guò)測控單元與儲能裝置、電池管理系統(BMS)、汽車(chē)充電樁、風(fēng)機逆變器、光伏逆變器進(jìn)行實(shí)時(shí)信息的采集和處理，實(shí)時(shí)采集模擬量、開(kāi)關(guān)量。

企業(yè)微電網(wǎng)光伏、儲能數據統計

4.2 監視報警

微電網(wǎng)能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動(dòng)作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態(tài)異常信息或電芯過(guò)壓、電芯欠壓、電池簇過(guò)壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統運行安全。

儲能系統告警記錄

4.3 運行監控

微電網(wǎng)能量管理系統是儲能系統與運行人員聯(lián)系的主要方式，系統可提供重要參數的顯示和必要操作，包括儲能系統主要儲能裝機容量、單次充放電量與時(shí)間、SOC曲線(xiàn)、收益及儲能系統運行狀態(tài)參數，手動(dòng)和自動(dòng)控制，控制調節對象包括直流開(kāi)關(guān)、各電壓等級的電動(dòng)操作開(kāi)關(guān)、主要設備的啟動(dòng)退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。

企業(yè)微電網(wǎng)運行監測

4.4 光伏運行監控

監測企業(yè)分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數據、光伏發(fā)電效率分析、發(fā)電量及收益統計以及光伏發(fā)電功率控制。

4.5 儲能管理

監測儲能系統、電池管理系統(BMS)和儲能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據企業(yè)峰谷特點(diǎn)和電價(jià)波動(dòng)設置儲能系統的充放電策略，控制儲能系統充放電模式，實(shí)現削峰填谷，降低企業(yè)用電成本。

4.6 充電樁監測

系統具備和企業(yè)充電樁系統或設備的軟件接口， 充電樁數據接入微電網(wǎng)能量管理系統進(jìn)行集中監控， 監測充電樁的運行狀態(tài)，根據企業(yè)負荷率變化控制和調節充電樁的充電功率，使企業(yè)微電網(wǎng)穩定安全運行。

4.7電能質(zhì)量監測

監測微電網(wǎng)重要回路的電壓波動(dòng)與閃變、電壓暫升/暫降、短時(shí)中斷情況，實(shí)時(shí)記錄事件并故障錄波，為電能質(zhì)量分析與治理提供數據來(lái)源。及時(shí)采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發(fā)生。

4.8 自診斷和自恢復

系統具備在線(xiàn)診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進(jìn)行診斷，發(fā)現異常時(shí)，予以報警和記錄，必要時(shí)采取自動(dòng)恢復措施。

五、結語(yǔ)

隨著(zhù)能源危機、用能增加以及新能源技術(shù)的增加，新能源發(fā)電越來(lái)越廣，并逐步形成新型能源與電力市場(chǎng)，但新能源的能量密度普遍偏低，進(jìn)行大功率發(fā)電還需要挑選適合的位置場(chǎng)地，因此屬于間歇式電源。而微電網(wǎng)技術(shù)的提出，為高效利用這些新能源電力提供了重要的技術(shù)方向。

安科瑞微電網(wǎng)系統解決方案，通過(guò)在企業(yè)內部的源、網(wǎng)、荷、儲、充的各個(gè)關(guān)鍵節點(diǎn)安裝安科瑞自主研發(fā)的各類(lèi)監測、分析、保護、治理裝置；通過(guò)控制、計量、通信等技術(shù)，將分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動(dòng)汽車(chē)、電能路由器聚合在一起；平臺根據電網(wǎng)價(jià)格、用電負荷、電網(wǎng)調度指令等情況，靈活調整微電網(wǎng)控制策略并下發(fā)給儲能、充電樁、逆變器等系統與設備，保證企業(yè)微電網(wǎng)始終安全、可靠、節約、高效、經(jīng)濟、低碳的運行。