Acrel-2000MG微電網能量管理係統在新能源儲能行業中的應用

二. 儲(chu) 能電站盈利模式

儲(chu) 能在不同環節存在多種盈利模式，儲(chu) 能盈利模式主要有以下幾種：幫助發、輸、配各環節電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰穀價(jia) 差套利、參與(yu) 虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量租賃、電力現貨市場等方式。

2.1電源側(ce)

2.1.1 電力調峰：通過儲(chu) 能的方式實現用電負荷的削峰填穀，即發電廠在用電負荷低穀時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲(chu) 的電量釋放。

2.1.2 提供容量：通過儲(chu) 能提供發電容量以應對發電尖峰負荷，提升傳(chuan) 統發電機組的運行效率。

2.1.3 可再生能源並網：在風、光電站配置儲(chu) 能，基於(yu) 電站出力預測和儲(chu) 能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控製，滿足並網要求。

2.1.4 可再生能源發電調峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲(chu) 後再移至其他時段進行並網，提高可再生能源利用率。

2.1.5 調頻：頻率的變化會(hui) 對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chan) 生影響，因此頻率調節至關(guan) 重要。電化學儲(chu) 能調頻速度快，可以靈活地在充放電狀態之間轉換，因而成為(wei) 優(you) 質的調頻資源。

2.1.6 虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為(wei) 電網尖峰時段提供應急容量，針對突發情況時為(wei) 保障電能質量和係統安全穩定運行而預留的有功功率儲(chu) 備。

黑啟動：發生重大係統故障或全係統範圍停電時，在沒有電網支持的情況下重啟無自啟動能力的發電機組，逐漸擴大係統恢複範圍，最終實現整個(ge) 係統的恢複。

盈利方式：提升發電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發電效率；峰穀價(jia) 差套利。

2.2 電網側(ce)

2.2.1 緩解電網阻塞：將儲(chu) 能係統安裝在線路上遊，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲(chu) 存到儲(chu) 能設備中，等到線路負荷小於(yu) 線路容量時，儲(chu) 能係統再向線路放電。

2.2.2延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電係統內(nei) ，可以利用儲(chu) 能係統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從(cong) 而延緩新建輸配電設施，降低成本。

2.2.3 盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。

2.3 用戶側(ce)

2.3.1 容量管理：工業(ye) 用戶可以利用儲(chu) 能係統在用電低穀時儲(chu) 能，在高峰負荷時放電，從(cong) 而降低整體(ti) 負荷，達到降低容量電費的目的。

2.3.2容量租賃：儲(chu) 能電站租賃給新能源服務商，目前國內(nei) 的儲(chu) 能容量租賃費用範圍在250-350元/kW·年，具體(ti) 定價(jia) 由儲(chu) 能電站與(yu) 新能源電站的項目收益相互協商，而後雙方簽訂長期租賃協議。

2.3.3 電力自發自用：安裝光伏的家庭和工商業(ye) 用戶通過配置儲(chu) 能可以更好地利用光伏電力，提高自發自用水平，降低用電成本。

2.3.4 峰穀價(jia) 差套利：在實施峰穀電價(jia) 的電力市場中，通過低電價(jia) 時給儲(chu) 能係統充電，高電價(jia) 時儲(chu) 能係統放電，實現峰穀電價(jia) 差套利，降低用電成本。

2.3.5 消納綠電：當光伏、風力發電等可再生能源有富餘(yu) 時可儲(chu) 存電能促進綠電消納。

2.3.6 盈利方式：降低容量電費，節約用電成本，峰穀價(jia) 差套利。

三.儲(chu) 能電站的設計和選型

3.1 儲(chu) 能係統接入電網電壓等級要求

GB 51048《電化學儲(chu) 能電站設計規範》對並網電壓等級要求沒有非常明確，僅(jin) 僅(jin) 是建議大中型儲(chu) 能係統采用10kV或更高電壓等級並網。在《電化學儲(chu) 能電站設計標準（征求意見稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲(chu) 能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲(chu) 能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲(chu) 能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學儲(chu) 能係統接入電網技術規定》對不同容量的儲(chu) 能係統並網電壓等級做了詳細的要求，電化學儲(chu) 能係統接入電網的電壓等級應按照儲(chu) 能係統額定功率、接入電網網架結構等條件確定，不同額定功率儲(chu) 能係統接入電網電壓等級如下表所示：

3.2 8kW及以下儲(chu) 能係統

8kW及以下的儲(chu) 能係統一般用於(yu) 戶用的光儲(chu) 係統，配合屋頂光伏和光伏、儲(chu) 能一體(ti) 式逆變器，實現戶用並、離網模式運行。當不允許向電網輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現光伏發電富餘(yu) 時自動充電，大程度上的消納綠電，配電結構如圖1所示。

8kW及以下戶用儲(chu) 能光伏一體(ti) 化係統結構圖

相關(guan) 所需產(chan) 品如圖所示

3.2 8kW-1000kW儲(chu) 能係統

一般500kW以下采用380V並網，500kW-1000kW根據接入電網網架結構可采用0.4kV多點並網，也可以采用6kV-20kV電壓並網。當然采用6kV-20kV電壓並網需要增加升壓變壓器、中壓開關(guan) 櫃等設備，會(hui) 增加儲(chu) 能係統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點並網以減小投資。

比如企業(ye) 內(nei) 部需要安裝大功率充電樁，但是企業(ye) 變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲(chu) 能係統用於(yu) 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母線增加儲(chu) 能係統。在光伏發電有富餘(yu) 或者負荷較低的穀電時段充電，需要放電的時候放電，以小的成本擴展企業(ye) 內(nei) 部用電容量，這種情況典型的場景是城市快速充電站，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲(chu) 能櫃並入0.4kV母線，這樣可以把企業(ye) 內(nei) 部配電容量短時間內(nei) 擴展1000kW，滿足企業(ye) 擴容需要。

8kW-1000kW工商儲(chu) 能光伏充電一體(ti) 化係統

在1000kW以內(nei) 通過0.4kV並網的儲(chu) 能係統中，首先，在10kV產(chan) 權分界點需要增加防孤島保護裝置和電能質量分析裝置，如果不需要往電網送電還需要安裝防逆流裝置，在低壓側(ce) 0.4kV安裝電能質量治理和無功補償(chang) 裝置等等，微電網數據通過智能網關(guan) 采集後可以上傳(chuan) 至微電網能量管理係統平台，實現可靠、有序用電。

3.4 500kW-5000kW儲(chu) 能係統

500kW-5000kW儲(chu) 能係統采用6kV-20kV並網，一般采用電氣集裝箱方式，分為(wei) 電池艙、電氣艙和升壓艙等。

現行分時電價(jia) 政策由於(yu) 不少地區在冬夏高峰時段每天會(hui) 有2個(ge) 尖峰時段，持續時間2小時，為(wei) 了保證峰穀套利收益，工商業(ye) 儲(chu) 能係統大多采用充放電倍率0.5C輸出設計。

按照GB/T 36547-2018《電化學儲(chu) 能係統接入電網技術規定》要求，儲(chu) 能係統交流側(ce) 匯流後通過10/0.54kV變壓器升壓至10kV後並入企業(ye) 內(nei) 部配電網10kV母線，儲(chu) 能係統交流側(ce) 額定電壓可根據儲(chu) 能係統功率確定，一般可選擇線電壓0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV、40.5kV等。

儲(chu) 能係統的微機保護配置要求：儲(chu) 能電站應配置防孤島保護，非計劃孤島時應在2s動作，將儲(chu) 能電站與(yu) 電網斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為(wei) 主保護。

關(guan) 於(yu) 儲(chu) 能係統計量點的設置：如果儲(chu) 能係統采用專(zhuan) 線接入公用電網，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式並入公共電網，計量點應設置在儲(chu) 能係統出線側(ce) ；如果儲(chu) 能係統接入企業(ye) 內(nei) 部電網，計量點應設置在並網點，見圖3。

儲(chu) 能單元應具備絕緣監測功能，當儲(chu) 能單元絕緣低時應能發出報警和/或跳閘信號通知儲(chu) 能變流器及計算機監控係統。

通過10（6）kV接入公用電網的儲(chu) 能係統電能質量宜滿足GB/T19862要求的電能質量監測裝置，當儲(chu) 能係統的電能質量指標不滿足要求時，應安裝電能質量治理設備。

3.5 5000kW以上儲(chu) 能係統

根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV並網，一般采用2MWh~4MWh左右的儲(chu) 能單元作為(wei) 一個(ge) 基礎單元，集成安裝在一個(ge) 40英尺集裝箱。和儲(chu) 能單元配套的係統還包括三級電池管理係統(BMS)、消防係統、空調係統、視頻監控係統、環境監控係統、能量管理係統(EMS)，每個(ge) 電池艙還包括電池櫃、控製櫃(BMS)和匯流櫃等。

中大型儲(chu) 能電站電氣布局示意圖

通過110kV及以上電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站應配置光纖電流差動保護作為(wei) 主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專(zhuan) 線方式接入係統的儲(chu) 能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為(wei) 主保護；儲(chu) 能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護；大型儲(chu) 能電站（100MW以上）應配置專(zhuan) 用故障記錄裝置。

儲(chu) 能電站高壓側(ce) 接線型式可采用單母線、單母線分段等簡單接線形式。當電化學儲(chu) 能電站經雙回路接入係統時，宜采用單母線分段接線，並宜符合下列要求：小型儲(chu) 能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲(chu) 能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲(chu) 能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲(chu) 能電站35kV及以上電壓等級的母線宜設置母線保護。

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

四. 微電網能量管理係統

Acrel-2000MG微電網能量管理係統能夠對企業(ye) 微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業(ye) 內(nei) 部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲(chu) 能係統、新能源汽車充電負荷進行實時監測和優(you) 化控製，保護微電網儲(chu) 能係統運行安全,實現不同目標下源網荷儲(chu) 資源之間的靈活互動，增加多策略控製下係統的穩定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填穀，減少電網建設投資，提升微電網運行安全，降低運行成本。

微電網能量管理係統網絡架構

4.1 數據采集及處理

係統通過測控單元與(yu) 儲(chu) 能裝置、電池管理係統(BMS)、汽車充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關(guan) 量。

企業(ye) 微電網光伏、儲(chu) 能數據統計

4.2 監視報警

微電網能量管理係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作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲(chu) 能係統運行安全。

儲(chu) 能係統告警記錄

4.3 運行監控

微電網能量管理係統是儲(chu) 能係統與(yu) 運行人員聯係的主要方式，係統可提供重要參數的顯示和必要操作，包括儲(chu) 能係統主要儲(chu) 能裝機容量、單次充放電量與(yu) 時間、SOC曲線、收益及儲(chu) 能係統運行狀態參數，手動和自動控製，控製調節對象包括直流開關(guan) 、各電壓等級的電動操作開關(guan) 、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。

企業(ye) 微電網運行監測

4.4 光伏運行監控

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

4.5 儲(chu) 能管理

監測儲(chu) 能係統、電池管理係統(BMS)和儲(chu) 能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控製模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲(chu) 能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據企業(ye) 峰穀特點和電價(jia) 波動設置儲(chu) 能係統的充放電策略，控製儲(chu) 能係統充放電模式，實現削峰填穀，降低企業(ye) 用電成本。

4.6 充電樁監測

係統具備和企業(ye) 充電樁係統或設備的軟件接口， 充電樁數據接入微電網能量管理係統進行集中監控， 監測充電樁的運行狀態，根據企業(ye) 負荷率變化控製和調節充電樁的充電功率，使企業(ye) 微電網穩定安全運行。

4.7電能質量監測

監測微電網重要回路的電壓波動與(yu) 閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件並故障錄波，為(wei) 電能質量分析與(yu) 治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電係統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。

4.8 自診斷和自恢複

係統具備在線診斷能力，對係統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢複措施。