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電、風力發電是不穩定的能源，所以要維持電網穩定，促進新能源發電的消納，儲能將成為至關重要的一環，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的有效手段。 鼓勵支持市場進行儲能項目建設，全國多個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。國內分時電價的調整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個省份每天可實現兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能成為熱門賽道。

今年的1月-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，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。

從應用場景分布上來看，“大儲"依舊占據主要地位，電源側和電網側儲能規模合計占比達98%，其中電網側儲能項目共投運24個，裝機規模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個，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，規模占電源側的88%。用戶側儲能項目，雖然規模體量上不及“大儲"，但各地電價機制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高。用戶側配儲可以谷時充電峰時放電，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，作為用戶側參與電力市場，利用峰谷差價實現獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1月-4月份用戶側項目投運個數多達20個，隨著投資回報率的提升，用戶側儲能項目會越來越多。

二、儲能電站盈利模式

儲能在不同環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、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；通過峰谷價差套利、參與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。

（1）峰谷價差套利：在電價谷時從電網購買低價電價給儲能系統充電，在電價峰時或尖峰時利用儲能系統供給負載，降低企業用電成本；

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

（3）需量管理：我國針對受電變壓器容量在315kVA 及以上的大工業用電采用兩部制電價，用戶繳納的電費中可以選擇容量電費與需量電費。工商業儲能系統在用電高峰時供給負載，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：在電力現貨市場上，市場主體開展日前、日內和實時的電能量交易。工商業儲能由于容量較小，難以滿足買方的一次性調用需求量，可以通過虛擬電廠（VPP）方式聚合參與電力現貨交易；

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

三.儲能電站的設計和選型

3.1 儲能系統接入電網電壓等級要求

GB 51048《電化學儲能電站設計規范》對并網電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統采用10kV或更高電壓等級并網。在《電化學儲能電站設計標準（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《電化學儲能系統接入電網技術規定》對不同容量的儲能系統并網電壓等級做了詳細的要求，電化學儲能系統接入電網的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網網架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統接入電網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用的光儲系統，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現戶用并、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余時自動充電，大程度上的消納綠電，配電結構如圖1所示。

8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統結構圖

相關所需產品如圖所示

3.3 8kW-1000kW儲能系統

一般500kW以下采用380V并網，500kW-1000kW根據接入電網網架結構可采用0.4kV多點并網，也可以采用6kV-20kV電壓并網。當然采用6kV-20kV電壓并網需要增加升壓變壓器、中壓開關柜等設備，會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多點并網以減小投資。

比如企業內部需要安裝大功率充電樁，但是企業變壓器容量不滿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母線增加儲能系統。在光伏發電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，需要放電的時候放電，以小的成本擴展企業內部用電容量，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分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業內部配電容量短時間內擴展1000kW，滿足企業擴容需要。

在1000kW以內通過0.4kV并網的儲能系統中，首先，在10kV產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0.4kV安裝電能質量治理和無功補償裝置等等，微電網數據通過智能網關采集后可以上傳至微電網能量管理系統平臺，實現可靠、有序用電。

3.4 500kW-5000kW儲能系統

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

現行分時電價政策由于不少地區在冬夏高峰時段每天會有2個尖峰時段，持續時間2小時，工商業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《電化學儲能系統接入電網技術規定》要求，儲能系統交流側匯流后通過10/0.54kV變壓器升壓至10kV后并入企業內部配電網10kV母線，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，非計劃孤島時應在2s動作，將儲能電站與電網斷開；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動或方向保護作為主保護。

關于儲能系統計量點的設置：如果儲能系統采用專線接入公用電網，計量點應設置在公共連接點；采用T接方式并入公共電網，計量點應設置在儲能系統出線側；如果儲能系統接入企業內部電網，計量點應設置在并網點，見圖3。

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

通過10（6）kV接入公用電網的儲能系統電能質量宜滿足GB/T19862要求的電能質量監測裝置，當儲能系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以上儲能系統

根據功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并網，一般采用2MWh~4MWh左右的儲能單元作為一個基礎單元，集成安裝在一個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、環境監控系統、能量管理系統(EMS)，每個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110kV及以上電壓等級專線方式接入系統的儲能電站應配置光纖電流差動保護作為主保護；通過10（6）kV~35kV（66kV）電壓等級專線方式接入系統的儲能電站宜配置光纖電流差動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宜設置母線保護；大型儲能電站（100MW以上）應配置專用故障記錄裝置。

儲能電站高壓側接線型式可采用單母線、單母線分段等簡單接線形式。當電化學儲能電站經雙回路接入系統時，宜采用單母線分段接線，并宜符合下列要求：小型儲能電站可采用線變組、單母線接線等；中型儲能電站可采用單母線或單母線分段接線等；大型儲能電站可采用單母線分段接線、雙母線接線等，儲能電站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能站應在并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、微電網能量管理系統

Acrel-2000MG儲能能量管理系統是安科瑞專門針對工商業儲能電站研制的本地化能量管理系統，可實現了儲能電站的數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢與分析、可視化監控、報警管理、統計報表、策略管理、歷史曲線等功能。其中策略管理，支持多種控制策略選擇，包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、防逆流等。該系統不僅可以實現下級各儲能單元的統一監控和管理，還可以實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，又可以滿足遠程監控與運維，確保儲能系統安全、穩定、可靠、經濟運行。

同時，系統對電池組性能進行實時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行充放電控制，優化了電池性能，提高電池壽命。系統支持Windows操作系統，數據庫采用SQL Server。適用于當前工商業小型儲能電站項目的應用。

應用場景：

（1）工廠與商場：工廠與商場用電習慣明顯，安裝儲能以進行削峰填谷、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：光伏自發自用、供給電動車充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網的沖擊；

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

（4）新型應用場景：工商業儲能積極探索融合發展新場景，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景。

微電網能量管理系統網絡架構

4.1 數據采集及處理

系統通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統(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、開關量。

企業微電網光伏、儲能數據統計

4.2 監視報警

微電網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，保障儲能系統運行安全。

儲能系統告警記錄

4.3 運行監控

微電網能量管理系統是儲能系統與運行人員聯系的主要方式，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、單次充放電量與時間、SOC曲線、收益及儲能系統運行狀態參數，手動和自動控制，控制調節對象包括直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。

企業微電網運行監測

4.4 光伏運行監控

監測企業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，根據企業峰谷特點和電價波動設置儲能系統的充放電策略，控制儲能系統充放電模式，實現削峰填谷，降低企業用電成本。

4.6 充電樁監測

系統具備和企業充電樁系統或設備的軟件接口， 充電樁數據接入微電網能量管理系統進行集中監控， 監測充電樁的運行狀態，根據企業負荷率變化控制和調節充電樁的充電功率，使企業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閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質量分析與治理提供數據來源。及時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生。

4.8 自診斷和自恢復

系統具備在線診斷能力，對系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，必要時采取自動恢復措施。

五、結語

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

安科瑞微電網系統解決方案，通過在企業內部的源、網、荷、儲、充的各個關鍵節點安裝安科瑞自主研發的各類監測、分析、保護、治理裝置；通過控制、計量、通信等技術，將分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動汽車、電能路由器聚合在一起；平臺根據電網價格、用電負荷、電網調度指令等情況，靈活調整微電網控制策略并下發給儲能、充電樁、逆變器等系統與設備，保證企業微電網始終安全、可靠、節約、高效、經濟、低碳的運行。