光伏储能电能管理系统解决方案蓄电池管理
概述
随着我国新型电力系统的建设推进，在可再生能源发电装机容量持续攀升的同时
储能电站盈利模式
根据最新统计数据显示，在2023年1月至4月期间
就应用场景分布而言，“大储”仍然占据着重要地位。就电源与电网两侧的储能项目而言，在总量中的占比达到了98%。“其中电网侧储能项目共计投运24个（包括7个集中式共享储能设施），总装机容量为1542MW/2993MWh；而电源一侧的储能项目共投运了23个项目（其中大部分属于新能源领域相关设施），总装机容量达到922MW/1964.5MWh。“尽管用户一侧的储能配置在总体容量上不及‘大储’这一主体部分存在但随着电价机制改革力度加大尖峰电价水平提高以及峰谷电价差距逐渐扩大给用电成本带来了显著压力。“因此用户的削峰填谷策略一方面能够有效缓解甚至消除高峰用电紧张问题；另一方面多余的电池系统若能实现并网将可作为参与电力市场交易的重要能源资源通过利用峰谷电价差额获取收益从而凸显出其储存价值。“截止至1-4月份统计数据显示用户一侧已实现投运的储能项目共有20项随着投资回报率的持续提升预计未来此类项目将呈现快速增长态势
储能企业在不同领域可采用多种盈利模式。其中一类储能盈利模式主要表现为：为发电厂（power plant）、电网输电（transmission network）及配电系统（distribution system）等各类电力运营商以及终端用户降本增效；延缓基础设施投资行为；并可通过峰谷电价差套利（peak-valley price arbitrage）、参与虚拟电厂的需求响应（virtual power plant participation）、拓展辅助服务市场（auxiliary service market expansion）、容量租赁（capacity leasing）以及电力现货交易（electricity现货交易）等多种方式获取额外收益。
电源侧
电力调峰：借助储能系统实现用电负荷的高峰与低谷调节。具体而言，在用电负荷处于低谷时为电池充电，并在用电高峰时释放存储的能量。
储存容量：利用储能系统储存多余的电力以满足高峰时段的电力需求，并提高传统电站的运行效率。
可再生能源并网：在风电和光伏电站中配置储能系统时，在结合电站出力预测模型与储能系统的充放电调度策略的基础上，针对具有随机性、间歇性和波动特性的可再生能源发电出力实施平滑调节措施，以确保电网安全稳定运行。
可再生能源发电调峰：通过储存不同时间段内太阳能和光能系统产生的出力与光电功率，在需要时将其重新分配至其他时段以实现电网协调，并网后能够进一步提升能源系统的整体效率。
调频：频率波动可能对发电和用电设备的安全高效运行和使用寿命造成不利影响；因此频率调节至关重要。电化学储能具有快速响应特性使其能够灵活地在充放电状态下进行能量转换；这种特性使其成为优质的调频资源。
虚拟电厂：基于虚拟电厂的需求响应性用电行为，在电网尖峰时段承担应急电力供应的任务。对于突发情况时，在应对这些异常事件以确保电力质量及系统安全稳定运行方面，则需预留必要的有功功率储备。
黑启动是指在经历重大系统故障或全网大面积停电等情况下，在缺乏电网支持时重新启动无法自主起动的发电机组，并逐步扩大受损区域的恢复进程直至确保整个系统的全面复原。
盈利方式：通过优化发电效率可获取额外收益；降低无功损耗的同时优化发电效率；利用峰谷电价差异开展套利操作。
电网侧
为了减少电力输送中断的风险，在线路 upstream 安装储能系统是一个有效的方法。一旦出现供电中断的情况，在故障发生前将未发送的电量存储于电池组中。当电网负荷水平低于传输能力时，在备用电源切换后逐步恢复供电至主网
在电网负荷接近供电能力极限时，在负荷接近设备容量的输配电系统内
盈利方式：提升输配电效率，延缓投资。
用户侧
容量管理：工业用户可以通过储能系统，在用电低谷时段进行储能，在高峰负荷时段释放能量，从而有效缓解高峰负荷压力，并以降低容量电费为目标实现资源优化配置。
容量租赁采用储能电站出租给新能源服务提供商的方式。目前市场上的储能容量租赁价格通常在250至350元/kW·年区间波动。定价依据双方项目的预期收益进行商谈后达成一致，并于之后双方将签署长期合作的租赁协议。
光伏家庭和工商业用户通过配置储能系统能够更有效地实现光伏电力的充分利用。
在采用峰谷电价机制的电力市场环境中，通过将低电价时段下的电量输入用于储能设备的充能操作，并在高电价时段下利用储能系统的放电特性实现资源优化配置，在不同电价时段之间建立套利关系以获取经济收益的同时有效降低用户的用电成本负担
接收绿色电力：当光伏发电和风力发电等可再生能源产生过剩电力时，则可通过储能设备储存多余的电力能源，并有助于实现绿色电力的全面消纳。
盈利方式：降低容量电费，节约用电成本，峰谷价差套利。
相关标准
《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547
《电化学储能电站设计规范》GB 51048
《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》
《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120
《电力储能用锂离子电池》GB/T 36276
《储能电站监控系统技术规范》NB/T 42090
《电化学储能电站用锂离子电池技术规范》NB/T 42091
《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862
《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285
《储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131
《3~110kV高压配电装置设计规范》GB 50060
《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053
《电力系统安全稳定导则》GB 38755
《电力系统安全稳定控制技术导则》GB26399
《电力系统调度自动化设计规程》DL/T 5003
《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202
《电力系统电化学储能系统通用技术条件》 GB/T 36558
电化学储能电站分类
按照GB 51048-2014《电化学储能电站设计规范》的规定，在这一标准下对各类电化学储能电站的分类较为丰富，涵盖铅酸(铅炭)、锂离子、液流等多种技术类型以及多种存储方案等不同组合形式。然而，在最新征求意见稿《电化学储能电站设计标准》中的相关条款已经进行了优化调整，在这一最新版本中已不再包含钠硫电池，并明确规定了铅酸(铅炭)、锂离子和液流三种主要类型作为推荐选择方向。与此同时，《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》也对相关技术选型提出了更为严格的要求：即对于规模较大的项目而言，在选型时必须避免使用三元锂电池以及钠硫技术路线，并建议优先考虑梯次利用动力电池作为辅助补充方案等策略性建议
另外针对电化学储能电站的规模分类，规范和标准也不同。
表1 规范和标准对储能系统规模定义
对比结果表明更为显著的是储能电站的最大规模容量定义超出预期水平的主要原因是近年来该领域发生了大规模的发展。为了简化电化学储能电站的技术规范要求适当降低了其功率标准从而有助于推动该技术的发展
储能系统设计及选型
储能系统接入电网电压等级要求
GB 51048《电化学储能电站设计规范》规定不够明确，在此仅作为指导性建议。在《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》中明确规定了不同类型的储能电站接入电网时应遵循的技术条件：小型存储设施应选用低至20千伏的接入电压；中型系统则推荐选用额定值介于10千伏至11千伏之间的电网参数；而大型存储系统则适宜选择不小于22千伏的条件。
GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》对该类储能系统的并网电压等级做出了明确规定要求。该标准规定了不同容量电化学储能系统的并网电压等级相关要求其接入电网时的电压等级需根据储能系统的额定功率、电网架构等要素来确定相应不同额定功率下的储能系统接入电网时的电压等级如下表格所示
表2 储能系统接入电网电压等级要求
8kW及以下储能系统
容量在8千瓦及以下的储能设备通常应用于家庭级光伏发电存储系统。该系统结合屋顶安装的光伏组件以及配套的光伏与储能一体式逆变器，在无法接入电网的情况下支持用户采用并网发电与离网供电相结合的方式运行。配备防逆流保护装置后，在光伏发电过剩的情况下可自动完成补充充电功能；这种配置最大限度地吸收绿色电力并将相关配电布局完整展示于图1中。家庭级光储系统的运行数据可通过云端平台进行采集与移动端设备实时查看；这样不仅方便掌握了能源使用状况还能为未来的智能化管理提供有力支持
图1 8kW及以下户用储能光伏一体化系统
表3 户用储能管理系统硬件推荐
8kW-1000kW储能系统
8 kW至1 tensilic kv储能系统通常在5 kv及以下时选用38ov供配接；而对于5至1 kv储能系统来说，在接入电网架构不同的情况下，则可以选择以多个低v供配接的方式来实现。同样地，在考虑电压等级时可以选择6至2 kv的高v配接方式。不过，在实际应用中选择高v配接可能会导致额外的硬件配置和更高的成本。因此，在满足技术条件的前提下可以优先考虑较低v的多点配接方案来降低整体成本。
例如企业内部若需安装大功率充电桩，在企业变压器容量无法满足需求时，则可考虑在不更换变压器的前提下，在0.4kV母线上增加储能系统用于扩展用电容量。在同一时间点上，在0.4kV母线上可接入储能系统实现并网。光伏发电有富余或者负荷较低的谷电时段充电于是有余电荷时或负荷处于低谷时段进行充电，并能在*低成本的方案下实现对企业的用电容量扩展。这种模式下的典型场景包括城市快速充电站以及需要变压器扩容的企业（如图2所示）。通过多组250kW/500kWh分布式储能柜并入0.4kV母线，则可在较长时间内提升企业的配电容量1000kW以满足其用电需求
图2 8kW-1000kW工商储能光伏充电一体化系统
在0.4kV多点并网的储能系统中, 该10kv产权分界点需配置相应的防孤岛保护装置与电能质量分析装置; 若无需向电网输送电力时, 则应安装逆功率保护装置; 在该侧的低压端(0.4kv)布置相应的电能质量和无功补偿设备; 储能系统数据可通过智能网关采集后传输至本地管理系统或云端平台, 从而确保企业获得稳定且正常的电力供应, 同时有效降低用能成本
基于这种模式，在此情况下，安科瑞电气将提供给1000kW及以下储能系统的具体设备清单，请参阅表4。
表4 1000kW以下储能监控系统硬件推荐
500kW-5000kW储能系统
该储能在500至5千千瓦范围内应用6千伏至2十千伏电压制式并网。通常以电气集装箱形式进行布置。储存在其中包括电池舱、 electrical module舱以及其他相关设施。此外还可以通过模块化设计的分布式储能柜实现汇流汇集后经升压后再进行并网连接。组装较为便捷安全性较高。
图3 2MW/4MWh工商业储能系统示意图
现行实行的分时电价政策体系考虑到大多数地区会在冬季和夏季高峰时段出现两个显著的高峰时间段，并且每个高峰时段持续约两小时。旨在最大限度地实现峰谷间负荷错配带来的经济效益下，在电网运行中较为常见的是工商业用户储能设备普遍采用了充放电倍率控制在0.5C的设计方案。
按照GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》的规定，在完成储能系统的交流侧汇流端并通过变压器将其升压至10千伏之后实现接入企业内部配电网的10千伏主母线上。在确定储能系统的额定电压时可以根据其储存的能量规模来决定通常可以选择以下几种线电压：包括但不限于0.4千伏、0.54千伏、0.69千伏、1.05千伏、6.3千伏以及10.5千伏等多种选项。
微机保护系统在储能系统中的配置要求为：在建设过程中应当配备防孤岛功能，在非计划情况下出现孤岛时应当迅速采取措施，在第一时间切断与电网的连接；对于采用10/35（及更高电压等级）专线接入的储能电站，在主 protecting方面建议采用光纤电流差动或方向式装置。
关于储能系统的计量配置：当储能系统以专线方式接入公用电网时，则其计量端子应当设于公共连接端子处；若以T型接线方式并入公共电网，则该计量端子应当安置于储能系统的出线侧；当储能系统与企业内部电网相联时，则其计量端子应当设于该并联节点上（如图3所示）。
储能单元必须配备 insulation 监测装置，在该装置未正常工作时应当触发故障报警并/或引发断路器跳闸以通知储氢变流器及计算机监控系统。若 BMS 或 PCS 本身已配备相应的 insulation monitoring capabilities，则无需额外安装 insulation detection devices.
采用10（/6）kV方式接入公用电网的储能系统，在符合GB/T 19862标准要求的电能质量监测装置运行下运行。当储能系统的电能质量参数未达到规定标准时，则需安装相应的电能质量问题治理设备。
在5000kW以下储能系统中，安科瑞提供的二次设备推荐如表5所示。
表5 5000kW以下储能监控系统硬件推荐
5000kW以上储能系统
5000kW及以上的储能系统可根据其功率等级选择35kV、110kV或220kV接入方式。通常采用容量在2至4MWh之间的储能单元作为基础单元，并集于一个40英尺标准集装箱内完成安装。与储能单元相关的系统包括三级电池管理系统（BMS）、消防设施、空调设备、视频监控系统、环境监测装置以及能量管理平台（EMS）。每个电池舱内还配备电池柜、控制中心（BMS）以及汇流柜等配套设施。此外还可以采用模块化设计的分散式储能柜实现并网连接，在串联汇流后提升电压接入电网具有操作简便的特点但成本相对较高。
图4 中大型储能电站电气布局示意图
建议采用光纤电流差动保护方案作为主要防护措施。
该系统可选用光纤电流差动或方向性保护方案作为主防护手段。
则必须配备专用故障录波装置。
该类高压级储能电站可选用串联电抗器组与单一节点联结方式；在双回路电网系统中接入电化学储能电站时，则推荐采用单母点式或分段式接线路构方案，并需满足以下条件：就小型储能电站而言,推荐采串联电抗器组与单一节点联结方式;对于中型储能电站,则可以选择常规的单一节点或分段式的联结方案;而对于大型存储系统,则建议综合运用分段式与双节点联结策略.对于电压等级达到35kV及以上的一类重点储能项目,则应在各主控节点上配备相应的保护装置.
图5 中大型储能电站电气接线示意图
建议在并网点安装相应的电能质量监测装置，并具有自动检测功能。对于电压等级达到及高于10(6)kV的公共电网型电化学储能电站，应配备符合现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》（GB/T 19862）规定的监测装置。当检测到相关参数不符合规定时，应当及时安装相应的治理设备以恢复其性能。
表6 5000kW以上储能监控系统硬件推荐
储能工程电能管理系统
该系统具备对市电、分布式光伏、微型风机等各类能源来源以及企业内部配电网、固定负荷和可调负荷等多种负载类型的实时监测与优化控制能力。它不仅能够保障微电网储能系统的安全运行，并且能够实现根据不同目标下的资源协同优化配置。该系统通过多策略控制提升了系统的稳定性。同时通过促进新能源的有效接入实现了削峰填谷的目的，并减少了对电网建设的投资需求的同时也降低了微电网的运营成本。此外该电能管理系统适合在本地部署充当实时监控与异常告警功能并且还可以作为策略性的决策支持平台运用而EMD能源管理平台则提供了企业级的源网荷储充一体化管理方案并且支持移动端的数据服务功能以及异常告警机制。
数据展示
本研究通过建立数学模型...对储能系统的关键参数进行动态跟踪与分析研究
图6 储能系统数据展示
异常报警
储能系统电能管理系统应具备故障预警功能与故障预警机制。其中，故障预警功能主要包括由异常操作行为导致的断路器失常动作以及保护装置触发的动作信号；而故障预警机制则涵盖设备运行中的多种异常状态报告、包括但不限于电池充放电异常、低充状态警示等信息，并致力于确保储能系统的安全稳定运行。
图7 储能系统告警记录
实时监控
储能BMS实时监控电芯、电池模组及其周围环境的电压、电流和温度变化，并根据检测到的异常信息发出告警信号；同时对储能变流器的交流侧和直流侧运行状态进行持续监控，并生成相应的充放电指令进行下发；最后对储能系统的关键参数设置上限值并定期校准校核各项技术指标。
图8 储能系统实时监控
光伏运行监控
评估企业分布式光伏电站的运行状况时，请注意以下几点：一是关注逆变器运行参数数据；二是进行发电效率分析；三是统计发电量和收益情况；最后进行光伏发电功率输出管理。
图9 光伏运行监测
电能质量监测
检测微电网关键线路中的电压异常变化现象包括电压突变、跃升/跃降以及短暂断路等情况，并实时采集事件信息并完成故障记录作为数据来源用于电能质量和系统治理的分析。及时采取相应措施以增强配电系统的可靠性有效降低因谐波引发的供电事故发生概率。
图10 电能质量监测
AcrelEMS能源管理平台
AcrelEMS能源管理平台借助先进技术手段整合了分散式电源与储能系统，并结合可控负荷与电动汽车等终端设备。基于实时变化的电价信息以及用电需求状况，在分析调度指令后动态优化微电网调控方案，并向下推送至储能电站及电动汽车充电桩等子系统。该平台通过这种灵活高效的管理方式确保企业微电网运行高效稳定，并通过移动端为用户提供便捷的数据服务。
图11 AcrelEMS能源管理平台及APP展示
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