一、概述:

在新型电力系统中新能源装机容量逐年提高，但是新能源比如光伏发电、风力发电是不稳定的能源，所以要维持电网稳定，促进新能源发电的消纳，储能将成为至关重要的一环，是分布式光伏、风电等新能源消纳以及电网安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑负荷的有效手段。 鼓励支持市场进行储能项目建设，全国多个省市出台了具体的储能补贴政策，明确规定了储能补贴标准和限额。国内分时电价的调整也增加了储能项目的峰谷套利空间，多个省份每天可实现两充两放，大大缩短了储能项目的投资回收期，这也让储能成为热门赛道。

今年的1月-4月电化学储能投运项目共73个，装机规模为2.523GW/5.037GWh。其中磷酸铁锂储能项目高达69个，装机规模为2.52GW/5.019GWh；液流电池储能项目共4个，装机规模为3.1MW/18.1MWh。其中华东、西北和华北区域储能规模分列前三，占总规模的78.5%，分别为814.94MW、623.6MW以及541.55MW。华东区域1-4月投运储能项目规模最大，达814.94MW/1514.2MWh，总数也多一共26个。

从应用场景分布上来看，“大储”依旧占据主要地位，电源侧和电网侧储能规模合计占比达98%，其中电网侧储能项目共投运24个，装机规模为1542MW/2993MWh，包括7个集中式共享储能项目。电源侧储能项目共投运23个，装机规模为922MW/1964.5MWh，其中大部分为新能源侧储能项目，共19个，规模占电源侧的88%。用户侧储能项目，虽然规模体量上不及“大储”，但各地电价机制改革后，尖峰电价提高，峰谷差价拉大，用电成本提高。用户侧配储可以谷时充电峰时放电，一方面可以缓解甚至解决尖峰购电压力；另一方面，富余的储能还可并网，作为用户侧参与电力市场，利用峰谷差价实现获利，储能的价值逐渐凸显。1月-4月份用户侧项目投运个数多达20个，随着投资回报率的提升，用户侧储能项目会越来越多。

二、储能电站盈利模式

储能在不同环节存在多种盈利模式，储能盈利模式主要有以下几种：帮助发、输、配各环节电力运营商以及终端用户降本增效；延缓基础设施投资；通过峰谷价差套利、参与虚拟电厂需求响应等辅助服务市场、容量租赁、电力现货市场等方式。

（1）峰谷价差套利：在电价谷时从电网购买低价电价给储能系统充电，在电价峰时或尖峰时利用储能系统供给负载，降低企业用电成本；

（2）增加光伏自用比例：光伏发电与负载消耗存在时间上的错配。当光伏发电超出负载消耗时，工商业用户以低价出售余电给电网公司；当光伏发电小于负载消耗时，工商业用户需要以高价代理购电。通过安装储能系统，对光伏发电实现削峰填谷，在光伏发电量大时储存无法消耗的电量，在光伏发电量不足时释放储能系统中的电量供给负载，减少高价购电成本。

（3）需量管理：我国针对受电变压器容量在315kVA 及以上的大工业用电采用两部制电价，用户缴纳的电费中可以选择容量电费与需量电费。工商业储能系统在用电高峰时供给负载，可以抵消高峰负荷冲击、减少变压器出力，降低变压器容量需求电费；

（4）电力现货交易：在电力现货市场上，市场主体开展日前、日内和实时的电能量交易。工商业储能由于容量较小，难以满足买方的一次性调用需求量，可以通过虚拟电厂（VPP）方式聚合参与电力现货交易；

（5）电力辅助服务：工商业储能系统可以根据电网的调度指令，释放或存储电能，实现供需平衡，并提供调峰调频等电力辅助服务。这种作用方式允许工商业储能系统根据电力市场的价格信号或电网的需求变化，灵活地调整自己的操作模式，以获取相应的收益。我们认为收益来源拓展的核心在于电力现货市场、虚拟电厂的建设。

三.储能电站的设计和选型

3.1 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》对并网电压等级要求没有非常明确，仅仅是建议大中型储能系统采用10kV或更高电压等级并网。在《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》对接入电压等级的要求是：小型储能电站宜采用0.4kV~20kV及以下电压等级；中型储能电站宜采用10kV~110kV电压等级；大型储能电站宜采用220kV及以上电压等级。

GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》对不同容量的储能系统并网电压等级做了详细的要求，电化学储能系统接入电网的电压等级应按照储能系统额定功率、接入电网网架结构等条件确定，不同额定功率储能系统接入电网电压等级如下表所示：

3.2 8kW及以下储能系统

8kW及以下的储能系统一般用于户用的光储系统，配合屋顶光伏和光伏、储能一体式逆变器，实现户用并、离网模式运行。当不允许向电网输送电能时，通过防逆流装置可以实现光伏发电富余时自动充电，大程度上的消纳绿电，配电结构如图1所示。

8kW及以下户用储能光伏一体化系统结构图

相关所需产品如图所示

3.3 8kW-1000kW储能系统

一般500kW以下采用380V并网，500kW-1000kW根据接入电网网架结构可采用0.4kV多点并网，也可以采用6kV-20kV电压并网。当然采用6kV-20kV电压并网需要增加升压变压器、中压开关柜等设备，会增加储能系统的成本，所以在情况允许的情况下可以采用0.4kV多点并网以减小投资。

比如企业内部需要安装大功率充电桩，但是企业变压器容量不满足要求的情况下可以安装光伏、储能系统用于扩展用电容量，在尽量不扩展变压器容量的情况下，可以在0.4kV母线增加储能系统。在光伏发电有富余或者负荷较低的谷电时段充电，需要放电的时候放电，以小的成本扩展企业内部用电容量，这种情况典型的场景是城市快速充电站，如图2所示。通过多组250kW/500kWh分布式储能柜并入0.4kV母线，这样可以把企业内部配电容量短时间内扩展1000kW，满足企业扩容需要。

在1000kW以内通过0.4kV并网的储能系统中，首先，在10kV产权分界点需要增加防孤岛保护装置和电能质量分析装置，如果不需要往电网送电还需要安装防逆流装置，在低压侧0.4kV安装电能质量治理和无功补偿装置等等，微电网数据通过智能网关采集后可以上传至微电网能量管理系统平台，实现可靠、有序用电。

3.4 500kW-5000kW储能系统

500kW-5000kW储能系统采用6kV-20kV并网，一般采用电气集装箱方式，分为电池舱、电气舱和升压舱等。

现行分时电价政策由于不少地区在冬夏高峰时段每天会有2个尖峰时段，持续时间2小时，为了保证峰谷套利收益最大化，工商业储能系统大多采用充放电倍率0.5C输出设计。

按照GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》要求，储能系统交流侧汇流后通过10/0.54kV变压器升压至10kV后并入企业内部配电网10kV母线，储能系统交流侧额定电压可根据储能系统功率确定，一般可选择线电压0.4kV、0.54kV、0.69kV、1.05kV、6.3kV、10.5kV、40.5kV等。

储能系统的微机保护配置要求：储能电站应配置防孤岛保护，非计划孤岛时应在2s动作，将储能电站与电网断开；通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。

关于储能系统计量点的设置：如果储能系统采用专线接入公用电网，计量点应设置在公共连接点；采用T接方式并入公共电网，计量点应设置在储能系统出线侧；如果储能系统接入企业内部电网，计量点应设置在并网点，见图3。

储能单元应具备绝缘监测功能，当储能单元绝缘低时应能发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统。

通过10（6）kV接入公用电网的储能系统电能质量宜满足GB/T19862要求的电能质量监测装置，当储能系统的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。

3.5 5000kW以上储能系统

根据功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并网，一般采用2MWh~4MWh左右的储能单元作为一个基础单元，集成安装在一个40英尺集装箱。和储能单元配套的系统还包括三级电池管理系统(BMS)、消防系统、空调系统、视频监控系统、环境监控系统、能量管理系统(EMS)，每个电池舱还包括电池柜、控制柜(BMS)和汇流柜等。

中大型储能电站电气布局示意图

通过110kV及以上电压等级专线方式接入系统的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保护；通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护；储能电站35kV及以上电压等级的母线宜设置母线保护；大型储能电站（100MW以上）应配置专用故障记录装置。

储能电站高压侧接线型式可采用单母线、单母线分段等简单接线形式。当电化学储能电站经双回路接入系统时，宜采用单母线分段接线，并宜符合下列要求：小型储能电站可采用线变组、单母线接线等；中型储能电站可采用单母线或单母线分段接线等；大型储能电站可采用单母线分段接线、双母线接线等，储能电站35kV及以上电压等级的母线宜设置母线保护。

接入公用电网的电化学储能站应在并网点配置电能质量监测装置或具备电能质量监测功能。10(6)kV及以上电压等级接入公共电网的电化学储能电站宜配置满足现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862要求的电能质量监测装置，当电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。

四、微电网能量管理系统

Acrel-2000MG储能能量管理系统是安科瑞专门针对工商业储能电站研制的本地化能量管理系统，可实现了储能电站的数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表、策略管理、历史曲线等功能。其中策略管理，支持多种控制策略选择，包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等。该系统不仅可以实现下级各储能单元的统一监控和管理，还可以实现与上级调度系统和云平台的数据通讯与交互，既能接受上级调度指令，又可以满足远程监控与运维，确保储能系统安全、稳定、可靠、经济运行。

同时，系统对电池组性能进行实时监测及历史数据分析、根据分析结果采用智能化的分配策略对电池组进行充放电控制，优化了电池性能，提高电池寿命。系统支持Windows操作系统，数据库采用SQL Server。适用于当前工商业小型储能电站项目的应用。

应用场景：

（1）工厂与商场：工厂与商场用电习惯明显，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；

（2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源，储能平抑大功率充电站对于电网的冲击；

（3）微电网：微电网具备可并网或离网运行的灵活性，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；

（4）新型应用场景：工商业储能积极探索融合发展新场景，已出现在数据中心、5G 基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。

微电网能量管理系统网络架构

4.1 数据采集及处理

系统通过测控单元与储能装置、电池管理系统(BMS)、汽车充电桩、风机逆变器、光伏逆变器进行实时信息的采集和处理，实时采集模拟量、开关量。

企业微电网光伏、储能数据统计

4.2 监视报警

微电网能量管理系统应具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息或电芯过压、电芯欠压、电池簇过压告警、电池簇欠压告警等，保障储能系统运行安全。

储能系统告警记录

4.3 运行监控

微电网能量管理系统是储能系统与运行人员联系的主要方式，系统可提供重要参数的显示和必要操作，包括储能系统主要储能装机容量、单次充放电量与时间、SOC曲线、收益及储能系统运行状态参数，手动和自动控制，控制调节对象包括直流开关、各电压等级的电动操作开关、主要设备的启动退出、PCS功率设定、装置运行参数设定等。

企业微电网运行监测

4.4 光伏运行监控

监测企业分布式光伏电站运行情况，包括逆变器运行数据、光伏发电效率分析、发电量及收益统计以及光伏发电功率控制。

4.5 储能管理

监测储能系统、电池管理系统(BMS)和储能变流器(PCS)运行，包括运行模式、功率控制模式，功率、电压、电流、频率等预定值信息、储能电池充放电电压、电流、SOC、温度，根据企业峰谷特点和电价波动设置储能系统的充放电策略，控制储能系统充放电模式，实现削峰填谷，降低企业用电成本。

4.6 充电桩监测

系统具备和企业充电桩系统或设备的软件接口， 充电桩数据接入微电网能量管理系统进行集中监控， 监测充电桩的运行状态，根据企业负荷率变化控制和调节充电桩的充电功率，使企业微电网稳定安全运行。

4.7电能质量监测

监测微电网重要回路的电压波动与闪变、电压暂升/暂降、短时中断情况，实时记录事件并故障录波，为电能质量分析与治理提供数据来源。及时采取相应的措施提高配电系统的可靠性，减少因谐波造成的供电事故的发生。

4.8 自诊断和自恢复

系统具备在线诊断能力，对系统自身的软硬件运行状况进行诊断，发现异常时，予以报警和记录，必要时采取自动恢复措施。

五、结语

随着全球能源危机、用能增加以及新能源技术的增加，新能源发电越来越广，并逐步形成新型能源与电力市场，但新能源的能量密度普遍偏低，进行大功率发电还需要挑选适合的位置场地，因此属于间歇式电源。而微电网技术的提出，为高效利用这些新能源电力提供了重要的技术方向。

安科瑞微电网系统解决方案，通过在企业内部的源、网、荷、储、充的各个关键节点安装安科瑞自主研发的各类监测、分析、保护、治理装置；通过先进的控制、计量、通信等技术，将分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车、电能路由器聚合在一起；平台根据电网价格、用电负荷、电网调度指令等情况，灵活调整微电网控制策略并下发给储能、充电桩、逆变器等系统与设备，保证企业微电网始终安全、可靠、节约、高效、经济、低碳的运行。