1概述

      在我国新型电力系统中，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。国家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，这也让储能进入热门赛道。

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，*大程度消纳绿电，配电结构如图1所示。户用光储系统数据可上传云平台供移动端查看数据。




8kW-1000kW储能系统

      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，会大大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多点并网以减少成本。

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，在不更换变压器的情况下，可以在0.4kV母线增加储能系统并网。在光伏发电有富余或者负荷较低的谷电时段充电，负荷高峰时期放电，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或者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，这样可以把企业内部配电容量一段时间内扩展1000kW，满足企业用电扩容需要。


通过0.4kV多点并网的储能系统中，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逆功率保护装置，在低压侧0.4kV安装电能质量治理和无功补偿装置等，储能系统数据通过智能网关采集后可以上传至本地管理系统或者云平台，实现企业可靠、有序用电，降低用能成本。

在这种模式下，安科瑞电气可以为1000kW以下储能监控系统提供以下设备，见表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安装，分为电池舱、电气舱等，也可采用模块化的分布式储能柜并联汇流后升压并网，组装方便，安全系数高。



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，如果BMS或者PCS具备绝缘监测功能的话不需要另外配置绝缘监测装置。

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。

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


5000kW以上储能系统

5000kW以上规模的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。也可采用模块化的分布式储能柜并联汇流后升压并网，组装较为方便，安全系数较高，但是相对成本偏高。



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；大型储能电站（100MW以上）应配置专用故障录波装置。

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。


2.储能工程能量管理系统



Acrel-2000MG储能系统能量管理系统和AcrelEMS能源管理平台能够对企业微电网的源（市电、分布式光伏、微型风机）、网（企业内部配电网）、荷（固定负荷和可调负荷）、储能系统、新能源汽车充电负荷进行实时监测和优化控制，保护微电网储能系统运行安全，实现不同目标下源网荷储资源之间的灵活互动，增加多策略控制下系统的稳定运行。同时促进新能源消纳、合理削峰填谷，减少电网建设投资，提升微电网运行安全，降低运行成本。Acrel-2000MG储能系统能量管理系统适合部署在本地，作为实时监控、异常告警和策略管理；AcrelEMS能源管理平台适用于企业源网荷储充运维的一体化管理平台，并提供移动端数据服务和异常告警。



2.1 数据展示

展示储能的容量信息、收益、充放电量及电压、电流、及充放电功率的变化曲线等。

2.2异常报警

储能系统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、温度异常、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。

2.3实时监控

储能BMS监测电芯、电池模组、电池簇的电压、电流、温度、SOC及越限电芯位置等，并针对越限信息进行告警，储能变流器交直流侧运行监控、充放电指令下发、参数限值设定等。

     2.4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。



2.5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。

       

2.6AcrelEMS能源管理平台

AcrelEMS能源管理平台通过先进的控制、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*新的电网价格、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系统、电动汽车充电桩、电能路由器等系统，保障企业微电网高效、稳定运行，并提供移动端数据服务。