源网荷储充运维管理平台 企业微电网平台

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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。

电源侧

电力调峰：通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。

提供容量：通过储能提供发电容量以应对发电尖峰负荷，提升传统发电机组的运行效率。

可再生能源并网：在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。

可再生能源发电调峰：将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。

调频：频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。电化学储能调频速度快，可以灵活地在充放电状态之间转换，因而成为优质的调频资源。

虚拟电厂：通过虚拟电厂的需求响应为电网尖峰时段提供应急容量，针对突发情况时为**电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。

黑启动：发生重大系统故障或全系统范围停电时，在没有电网支持的情况下重启无自启动能力的发电机组，逐渐扩大系统恢复范围，较终实现整个系统的恢复。

盈利方式：提升发电效率以增加收入；减少弃风弃光，提升发电效率；峰谷价差套利。

电网侧

缓解电网阻塞：将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。

延缓输配电设备扩容升级：在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。

盈利方式：提升输配电效率，延缓投资。

用户侧

容量管理：工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。

容量租赁：储能电站租赁给新能源服务商，目前国内的储能容量租赁费用范围在250-350元/kW·年，具体定价由储能电站与新能源电站的项目收益相互协商，而后双方签订长期租赁协议。

电力自发自用：安装光伏的家庭和工商业用户通过配置储能可以较好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。

峰谷价差套利：在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。

消纳绿电：当光伏、风力发电等可再生能源有富余时可储存电能，促进绿电消纳。

盈利方式：降低容量电费，节约用电成本，峰谷价差套利。

3 储能系统设计及选型

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或较高电压等级并网。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：

储能系统额定功率	接入电压等级	接入方式
8kW及以下	220V/380V	单相/三相
8kW-1000kW	380V	三相
500kW-5000kW	6kV-20kV	三相
5000kW-100000kW	35kV-110kV	三相
100000kW以上	220kV及以上	三相

表2储能系统接入电网电压等级要求

4.2 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，较大程度消纳绿电，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。

图1  8kW及以下户用储能光伏一体化系统

名称	图片	型号	功能	应用
智能网关		ANet-1E2S1-4G	嵌入式linux系统，可接入逆变器、计量电表，储能功率控制器等，支持断点续传，支持协议转换和协议定制，支持4G无线上传。	应用于储能系统、逆变器、计量仪表等设备数据采集和上传平台
防逆流装置		ACR10R-D10TE4	防止向电网输送功率，可控制逆变器功率输出和储能充放电控制，用于单/三相光伏储能发电系统
能源物联网平台	AcrelEMS或 Acrel-EIOT或对接第三方平台		涵盖分布式光伏、储能发电数据展示，用能分析、碳排放分析、设备运维管理等功能，通过移动端查看数据和异常告警。	数据分析和展示

表3户用储能管理系统硬件推荐

4.3 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，以较小的成本扩展企业内部用电容量，这种情况较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。

图2  8kW-1000kW工商储能光伏充电一体化系统

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。

名称	图片	型号	功能	应用
防孤岛保护		AM5SE-IS	防孤岛保护装置，当外部电网停电后断开和电网连接，具备逆功率保护功能。	并网点或产权分界点
电能质量监测装置		APView500	实时监测电压偏差、频率偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变、谐波等电能质量，记录各类电能质量事件,定位扰动源。	10kV进线回路
动态谐波无功补偿系统		AnCos*/*-G Ⅰ型	同时具备谐波治理、无功功率线性补偿与三相电流平衡治理和稳定电压的功能，动态补偿功率因数；	0.4kV电能质量治理
智能仪表		APM500	具有全电量测量，谐波畸变率、电压合格率统计、分时电能统计，开关量输入输出，模拟量输入输出。	主要用于高低压电能监测和电能管理
智能仪表		AEM96	具有全电量测量，谐波畸变率、分时电能统计，开关量输入输出，模拟量输入输出。	主要用于电能计量和监测
直流电能表		DJSF1352	可测量直流系统中的电压、电流、功率以及正反向电能等，配套霍尔传感器(可选)。	直流计量
		DJSF1352-RN
霍尔传感器		AHKC-EKAA	测量DC0~(5-500)A电流，输出DC4-20mA,工作电源DC12/24V。	直流系统电流监测
直流绝缘监测		AIM-D100-ES	监测直流系统绝缘状况	安装于储能电池直流汇流正负极
电动汽车充电桩		AEV200-DC160S	输出功率160kW的直流充电机，满足快速充电的需要。还具备120/80/60/30kW直流充电桩和7kW交流充电桩。	充电桩运营和充电控制
无线测温传感器		ATE400	监测35kV及以下电压等级配电系统母排、线缆连接点温度和温升预警。	适用于35kV及以下电压等级开关柜母排、断路器、电缆接头等接点温度监测
智能网关		ANet-2E4SM	边缘计算网关，嵌入式linux系统，网络通讯方式具备Socket方式，支持XML格式压缩上传，提供AES加密及MD5身份认证等安全需求，支持断点续传，支持Modbus、ModbusTCP、DL/T645-1997、DL/T645-2007、101、103、104协议	电能、环境等数据采集、转换和逻辑判断
电能管理系统	Acrel-2000MG		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有序管理和优化控制，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。	本地部署的电能管理系统
能源管理平台	AcrelEMS		实现光伏、储能系统数据云端分析和展示、储能系统异常告警、充放电管理策略、移动端查看	基于源网荷储充运维一体化的能源管理平台

表4 1000kW以下储能监控系统硬件推荐

4.4 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。

图3  2MW/4MWh工商业储能系统示意图

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小时左右，为了保证峰谷套利收益较大化，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。

能源管理平台

AcrelEMS

实现光伏、储能系统数据云端分析和展示、储能系统异常告警、充放电管理策略、移动端查看

基于源网荷储充运维一体化的能源管理平台

名

表5 5000kW以下储能监控系统硬件推荐

4.5 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。

图4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；大型储能电站（100MW以上）应配置**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。

图5中大型储能电站电气接线示意图

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。

储能能量管理系统	Acrel-2000MG		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有序管理和优化控制，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。

表6 5000kW以上储能监控系统硬件推荐

5 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储能系统电能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。

5.1  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。

图6 储能系统数据展示

5.2 异常报警

储能系统电能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，**储能系统运行安全。

图7 储能系统告警记录

5.3 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。

图8 储能系统实时监控

5.4 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。

图9光伏运行监测

5.5 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。

图10电能质量监测

5.6 AcrelEMS能量管理平台

AcrelEMS能量管理平台通过**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；平台根据较新的电网价格、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，**企业微电网高效、稳定运行，并提供移动端数据服务。

图11  AcrelEMS能源管理平台及APP展示

安科瑞电气股份有限公司成立于2003年，2012年在创业板上市，代码：300286。公司总部位于上海嘉定，是一家为企业微电网能效管理和用能安全提供解决方案的企业和软件企业，现有各类**及软件著作权500多项。(截止到2021年12月，发明**22项、实用新型**132项、外观设计**150项、软件著作权251项。)设于无锡江阴市的生产基地--江苏安科瑞电器制造有限公司是江苏省企业，拥有获得国家实验室认可的产品测试中心，配息化管理系统，为公司产品产业化、规模化实施提供**。新成立的安科瑞微电网研究院致力于企业端微电网技术的研发，进一步为用户建设安全、可靠、绿色的微电网能量管理系统提供解决方案。安科瑞现有研发工程技术人才500多人，聚焦用户侧能效系统和能源互联网，具备从云平台软件到终端元器件的一站式服务能力，形成了“云-边-端”的能源互联网生态体系，目前已有14000多套系统解决方案运行在全国各地。公司在全国主要城市就地配置销售、技术支持团队，快速响应客户需求，电子商务团队面向全国并稳步拓展海外市场，线上线下结合为用户提供良好的服务体验。公司现有各类云平台及系统解决方案涵盖电力、环保、消防、新能源、数据中心、智能楼宇、交通、**工程等多个领域。电力运维云平台为用户提供变电所集中监测、运维派单等功能，提高电力运维效率。能源管理云平台为建筑或工业企业提供能耗数据，协助用户梳理能源流向和碳排放趋势，为能耗双控提供数据支持。智慧消防云平台通过物联网技术消防信息，感知异常及时预警消除火灾隐患。预付费云平台为物业管理租户水电费收缴和用能安全提供解决方案。环保用电监管云平台协助**对企业环保设备运行工况实现在线监测，提高环保监察效率；餐饮油烟监测平台协助环保和部门监管规模餐饮企业油烟处理和排放，充电桩云平台可以帮助用户实现充电结算和资产管理，分布式光伏运维云平台提供分布式光伏电站运行数据采集及收益分析。系统解决方案还包含电力监控系统、智能照明控制系统、数据中心能效管理系统、电能质量治理系统、电气火灾监控系统、消防设备电源监控系统、*门监控系统、消防应急照明和疏散指示系统、医用隔离电源系统等系统解决方案及边缘计算网关，覆盖企业配电系统各个环节，打造感知、边缘智能、共建共享、开放合作的电力物联网体系。公司将秉着“创新、、团结、诚信”的理念，坚持稳健经营、持续创新，为用户安全、可靠、用能提供解决方案，为实现“碳达峰、碳中和”提供数据支持。