摘要：獨立為解決不同儲能系統間的電能互濟、電網關口計量點需量控制及充電樁等設備的柔性控制問題,以中節能臨平儲能電站項目為例,對儲能系統運行過程中存在的問題及相關數據進行研究分析,提出相關解決方法。選擇合適的采集點,通過控制與管理系統（EMS）打通信信息孤島,可有效解儲能系統運行存在的問題,以期為其他園區實施相關項目提供借鑒。

關鍵字：工業園區；儲能系統；EMS；電網關口計量點；需量控制

安科瑞汪洋/汪小姐/汪女士（銷售專員）聯系方式：18702106706

0.引言

隨著全球氣候問題日益嚴峻,新能源的應用得到了普及。然而,光伏、風能等新能源的應用對電網的穩定運行造成了一定影響,為緩解影響,儲能技術得到了推廣應用儲能系統是通過介質或設備把能量存儲起來,在需要時再釋放的過程。儲能系統根據能量來源的不同分為物理儲能、化學儲能、電磁儲能3大類。儲能系統主要包括儲能設備、能量轉換裝置、EMS3部分。工商業用戶的分布式儲能以化學儲能應用為主,在工業園區的實踐探索中,分布式儲能已經取得了顯著成效。然而,分布式儲能在應用中常因數據采集點設置和控制邏輯不合理導致需量控制失敗,儲能系統的輸出輸入功率被過早限止。筆者以中節能臨平儲能電站項目為例,分析儲能系統應用中存在的問題,并提出解決措施,以期為其他園區實施類似項目提供參考。

1.項目概況

新建的中節能臨平儲能電站位于臨平工業園區內,園區從電網接入1路10kV高壓電源,5路高壓出線。1號配電房高低壓共室布置,3路高壓出線為B1、B2、B33臺變壓器提供電源,1號配電房另一路高壓出線到2號配電房通過一進四出環網柜為B4、B5、B6、B74臺變壓器提供高壓電源,*后一路高壓出線為3號配電房B8變壓器提供電源。1號、2號、3號、8號變壓器的容量為1250kVA,4號～7號變壓器的容量為1000kVA。園區已建有光伏1MWp,分2路并入2號配電房的B4、B6變壓器低壓母排。根據歷史用電數據,*大需量在變壓器總容量的50%以內。園區管理部門為了減少基本電費的支出按實際需量的電費結算方式簽訂供用電合同。10kV一次主接線圖如圖1所示。

2.項目儲能系統

根據臨平工業園區近年的負荷曲線和變壓器的輸出功率情況,項目課題組在B1號變壓器和B2號變壓器低壓總進線斷路器出線側接入300kW/996kW·h的1號儲能系統和200kW/446kW·h的2號儲能系統。項目課題組依據浙江省的電費政策采取二充二放的充放電策略。考慮1號、2號變壓器的負載率相對較高,B3號變壓器的負載率相對較小且變壓器附近布置充電樁的條件合適,項目課題組決定在B3號變壓器低壓出線回路新增一樁二槍快充1臺（功率為120kW）,慢充樁5臺（功率為7kW）。儲能系統支持削峰填谷、需量控制、防逆流控制的策略。儲能系統的并網接入點選擇在變壓器的低壓總進線處,在接入點電源側增設防逆流電表用以采集變壓器輸出的瞬時功率和正向有功功率需量。儲能系統的并網柜內設置充放電的并網電能表,用以計量儲能設備的充放電有功電量。EMS采集防逆流電表及并網柜內電能表的數據并進行運算,依照設定的邏輯來控制儲能系統的輸入、輸出有功功率。如：儲能系統輸出功率小于本地負荷功率時,按*大功率放電;儲能系統輸出功率大于本地負荷瞬時功率時,降低輸出功率,使輸出功率不大于本地負荷功率,防止儲能系統向接入點變壓器高壓側輸出電能。儲能系統輸入功率與本地負荷功率之和應不超過變壓器的需求量及*大帶載容量,否則需降低儲能系統的輸入功率。臨平工業園區的2套儲能系統各自運行相互不關聯,每套儲能系統的拓樸圖如圖2所示。

3.儲能系統運行存在問題及原因分析

3.1儲能系統運行存在問題

儲能系統輸入功率時,存在基本電費增加的風險。儲能系統僅依據并網點變壓器側的有功功率和需量數據進行運行控制,若并網接入點變壓器的瞬時輸出功率未超該變壓器的需量和允許*大輸出功率,此時疊加其余變壓器的功率后電網關口計量點的需量有增加的風險。電網關口計量點的*大需量是電網與用戶結算基本電費的依據,但并網接入點變壓器和電網關口計量點的*大需求量在時間上是不一致的,僅依據單臺變壓器的控制方式會導致需量控制策略失敗。

充電樁工作時僅依據車輛的狀態為新能源車輛輸出有功功率,儲能系統輸入功率及用電負載功率疊加充電功率后,存在增加電網關口計量點的*大需量及變壓器超功率運行的風險,對變壓器的安全運行造成危害。

儲能系統輸入功率時,僅依據接入點變壓器的功率與需量來判斷允許的輸入功率,存在降低儲能電站收益的風險。臨平工業園區1號儲能系統和2號儲能系統某日9：00—11：00（輸出功率時段）、11：00—13：00（輸入功率時段）、15：00—17：00（輸出功率時段）儲能系統并網點負荷功率曲線如圖3和圖4所示。圖中關口表功率曲線為接入點變壓器的功率曲線,負載功率曲線為接入點變壓器所帶負載的功率曲線,需量為接入點變壓器的數據,并網點功率為儲能系統的輸入輸出功率。以下針對9：00—11：00時段、11：00—13：00時段進行分析。

9：00—11：00時段。根據圖3、圖4可知,該時間段1號和2號儲能系統均輸出有功功率。1號儲能系統并網變壓器的用戶負載功率小于儲能系統的額定輸出功率,1號儲能系統輸出功率不大于用戶的負載,2號儲能系統以額定功率輸出有功功率。該時段儲能系統輸出功率周期結束時,1號儲能系統電池存儲電量未全部釋放,電池SOC值為38%,2號儲能系統電池存儲的電量按設定參數全部釋放完,電池SOC值為5%。11：00—13：00時段。該時段為低谷時段,儲能系統輸入有功功率,儲能電池存儲電量。1號儲能系統以額定功率輸入有功功率,儲能電池存儲電量達到設定的*大值,電池SOC值為95%。2號儲能系統受并網接入點變壓器需量控制影響,輸入功率小于額定輸入功率,儲能電池存儲電量不足,電池SOC值為68%。根據電網關口計量點數據分析,該時段所有負載功率仍小于*大需量時,2號儲能系統的輸入功率被限制,降低了電站的收益。

3.2原因分析

由于數據采集點設置不合理,投運時每個EMS各自采集儲能系統接入點變壓器的有功功率和*大需量值,不能反映電網關口計量點的有功功率和*大需量,而電網關口計量點恰恰又是電網防逆流和*大需量考核點。當儲能并網接入點變壓器未發生逆流且輸出功率小于*大需量,但疊加同一電網關口計量點范圍內其余變壓器所帶負荷、儲能系統負荷、充電樁負荷,則在電網關口計量點可能發生逆流或輸出功率超過*大需量的情況,*終導致防逆流和*大需量控制策略失敗。

充電樁的充放電功率只根據車輛交互信息提供輸出功率,儲能系統輸入功率產生功率疊加后,增加逆流及總功率超*大需量風險。充電樁不能主動降低充電輸出功率以保證儲能系統的輸入功率。

儲能系統EMS間數據鏈路未形成,相互間不能協同運行。如前述9：00—11：00時段的情況：1號儲能系統未能釋放全部電量,2號儲能系統以額定功率釋放全部電量,2號儲能系統所屬變壓器負載功率仍需電網提供才能滿足要求,1號儲能系統無法輸出功率提供給2號儲能系統所屬變壓器負載。

4.解決方法

首先,選擇合理的采樣點,采集儲能系統并網接入點變壓器、充電樁所接變壓器的功率及電網關口計量點的功率和*大需量,得到準確反映變壓器的輸出功率、計量點的*大需量及有功功率等信息。其次,打通信息孤島,同一電網關口計量點范圍內接入的不同變壓器、儲能系統、充電樁的電參量數據采集到同一個EMS,EMS依據每臺并網變壓器的有功功率及電網關口計量點的*大需量計算出每套儲能系統的輸入功率、儲能系統及充電樁的輸出功率。EMS拓樸圖如圖5所示。

EMS確保儲能設備在輸入功率、充電樁輸出功率時不增加園區*大需量,接入點變壓器的負載功率不超過變壓器的安全供電容量,且儲能設備輸出功率時不向電網送電。具體方法如下。

防逆流數據采集點由接入點變壓器低壓側上移到電網關口計量點,使儲能設備在釋放電能時不受接入點變壓器逆流的控制,有效打通不同變壓器間的能量流通。如,其中一臺儲能設備的輸出功率大于接入點變壓器的負載功率,電能會從接入點變壓器的低壓側流向高壓側,經高壓母排輸送到其余變壓器的負載,當電網關口計量點出現逆流趨勢,則降低儲能設備輸出功率或停止儲能設備輸出功率。

電網關口計量點的有功功率、*大需量、儲能和充電樁接入變壓器的瞬時輸出功率數據統一由EMS收集并進行邊緣計算。電網關口計量點一旦出現逆流趨勢,EMS即發出指令讓儲能設備降低輸出功率直至停止功率輸出,防止逆流時儲能設備向電網送輸出有功功率,此時不影響光伏系統的功率輸出。儲能設備輸入功率階段EMS調度儲能和充電樁的輸入功率值，保證接入點變壓器不超載運行。

在本項目實施過程中考慮儲能、充電樁等設備來自不同廠家的因素,為確保設備的安全運行及責任劃分,EMS只負責數據的采集、運算、各設備允許輸出輸入功率的分配,不參與單臺設備系統內的控制。EMS把各受調設備的輸出、輸入功率的指令發送給儲能或充電樁的管理子系統,由儲能或充電樁管理子系統自行控制相應設備。

5.Acrel-2000ES儲能柜能量管理系統

5.1系統概述

安科瑞儲能能量管理系統Acrel-2000ES，專門針對工商業儲能柜、儲能集裝箱研發的一款儲能EMS，具有完善的儲能監控與管理功能,涵蓋了儲能系統設備(PCS、BMS、電表、消防、空調等)的詳細信息,實現了數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢與分析、可視化監控、報警管理、統計報表等功能。在應用上支持能量調度,具備計劃曲線、削峰填谷、需量控制、防逆流等控制功能。

5.2系統結構

Acrel-2000ES，可通過直采或者通過通訊管理或串口服務器將儲能柜或者儲能集裝箱內部的設備接入系統。系統結構如下：

5.3系統功能

5.3.1實時監測

系統人機界面友好，能夠顯示儲能柜的運行狀態，實時監測PCS、BMS以及環境參數信息，如電參量、溫度、濕度等。實時顯示有關故障、告警、收益等信息。

5.3.2設備監控

系統能夠實時監測PCS、BMS、電表、空調、消防、除濕機等設備的運行狀態及運行模式。

PCS監控：滿足儲能變流器的參數與限值設置；運行模式設置；實現儲能變流器交直流側電壓、電流、功率及充放電量參數的采集與展示；實現PCS通訊狀態、啟停狀態、開關狀態、異常告警等狀態監測。

BMS監控：滿足電池管理系統的參數與限值設置；實現儲能電池的電芯、電池簇的溫度、電壓、電流的監測；實現電池充放電狀態、電壓、電流及溫度異常狀態的告警。

空調監控：滿足環境溫度的監測，可根據設置的閾值進行空調溫度的聯動調節，并實時監測空調的運行狀態及溫濕度數據，以曲線形式進行展示。

UPS監控：滿足UPS的運行狀態及相關電參量監測。

5.3.3曲線報表

系統能夠對PCS充放電功率曲線、SOC變換曲線、及電壓、電流、溫度等歷史曲線的查詢與展示。

5.3.4策略配置

滿足儲能系統設備參數的配置、電價參數與時段的設置、控制策略的選擇。目前支持的控制策略包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制等。

5.3.5實時報警

儲能能量管理系統具有實時告警功能，系統能夠對儲能充放電越限、溫度越限、設備故障或通信故障等事件發出告警。

5.3.6事件查詢統計

儲能能量管理系統能夠對遙信變位，溫濕度、電壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和報警進行歷史追溯，查詢統計、事故分析。

5.3.7遙控操作

可以通過每個設備下面的紅色按鈕對PCS、風機、除濕機、空調控制器、照明等設備進行相應的控制，但是當設備未通信上時，控制按鈕會顯示無效狀態。

5.3.8用戶權限管理

儲能能量管理系統為保障系統安全穩定運行，設置了用戶權限管理功能。通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控的操作，數據庫修改等）。可以定義不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。

6.相關平臺部署硬件選型清單

設備	型號	圖片	說明
儲能能量管理系統	Acrel-2000ES		實現儲能設備的數據采集與監控，統計分析、異常告警、優化控制、數據轉發等； 策略控制:計劃曲線、需量控制、削峰填谷、備用電源等。
觸摸屏電腦	PPX-133L		1)承接系統軟件 2)可視化展示:顯示系統運行信息
交流計量表計	DTSD1352		集成電力參量及電能計量及考核管理，提供各類電能數據統計。具有諧波與總諧波含量檢測，帶有開關量輸入和開關量輸出可實現“遙信”和“遙控”功能，并具備報警輸出。帶有RS485通信接口，可選用MODBUS-RTU或DL/T645協議。
直流計量表計	DJSF1352		表可測量直流系統中的電壓、電流、功率以及正反向電能等;具有紅外通訊接口和RS-485通訊接口，同時支持Modbus-RTU協議和DLT645協議;可帶繼電器報警輸出和開關量輸入功能。
溫度在線監測裝置	ARTM-8		適用于多路溫度的測量和控制，支持測量8通道溫度;每一通道溫度測量對應2段報警，繼電器輸出可以任意設置報警方向及報警值。
通訊管理機	ANet-2E8S1		能夠根據不同的采集規約進行水表、氣表、電表、微機保護等設備終端的數據采集匯總；提供規約轉換、透明轉發、數據加密壓縮、數據轉換、邊緣計算等多項功能；實時多任務并行處理數據采集和數據轉發，可多鏈路上送平臺據。
串口服務器	Aport		功能:轉換“輔助系統”的狀態數據，反饋到能量管理系統中。1)空調的開關，調溫，及完全斷電(二次開關實現)；2)上傳配電柜各個空開信號；3)上傳UPS內部電量信息等；4)接入電表、BSMU等設備
遙信模塊	ARTU-KJ8		1)反饋各個設備狀態，將相關數據到串口服務器；2)讀消防1/0信號，并轉發給到上層(關機、事件上報等)；3)采集水浸傳感器信息，并轉發給到上層(水浸信號事件上報)；4)讀取門禁程傳感器信息，并轉發給到上層(門禁事件上報)。

7.結語

筆者以中節能臨平儲能電站項目為例,介紹項目新建儲能系統運行過程中存在的問題,針對問題提出：選擇合理的采樣點,采集儲能系統并網接入點變壓器、充電樁所接變壓器的功率及電網關口計量點的功率和*大需量;引入以電網關口計量點為控制單元的EMS,加強控制邏輯。相關措施有效解決了基本電費增加問題,也解決了變壓器間輸出功率及負載功率互濟增加問題,提升了儲能系統的存儲電量及釋放電量,增加儲能收益。

審核編輯 黃宇