浅谈工业园区储能系统设计与应用

安科瑞电气股份有限公司 上海嘉定 201801

摘要：独立为解决不同储能系统间的电能互济、电网关口计量点需量控制及充电桩等设备的柔性控制问题,以中节能临平储能电站项目为例,对储能系统运行过程中存在的问题及相关数据进行研究分析,提出相关解决方法。选择合适的采集点,通过控制与管理系统（EMS）打通信信息孤岛,可有效解储能系统运行存在的问题,以期为其他园区实施相关项目提供借鉴。

关键字：工业园区；储能系统；EMS；电网关口计量点；需量控制

0.引言

随着全球气候问题日益严峻,新能源的应用得到了普及。然而,光伏、风能等新能源的应用对电网的稳定运行造成了一定影响,为缓解影响,储能技术得到了推广应用储能系统是通过介质或设备把能量存储起来,在需要时再释放的过程。储能系统根据能量来源的不同分为物理储能、化学储能、电磁储能3大类。储能系统主要包括储能设备、能量转换装置、EMS3部分。工商业用户的分布式储能以化学储能应用为主,在工业园区的实践探索中,分布式储能已经取得了显著成效。然而,分布式储能在应用中常因数据采集点设置和控制逻辑不合理导致需量控制失败,储能系统的输出输入功率被过早限止。笔者以中节能临平储能电站项目为例,分析储能系统应用中存在的问题,并提出解决措施,以期为其他园区实施类似项目提供参考。

1.项目概况

新建的中节能临平储能电站位于临平工业园区内,园区从电网接入1路10kV高压电源,5路高压出线。1号配电房高低压共室布置,3路高压出线为B1、B2、B33台变压器提供电源,1号配电房另一路高压出线到2号配电房通过一进四出环网柜为B4、B5、B6、B74台变压器提供高压电源,*后一路高压出线为3号配电房B8变压器提供电源。1号、2号、3号、8号变压器的容量为1250kVA,4号～7号变压器的容量为1000kVA。园区已建有光伏1MWp,分2路并入2号配电房的B4、B6变压器低压母排。根据历史用电数据,*大需量在变压器容量的50%以内。园区管理部门为了减少基本电费的支出按实际需量的电费结算方式签订供用电合同。10kV一次主接线图如图1所示。

2.项目储能系统

根据临平工业园区近年的负荷曲线和变压器的输出功率情况,项目课题组在B1号变压器和B2号变压器低压进线断路器出线侧接入300kW/996kW·h的1号储能系统和200kW/446kW·h的2号储能系统。项目课题组依据浙江省的电费政策采取二充二放的充放电策略。考虑1号、2号变压器的负载率相对较高,B3号变压器的负载率相对较小且变压器附近布置充电桩的条件合适,项目课题组决定在B3号变压器低压出线回路新增一桩二枪快充1台（功率为120kW）,慢充桩5台（功率为7kW）。储能系统支持削峰填谷、需量控制、防逆流控制的策略。储能系统的并网接入点选择在变压器的低压进线处,在接入点电源侧增设防逆流电表用以采集变压器输出的瞬时功率和正向有功功率需量。储能系统的并网柜内设置充放电的并网电能表,用以计量储能设备的充放电有功电量。EMS采集防逆流电表及并网柜内电能表的数据并进行运算,依照设定的逻辑来控制储能系统的输入、输出有功功率。如：储能系统输出功率小于本地负荷功率时,按*大功率放电;储能系统输出功率大于本地负荷瞬时功率时,降低输出功率,使输出功率不大于本地负荷功率,防止储能系统向接入点变压器高压侧输出电能。储能系统输入功率与本地负荷功率之和应不过变压器的需求量及*大带载容量,否则需降低储能系统的输入功率。临平工业园区的2套储能系统各自运行相互不关联,每套储能系统的拓朴图如图2所示。

3.储能系统运行存在问题及原因分析

3.1储能系统运行存在问题

储能系统输入功率时,存在基本电费增加的风险。储能系统仅依据并网点变压器侧的有功功率和需量数据进行运行控制,若并网接入点变压器的瞬时输出功率未该变压器的需量和允许*大输出功率,此时叠加其余变压器的功率后电网关口计量点的需量有增加的风险。电网关口计量点的*大需量是电网与用户结算基本电费的依据,但并网接入点变压器和电网关口计量点的*大需求量在时间上是不一致的,仅依据单台变压器的控制方式会导致需量控制策略失败。

充电桩工作时仅依据车辆的状态为新能源车辆输出有功功率,储能系统输入功率及用电负载功率叠加充电功率后,存在增加电网关口计量点的*大需量及变压器功率运行的风险,对变压器的安全运行造成危害。

储能系统输入功率时,仅依据接入点变压器的功率与需量来判断允许的输入功率,存在降低储能电站收益的风险。临平工业园区1号储能系统和2号储能系统某日9：00—11：00（输出功率时段）、11：00—13：00（输入功率时段）、15：00—17：00（输出功率时段）储能系统并网点负荷功率曲线如图3和图4所示。图中关口表功率曲线为接入点变压器的功率曲线,负载功率曲线为接入点变压器所带负载的功率曲线,需量为接入点变压器的数据,并网点功率为储能系统的输入输出功率。以下针对9：00—11：00时段、11：00—13：00时段进行分析。

9：00—11：00时段。根据图3、图4可知,该时间段1号和2号储能系统均输出有功功率。1号储能系统并网变压器的用户负载功率小于储能系统的额定输出功率,1号储能系统输出功率不大于用户的负载,2号储能系统以额定功率输出有功功率。该时段储能系统输出功率周期结束时,1号储能系统电池存储电量未全部释放,电池SOC值为38%,2号储能系统电池存储的电量按设定参数全部释放完,电池SOC值为5%。11：00—13：00时段。该时段为低谷时段,储能系统输入有功功率,储能电池存储电量。1号储能系统以额定功率输入有功功率,储能电池存储电量达到设定的*大值,电池SOC值为95%。2号储能系统受并网接入点变压器需量控制影响,输入功率小于额定输入功率,储能电池存储电量不足,电池SOC值为68%。根据电网关口计量点数据分析,该时段所有负载功率仍小于*大需量时,2号储能系统的输入功率被限制,降低了电站的收益。

3.2原因分析

由于数据采集点设置不合理,投运时每个EMS各自采集储能系统接入点变压器的有功功率和*大需量值,不能反映电网关口计量点的有功功率和*大需量,而电网关口计量点恰恰又是电网防逆流和*大需量考核点。当储能并网接入点变压器未发生逆流且输出功率小于*大需量,但叠加同一电网关口计量点范围内其余变压器所带负荷、储能系统负荷、充电桩负荷,则在电网关口计量点可能发生逆流或输出功率过*大需量的情况,*终导致防逆流和*大需量控制策略失败。

充电桩的充放电功率只根据车辆交互信息提供输出功率,储能系统输入功率产生功率叠加后,增加逆流及功率*大需量风险。充电桩不能主动降低充电输出功率以保证储能系统的输入功率。

储能系统EMS间数据链路未形成,相互间不能协同运行。如前述9：00—11：00时段的情况：1号储能系统未能释放全部电量,2号储能系统以额定功率释放全部电量,2号储能系统所属变压器负载功率仍需电网提供才能满足要求,1号储能系统无法输出功率提供给2号储能系统所属变压器负载。

4.解决方法

首先,选择合理的采样点,采集储能系统并网接入点变压器、充电桩所接变压器的功率及电网关口计量点的功率和*大需量,得到准确反映变压器的输出功率、计量点的*大需量及有功功率等信息。其次,打通信息孤岛,同一电网关口计量点范围内接入的不同变压器、储能系统、充电桩的电参量数据采集到同一个EMS,EMS依据每台并网变压器的有功功率及电网关口计量点的*大需量计算出每套储能系统的输入功率、储能系统及充电桩的输出功率。EMS拓朴图如图5所示。

EMS确保储能设备在输入功率、充电桩输出功率时不增加园区*大需量,接入点变压器的负载功率不过变压器的安全供电容量,且储能设备输出功率时不向电网送电。具体方法如下。

防逆流数据采集点由接入点变压器低压侧上移到电网关口计量点,使储能设备在释放电能时不受接入点变压器逆流的控制,有效打通不同变压器间的能量流通。如,其中一台储能设备的输出功率大于接入点变压器的负载功率,电能会从接入点变压器的低压侧流向高压侧,经高压母排输送到其余变压器的负载,当电网关口计量点出现逆流趋势,则降低储能设备输出功率或停止储能设备输出功率。

电网关口计量点的有功功率、*大需量、储能和充电桩接入变压器的瞬时输出功率数据统一由EMS收集并进行边缘计算。电网关口计量点一旦出现逆流趋势,EMS即发出指令让储能设备降低输出功率直至停止功率输出,防止逆流时储能设备向电网送输出有功功率,此时不影响光伏系统的功率输出。储能设备输入功率阶段EMS调度储能和充电桩的输入功率值，保证接入点变压器不载运行。

在本项目实施过程中考虑储能、充电桩等设备来自不同厂家的因素,为确保设备的安全运行及责任划分,EMS只负责数据的采集、运算、各设备允许输出输入功率的分配,不参与单台设备系统内的控制。EMS把各受调设备的输出、输入功率的指令发送给储能或充电桩的管理子系统,由储能或充电桩管理子系统自行控制相应设备。

5.Acrel-2000ES储能柜能量管理系统

5.1系统概述

安科瑞储能能量管理系统Acrel-2000ES，专门针对工商业储能柜、储能集装箱研发的一款储能EMS，具有完善的储能监控与管理功能,涵盖了储能系统设备(PCS、BMS、电表、消防、空调等)的详细信息,实现了数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表等功能。在应用上支持能量调度,具备计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等控制功能。

5.2系统结构

Acrel-2000ES，可通过直采或者通过通讯管理或串口服务器将储能柜或者储能集装箱内部的设备接入系统。系统结构如下：

5.3系统功能

5.3.1实时监测

系统人机界面友好，能够显示储能柜的运行状态，实时监测PCS、BMS以及环境参数信息，如电参量、温度、湿度等。实时显示有关故障、告警、收益等信息。

5.3.2设备监控

系统能够实时监测PCS、BMS、电表、空调、消防、除湿机等设备的运行状态及运行模式。

PCS监控：满足储能变流器的参数与限值设置；运行模式设置；实现储能变流器交直流侧电压、电流、功率及充放电量参数的采集与展示；实现PCS通讯状态、启停状态、开关状态、异常告警等状态监测。

BMS监控：满足电池管理系统的参数与限值设置；实现储能电池的电芯、电池簇的温度、电压、电流的监测；实现电池充放电状态、电压、电流及温度异常状态的告警。

空调监控：满足环境温度的监测，可根据设置的阈值进行空调温度的联动调节，并实时监测空调的运行状态及温湿度数据，以曲线形式进行展示。

UPS监控：满足UPS的运行状态及相关电参量监测。

5.3.3曲线报表

系统能够对PCS充放电功率曲线、SOC变换曲线、及电压、电流、温度等历史曲线的查询与展示。

5.3.4策略配置

满足储能系统设备参数的配置、电价参数与时段的设置、控制策略的选择。目前支持的控制策略包含计划曲线、削峰填谷、需量控制等。5.3.5实时报警

储能能量管理系统具有实时告警功能，系统能够对储能充放电越限、温度越限、设备故障或通信故障等事件发出告警。

5.3.6事件查询统计

储能能量管理系统能够对遥信变位，温湿度、电压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

5.3.7遥控操作

可以通过每个设备下面的红色按钮对PCS、风机、除湿机、空调控制器、照明等设备进行相应的控制，但是当设备未通信上时，控制按钮会显示无效状态。

5.3.8用户权限管理

储能能量管理系统为保障系统安全稳定运行，设置了用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控的操作，数据库修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

6.相关平台部署硬件选型清单

7.结语

笔者以中节能临平储能电站项目为例,介绍项目新建储能系统运行过程中存在的问题,针对问题提出：选择合理的采样点,采集储能系统并网接入点变压器、充电桩所接变压器的功率及电网关口计量点的功率和*大需量;引入以电网关口计量点为控制单元的EMS,加强控制逻辑。相关措施有效解决了基本电费增加问题,也解决了变压器间输出功率及负载功率互济增加问题,提升了储能系统的存储电量及释放电量,增加储能收益。

参考文献

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