安科瑞 马香霞

储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。

工商业是我国Zui大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是bukehuoque的表后中坚力量。

工商业储能应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有：中型工商业场所，单独配置或光储(充）一体化配置，光伏自发自用，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；零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大；台区储能，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大；以及数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等新型应用场景。

中型工商业场所

工厂、商场等中型工商业场所，目前Zui常见且落地项目Zui多的应用场景。

该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，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。

此类应用场景又主要分为单独配置、光储（充）一体化。

单独配置是目前Zui基础应用场景。

光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储（充）一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。

从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储（充）一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。

零碳园区

随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。

在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。

园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。

高载能企业

钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大。

对于 建材、电解铝、钢铁等 高排碳、高耗能且有大量工业余热 的工厂及园区场景特点， 对多元化新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力 。

比如安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。

海螺二氧化碳储能项目

台区储能

在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。

台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。

从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。

但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。

新型应用场景

工商业储能正在积极探索融合发展新场景，目前已有数据中心、通信基站、换电重卡、矿山、港口岸电等众多新型应用场景。

多份guojiaji、省级、地方级储能政策鼓励发展工商业储能融合应用场景。

今年2月，发改委、能源局联合发布的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出“围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设，推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力”。

《广东省推进能源高质量发展实施方案》提出“积极推动新型储能技术创新，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用”；河北省发布的《关于推动雄安新区建设绿色发展城市dianfan的意见》提出“在数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等场景因地制宜布局用户侧储能”。

1）数据中心

数据中心建设储能会综合考虑系统的安全性、节地性、投资回报率、环境友好性、与备用电源结合等因素。

安全性：数据中心承担着数据存储、传输、计算的职能，支撑与保障社会数字经济生产与运行，数据安全和业务连续是数据中心首要的业务目标，因此，安全可靠性是首要考虑因素。

节地性：土地是数据中心建设的重要资源因素，储能系统的建设需考虑系统能量密度，减少系统占地。

投资回报率：数据中心建设储能主要是参与峰谷套利以及未来逐步开放的需求响应市场，储能系统本身是重资产投资，投资回报率是项目决策中的重要考量因素。

环境友好性：选择环境友好型电池，降低环境负担，既是企业社会责任的体现，也是绿色节能数据中心的关键特征。

与备用电源结合：数据中心的供电要求高，一般均设有不间断电源保障供电，在市电断电时仍需保障正常供电；储能系统与备电电源的结合，可减少重复投资，关键点在于解决转换时间问题，综合考虑其经济效益。

2）通信基站

为保障通信基站电力供应不中断，运营商要求在通信基站配置不小于3小时的电池作为备用电源。

通信基站含用于通信设备的直流负载以及用于空调、照明的交流负载，其中直流负载用电量占基站总负载的70%以上。基站储能属于典型的容量型应用，对倍率和能量密度要求一般，但对循环寿命和高低温性能较为看重，且对价格的敏感程度更高。

运营商拥有海量通信站点，能耗巨大，碳排大，同时面临增收难的困境。

在技术融合的趋势下，基站也将打破信息孤岛的藩篱，走向源网荷储全链路协同，比如通过配置光储系统，实现绿电自发自用；基站需要备电，天然拥有海量电池资源，是大规模电化学电池的使用者，根据公开数据，欧洲地区分布式可调节能力可达到15GWh，中国只5G基站就有260万座，可调节能力更大,未来可通过聚合基站储能资源以虚拟电厂模式，参与电力市场，拓展收益渠道。

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

3.2 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。

8kW-1000kW工商储能光伏充电一体化系统

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Zui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微电网能量管理系统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。

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。