摘要：為構建新型電力系統，滿(mǎn)足高比例消納新能源電力的客觀(guān)需要?；趯幭幕刈遄灾螀^固原市某大容量集中式儲能示范項目(即“電網(wǎng)側儲能電站")，分析制定項目應用場(chǎng)景，提出構建共享儲能商業(yè)模式，探索形成容量電價(jià)機制，分析項目的電力輔助服務(wù)市場(chǎng)收益，并對項目投資效益進(jìn)行計算。分析結果表明：該項目投資在經(jīng)濟層面上基本可行，可為各類(lèi)電力市場(chǎng)建設，以及健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的交易品種與價(jià)格機制提供參考。

關(guān)鍵詞：電網(wǎng)側儲能電站；應用場(chǎng)景；價(jià)格機制；投資效益分析；經(jīng)濟效益

0引言

近年來(lái)，中國西北部地區風(fēng)、光資源富集,新能源發(fā)電裝機容量大；而中東部地區經(jīng)濟發(fā)達，用電負荷高。為適應“源"與“荷"錯位分布及大量風(fēng)、光等新能源接入電網(wǎng)的現狀，需要大力發(fā)展各類(lèi)儲能技術(shù)，突破傳統電力系統中電力生產(chǎn)和消費“即發(fā)即用"的限制，以彌補電網(wǎng)在靈活調節性上的缺口，提升風(fēng)、光等新能源電力的消納能力。

隨著(zhù)電力系統集成和運行控制技術(shù)水平的提高，電化學(xué)儲能電站規?？蛇_百兆瓦級乃至吉瓦級，其大規模商業(yè)化應用條件日趨成熟，但作為新業(yè)態(tài)，新型儲能電站的商業(yè)模式與價(jià)格機制尚未清晰。文獻[1]梳理比較了國內外新型儲能電站的價(jià)格機制與補償機制，分析了不同模式下新型儲能電站的經(jīng)濟性，并對中國新型儲能電站的價(jià)格機制提出相關(guān)建議。文獻[2]提出目前中國新型儲能產(chǎn)業(yè)仍處于商業(yè)化和規?；l(fā)展初期，相關(guān)的市場(chǎng)機制和電價(jià)政策還不夠完善存在成本疏導不暢、社會(huì )主動(dòng)投資意愿不高等問(wèn)題，亟須加快推動(dòng)電力體制改革和全國統一電力市場(chǎng)體系建設，完善新型儲能電站投資回報和成本疏導機制。文獻[3]總結了國外典型獨立式新型儲能電站的價(jià)格機制的實(shí)踐和經(jīng)驗，敘述了中國儲能電站價(jià)格機制的相關(guān)探索，認為兩部制電價(jià)模式和獨立參與電力市場(chǎng)模式均難以支撐儲能電站大規模商業(yè)化應用，并提出了基于傳遞因子的儲能電站價(jià)格形成機制及成本疏導優(yōu)化方法。上述文獻對儲能電站價(jià)格機制進(jìn)行了理論性探索研究，但沒(méi)有就具體投資實(shí)務(wù)提出價(jià)格機制及分析項目投資的可行性。

本文基于寧夏回族自治區(下文簡(jiǎn)稱(chēng)為“寧夏")固原市某大容量集中式儲能示范項目(該項目為電網(wǎng)側儲能電站)，分析電網(wǎng)現狀與需求，研究建立電網(wǎng)側儲能電站應用場(chǎng)景，構建商業(yè)模式并嘗試形成容量電價(jià)機制，據此分析該項目投資在經(jīng)濟層面上是否具有可行性。

1電網(wǎng)側儲能電站的應用場(chǎng)景研究

1.1電網(wǎng)現狀與需求

寧夏電網(wǎng)骨干網(wǎng)為750/330/220kV等級，其中，750kV壓為雙回路環(huán)網(wǎng)結構；330kV壓形成環(huán)網(wǎng)、雙回鏈式的主輔結合結構，主要位于寧夏南部的吳忠市、中衛市、固原市等地區；220kV高壓形成網(wǎng)格狀結構，主要位于寧夏北部銀川市、石嘴山市等地區。截至2021年底，寧夏電網(wǎng)中，火電總裝機容量為29710MW，水電總裝機容量為422MW，風(fēng)電總裝機容量為14548MW，光伏發(fā)電總裝機容量約為13836MW，風(fēng)、光新能源裝機占比達48.5%。電網(wǎng)范圍內風(fēng)、光新能源裝機容量規模仍持續快速增長(cháng)，同時(shí)，負荷增長(cháng)慢，可調節負荷容量有限且尚難充分調動(dòng)，電力系統調峰資源不足，調節電源以火電為主、小容量水電為輔。新能源電力消納能力已接近飽和、無(wú)法就近消納等問(wèn)題日趨嚴峻。儲能電站可在風(fēng)、光新能源電力的發(fā)電高峰時(shí)段充電，在發(fā)電低峰時(shí)段放電，可以隨時(shí)存儲電量并按需輸出電量。電網(wǎng)可利用儲能電站的削峰填谷能力，減少新能源發(fā)電量大或因新能源發(fā)電集中并網(wǎng)導致局部斷面輸電能力受限等造成的“棄電"現象，減少低谷時(shí)常規電源配置容量，為新能源電源的發(fā)展提供空間。寧夏電網(wǎng)急需利用電網(wǎng)側儲能電站的調節靈活性，彌補新能源發(fā)電的間歇性、波動(dòng)性，促進(jìn)電網(wǎng)靈活與安全可靠運行。

1.2示范項目概況

該電網(wǎng)側儲能電站位于固原市，緊鄰330kV電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目裝機100MW/200MWh，儲能系統為集裝箱一體機，由儲能變流升壓一體機與儲能電池集裝箱組成。儲能單元經(jīng)過(guò)35kV變壓后接入110kV升壓站，并以1回110kV線(xiàn)路接入電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目選用磷酸鐵鋰電池，其響應快、輸出功率精度高、易控制、運行方式靈活，可滿(mǎn)足電力系統調峰、調頻、緊急功率支撐等多種應用需求。該儲能電站已于2022年12月31日并網(wǎng)運行。

1.3應用場(chǎng)景選擇

固原市“十四五"期間規劃新建新能源裝機容量約為2390MW，預計到2025年，固原市累計新能源裝機容量將突破3GW，伴隨風(fēng)、光新能源裝機容量逐漸增多，減少棄光、棄風(fēng)率的任務(wù)也越來(lái)越重?？紤]到寧夏及項目所在地新能源裝機容量占比逐漸上升的趨勢，并結合寧夏當地電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則，本項目應用場(chǎng)景重點(diǎn)選擇為系統調峰與電力供需時(shí)間轉移，重點(diǎn)解決新能源電力消納和電力系統調峰問(wèn)題，可為固原市新能源發(fā)電的繼續開(kāi)發(fā)與利用創(chuàng )造有利條件，輔助參與有功調頻、無(wú)功調壓等其他場(chǎng)景。

2價(jià)格機制分析

作為新技術(shù)、新業(yè)態(tài)的新型儲能形式，電網(wǎng)側儲能電站大規模商業(yè)化需要解決一系列系統性問(wèn)題，商業(yè)模式、成本分攤和回收機制是投資商的核心關(guān)切點(diǎn)。建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價(jià)機制，逐步推動(dòng)儲能電站參與電力市場(chǎng)[4]是形成電網(wǎng)側儲能價(jià)格機制的政策鼓勵方向。因此，本項目嘗試建立共享儲能商業(yè)模式，并參與市場(chǎng)電價(jià)機制。

2.1容量電價(jià)機制

對于電網(wǎng)側儲能價(jià)格機制的制定，主要參考抽水蓄能的價(jià)格機制。對抽水蓄能價(jià)格機制的指導意見(jiàn)是：堅持容量電價(jià)與電量電價(jià)兩部制電價(jià)，容量電價(jià)補償調峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價(jià)補償調峰的運行成本，以定價(jià)為主，逐漸推向市場(chǎng)。由于抽水蓄能規模大、服務(wù)面廣，具體實(shí)操仍存在價(jià)格核定參數確定、核定程序確定、電價(jià)費用分攤機制確定等諸多難題。相比于抽水蓄能電站，以電池為主的電網(wǎng)側儲能電站在建設時(shí)受限少、布置靈活，更易于通過(guò)市場(chǎng)形成價(jià)格機制。

共享儲能商業(yè)模式以市場(chǎng)化通過(guò)對外提供儲能電站容量租賃服務(wù)來(lái)分攤建設成本，探索構建電網(wǎng)側儲能電站容量電價(jià)機制。鑒于儲能電站的只存儲能源并不直接產(chǎn)生能源的本質(zhì)，其資本金基準內部收益率參照抽水蓄能項目設定為6.5%，模擬項目各種生產(chǎn)狀態(tài)，測算項目收入、成本和收益水平，確定該儲能電站容量電價(jià)按照回收項目固定資產(chǎn)投資原則測算，并確定為對外招租的基準價(jià)。該儲能電站單位成本約為200萬(wàn)元/MWh，部分核心電池部件壽命周期約為10年，按照壽命周期內靜態(tài)回收計算分析，容量租賃基準價(jià)設定為20萬(wàn)元/MWh。鑒于該儲能電站主要作用是增加新能源電力消納及裝機容量，按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔"的原則，計劃向新能源項目提供儲能容量租賃服務(wù)。寧夏政策要求：新能源項目?jì)δ芘渲帽壤坏陀?0%、連續儲能時(shí)長(cháng)2h以上。從2021年起，儲能設施與新能源項目同步投運。存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運[5]。以市場(chǎng)化方式配置儲能設施是政策引導的方向，截至2021年底，該儲能電站所在區域風(fēng)電裝機容量為938.5MW，光伏發(fā)電裝機容量為168MW，上述存量項目按政策要求需配置約100MW/200MWh的儲能電站。因此，共享儲能商業(yè)模式有政策引導與需求支撐，該儲能電站也與新能源發(fā)電項目簽署了租賃意向協(xié)議。后續希望建設公共的租賃市場(chǎng)平臺，撮合市場(chǎng)參與方形成租賃交易。

2.2市場(chǎng)電價(jià)機制

新的電力改革目標要求加快電力中長(cháng)期、現貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)體系建設，當下電網(wǎng)側儲能電站主要可參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，按照市場(chǎng)規則提供有功平衡、無(wú)功平衡、事故應急及電網(wǎng)恢復等服務(wù)。寧夏電力輔助服務(wù)市場(chǎng)于2018年起試運行，現已正式公布了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則，但僅明確了電儲能參與調峰的價(jià)格機制。該儲能電站當前只考慮參與輔助調峰服務(wù)。根據輔助調峰價(jià)格機制及當前調峰補償價(jià)格現狀分析，作為火電調峰1檔電量調用后優(yōu)先調用的調峰主體，調峰價(jià)格按照0.6元/kWh上限值申報，處于火電1、2檔調峰上限值之間。后續將呼吁盡快健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，擴大交易品種，完善相應價(jià)格機制，大化發(fā)揮新型儲能電站的功效。

3投資效益分析

3.1項目成本分析

該儲能電站建設內容包括儲能系統、110kV升壓站、110kV送出線(xiàn)路等，儲能系統采用集裝箱一體化方案，預制艙戶(hù)外布置。測算該儲能電站動(dòng)態(tài)投資成本約為40000萬(wàn)元，折合單位投資成本為200萬(wàn)元/MWh，其中儲能系統單位投資成本折合為150萬(wàn)/MWh。

3.2收入分析

該項目收入主要來(lái)自容量租賃與調峰補償?？紤]到該儲能電站參與輔助調峰時(shí)應為容量租賃企業(yè)預留對應時(shí)段的新增發(fā)電空間，租賃容量按實(shí)際裝機容量的50%考慮?；趯幭碾娋W(wǎng)年度負荷預測及電源裝機規模，對該儲能電站進(jìn)行8760h的生產(chǎn)模擬，計算年充放電次數并模擬計算各年充放電量。

3.3成本分析

儲能電站總成本由經(jīng)營(yíng)成本、折舊費、攤銷(xiāo)費和財務(wù)費用構成。

3.3.1經(jīng)營(yíng)成本

該儲能電站的經(jīng)營(yíng)成本是其日常運轉的主要支出，由充放電損耗、檢修費用、運行人員成本、其他運行管理費用組成。

1)充放電損耗按照“燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)×(儲能充電量–儲能放電量)"計算。

2)檢修費用包括電池系統、儲能變流器、儲能監控系統、輸變電設備接入及輔助設施，檢修費通常以費率計取，計算基準為不含建設期利息的固定資產(chǎn)值。10年需考慮電池大修回收、更換的費用。

3)運行人員成本按照少人值守原則，設置站長(cháng)、主值、電站巡檢等簡(jiǎn)單維護人員，以及廚師、清潔人員等，按定員6人考慮。

4)其他運行管理費用主要包括儲能電站日常管理開(kāi)支、對外售電開(kāi)支及固定資產(chǎn)保險等。固定資產(chǎn)保險按費率計取，費率取0.05%；其余費用按照項目裝機容量計算，應合理設立單位費用指標計算。

綜合以上，計算得到該儲能電站的年經(jīng)營(yíng)成本約為400萬(wàn)元。

3.3.2折舊費及攤銷(xiāo)費

折舊費和攤銷(xiāo)費的計算可按照各投資方的財務(wù)管理規定執行，采用常規直線(xiàn)法，按規定選取折舊、攤銷(xiāo)年限，選取殘值率進(jìn)行計算。

3.3.3財務(wù)費用

該儲能電站的財務(wù)費用主要為建設儲能電站籌資發(fā)生的利息，包括建設期借款、流動(dòng)資金借款、運營(yíng)期短期借款所產(chǎn)生的利息。與意向銀行溝通，該儲能電站長(cháng)期借款利率為3.5%，流動(dòng)資金及短期利率為3.25%，采用等額還本付息方式還款。

3.4盈利能力分析

盈利能力判定指標由項目資本金內部收益率體現。即在擬定的融資方案下，從項目資本金出資者整體的角度，確定其現金流入和現金流出，編制項目資本金現金流量表，利用資金時(shí)間價(jià)值原理進(jìn)行折現，計算項目資本金內部收益率RFIR[6]，計算式為：

按上述條件，通用財務(wù)評價(jià)軟件測算，該儲能電站的資本金內部收益率為6.6%，接近抽水蓄能電站的資本金內部收益率水平，項目投資在經(jīng)濟層面上基本可行。

4安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統解決方案

4.1概述

安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統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(shí)現了數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢(xún)與分析、可視化監控、報警管理、統計報表等功能。在高級應用上支持能量調度，具備計劃曲線(xiàn)、削峰填谷、需量控制、備用電源等控制功能。系統對電池組性能進(jìn)行實(shí)時(shí)監測及歷史數據分析、根據分析結果采用智能化的分配策略對電池組進(jìn)行充放電控制，優(yōu)化了電池性能，提高電池壽命。系統支持Windows操作系統，數據庫采用SQLServer。本系統既可以用于儲能一體柜，也可以用于儲能集裝箱，是專(zhuān)門(mén)用于儲能設備管理的一套軟件系統平臺。

4.2適用場(chǎng)合

4.2.1系統可應用于城市、高速公路、工業(yè)園區、工商業(yè)區、居民區、智能建筑、海島、無(wú)電地區可再生能源系統監控和能量管理需求。

4.2.2工商業(yè)儲能四大應用場(chǎng)景

1）工廠(chǎng)與商場(chǎng)：工廠(chǎng)與商場(chǎng)用電習慣明顯，安裝儲能以進(jìn)行削峰填谷、需量管理，能夠降低用電成本，并充當后備電源應急；

2）光儲充電站：光伏自發(fā)自用、供給電動(dòng)車(chē)充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網(wǎng)的沖擊；

3）微電網(wǎng)：微電網(wǎng)具備可并網(wǎng)或離網(wǎng)運行的靈活性，以工業(yè)園區微網(wǎng)、海島微網(wǎng)、偏遠地區微網(wǎng)為主，儲能起到平衡發(fā)電供應與用電負荷的作用；

4）新型應用場(chǎng)景：工商業(yè)儲能積極探索融合發(fā)展新場(chǎng)景，已出現在數據、5G基站、換電重卡、港口岸電等眾多應用場(chǎng)景。

4.3系統結構

4.4系統功能

4.4.1實(shí)時(shí)監測

微電網(wǎng)能量管理系統人機界面友好，應能夠以系統一次電氣圖的形式直觀(guān)顯示各電氣回路的運行狀態(tài)，實(shí)時(shí)監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動(dòng)態(tài)監視各回路斷路器、隔離開(kāi)關(guān)等合、分閘狀態(tài)及有關(guān)故障、告警等信號。其中，各子系統回路電參量主要有：三相電流、三相電壓、總有功功率、總無(wú)功功率、總功率因數、頻率和正向有功電能累計值；狀態(tài)參數主要有：開(kāi)關(guān)狀態(tài)、斷路器故障脫扣告警等。

系統應可以對分布式電源、儲能系統進(jìn)行發(fā)電管理，使管理人員實(shí)時(shí)掌握發(fā)電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態(tài)及發(fā)電單元與儲能單元運行功率設置等。

系統應可以對儲能系統進(jìn)行狀態(tài)管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態(tài)進(jìn)行及時(shí)告警，并支持定期的電池維護。

微電網(wǎng)能量管理系統的監控系統界面包括系統主界面，包含微電網(wǎng)光伏、風(fēng)電、儲能、充電樁及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統信息進(jìn)行顯示。

圖2系統主界面

子界面主要包括系統主接線(xiàn)圖、光伏信息、風(fēng)電信息、儲能信息、充電樁信息、通訊狀況及一些統計列表等。

光伏界面

圖3光伏系統界面

本界面用來(lái)展示對光伏系統信息，主要包括逆變器直流側、交流側運行狀態(tài)監測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統計及分析、并網(wǎng)柜電力監測及發(fā)電量統計、電站發(fā)電量年有效利用小時(shí)數統計、發(fā)電收益統計、碳減排統計、輻照度/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時(shí)對系統的總功率、電壓電流及各個(gè)逆變器的運行數據進(jìn)行展示。

儲能界面

圖4儲能系統界面

本界面主要用來(lái)展示本系統的儲能裝機容量、儲能當前充放電量、收益、SOC變化曲線(xiàn)以及電量變化曲線(xiàn)。

圖5儲能系統PCS參數設置界面

本界面主要用來(lái)展示對PCS的參數進(jìn)行設置，包括開(kāi)關(guān)機、運行模式、功率設定以及電壓、電流的限值。

圖6儲能系統BMS參數設置界面

本界面用來(lái)展示對BMS的參數進(jìn)行設置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。

圖7儲能系統PCS電網(wǎng)側數據界面

本界面用來(lái)展示對PCS電網(wǎng)側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數等。

圖8儲能系統PCS交流側數據界面

本界面用來(lái)展示對PCS交流側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數、溫度值等。同時(shí)針對交流側的異常信息進(jìn)行告警。

圖9儲能系統PCS直流側數據界面

本界面用來(lái)展示對PCS直流側數據，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時(shí)針對直流側的異常信息進(jìn)行告警。

圖10儲能系統PCS狀態(tài)界面

本界面用來(lái)展示對PCS狀態(tài)信息，主要包括通訊狀態(tài)、運行狀態(tài)、STS運行狀態(tài)及STS故障告警等。

圖11儲能電池狀態(tài)界面

本界面用來(lái)展示對BMS狀態(tài)信息，主要包括儲能電池的運行狀態(tài)、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時(shí)展示當前儲能電池的SOC信息。

圖12儲能電池簇運行數據界面

本界面用來(lái)展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當前電芯的大、小電壓、溫度值及所對應的位置。

風(fēng)電界面

圖13風(fēng)電系統界面

本界面用來(lái)展示對風(fēng)電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態(tài)監測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統計及分析、電站發(fā)電量年有效利用小時(shí)數統計、發(fā)電收益統計、碳減排統計、風(fēng)速/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時(shí)對系統的總功率、電壓電流及各個(gè)逆變器的運行數據進(jìn)行展示。

充電樁界面

圖14充電樁界面

本界面用來(lái)展示對充電樁系統信息，主要包括充電樁用電總功率、交直流充電樁的功率、電量、電量費用，變化曲線(xiàn)、各個(gè)充電樁的運行數據等。

視頻監控界面

圖15微電網(wǎng)視頻監控界面

本界面主要展示系統所接入的視頻畫(huà)面，且通過(guò)不同的配置，實(shí)現預覽、回放、管理與控制等。

4.4.2發(fā)電預測

系統應可以通過(guò)歷史發(fā)電數據、實(shí)測數據、未來(lái)天氣預測數據，對分布式發(fā)電進(jìn)行短期、超短期發(fā)電功率預測，并展示合格率及誤差分析。根據功率預測可進(jìn)行人工輸入或者自動(dòng)生成發(fā)電計劃，便于用戶(hù)對該系統新能源發(fā)電的集中管控。

圖16光伏預測界面

4.4.3策略配置

系統應可以根據發(fā)電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時(shí)電價(jià)信息，進(jìn)行系統運行模式的設置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期計劃、需量控制、有序充電、動(dòng)態(tài)擴容等。

圖17策略配置界面

4.4.5運行報表

應能查詢(xún)各子系統、回路或設備時(shí)間的運行參數，報表中顯示電參量信息應包括：各相電流、三相電壓、總功率因數、總有功功率、總無(wú)功功率、正向有功電能等。

圖18運行報表

4.4.6實(shí)時(shí)報警

應具有實(shí)時(shí)報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動(dòng)和關(guān)閉等遙信變位，及設備內部的保護動(dòng)作或事故跳閘時(shí)應能發(fā)出告警，應能實(shí)時(shí)顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱(chēng)、保護動(dòng)作時(shí)刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話(huà)等形式通知相關(guān)人員。

圖19實(shí)時(shí)告警

4.4.7歷史事件查詢(xún)

應能夠對遙信變位，保護動(dòng)作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風(fēng)速、氣壓越限等事件記錄進(jìn)行存儲和管理，方便用戶(hù)對系統事件和報警進(jìn)行歷史追溯，查詢(xún)統計、事故分析。

圖20歷史事件查詢(xún)

4.4.8電能質(zhì)量監測

應可以對整個(gè)微電網(wǎng)系統的電能質(zhì)量包括穩態(tài)狀態(tài)和暫態(tài)狀態(tài)進(jìn)行持續監測，使管理人員實(shí)時(shí)掌握供電系統電能質(zhì)量情況，以便及時(shí)發(fā)現和消除供電不穩定因素。

1）在供電系統主界面上應能實(shí)時(shí)顯示各電能質(zhì)量監測點(diǎn)的監測裝置通信狀態(tài)、各監測點(diǎn)的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度和正序/負序/零序電流值；

2）諧波分析功能：系統應能實(shí)時(shí)顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；應能以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；

3）電壓波動(dòng)與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動(dòng)值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長(cháng)閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動(dòng)曲線(xiàn)、短閃變曲線(xiàn)和長(cháng)閃變曲線(xiàn)；應能顯示電壓偏差與頻率偏差；

4）功率與電能計量：系統應能顯示A/B/C三相有功功率、無(wú)功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無(wú)功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線(xiàn)，包括日有功負荷曲線(xiàn)（折線(xiàn)型）和年有功負荷曲線(xiàn)（折線(xiàn)型）；

5）電壓暫態(tài)監測：在電能質(zhì)量暫態(tài)事件如電壓暫升、電壓暫降、短時(shí)中斷發(fā)生時(shí)，系統應能產(chǎn)生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話(huà)等形式通知相關(guān)人員；系統應能查看相應暫態(tài)事件發(fā)生前后的波形。

6）電能質(zhì)量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、大值、小值、95%概率值、方均根值。

7）事件記錄查看功能：事件記錄應包含事件名稱(chēng)、狀態(tài)（動(dòng)作或返回）、波形號、越限值、故障持續時(shí)間、事件發(fā)生的時(shí)間。

圖21微電網(wǎng)系統電能質(zhì)量界面

4.4.9遙控功能

應可以對整個(gè)微電網(wǎng)系統范圍內的設備進(jìn)行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過(guò)管理系統的主界面完成遙控操作，并遵循遙控預置、遙控返校、遙控執行的操作順序，可以及時(shí)執行調度系統或站內相應的操作命令。

圖22遙控功能

4.4.10曲線(xiàn)查詢(xún)

應可在曲線(xiàn)查詢(xún)界面，可以直接查看各電參量曲線(xiàn)，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無(wú)功功率、功率因數、SOC、SOH、充放電量變化等曲線(xiàn)。

圖23曲線(xiàn)查詢(xún)

4.4.11統計報表

具備定時(shí)抄表匯總統計功能，用戶(hù)可以自由查詢(xún)自系統正常運行以來(lái)任意時(shí)間段內各配電節點(diǎn)的用電情況，即該節點(diǎn)進(jìn)線(xiàn)用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。對微電網(wǎng)與外部系統間電能量交換進(jìn)行統計分析；對系統運行的節能、收益等分析；具備對微電網(wǎng)供電可靠性分析，包括年停電時(shí)間、年停電次數等分析；具備對并網(wǎng)型微電網(wǎng)的并網(wǎng)點(diǎn)進(jìn)行電能質(zhì)量分析。

圖24統計報表

4.4.12網(wǎng)絡(luò )拓撲圖

系統支持實(shí)時(shí)監視接入系統的各設備的通信狀態(tài)，能夠完整的顯示整個(gè)系統網(wǎng)絡(luò )結構；可在線(xiàn)診斷設備通信狀態(tài)，發(fā)生網(wǎng)絡(luò )異常時(shí)能自動(dòng)在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖25微電網(wǎng)系統拓撲界面

本界面主要展示微電網(wǎng)系統拓撲，包括系統的組成內容、電網(wǎng)連接方式、斷路器、表計等信息。

4.4.13通信管理

可以對整個(gè)微電網(wǎng)系統范圍內的設備通信情況進(jìn)行管理、控制、數據的實(shí)時(shí)監測。系統維護人員可以通過(guò)管理系統的主程序右鍵打開(kāi)通信管理程序，然后選擇通信控制啟動(dòng)所有端口或某個(gè)端口，快速查看某設備的通信和數據情況。通信應支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

圖26通信管理

4.4.14用戶(hù)權限管理

應具備設置用戶(hù)權限管理功能。通過(guò)用戶(hù)權限管理能夠防止未經(jīng)授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）?？梢远x不同級別用戶(hù)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。

圖27用戶(hù)權限

4.4.15故障錄波

應可以在系統發(fā)生故障時(shí)，自動(dòng)準確地記錄故障前、后過(guò)程的各相關(guān)電氣量的變化情況，通過(guò)對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故、判斷保護是否正確動(dòng)作、提高電力系統安全運行水平有著(zhù)重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，每條錄波可觸發(fā)6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個(gè)周波、故障后4個(gè)周波波形，總錄波時(shí)間共計46s。每個(gè)采樣點(diǎn)錄波至少包含12個(gè)模擬量、10個(gè)開(kāi)關(guān)量波形。

圖28故障錄波

4.4.16事故追憶

可以自動(dòng)記錄事故時(shí)刻前后一段時(shí)間的所有實(shí)時(shí)掃描數據，包括開(kāi)關(guān)位置、保護動(dòng)作狀態(tài)、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶(hù)可自定義事故追憶的啟動(dòng)事件，當每個(gè)事件發(fā)生時(shí)，存儲事故10個(gè)掃描周期及事故后10個(gè)掃描周期的有關(guān)點(diǎn)數據。啟動(dòng)事件和監視的數據點(diǎn)可由用戶(hù)和隨意修改。

圖29事故追憶

4.5系統硬件配置清單

5結論

在新能源裝機容量占比大、系統調峰需求高的地區，合理配置大容量、中長(cháng)時(shí)儲能電站，是支撐構建新型電力系統、高比例消納新能源電力的客觀(guān)需要。本文基于大容量集中式電網(wǎng)側儲能示范項目，構建了共享儲能商業(yè)模式，探索了市場(chǎng)化提供儲能容量租賃服務(wù)，并構建了電網(wǎng)側儲能電站容量電價(jià)機制，推動(dòng)儲能電站參與相關(guān)電力市場(chǎng)。經(jīng)計算分析，該項目投資收益尚可，在經(jīng)濟層面上基本可行。后續仍需加快各類(lèi)電力市場(chǎng)建設進(jìn)度，健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的交易品種與價(jià)格機制，推動(dòng)儲能電站參與各類(lèi)電力市場(chǎng)，發(fā)揮新型儲能電站的作用。

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