企业微电网光储充一体化控制管理解决方案

一. 微电网的特点有哪些？

微型：电压等级:35kV及以下为主系统容量:最大用电负荷原则E≤20MW

自治：具有独立运行的控制系统; 独立运行时保障不低于2小时；连续供电，与外部电网年交换电量一般不超过年用量的50%；

清洁：可再生能源装机容量占比50%以上系统综合能源利用效率在70%以上

友好：交换功率和交换时段具有可控性与并入电网实现备用、调峰、需求侧响应等双向服务。

1.2 安科瑞微电网能量管理系统是什么？

Acrel-2000MG微电网能量管理系统是我司根据新型电力系统及双碳的要求，总结国内外的研究和生产的经验专门研制出的新一代微电网能量管理系统。本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。同时促进新能源消纳、合理削峰填谷，减少电网建设投资，提升企业的能源利用率，降低运行成本，达到节能降耗的目的。

1.3 安科瑞微电网能量管理系统的构成

微电网能量管理系统采用信息分层式架构予以部署，监控系统由站控层、间隔层构成，其中站控层部署集群控制单元，负责站内光伏、风机、储能、整流和充电单元数据处理、存储、监视与控制；

间隔层为具备测控功能的相关设备（光伏、风机、储能控制器，充电监控系统，计费控制单元等），负责数据采集和转发，并响应站控层指令；网络设备负责两层之间的通信，通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

二. 技术标准

本方案遵循的国家标准,本技术规范书提供的设备应满足以下规定、法规和行业标准：

GB/T7424.1-2003《光缆第一部分：总规范》

GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》

GB/Z17625.6-2003《电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制》

GB/Z17625.6-2003《电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制》

GB50052-2009《供配电系统设计规范》

GB50054-2011《低压配电设计规范》

GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》

GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》

GB50208-2011《地下防水工程质量验收规范》

GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》

GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》

DL/T5161.1～5161.17-2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程》

JGJ118-2012《冻土地区建筑地基基础设计规范》

DLGJ154-2000《电缆防火措施设计和施工验收标准》

GA161-1997《防火封堵材料的性能要求和实验方法》

Q/GDW0214031-2014041-2010《配电自动化技术原则》

Q/GDW0214035-2012010配电自动化远方终端(DTU)技术规范(一)

Q/GDW0214036-2012010配电自动化远方终端(DTU)技术规范(二)

Q/GDW553.1-2010基于以太网的无源光网络（EPON）系统第一部分：技术条件

国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》

Q/GDW1807—2012终端通信接入网工程典型设计规范。

QC/T743-2006《电动汽车用锂离子蓄电池》

Q/GDW237-2009《电动汽车光充储布置设计导则》

Q/GDW238-2009《电动汽车光充储供电系统规范》

Q/GDW382-2009《配电自动化技术导则》及编制说明

Q/GDW397-2009《电动汽车非车载充放电装置通用技术要求》

Q/GDW398-2009《电动汽车非车载充放电装置电气接口规范》

Q/GDW399-2009《电动汽车直流供电装置电气接口规范》

Q/GDW400-2009《电动汽车充放电计费装置技术规范》

《国家电网公司电动汽车充电设施建设指导意见》

《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》

太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定

太阳能电站有关设计规程规范：

GB_T_2297-1989太阳光伏能源系统术语

GB50797-2012光伏发电站设计规范

分布式光伏发电项目接入系统典型设计

GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性

GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求

CECS85-96太阳能光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范

SJ-249-11127光伏（PV）发电系统过电保护-导则

CECS84-96太阳光伏电源系统安装工程设计规范

GB/T8897.4-2002《原电池第4部分锂电池的安全要求》

GB/T18287-2000《移动电话用锂离子蓄电池及蓄电池组总规范》

GB/T18332.2-2001《电动道路车辆用金属氢化物镍电池》

GB/T2900.11-1988《蓄电池名词术语》

GB51048-2014《电化学储能电站设计规范》

Q/GDW1885-2013《电池储能系统储能变流器技术条件》

NB/T31016-2011《电池储能功率控制系统技术条件》

GB/T32509-2016《全钒液流电池通用技术条件》

NB/T42134-2017《全钒液流电池管理系统技术条件》

NB/T42133-2017《全钒液流电池用电解液技术条件》

NB/T42145-2018《全钒液流电池安装技术规范》

三. 应用场景

园区、社区、海岛、充电站、以及钢厂、化工、水泥、数据中心、医院等企业微电网。

四. 一般用户需求

系统应通过自动化装置、通讯网络和计算机监控系统，实现园区微电网在运行过程中的数据采集、运行监视、事故记录和分析、继电保护、能量调度与策略下发等，完成企业微电网的安全供电、用电管理和运行管理。系统应由站控层、网络通讯层和现场设备层构成。

4.1 系统功能需求：

4.1.1数据采集及处理：

通过测控单元与储能装置、电池管理系统、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。

接收和处理的信息包括：

充电桩充电功率；

光伏逆变器功率；

风机逆变器功率；

单体电池的电压、温度等实时信息；

电池模块的电流和漏电流；

各种故障告警信号和保护动作信号。

储能装置上送信息包括：

开关量信息：直流侧、交流侧接触器、断路器的状态；运行模式(并网、孤网、充电、放电、待机等)、就地操作把手的状态等。

模拟量信息：直流侧电压、电流；交流侧三相电压、电流、有功、无功；

非电量信息：IGBT模块温度、电抗器温度、隔离变温度等；

运行信息：能量转换设备保护动作信号、事故告警信号等。

4.2.2 事件报警处理

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、计算机监控系统的软、硬件状态异常等。用户可以根据自己的需要分类筛选有关报警，并将报警归纳于不同的报警窗口。

4.2.3 运行监控

微电网监控工作站是储能监控系统与运行人员联系的主要方式，就地手动控制是应急情况下的备用方式；

微电网能量管理系统可提供重要参数的显示和必要操作按键；

图形监控画面内容应包括：储能总览信息、主接线图、储能单元PCS监视、储能单元电池组监视、电池单体运行信息监视、储能跟踪计划曲线功能、通讯工况等；

图形监控画面形式应包括：文本或图符表示的日期时间、模拟量值、遥信状态值、电能量值、实时统计值、历史数据、计算值等。

所有画面应可直接打印机打印或复制输出，且保持与监控画面效果一致；

控制操作对象宜包括：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等；

调节对象宜包括：储能PCS功率设定、装置运行参数设定等；

控制操作与调节应具备：操作权限检查、同一时刻操作的唯一性检查、位置检查等安全措施。

4.2.4 在线统计

应对微电网系统运行的各种常规参数（发电功率等）进行统计计算，包括日、月、年、时段的较大、小小值及其出现时间、平均值、越限次数、越限时间、越限率、合格率等；

应对微电网系统运行的各风机发电量、总发电量等参数进行统计计算，包括分时段、日、月、年发电量对比等；

应对微电网系统主要设备的运行状况进行统计计算，包括断路器正常操作及事故跳闸次数、电容器/电抗器投退次数等。

通过报表，分析供电系统及各回路运行参数，形成运行日报、月报、电能统计日报、月报、年报。

4.2.5 系统的自诊断和自恢复

应具备在线诊断能力，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；

现场设备的在线诊断应至电路板级；

自动恢复的内容应为：一般软件异常时，自动恢复运行；当设备有备用配置时，在线设备发生软硬件故障时，能自动切换到备用配置。自动恢复时间不应大于30s。

4.2.6 维护功能

应能对数据库进行在线维护，增加、删除和修改各数据项；

应能离线对数据库进行独立维护，重新生成数据库并具备合理的初始化值；

历史数据库中的数据应能根据需要，方便地进行转存，长期保存；

应能编辑和生成画面，且方法简便。

4.2.7 与其它设备或系统接口

微电网能量管理系统应与微电网系统内充电桩，储能PCS设备、储能电池BMS设备、风机逆变器、光伏逆变器等单独设置的设备或系统建立通信接口，把这些设备或系统接入微电网能量管理系统进行集中监控，通信规约应满足电力系统标准通信规约要求；

微电网能量管理系统在实现与上述设备或系统接口时，应保证数据的一致性和功能完整性。

4.2.8 记录功能

具有电压、电流、功率、电能以及事故、告警事件等各种历史数据的存储功能，以供查询、分析、打印。应具有完善的用户权限管理功能，避免越权操作。

五.系统架构

典型微电网能量管理系统组网方式：

A. 微电网能量管理系统采主要包括服务器、交换机、通信管理机等设备。通过以太网与光伏系统、风机系统、充电系统、储能系统通信，实现整站能量管理和设备监控等功能。

B. 微电网能量管理系统具有完善的电池管理功能和丰富的外部通信接口，可实现对储能系统、充电系统、光伏系统、风机系统等智能设备的运行信息实时监控，包括对储能系统内电压、电流、温度、压力、流量等信息采集、实时监视、优化管理、智能维护及信息查询功能。

C. 微电网能量管理系统与常规微电网相比，需考虑储能系统的使用寿命问题，尽可能避免储能系统的深度充放电。结合项目综合考虑，能量管理策略主要为较优经济运行。根据实时电价动态制定储能控制计划，使其电价低谷时充电、电价高峰时放电，实现储能系统收入较大化。根据用电需求和能量管理单元信息比较，控制AC/DC模块充电输出功率。通过能量协调管理，限制配电功率，实现经济性运行，提高服务能力，减小前级配电容量。

六. 系统功能

6.1.监控管理

6.1.1. 光伏监视

针对配置光伏发电的微电网系统，具有在线监控光伏电池板阵列、环境监测、汇流箱和逆变器等的功能，保证光伏发电安全运行。

测量监视：日照、温度、风速等环境信息，电池板温度、直流电压、直流电流、直流功率、逆变器功率等。

状态监视：交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警，过温、过载、漏电保护等。

电量监视：光伏实时发电量、总发电量等。

遥控：逆变器启动、停止。

6.2  储能监视

针对配置全钒液流储能电池，微电网能量管理系统具有在线监控储能电池和PCS双向逆变器等的功能，保证其剩余容量在合理范围内，保障电池安全、合理利用。

测量监视：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、压力、流量。

状态告警数据：储能电池充放电状态、交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警、过温、过载、漏电保护等。

电量数据：电池电量。

设置数据：PCS启动、停止、功率设定、装置运行参数设定 。

6.3 风电监视

针对配置风力发电的微电网系统，具有在线监控风力机组、风能并网控制器、并网逆变器等的功能，保证风力发电安全运行。

测量监视：温度、风速等环境信息，直流电压、直流电流、直流功率、逆变器功率等。

状态监视：交/直流过压/欠压、交/直流过流、频率过/欠告警，过温、过载、漏电保护等。

电量监视：风机实时发电量、总发电量等。

遥控：逆变器启动、停止。

6.4 充电桩监视

6.4.1. 充电监视

微电网能量管理系统须具有提供充电桩的各类测量监视、状态监视、电量监视等的功能。

测量监视：充电电流、充电电压、充电功率、充电时间、SOC、电池电压、电池温度等。

状态监视：充电桩状态、连接确认开关状态、输出继电器状态、充电接口电子锁状态

电量监视：充电过程中的实时充电量、充电表底值、交易记录。

6.4.2. 充电控制

微电网能量管理系统具有提供充电桩的各类遥控、数据设置等的功能。

充电控制：启动、停止。

远程控制：重启、升级。

数据设置：时段参数、应急卡名单。

6.5 配电监控

Acrel-2000MG微电网能量管理系统可以直观显示一次系统图，并实时显示从35kV至0.4kV各电压等级各回路的遥测量、遥信量和报警信号等。遥测量包括电压、电流、功率、功率、电能等电参量，高低压柜内电气节点温度值等；遥信量包括中压开关柜内路断路器、手车、隔离开关、负荷开关、地刀开关的分合状态，柜内弧光探头的链路状态、断路器弹簧储能状态及远方就地控制状态；报警信号包括微机保护装置的告警信号、保护跳闸信号及装置异常信号线路弧光保护动作信号、节点温度告警及设备通信异常告警。

6.6 数据采集

通过测控单元与储能装置、电池管理系统、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。

接收和处理的信息包括：

充电桩充电功率；

光伏逆变器功率；

风机逆变器功率；

单体电池的电压、温度等实时信息

电池模块的电流和漏电流；

各种故障告警信号和保护动作信号。

储能装置上送信息包括：

开关量信息：直流侧、交流侧接触器、断路器的状态；运行模式(并网、孤网、充电、放电、待机等)、就地操作把手的状态等。

模拟量信息：直流侧电压、电流；交流侧三相电压、电流、有功、无功；

非电量信息：IGBT模块温度、电抗器温度、隔离变温度等；

运行信息：能量转换设备保护动作信号、事故告警信号等。

6.7 事故告警

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、状态异常信息或电压过压，电流过流、压力过大、流量异常、计算机监控系统的软、硬件状态异常等。用户可以根据自己的需要分类筛选有关报警，并将报警归纳于不同的报警窗口。

同时系统能够对配电回路断路器、隔离开关、接地刀分、合动作等遥信变位，保护动作、事故跳闸等事件发出告警。

图元告警

弹出事件报警窗口

实时语音功能，系统能够对所有事件发出语音告警。

短信告警，可以向指定手机号码发送告警信息短信（需选配短信猫）。

电话告警，可以向指定手机号码拨打电话（需选配电话语音盒）。

声光报警器报警

6.7 历史事件查询

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和进行历史追溯、查询统计、事故分析。可以按时间、类型和设备进行查询和排序。

6.8 曲线查询

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、温度等曲线。并统计该曲线查询范围内较大值、较大值发生时间、较小值、较小值发生时间、平均值等。

6.9 运行报表

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统系统具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的用电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。

应对微电网系统运行的各种常规参数（发电功率等）进行统计计算，包括日、月、年、时段的较大、较小值及其出现时间、平均值、越限次数、越限时间、越限率、合格率等；

应对微电网系统运行的各风机发电量、总发电量等参数进行统计计算，包括分时段、日、月、年发电量对比等；

应对微电网系统主要设备的运行状况进行统计计算，包括断路器正常操作及事故跳闸次数、电容器/电抗器投退次数等。

通过报表，分析供电系统及各回路运行参数，形成运行日报、月报、电能统计日报、月报、年报。

6.10 电能质量监测

Acrel-2000MG微电网能量管理系统可以对整个配电系统范围内的电能质量和电能可靠性状况进行持续性的监测。

实时监测总进线和重要出线回路的供电电源电能质量，包括稳态数据监测、暂态数据监测和故障录波分析。对供电系统中的电压偏差、频率偏差、三相电压不平衡、三相电流不平衡、2～63次谐波电压、2～63次谐波电流、0.5～63.5次间谐波电压、0.5～63.5次间谐波电流、谐波功率、谐波畸变率等实时监测，并以柱状图进行谐波分析。

监测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。

6.11 网络拓扑图

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

6.12 遥控/遥设

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统可以对整个系统范围内的设备进行远程遥控操作。例如配电系统维护人员可以通过监控系统的主界面点击相应的断路器遥信点调出遥控操作界面，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

遥控操作：

遥设操作：

6.12 通信管理

安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。可以查看某个设备的通信和数据报文。

可以完成与各种变流器、充电桩、逆变器、智能电子设备的通信和数据转发，包括微机保护、电力仪表、智能操控、直流屏、模拟屏、五防系统和调度等。

6.13  能量管理

采用基于博弈论的功率协调分配技术，基于在通用设计平台和运行环境上开发能量协调控制策略，实现配网、分布式可再生能源发电、充电设施、储能装置之间能量的互动融合和灵活调配。

提高可再生能源利用率。光伏、风机发电优先提供各临近负荷消纳，其次储能电池存储消纳，或多余电能上网以及邻近交流配电网之间的潮流优化调度和控制，提高可再生能源的利用率，促进园区可再生能源的融合。

降低配电网的容量要求。通过可再生能源发电和储能联合调度，在提高区域内可再生能源发电的接入和消纳能力的同时，降低配电网配电容量的需求，延迟配电设备的投资，实现柔性增容的目的。

优化负荷随机性。随着新能源电动汽车在时间和空间上较大的随机性，大量接入会对电力系统造成影响。光伏、风机接入不仅能够改善这一问题，还有利于节能减排，同时储能具有灵活性、可调度性和快速响应的特性，电动汽车未来亦是需求侧可调度资源，因此，利用光伏、风机、储能、电动汽车负荷联合调度，一方面可改善了充电负荷的时间分布特性，达到优先吸收光伏、风机电能和减少对电网影响的目标；另一方面可减少用户充电费用、增加运营商收益，在经济方面实现了双贏。

能量协调控制示意图：

具体应用场景如下（参数以实际情况配置）：

（1）用电低谷（22时至次日6时）时，此时电动汽车充电、用电负荷和储能充电同时由风机(如有)和市电提供，功率之和小于配电容量。

（2）平时段（6时至8时）时，此时由于储能系统容量已满，此时优先采用光伏、风机发电给电动汽车充电和负荷供电，节省电能同时，降低电动汽车充电所需的配电容量，如果光伏、风机无法满足需求时，需要市电给电动汽车充电和给负荷供电，功率之和小于配电容量。

（3）峰时段（8到11时），此时优先采用光伏、风机发电给电动汽车和负荷供电，如果光伏、风机无法满足充电需求时，采用储能给电动汽车和负荷供电，当储能和光伏、风机均不能满足充电需求时，采用市电给电动汽车充电；当充电需求和负荷较低时，光伏、风机功率大于电动汽车功率和负荷功率时，光伏给储能充电；

（4）平时段（11-18时）此时优先采用光伏、风机发电给电动汽车和负荷供电，如果光伏、风机无法满足充电需求时，采用市电给电动汽车充电；此时充电需求较低时，光伏功率大于电动汽车时，光伏给储能充电；当17:30时，考虑预约充电的电量，如果此时储能容量不能提供预约充电能量时，从经济性的考虑来说，此时不能给储能进行充电，其余均由市电提供。

（5）峰时段（18-21时）此时优先采用风机发电给电动汽车和负荷供电，如果风机无法满足充电需求时，采用储能给电动汽车和负荷供电，当储能和风机均不能满足充电需求时，采用市电给电动汽车充电；

（6）平时段（21-22时）此时优先储能给电动汽车充电和负荷供电，当储能不能满足供电需求时，采用市电供电。

6.14 用户权限管理

安科瑞Acrel-2000MG微电网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。

6.15 系统的自诊断和自恢复

应具备在线诊断能力，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；

现场设备的在线诊断应至电路板级；

自动恢复的内容应为：一般软件异常时，自动恢复运行；当设备有备用配置时，在线设备发生软硬件故障时，能自动切换到备用配置。自动恢复时间不应大于30s。

6.16 维护功能

应能对数据库进行在线维护，增加、删除和修改各数据项；

应能离线对数据库进行独立维护，重新生成数据库并具备合理的初始化值；

历史数据库中的数据应能根据需要，方便地进行转存，长期保存；

应能编辑和生成画面，且方法简便。

6.17 与其它设备或系统接口

微电网能量管理系统应与微电网系统内充电桩，储能PCS设备、储能电池BMS设备、风机逆变器、光伏逆变器等单独设置的设备或系统建立通信接口，把这些设备或系统接入微电网能量管理系统进行集中监控，通信规约应满足电力系统标准通信规约要求；

微电网能量管理系统在实现与上述设备或系统接口时，应保证数据的一致性和功能完整性。

审核编辑 黄宇