一. 微電網的特點有哪些？

微型：電壓等級:35kV及以下為主系統容量:最大用電負荷原則E≤20MW

自治：具有獨立運行的控制系統; 獨立運行時保障不低于2小時；連續供電，與外部電網年交換電量一般不超過年用量的50%；

清潔：可再生能源裝機容量占比50%以上系統綜合能源利用效率在70%以上

友好：交換功率和交換時段具有可控性與并入電網實現備用、調峰、需求側響應等雙向服務。

1.2 安科瑞微電網能量管理系統是什么？

Acrel-2000MG微電網能量管理系統是我司根據新型電力系統及雙碳的要求，總結國內外的研究和生產的經驗專門研制出的新一代微電網能量管理系統。本系統能夠對企業微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業內部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲能系統、新能源汽車充電負荷進行有序管理和優化控制，實現不同目標下源網荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統的穩定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填谷，減少電網建設投資，提升企業的能源利用率，降低運行成本，達到節能降耗的目的。

1.3 安科瑞微電網能量管理系統的構成

微電網能量管理系統采用信息分層式架構予以部署，監控系統由站控層、間隔層構成，其中站控層部署集群控制單元，負責站內光伏、風機、儲能、整流和充電單元數據處理、存儲、監視與控制；

間隔層為具備測控功能的相關設備（光伏、風機、儲能控制器，充電監控系統，計費控制單元等），負責數據采集和轉發，并響應站控層指令；網絡設備負責兩層之間的通信，通信網絡采用標準以太網及TCP/IP通信協議，物理媒介可以為光纖、網線、屏蔽雙絞線等。系統支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

二. 技術標準

本方案遵循的國家標準,本技術規范書提供的設備應滿足以下規定、法規和行業標準：

GB/T7424.1-2003《光纜第一部分：總規范》

GB/T14549-1993《電能質量公用電網諧波》

GB/Z17625.6-2003《電磁兼容限值對額定電流大于16A的設備在低壓供電系統中產生的諧波電流的限制》

GB/Z17625.6-2003《電磁兼容限值對額定電流大于16A的設備在低壓供電系統中產生的諧波電流的限制》

GB50052-2009《供配電系統設計規范》

GB50054-2011《低壓配電設計規范》

GB50065-2011《交流電氣裝置的接地設計規范》

GB50150-2006《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》

GB50168-2006《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范》

GB50169-2006《電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范》

GB50208-2011《地下防水工程質量驗收規范》

GB50217-2007《電力工程電纜設計規范》

GB50217-2007《電力工程電纜設計規范》

DL/T5161.1～5161.17-2002《電氣裝置安裝工程質量檢驗及評定規程》

JGJ118-2012《凍土地區建筑地基基礎設計規范》

DLGJ154-2000《電纜防火措施設計和施工驗收標準》

GA161-1997《防火封堵材料的性能要求和實驗方法》

Q/GDW0214031-2014041-2010《配電自動化技術原則》

Q/GDW0214035-2012010配電自動化遠方終端(DTU)技術規范(一)

Q/GDW0214036-2012010配電自動化遠方終端(DTU)技術規范(二)

Q/GDW553.1-2010基于以太網的無源光網絡（EPON）系統第一部分：技術條件

國家電力監管委員會第5號令《電力二次系統安全防護規定》

Q/GDW1807—2012終端通信接入網工程典型設計規范。

QC/T743-2006《電動汽車用鋰離子蓄電池》

Q/GDW237-2009《電動汽車光充儲布置設計導則》

Q/GDW238-2009《電動汽車光充儲供電系統規范》

Q/GDW382-2009《配電自動化技術導則》及編制說明

Q/GDW397-2009《電動汽車非車載充放電裝置通用技術要求》

Q/GDW398-2009《電動汽車非車載充放電裝置電氣接口規范》

Q/GDW399-2009《電動汽車直流供電裝置電氣接口規范》

Q/GDW400-2009《電動汽車充放電計費裝置技術規范》

《國家電網公司電動汽車充電設施建設指導意見》

《國家發展改革委辦公廳關于開展大型并網光伏示范電站建設有關要求的通知》

太陽能光伏發電及各專業相關的設計規程規定

太陽能電站有關設計規程規范：

GB_T_2297-1989太陽光伏能源系統術語

GB50797-2012光伏發電站設計規范

分布式光伏發電項目接入系統典型設計

GB/T20046-2006光伏（PV）系統電網接口特性

GB/T19939-2005光伏系統并網技術要求

CECS85-96太陽能光伏電源系統安裝工程施工及驗收技術規范

SJ-249-11127光伏（PV）發電系統過電保護-導則

CECS84-96太陽光伏電源系統安裝工程設計規范

GB/T8897.4-2002《原電池第4部分鋰電池的安全要求》

GB/T18287-2000《移動電話用鋰離子蓄電池及蓄電池組總規范》

GB/T18332.2-2001《電動道路車輛用金屬氫化物鎳電池》

GB/T2900.11-1988《蓄電池名詞術語》

GB51048-2014《電化學儲能電站設計規范》

Q/GDW1885-2013《電池儲能系統儲能變流器技術條件》

NB/T31016-2011《電池儲能功率控制系統技術條件》

GB/T32509-2016《全釩液流電池通用技術條件》

NB/T42134-2017《全釩液流電池管理系統技術條件》

NB/T42133-2017《全釩液流電池用電解液技術條件》

NB/T42145-2018《全釩液流電池安裝技術規范》

三. 應用場景

園區、社區、海島、充電站、以及鋼廠、化工、水泥、數據中心、醫院等企業微電網。

四. 一般用戶需求

系統應通過自動化裝置、通訊網絡和計算機監控系統，實現園區微電網在運行過程中的數據采集、運行監視、事故記錄和分析、繼電保護、能量調度與策略下發等，完成企業微電網的安全供電、用電管理和運行管理。系統應由站控層、網絡通訊層和現場設備層構成。

4.1 系統功能需求：

4.1.1數據采集及處理：

通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統、充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。

接收和處理的信息包括：

充電樁充電功率；

光伏逆變器功率；

風機逆變器功率；

單體電池的電壓、溫度等實時信息；

電池模塊的電流和漏電流；

各種故障告警信號和保護動作信號。

儲能裝置上送信息包括：

開關量信息：直流側、交流側接觸器、斷路器的狀態；運行模式(并網、孤網、充電、放電、待機等)、就地操作把手的狀態等。

模擬量信息：直流側電壓、電流；交流側三相電壓、電流、有功、無功；

非電量信息：IGBT模塊溫度、電抗器溫度、隔離變溫度等；

運行信息：能量轉換設備保護動作信號、事故告警信號等。

4.2.2 事件報警處理

微電網能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警、計算機監控系統的軟、硬件狀態異常等。用戶可以根據自己的需要分類篩選有關報警，并將報警歸納于不同的報警窗口。

4.2.3 運行監控

微電網監控工作站是儲能監控系統與運行人員聯系的主要方式，就地手動控制是應急情況下的備用方式；

微電網能量管理系統可提供重要參數的顯示和必要操作按鍵；

圖形監控畫面內容應包括：儲能總覽信息、主接線圖、儲能單元PCS監視、儲能單元電池組監視、電池單體運行信息監視、儲能跟蹤計劃曲線功能、通訊工況等；

圖形監控畫面形式應包括：文本或圖符表示的日期時間、模擬量值、遙信狀態值、電能量值、實時統計值、歷史數據、計算值等。

所有畫面應可直接打印機打印或復制輸出，且保持與監控畫面效果一致；

控制操作對象宜包括：直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出等；

調節對象宜包括：儲能PCS功率設定、裝置運行參數設定等；

控制操作與調節應具備：操作權限檢查、同一時刻操作的唯一性檢查、位置檢查等安全措施。

4.2.4 在線統計

應對微電網系統運行的各種常規參數（發電功率等）進行統計計算，包括日、月、年、時段的較大、小小值及其出現時間、平均值、越限次數、越限時間、越限率、合格率等；

應對微電網系統運行的各風機發電量、總發電量等參數進行統計計算，包括分時段、日、月、年發電量對比等；

應對微電網系統主要設備的運行狀況進行統計計算，包括斷路器正常操作及事故跳閘次數、電容器/電抗器投退次數等。

通過報表，分析供電系統及各回路運行參數，形成運行日報、月報、電能統計日報、月報、年報。

4.2.5 系統的自診斷和自恢復

應具備在線診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施；

現場設備的在線診斷應至電路板級；

自動恢復的內容應為：一般軟件異常時，自動恢復運行；當設備有備用配置時，在線設備發生軟硬件故障時，能自動切換到備用配置。自動恢復時間不應大于30s。

4.2.6 維護功能

應能對數據庫進行在線維護，增加、刪除和修改各數據項；

應能離線對數據庫進行獨立維護，重新生成數據庫并具備合理的初始化值；

歷史數據庫中的數據應能根據需要，方便地進行轉存，長期保存；

應能編輯和生成畫面，且方法簡便。

4.2.7 與其它設備或系統接口

微電網能量管理系統應與微電網系統內充電樁，儲能PCS設備、儲能電池BMS設備、風機逆變器、光伏逆變器等單獨設置的設備或系統建立通信接口，把這些設備或系統接入微電網能量管理系統進行集中監控，通信規約應滿足電力系統標準通信規約要求；

微電網能量管理系統在實現與上述設備或系統接口時，應保證數據的一致性和功能完整性。

4.2.8 記錄功能

具有電壓、電流、功率、電能以及事故、告警事件等各種歷史數據的存儲功能，以供查詢、分析、打印。應具有完善的用戶權限管理功能，避免越權操作。

五.系統架構

典型微電網能量管理系統組網方式：

A. 微電網能量管理系統采主要包括服務器、交換機、通信管理機等設備。通過以太網與光伏系統、風機系統、充電系統、儲能系統通信，實現整站能量管理和設備監控等功能。

B. 微電網能量管理系統具有完善的電池管理功能和豐富的外部通信接口，可實現對儲能系統、充電系統、光伏系統、風機系統等智能設備的運行信息實時監控，包括對儲能系統內電壓、電流、溫度、壓力、流量等信息采集、實時監視、優化管理、智能維護及信息查詢功能。

C. 微電網能量管理系統與常規微電網相比，需考慮儲能系統的使用壽命問題，盡可能避免儲能系統的深度充放電。結合項目綜合考慮，能量管理策略主要為較優經濟運行。根據實時電價動態制定儲能控制計劃，使其電價低谷時充電、電價高峰時放電，實現儲能系統收入較大化。根據用電需求和能量管理單元信息比較，控制AC/DC模塊充電輸出功率。通過能量協調管理，限制配電功率，實現經濟性運行，提高服務能力，減小前級配電容量。

六. 系統功能

6.1.監控管理

6.1.1. 光伏監視

針對配置光伏發電的微電網系統，具有在線監控光伏電池板陣列、環境監測、匯流箱和逆變器等的功能，保證光伏發電安全運行。

測量監視：日照、溫度、風速等環境信息，電池板溫度、直流電壓、直流電流、直流功率、逆變器功率等。

狀態監視：交/直流過壓/欠壓、交/直流過流、頻率過/欠告警，過溫、過載、漏電保護等。

電量監視：光伏實時發電量、總發電量等。

遙控：逆變器啟動、停止。

6.2 儲能監視

針對配置全釩液流儲能電池，微電網能量管理系統具有在線監控儲能電池和PCS雙向逆變器等的功能，保證其剩余容量在合理范圍內，保障電池安全、合理利用。

測量監視：運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度、壓力、流量。

狀態告警數據：儲能電池充放電狀態、交/直流過壓/欠壓、交/直流過流、頻率過/欠告警、過溫、過載、漏電保護等。

電量數據：電池電量。

設置數據：PCS啟動、停止、功率設定、裝置運行參數設定 。

6.3 風電監視

針對配置風力發電的微電網系統，具有在線監控風力機組、風能并網控制器、并網逆變器等的功能，保證風力發電安全運行。

測量監視：溫度、風速等環境信息，直流電壓、直流電流、直流功率、逆變器功率等。

狀態監視：交/直流過壓/欠壓、交/直流過流、頻率過/欠告警，過溫、過載、漏電保護等。

電量監視：風機實時發電量、總發電量等。

遙控：逆變器啟動、停止。

6.4充電樁監視

6.4.1. 充電監視

微電網能量管理系統須具有提供充電樁的各類測量監視、狀態監視、電量監視等的功能。

測量監視：充電電流、充電電壓、充電功率、充電時間、SOC、電池電壓、電池溫度等。

狀態監視：充電樁狀態、連接確認開關狀態、輸出繼電器狀態、充電接口電子鎖狀態

電量監視：充電過程中的實時充電量、充電表底值、交易記錄。

6.4.2. 充電控制

微電網能量管理系統具有提供充電樁的各類遙控、數據設置等的功能。

充電控制：啟動、停止。

遠程控制：重啟、升級。

數據設置：時段參數、應急卡名單。

6.5 配電監控

Acrel-2000MG微電網能量管理系統可以直觀顯示一次系統圖，并實時顯示從35kV至0.4kV各電壓等級各回路的遙測量、遙信量和報警信號等。遙測量包括電壓、電流、功率、功率、電能等電參量，高低壓柜內電氣節點溫度值等；遙信量包括中壓開關柜內路斷路器、手車、隔離開關、負荷開關、地刀開關的分合狀態，柜內弧光探頭的鏈路狀態、斷路器彈簧儲能狀態及遠方就地控制狀態；報警信號包括微機保護裝置的告警信號、保護跳閘信號及裝置異常信號線路弧光保護動作信號、節點溫度告警及設備通信異常告警。

6.6 數據采集

通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統、充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。

接收和處理的信息包括：

充電樁充電功率；

光伏逆變器功率；

風機逆變器功率；

單體電池的電壓、溫度等實時信息

電池模塊的電流和漏電流；

各種故障告警信號和保護動作信號。

儲能裝置上送信息包括：

開關量信息：直流側、交流側接觸器、斷路器的狀態；運行模式(并網、孤網、充電、放電、待機等)、就地操作把手的狀態等。

模擬量信息：直流側電壓、電流；交流側三相電壓、電流、有功、無功；

非電量信息：IGBT模塊溫度、電抗器溫度、隔離變溫度等；

運行信息：能量轉換設備保護動作信號、事故告警信號等。

6.7 事故告警

微電網能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息或電壓過壓，電流過流、壓力過大、流量異常、計算機監控系統的軟、硬件狀態異常等。用戶可以根據自己的需要分類篩選有關報警，并將報警歸納于不同的報警窗口。

同時系統能夠對配電回路斷路器、隔離開關、接地刀分、合動作等遙信變位，保護動作、事故跳閘等事件發出告警。

圖元告警

彈出事件報警窗口

實時語音功能，系統能夠對所有事件發出語音告警。

短信告警，可以向指定手機號碼發送告警信息短信（需選配短信貓）。

電話告警，可以向指定手機號碼撥打電話（需選配電話語音盒）。

聲光報警器報警

6.7 歷史事件查詢

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統能夠對遙信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和進行歷史追溯、查詢統計、事故分析。可以按時間、類型和設備進行查詢和排序。

6.8 曲線查詢

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統在曲線查詢界面，可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數、溫度等曲線。并統計該曲線查詢范圍內較大值、較大值發生時間、較小值、較小值發生時間、平均值等。

6.9 運行報表

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統系統具備定時抄表匯總統計功能，用戶可以自由查詢自系統正常運行以來任意時間段內各配電節點的用電情況，即該節點進線用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。

應對微電網系統運行的各種常規參數（發電功率等）進行統計計算，包括日、月、年、時段的較大、較小值及其出現時間、平均值、越限次數、越限時間、越限率、合格率等；

應對微電網系統運行的各風機發電量、總發電量等參數進行統計計算，包括分時段、日、月、年發電量對比等；

應對微電網系統主要設備的運行狀況進行統計計算，包括斷路器正常操作及事故跳閘次數、電容器/電抗器投退次數等。

通過報表，分析供電系統及各回路運行參數，形成運行日報、月報、電能統計日報、月報、年報。

6.10 電能質量監測

Acrel-2000MG微電網能量管理系統可以對整個配電系統范圍內的電能質量和電能可靠性狀況進行持續性的監測。

實時監測總進線和重要出線回路的供電電源電能質量，包括穩態數據監測、暫態數據監測和故障錄波分析。對供電系統中的電壓偏差、頻率偏差、三相電壓不平衡、三相電流不平衡、2～63次諧波電壓、2～63次諧波電流、0.5～63.5次間諧波電壓、0.5～63.5次間諧波電流、諧波功率、諧波畸變率等實時監測，并以柱狀圖進行諧波分析。

監測重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質量分析與治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。

6.11 網絡拓撲圖

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

6.12 遙控/遙設

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統可以對整個系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。例如配電系統維護人員可以通過監控系統的主界面點擊相應的斷路器遙信點調出遙控操作界面，可以及時執行調度系統或站內相應的操作命令。

遙控操作：

遙設操作：

6.12通信管理

安科瑞Acrel-2000MG微電網能量管理系統可以對整個微電網系統范圍內的設備通信情況進行管理、控制、數據的實時監測。可以查看某個設備的通信和數據報文。

可以完成與各種變流器、充電樁、逆變器、智能電子設備的通信和數據轉發，包括微機保護、電力儀表、智能操控、直流屏、模擬屏、五防系統和調度等。

6.13 能量管理

采用基于博弈論的功率協調分配技術，基于在通用設計平臺和運行環境上開發能量協調控制策略，實現配網、分布式可再生能源發電、充電設施、儲能裝置之間能量的互動融合和靈活調配。

提高可再生能源利用率。光伏、風機發電優先提供各臨近負荷消納，其次儲能電池存儲消納，或多余電能上網以及鄰近交流配電網之間的潮流優化調度和控制，提高可再生能源的利用率，促進園區可再生能源的融合。

降低配電網的容量要求。通過可再生能源發電和儲能聯合調度，在提高區域內可再生能源發電的接入和消納能力的同時，降低配電網配電容量的需求，延遲配電設備的投資，實現柔性增容的目的。

優化負荷隨機性。隨著新能源電動汽車在時間和空間上較大的隨機性，大量接入會對電力系統造成影響。光伏、風機接入不僅能夠改善這一問題，還有利于節能減排，同時儲能具有靈活性、可調度性和快速響應的特性，電動汽車未來亦是需求側可調度資源，因此，利用光伏、風機、儲能、電動汽車負荷聯合調度，一方面可改善了充電負荷的時間分布特性，達到優先吸收光伏、風機電能和減少對電網影響的目標；另一方面可減少用戶充電費用、增加運營商收益，在經濟方面實現了雙贏。

能量協調控制示意圖：

具體應用場景如下（參數以實際情況配置）：

（1）用電低谷（22時至次日6時）時，此時電動汽車充電、用電負荷和儲能充電同時由風機(如有)和市電提供，功率之和小于配電容量。

（2）平時段（6時至8時）時，此時由于儲能系統容量已滿，此時優先采用光伏、風機發電給電動汽車充電和負荷供電，節省電能同時，降低電動汽車充電所需的配電容量，如果光伏、風機無法滿足需求時，需要市電給電動汽車充電和給負荷供電，功率之和小于配電容量。

（3）峰時段（8到11時），此時優先采用光伏、風機發電給電動汽車和負荷供電，如果光伏、風機無法滿足充電需求時，采用儲能給電動汽車和負荷供電，當儲能和光伏、風機均不能滿足充電需求時，采用市電給電動汽車充電；當充電需求和負荷較低時，光伏、風機功率大于電動汽車功率和負荷功率時，光伏給儲能充電；

（4）平時段（11-18時）此時優先采用光伏、風機發電給電動汽車和負荷供電，如果光伏、風機無法滿足充電需求時，采用市電給電動汽車充電；此時充電需求較低時，光伏功率大于電動汽車時，光伏給儲能充電；當17:30時，考慮預約充電的電量，如果此時儲能容量不能提供預約充電能量時，從經濟性的考慮來說，此時不能給儲能進行充電，其余均由市電提供。

（5）峰時段（18-21時）此時優先采用風機發電給電動汽車和負荷供電，如果風機無法滿足充電需求時，采用儲能給電動汽車和負荷供電，當儲能和風機均不能滿足充電需求時，采用市電給電動汽車充電；

（6）平時段（21-22時）此時優先儲能給電動汽車充電和負荷供電，當儲能不能滿足供電需求時，采用市電供電。

6.14 用戶權限管理

安科瑞Acrel-2000MG微電網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。

6.15 系統的自診斷和自恢復

應具備在線診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施；

現場設備的在線診斷應至電路板級；

自動恢復的內容應為：一般軟件異常時，自動恢復運行；當設備有備用配置時，在線設備發生軟硬件故障時，能自動切換到備用配置。自動恢復時間不應大于30s。

6.16 維護功能

應能對數據庫進行在線維護，增加、刪除和修改各數據項；

應能離線對數據庫進行獨立維護，重新生成數據庫并具備合理的初始化值；

歷史數據庫中的數據應能根據需要，方便地進行轉存，長期保存；

應能編輯和生成畫面，且方法簡便。

6.17與其它設備或系統接口

微電網能量管理系統應與微電網系統內充電樁，儲能PCS設備、儲能電池BMS設備、風機逆變器、光伏逆變器等單獨設置的設備或系統建立通信接口，把這些設備或系統接入微電網能量管理系統進行集中監控，通信規約應滿足電力系統標準通信規約要求；

微電網能量管理系統在實現與上述設備或系統接口時，應保證數據的一致性和功能完整性。

審核編輯 黃宇