浅谈基于峰谷电价的高速公路服务区电化学储能系统建设可行性与方案比较

摘要：为响应国家能源政策，降低企业营运成本，在分析高速公路服务区能源消耗特点的基础上，结合国家峰谷电价构成和电化学储能系统的特点，研究了高速公路服务区建设电化学储能系统的可行性与经济性。结果表明，服务区的能耗以电能为主，且用电时段主要为尖峰、高峰时段；电化学储能系统可以满足服务区应急电源的要求，可替代柴油发电系统；但电化学储能系统仅用作应急电源时，系统的经济性不足；既用作应急电源又参与服务区正常用电供应时，系统具有明显的经济性；合理配置电化学储能系统的容量后可以达到服务区降本增效的目的。

关键词：高速公路服务区；化学储能；峰谷电价；降本增效

0引言

随着国民经济的持续发展，能源消耗量越来越大，能源的供需矛盾也越来越大。为了应对不同时段的供需矛盾，提高能源利用率，我国很多地区已经开始实行峰谷电价政策，鼓励用户错时用电、储能平峰。结合这一政策，采用有效的技术与管理手段降低能耗成本是企业降本增效的有效途径之一。

高速公路服务区是交通运输业中的重要环节和场所之一，不仅涉及服务区工作人员的工作环境与生活，更涉及到大量司乘人员的休息与车辆能源补充，是高速公路上能耗占比最高的公共服务设施。随着低碳服务区、智慧服务区理念的发展，许多学者开展了服务区节能降耗的研究。

1服务区能源消耗特点与降本增效途径

1.1服务区能源消耗特点

高速公路服务区通常包括服务区、停车区、生活区以及车辆维修区等。由于服务对象不同，涉及的能源类型有多种，通常有电、柴油、汽油、燃气等。由于电能具有传输控制便捷的特点，不仅应用于服务区生产、生活的各个环节与场景，而且许多高能耗设备（如采暖、空调系统）都是以电为基础。随着交通工具的变化，新能源汽车越来越多，充电桩已成为各个服务区的必备配套设备，服务区的电能消耗越来越高。这些因素使得电能成为服务区总能源消耗中占比最高的能源类型，而且可以预见其占比会越来越高。服务区内的柴油主要用于应急发电，是服务区发生断电、应急消防的保障，用量不大但为了保证系统的正常，柴油发电机还不得不定期启动，从而造成了一些不可避免的浪费。汽油主要用于服务区的自有车辆运转。因此，如果从能源角度来分析服务区降本增效的途径，主要途径有两条：一是通过更新低能耗散的设备、优化能源管量等措施降低能源消耗量；二是降低用电电价。在降低能源消耗量方面，近年来全国各地的速公路服务区都在积极建设智慧服务区，能源管理就是其中的重要方面之一，通过电脑系统精准分析能源构成与合理配置，已经使能源的浪费现象得到有效抑制，进一步通过优化管理法降低能源消耗的空间有限。同时，各服务区都在积极推进基于风能、太阳能的微电网建设，但由于风能、太阳能具有随机性、间隙性，不仅可靠性低，而且需要建设储能系统才能正常使用；同时受服务区场地限制，由风能、太阳能提供的能源具有明确的上限。因此，要想进一步提升服务区降本增效的空间，就有必要探讨降低商业用电电价的可能性。

1.2基于峰谷电价政策的服务区降本增效可行性分析

为了提高电力资源的利用效率，多年前我国许多地区就开始实行峰谷分时电价政策：不同用电时段的电价不同。这一政策的出发点是充分发挥市场作用，促进社会资源的合理配置，实际应用中就是鼓励用户合理安排生产时段、调整用电负荷，削峰填谷。当前浙江省的电价政策是根据用电负荷将春秋季的每天划分为高峰、平段和低谷三个时段，将夏冬季的每天划分为尖峰、高峰、平段和低谷（含深谷）四个时段，见表1，各时段执行不同的电价见表2。由表1和表2可见，既使执行一般工商用电电价标准，服务区的用电高峰与政策规定的高峰时段基本一致，因此服务区的电价至少是平段电价的1.5倍。

统计数据表明，浙江商业集团有限公司2022年下属高速公路服务区的总耗电量约为1.1亿kW·h，总电费约8000万元。按表1的时段划分，服务区的电能消耗主要发生在高峰、尖峰时段。若按尖峰、高峰、平段和低谷时段的用电比例为25%、45%、20%、10%的比例进行估算，采取有效技术手段每天低谷时段储备可供尖峰、高峰时段使用2h的电能，每年可降低直接用电成本10%。同时低谷时段储备的电能还可以用作应急电源，减少柴油用量，甚至替代柴油发电系统，节省柴油发电系统的建设、营运与维护成本。可见，基于峰谷电价政策，利用储能技术实现服务区降本增效具有一定前景。

2服务区建设电化学储能系统的技术经济性分析

2.1柴油发电系统的成本分析

为了应对突发情况、保障服务区的正常运转，服务区往往需要配置具有一定能力的柴油发电系统，主要由柴油发电机、变压器与相配套的建筑等组成。系统负荷一般要能满足由消火栓泵、喷淋泵、防排烟风机、应急照明、火灾自动报警系统等构成的消防二级负荷；由安保用电、机电通信设施、加油站、地通排水泵、生活水泵等构成的非消防二级负荷以及部分商业负荷和办公负荷所构成保障性运营管理负荷。以浙江商业集团有限公司下属的次坞服务区为例，分析柴油发电系统的成本。次坞服务区为中型服务区，该服务区两侧各配有800kVA的变压器一台，配电房设有相应的消防泵房，泵房内设2台75kW消防栓泵（一备一用）、2台55kW消防喷淋泵（一备一用）。水泵电机瞬时启动电流为650~780A。柴油发机电的功率为400kW，购置费为32万元。若按柴油发机电的折旧年限为20年、残值为5%计算，年均固定资产折旧费为1.52万元。柴油发电机的耗油量按0.20kg/（kWh)计算，发电机油耗约为80kg/h，合94L/h。柴油发电机每月需空载运行一次、每季度需带载（不少于50%的额定功率）运行一次，柴油发电机平均维保费用约1万元/a。服务区平均每年计划和非计划性停电次数为各1次，每次按10h计算，柴油按8元/L计算，柴油发电机的年发电成本约为7520元。柴油发电机需配置相应的建筑，建筑费用约为20万元，同样按20年折旧、5%残值计算，配套建筑的年均固定资产折旧费为0.95万元。因此，柴油发电系统的年均总成本约为4.222万元。

作为传统的发电设备，柴油发电机的技术已经非常成熟，其建设成本也基本固定。目前国内服务区的柴油发电机采用进口设备时，其造价约为0.8~1.2元/W、采用国产一线品牌设备的造价约为0.4~0.6元/W。设备的保养护内容、次数都已经形成固定模式。因此，各服务区的柴油发电系统营运成本很难有进一步下降的空间。

2.2服务区电化学储能系统的技术可行性

储能系统一般由蓄电池组、加热和冷却系统、双向储能变流器、能源管理系统等组成，其能源主要来自市电系统。电化学储能系统具有能量存放便捷可控、运行时无噪声无废气、响应速度快等优点，天然具备应急功能。目前储能系统主要用于感性及混合性的照明负荷和小功率动力负荷，极少用作大功率电机负载的应急电源。但我国现有民用建筑电气相关规范中没有明确规定储能系统不能作为消防负荷的应急备用电源。要想将储能系统用于高速公路服务区，并替代柴油发电系统用作应急电源时，储能系统首先应能满足《建筑设计防火规范》（GB50016一2014)的规定：（1）当主用电源发生故障时，备用电源应在30s内实现切换并供电；（2）应急备用电源的持续供电时间应满足建筑的火灾延续时间要求，服务区消火栓泵用电时间要不低于2h。同时作为消防负荷的备用电源应满足相关行业的检测要求，保证产品的可靠性和安全性。电化学储能系统的切换响应速度可达毫秒级，相比于常规柴油发电机的秒级响应时间而言，电化学储能系统的切换性能具有更高的响应速度；而持续供电能力的要求可通过增加系统容量达到。因此，在技术层面，用电化学储能系统替代柴油发电系统是可行的。当然，考虑到服务区的消防水泵容量较大，且基本都采用星－三角降压方式起动，储能系统的容量选择应为同时工作电机总容量3倍以上。

3安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统解决方案

3.1概述

安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统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、备用电源等控制功能。系统对电池组性能进行实时监测及历史数据分析、根据分析结果采用智能化的分配策略对电池组进行充放电控制，优化了电池性能，提高电池寿命。系统支持Windows操作系统，数据库采用SQLServer。本系统既可以用于储能一体柜，也可以用于储能集装箱，是专门用于储能设备管理的一套软件系统平台。

3.2适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

工商业储能四大应用场景

1）工厂与商场：工厂与商场用电习惯明显，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；

2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源，储能平抑大功率充电站对于电网的冲击；

3）微电网：微电网具备可并网或离网运行的灵活性，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；

4）新型应用场景：工商业储能探索融合发展新场景，已出现在5G基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。

3.3系统结构

3.4系统功能

3.4.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

图2系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电桩信息、通讯状况及一些统计列表等。

光伏界面

图3光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

储能界面

图4储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当前充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图5储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图6储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图7储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图8储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图10储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图11储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当前储能电池的SOC信息。

图12储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当前电芯的电压、温度值及所对应的位置。

风电界面

图13风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

充电桩界面

图14充电桩界面

本界面用来展示对充电桩系统信息，主要包括充电桩用电总功率、交直流充电桩的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电桩的运行数据等。

视频监控界面

图15微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

3.4.2发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

图16光伏预测界面

3.4.3策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、有序充电、动态扩容等。

图17策略配置界面

3.4.4运行报表

应能查询各子系统、回路或设备规定时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能等。

图18运行报表

3.4.5实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音、短信和电话等形式通知相关人员。

图19实时告警

3.4.6历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气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。

图20历史事件查询

3.4.7电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、短信、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生前后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图21微电网系统电能质量界面

3.4.8遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图22遥控功能

3.4.9曲线查询

应可在曲线查询界面，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、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

图23曲线查询

3.4.10统计报表

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。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

图24统计报表

3.4.11网络拓扑图

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。

图25微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

3.4.12通信管理

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。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

图26通信管理

3.4.13用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。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。

图27用户权限

3.4.14故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障前、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障前8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。

图28故障录波

3.4.15事故追忆

可以自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时扫描数据，包括开关位置、保护动作状态、遥测量等，形成事故分析的数据基础。

用户可自定义事故追忆的启动事件，当每个事件发生时，存储事故前10个扫描周期及事故后10个扫描周期的有关点数据。启动事件和监视的数据点可由用户规定和随意修改。

图29事故追忆

3.5系统硬件配置清单

4结论

(1)高速公路服务区的能耗以电能为主，而且用电时段与峰谷分时电价政策中的高峰时段高度重合，使得服务区的用电成本较高。

(2)随着智慧服务区建设的不断推进,通过管理与发展风能、太阳能进一步降本增效的空间有限，而基于峰谷电价政策在服务区建设电化学储能系统具有一定的经济效益