摘要：為響應國家能源政策，降低企業營運成本，在分析高速公路服務區能源消耗特點的基礎上，結合國家峰谷電價構成和電化學儲能系統的特點，研究了高速公路服務區建設電化學儲能系統的可行性與經濟性。結果表明，服務區的能耗以電能為主，且用電時段主要為尖峰、高峰時段；電化學儲能系統可以滿足服務區應急電源的要求，可替代柴油發電系統；但電化學儲能系統僅用作應急電源時，系統的經濟性不足；既用作應急電源又參與服務區正常用電供應時，系統具有明顯的經濟性；合理配置電化學儲能系統的容量后可以達到服務區降本增效的目的。

關鍵詞：高速公路服務區；化學儲能；峰谷電價；降本增效

0引言

隨著國民經濟的持續發展，能源消耗量越來越大，能源的供需矛盾也越來越大。為了應對不同時段的供需矛盾，提高能源利用率，我國很多地區已經開始實行峰谷電價政策，鼓勵用戶錯時用電、儲能平峰。結合這一政策，采用有效的技術與管理手段降低能耗成本是企業降本增效的有效途徑之一。

高速公路服務區是交通運輸業中的重要環節和場所之一，不僅涉及服務區工作人員的工作環境與生活，更涉及到大量司乘人員的休息與車輛能源補充，是高速公路上能耗占比最高的公共服務設施。隨著低碳服務區、智慧服務區理念的發展，許多學者開展了服務區節能降耗的研究。

1服務區能源消耗特點與降本增效途徑

1.1服務區能源消耗特點

高速公路服務區通常包括服務區、停車區、生活區以及車輛維修區等。由于服務對象不同，涉及的能源類型有多種，通常有電、柴油、汽油、燃氣等。由于電能具有傳輸控制便捷的特點，不僅應用于服務區生產、生活的各個環節與場景，而且許多高能耗設備（如采暖、空調系統）都是以電為基礎。隨著交通工具的變化，新能源汽車越來越多，充電樁已成為各個服務區的配套設備，服務區的電能消耗越來越高。這些因素使得電能成為服務區總能源消耗中占比最高的能源類型，而且可以預見其占比會越來越高。服務區內的柴油主要用于應急發電，是服務區發生斷電、應急消防的保障，用量不大但為了保證系統的正常，柴油發電機還不得不定期啟動，從而造成了一些不可避免的浪費。汽油主要用于服務區的自有車輛運轉。因此，如果從能源角度來分析服務區降本增效的途徑，主要途徑有兩條：一是通過更新低能耗散的設備、優化能源管量等措施降低能源消耗量；二是降低用電電價。在降低能源消耗量方面，近年來全國各地的速公路服務區都在積極建設智慧服務區，能源管理就是其中的重要方面之一，通過電腦系統精準分析能源構成與合理配置，已經使能源的浪費現象得到有效抑制，進一步通過優化管理法降低能源消耗的空間有限。同時，各服務區都在積極推進基于風能、太陽能的微電網建設，但由于風能、太陽能具有隨機性、間隙性，不僅可靠性低，而且需要建設儲能系統才能正常使用；同時受服務區場地限制，由風能、太陽能提供的能源具有明確的上限。因此，要想進一步提升服務區降本增效的空間，就有必要探討降低商業用電電價的可能性。

1.2基于峰谷電價政策的服務區降本增效可行性分析

為了提高電力資源的利用效率，多年前我國許多地區就開始實行峰谷分時電價政策：不同用電時段的電價不同。這一政策的出發點是充分發揮市場作用，促進社會資源的合理配置，實際應用中就是鼓勵用戶合理安排生產時段、調整用電負荷，削峰填谷。當前浙江省的電價政策是根據用電負荷將春秋季的每天劃分為高峰、平段和低谷三個時段，將夏冬季的每天劃分為尖峰、高峰、平段和低谷（含深谷）四個時段，見表1，各時段執行不同的電價見表2。由表1和表2可見，既使執行一般工商用電電價標準，服務區的用電高峰與政策規定的高峰時段基本一致，因此服務區的電價至少是平段電價的1.5倍。

統計數據表明，浙江商業集團有限公司2022年下屬高速公路服務區的總耗電量約為1.1億kW·h，總電費約8000萬元。按表1的時段劃分，服務區的電能消耗主要發生在高峰、尖峰時段。若按尖峰、高峰、平段和低谷時段的用電比例為25%、45%、20%、10%的比例進行估算，采取有效技術手段每天低谷時段儲備可供尖峰、高峰時段使用2h的電能，每年可降低直接用電成本10%。同時低谷時段儲備的電能還可以用作應急電源，減少柴油用量，甚至替代柴油發電系統，節省柴油發電系統的建設、營運與維護成本?？梢?，基于峰谷電價政策，利用儲能技術實現服務區降本增效具有一定前景。

2服務區建設電化學儲能系統的技術經濟性分析

2.1柴油發電系統的成本分析

為了應對突發情況、保障服務區的正常運轉，服務區往往需要配置具有一定能力的柴油發電系統，主要由柴油發電機、變壓器與相配套的建筑等組成。系統負荷一般要能滿足由消火栓泵、噴淋泵、防排煙風機、應急照明、火災自動報警系統等構成的消防二級負荷；由安保用電、機電通信設施、加油站、地通排水泵、生活水泵等構成的非消防二級負荷以及部分商業負荷和辦公負荷所構成保障性運營管理負荷。以浙江商業集團有限公司下屬的次塢服務區為例，分析柴油發電系統的成本。次塢服務區為中型服務區，該服務區兩側各配有800kVA的變壓器一臺，配電房設有相應的消防泵房，泵房內設2臺75kW消防栓泵（一備一用）、2臺55kW消防噴淋泵（一備一用）。水泵電機瞬時啟動電流為650~780A。柴油發機電的功率為400kW，購置費為32萬元。若按柴油發機電的折舊年限為20年、殘值為5%計算，年均固定資產折舊費為1.52萬元。柴油發電機的耗油量按0.20kg/（kWh)計算，發電機油耗約為80kg/h，合94L/h。柴油發電機每月需空載運行一次、每季度需帶載（不少于50%的額定功率）運行一次，柴油發電機平均維保費用約1萬元/a。服務區平均每年計劃和非計劃性停電次數為各1次，每次按10h計算，柴油按8元/L計算，柴油發電機的年發電成本約為7520元。柴油發電機需配置相應的建筑，建筑費用約為20萬元，同樣按20年折舊、5%殘值計算，配套建筑的年均固定資產折舊費為0.95萬元。因此，柴油發電系統的年均總成本約為4.222萬元。

作為傳統的發電設備，柴油發電機的技術已經非常成熟，其建設成本也基本固定。目前國內服務區的柴油發電機采用進口設備時，其造價約為0.8~1.2元/W、采用國產設備的造價約為0.4~0.6元/W。設備的保養護內容、次數都已經形成固定模式。因此，各服務區的柴油發電系統營運成本很難有進一步下降的空間。

2.2服務區電化學儲能系統的技術可行性

儲能系統一般由蓄電池組、加熱和冷卻系統、雙向儲能變流器、能源管理系統等組成，其能源主要來自市電系統。電化學儲能系統具有能量存放便捷可控、運行時無噪聲無廢氣、響應速度快等優點，天然具備應急功能。目前儲能系統主要用于感性及混合性的照明負荷和小功率動力負荷，極少用作大功率電機負載的應急電源。但我國現有民用建筑電氣相關規范中沒有明確規定儲能系統不能作為消防負荷的應急備用電源。要想將儲能系統用于高速公路服務區，并替代柴油發電系統用作應急電源時，儲能系統首先應能滿足《建筑設計防火規范》（GB50016一2014)的規定：（1）當主用電源發生故障時，備用電源應在30s內實現切換并供電；（2）應急備用電源的持續供電時間應滿足建筑的火災延續時間要求，服務區消火栓泵用電時間要不低于2h。同時作為消防負荷的備用電源應滿足相關行業的檢測要求，保證產品的可靠性和安全性。電化學儲能系統的切換響應速度可達毫秒級，相比于常規柴油發電機的秒級響應時間而言，電化學儲能系統的切換性能具有更高的響應速度；而持續供電能力的要求可通過增加系統容量達到。因此，在技術層面，用電化學儲能系統替代柴油發電系統是可行的。當然，考慮到服務區的消防水泵容量較大，且基本都采用星－三角降壓方式起動，儲能系統的容量選擇應為同時工作電機總容量3倍以上。

3安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統解決方案

3.1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，實現了數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢與分析、可視化監控、報警管理、統計報表等功能。在應用上支持能量調度，具備計劃曲線、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行實時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行充放電控制，優化了電池性能，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，是專門用于儲能設備管理的一套軟件系統平臺。

3.2適用場合

系統可應用于城市、高速公路、工業園區、工商業區、居民區、智能建筑、海島、無電地區可再生能源系統監控和能量管理需求。

工商業儲能四大應用場景

1）工廠與商場：工廠與商場用電習慣明顯，安裝儲能以進行削峰填谷、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：光伏自發自用、供給電動車充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網的沖擊；

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

4）新型應用場景：工商業儲能探索融合發展新場景，已出現在5G基站、換電重卡、港口岸電等眾多應用場景。

3.3系統結構

3.4系統功能

3.4.1實時監測

微電網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顯示各電氣回路的運行狀態，實時監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態及有關故障、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、總無功功率、總功率因數、頻率和正向有功電能累計值；狀態參數主要有：開關狀態、斷路器故障脫扣告警等。

系統應可以對分布式電源、儲能系統進行發電管理，使管理人員實時掌握發電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態及發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行狀態管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網能量管理系統的監控系統界面包括系統主界面，包含微電網光伏、風電、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行顯示。

圖2系統主界面

子界面主要包括系統主接線圖、光伏信息、風電信息、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、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、并網柜電力監測及發電量統計、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、輻照度/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

儲能界面

圖4儲能系統界面

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

圖5儲能系統PCS參數設置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數進行設置，包括開關機、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

本界面用來展示對BMS的參數進行設置，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電網側數據界面

本界面用來展示對PCS電網側數據，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。同時針對交流側的異常信息進行告警。

圖9儲能系統PCS直流側數據界面

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

圖10儲能系統PCS狀態界面

本界面用來展示對PCS狀態信息，主要包括通訊狀態、運行狀態、STS運行狀態及STS故障告警等。

圖11儲能電池狀態界面

本界面用來展示對BMS狀態信息，主要包括儲能電池的運行狀態、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時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，并展示當前電芯的電壓、溫度值及所對應的位置。

風電界面

圖13風電系統界面

本界面用來展示對風電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、風速/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

充電樁界面

圖14充電樁界面

本界面用來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、各個充電樁的運行數據等。

視頻監控界面

圖15微電網視頻監控界面

本界面主要展示系統所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現預覽、回放、管理與控制等。

3.4.2發電預測

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

圖16光伏預測界面

3.4.3策略配置

系統應可以根據發電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時電價信息，進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、動態擴容等。

圖17策略配置界面

3.4.4運行報表

應能查詢各子系統、回路或設備規定時間的運行參數，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、總無功功率、正向有功電能等。

圖18運行報表

3.4.5實時報警

應具有實時報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動和關閉等遙信變位，及設備內部的保護動作或事故跳閘時應能發出告警，應能實時顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱、保護動作時刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關人員。

圖19實時告警

3.4.6歷史事件查詢

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

圖20歷史事件查詢

3.4.7電能質量監測

應可以對整個微電網系統的電能質量包括穩態狀態和暫態狀態進行持續監測，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發現和消除供電不穩定因素。

1）在供電系統主界面上應能實時顯示各電能質量監測點的監測裝置通信狀態、各監測點的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：系統應能實時顯示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）電壓波動與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；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、無功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；

5）電壓暫態監測：在電能質量暫態事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發生時，系統應能產生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統應能查看相應暫態事件發生前后的波形。

6）電能質量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、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、狀態（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續時間、事件發生的時間。

圖21微電網系統電能質量界面

3.4.8遙控功能

應可以對整個微電網系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過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，可以及時執行調度系統或站內相應的操作命令。

圖22遙控功能

3.4.9曲線查詢

應可在曲線查詢界面，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、SOC、SOH、充放電量變化等曲線。

圖23曲線查詢

3.4.10統計報表

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。對微電網與外部系統間電能量交換進行統計分析；對系統運行的節能、收益等分析；具備對微電網供電可靠性分析，包括年停電時間、年停電次數等分析；具備對并網型微電網的并網點進行電能質量分析。

圖24統計報表

3.4.11網絡拓撲圖

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。

圖25微電網系統拓撲界面

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

3.4.12通信管理

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。系統維護人員可以通過管理系統的主程序右鍵打開通信管理程序，然后選擇通信控制啟動所有端口或某個端口，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

3.4.13用戶權限管理

應具備設置用戶權限管理功能。通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）。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。

圖27用戶權限

3.4.14故障錄波

應可以在系統發生故障時，自動準確地記錄故障前、后過程的各相關電氣量的變化情況，通過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作、提高電力系統安全運行水平有著重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，每條錄波可觸發6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個周波、故障后4個周波波形，總錄波時間共計46s。每個采樣點錄波至少包含12個模擬量、10個開關量波形。

圖28故障錄波

3.4.15事故追憶

可以自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶可自定義事故追憶的啟動事件，當每個事件發生時，存儲事故10個掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監視的數據點可由用戶規定和隨意修改。

圖29事故追憶

3.5系統硬件配置清單

4結論

(1)高速公路服務區的能耗以電能為主，而且用電時段與峰谷分時電價政策中的高峰時段高度重合，使得服務區的用電成本較高。

(2)隨著智慧服務區建設的不斷推進,通過管理與發展風能、太陽能進一步降本增效的空間有限，而基于峰谷電價政策在服務區建設電化學儲能系統具有一定的經濟效益

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